Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Первомайка-Молчаново"

Размещено на http://allbest.ru

Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке «Первомайка-Молчаново»

Введение

нефтепровод магистральный строительство

Эксплуатация магистральных нефтепроводов (МН) - это совокупность процессов приема, передачи, сдачи нефти, технического обслуживания и ремонта объектов магистральных нефтепроводов. Организация работ по эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта осуществляет эксплуатирующая организация (оператор системы магистрального нефтепроводного транспорта - Компания) и ее дочерние предприятия - открытые акционерные общества магистральных нефтепроводов (операторы магистральных нефтепроводов - ОАО (ООО) МН).

Организации, эксплуатирующие магистральные нефтепроводы, поднадзорны Госгортехнадзору России, Государственной противопожарной службе и другим органам государственного надзора, уполномоченным Правительством РФ. Государственный надзор осуществляется с целью обеспечения при проектировании, строительстве, приемке объектов в эксплуатацию, а также эксплуатации объектов МН соблюдения требований действующих нормативных и технических документов и распространяется на виды деятельности, перечисленные в соответствующих положениях, нормативно-правовых актах и других документах, определяющих сферу деятельности этих органов. Деятельность ОАО МН и других эксплуатирующих и сервисных организаций МН разрешается при наличии лицензий, выдаваемых органами Государственного надзора.

При эксплуатации МН должны быть обеспечены:

· безопасность трубопроводов и оборудования;

· надежность и экономичность работы всех сооружений и оборудования;

· систематический контроль за работой МН и его объектов и принятие мер по поддержанию установленного режима перекачки;

· разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь нефти, экономии электроэнергии, топлива, материалов и других ресурсов, освоение новой техники;

· организация и своевременное проведение технического обслуживания и ремонта оборудования МН;

· экологическая безопасность объектов МН;

· выполнение мероприятий по организации безопасных условий труда;

· обучение, инструктажи, проверка (аттестация) знаний производственного персонала правил охраны труда и промышленной безопасности;

· готовность к ликвидации аварий, повреждений и их последствий;

· организация учета нефти и ведение установленной отчетности;

· сохранность материальных ценностей на объектах МН.

Обеспечение производственной деятельности осуществляется организациями МН и их структурными подразделениями: филиалами - районными управлениями и управления магистральных нефтепроводов (РНУ, УМН), линейными производственно-диспетчерскими станциями (ЛПДС), нефтеперекачивающими станциями (НПС), перевалочными нефтебазами (ПНБ); функциональными подразделениями и службами, необходимость которых определяется объемами перекачки, протяженностью эксплуатируемых МН, числом действующих ПНС и конкретными особенностями каждого нефтепровода.

Организация технического обслуживания и ремонта (ТОР) сооружений и оборудования магистральных нефтепроводов обеспечивается централизованным, пообъектным, смешанным видом системы ТОР, который определяется нормативными документами оператора системы магистрального нефтепроводного транспорта.

Требования к эксплуатации объектов МН должны регламентироваться производственными инструкциями и технологическими схемами, разрабатываемыми филиалами и подразделениями ОАО МН с учетом местных условий и на основе государственных, ведомственных нормативных документов и «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

1.Состав сооружений магистральных нефтепроводов

Классификация нефтепроводов

По своему назначению нефтепроводы подразделяются на три группы:

внутренние - предназначенные для соединения различных объектов и установок на промыслах, нефтескладах и перекачивающих станциях;

местные - соединяющие промыслы с головными сооружениями магистрального нефтепровода, нефтеперерабатывающие заводы с пунктами налива в железнодорожные цистерны или водный транспорт. Их протяженность может достигать нескольких десятков километров;

магистральные - предназначенные для транспортирования больших грузопотоков нефти на значительные расстояния (до нескольких тысяч километров). Характеризуются наличием нескольких перекачивающих станций и относительной непрерывностью работы. Рабочее давление в магистральных нефтепроводах обычно достигает 5…7,5 МПа.

Согласно нормам технологического проектирования ВНТП 2-86 к магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км, диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для перекачки товарной нефти из районов добычи или хранения до мест потребления (перевалочных нефтебаз, НПЗ, пунктов налива и др.) [4].

В соответствии со строительными нормами и правилами СНиП 2.05.06-85 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса [16]:

1-й класс-Dу от 1000 до 1200 мм включительно;

2-й класс-Dу от 500 до 1000 мм;

3-й класс-Dу от 300 до 500 мм;

4-й класс-Dу менее 300 мм.

Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса [16]:

1-й класс - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

2-й класс - при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.

Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр - от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Выбор трассы трубопроводов должен производиться по критериям оптимальности. В качестве критериев оптимальности следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте трубопровода при эксплуатации, включая затраты на мероприятия по обеспечению сохранности окружающей среды, а также металлоемкость, конструктивные схемы прокладки, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.

Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством РФ.

При выборе трассы следует учитывать условия строительства с тем, чтобы обеспечить применение наиболее эффективных, экономичных и высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ.

Выбор трассы между начальным и конечным пунктами надлежит производить в пределах области поиска, определяемой эллипсом, в фокусах которого находятся начальный и конечный пункты.

Малая ось эллипса b, км, определяется по формуле



где L - расстояние между начальной и конечной точками по геодезической прямой, км;

K(p) - коэффициент развития линии трубопровода.

Коэффициент развития линии трубопровода K(p) следует определять из условия

где W(ср.о) - приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками с учетом переходов через препятствия;

W(ср.н) - приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками без затрат на переходы через естественные и искусственные препятствия.

Возмещение убытков землепользователям, потерь сельскохозяйственного производства при отводе земель для строительства трубопровода и ущерба рыбному хозяйству следует определять в установленном порядке.

Для проезда к трубопроводам должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети.

Строительство новых дорог и дорожных сооружений следует предусматривать только при достаточном обосновании и невозможности объезда препятствий по существующим дорогам общего пользования.

При выборе трассы трубопровода необходимо учитывать перспективное развитие городов и других населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных дорог и других объектов и проектируемого трубопровода на ближайшие 20 лет, а также условия строительства и обслуживания трубопровода в период его эксплуатации (существующие, строящиеся, проектируемые и реконструируемые здания и сооружения, мелиорация заболоченных земель, ирригация пустынных и степных районов, использование водных объектов и т.д.), выполнять прогнозирование изменений природных условий в процессе строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов.

Не допускается предусматривать прокладку магистральных трубопроводов в тоннелях железных и автомобильных дорог, а также в тоннелях совместно с электрическими кабелями и кабелями связи и трубопроводами иного назначения, принадлежащими другим министерствам и ведомствам.

Не допускается прокладка трубопроводов по мостам железных и автомобильных дорог всех категорий и в одной траншее с электрическими кабелями, кабелями связи и другими трубопроводами, за исключением случаев прокладки:

- кабеля технологической связи данного трубопровода на подводных переходах (в одной траншее) и на переходах через железные и автомобильные дороги (в одном футляре);

- газопроводов диаметром до 1000 мм на давление до 2,5 МПа (25 кгс/кв.см) и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 500 мм и менее по несгораемым мостам автомобильных дорог III, III-п, IV-п, IV и V категорий. При этом участки трубопроводов, укладываемых по мосту и на подходах к нему на расстояниях, указанных в табл. 4, следует относить к I категории.

Прокладку трубопроводов по мостам (в случаях, приведенных в п. 3.8), по которым проложены кабели междугородной связи, допускается производить только по согласованию с Министерством связи России.

Прокладку трубопровода на оползневых участках следует предусматривать ниже зеркала скольжения или надземно на опорах, заглубленных ниже зеркала скольжения на глубину, исключающую возможность смещения опор.

Трассу трубопроводов, пересекающих селевые потоки, следует выбирать вне зоны динамического удара потока.

При выборе трассы для подземных трубопроводов на вечномерзлых грунтах следует по возможности избегать участки с подземными льдами, наледями и буграми пучения, проявлениями термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылеватыми грунтами. Бугры пучения следует обходить с низовой стороны.

Основным принципом использования вечномерзлых грунтов в качестве основания для трубопроводов и их сооружений является I принцип, согласно СНиП 2.02.04-88, при котором вечномерзлые грунты основания следует использовать в мерзлом состоянии, сохраняемом в процессе строительства и в течение всего заданного периода эксплуатации трубопровода.

При прокладке газопроводов на участках с малольдистыми вечномерзлыми грунтами допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами рекомендуется грунты основания газопроводов использовать в талом состоянии. Допускается промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой.

При прокладке газопроводов, транспортирующих газ с температурой ниже 0°С, на участках, сложенных талыми пучинистыми грунтами, необходимо предусматривать специальные мероприятия в соответствии со СНиП 2.02.04-88, осуществление которых исключает возможность проявления недопустимых деформаций оснований под трубопроводами.

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл. 4*.

Расстояния от КС, ГРС, НПС газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов или конденсатопроводов до населенных пунктов, промышленных предприятий, зданий и сооружений следует принимать в зависимости от класса и диаметра газопровода и категории нефтеперекачивающих насосных станций и необходимости обеспечения их безопасности, но не менее значений, указанных в табл. 5*.

КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

Диаметр трубопроводов должен определяться расчетом в соответствии с нормами технологического проектирования.

При отсутствии необходимости в транспортировании продукта в обратном направлении трубопроводы следует проектировать из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.

Установку запорной арматуры, соединяемой при помощи фланцев, следует предусматривать в колодцах, наземных вентилируемых киосках или оградах. Колодцы, ограды и киоски следует проектировать из несгораемых материалов.

Допустимые радиусы изгиба трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения. Минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его диаметров.

Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее 250 мм. В обвязочных трубопроводах КС, ГРС и НПС допускаются прямые вставки длиной не менее 100 мм при диаметре их не более 530 мм.

На трубопроводе должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция которых определяется проектом.

Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

На участках переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема очистных устройств.

Трубопровод и узлы пуска и приема очистных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств

В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочным трубопроводам компрессорных и насосных станций, узлам пуска и приема очистных устройств, переходам через водные преграды в две нитки и более, перемычкам и узлам подключения трубопроводов необходимо определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Продольные перемещения должны учитываться при расчете указанных конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу. С целью уменьшения продольных перемещений трубопровода следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых компенсаторов П-образной (незащемленных грунтом), Z-образной или другой формы или подземных компенсаторов-упоров той же конфигурации.

При прокладке подземных трубопроводов диаметром 1000 мм и более в грунтах с низкой защемляющей способностью в проекте должны быть предусмотрены специальные решения по обеспечению устойчивости трубопровода.

На трассе трубопровода должна предусматриваться установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, которые должны быть оснащены соответствующими щитами с надписями-указателями. Знаки устанавливаются в пределах видимости, но не более чем через 1 км, а также дополнительно на углах поворота и, как правило, совмещаются с катодными выводами.

ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

Заглубление трубопроводов до верха трубы надлежит принимать, м, не менее:

- при условном диаметре менее 1000 мм -.0,8

- 1000 " и более (до 1400 мм) - 1,0

- на болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению - 1,1

- в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований - 1,0

- в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин - 0,6

- на пахотных и орошаемых землях ...............1,0

- при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов . 1,1 (от дна канала)

Заглубление нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в дополнение к указанным требованиям должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

Примечание. Заглубление трубопровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

Заглубление трубопроводов, транспортирующих горячие продукты при положительном перепаде температур в металле труб, должно быть дополнительно проверено расчетом на продольную устойчивость трубопроводов под воздействием сжимающих температурных напряжений в соответствии с указаниями разд. 8.

Ширину траншеи понизу следует назначать не менее:

- D + 300 мм - для трубопроводов диаметром до 700 мм;

- 1,5D - для трубопроводов диаметром 700 мм и более. При диаметрах трубопроводов 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1 : 0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины D+500 мм, где D - условный диаметр трубопровода.

При балластировке трубопроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м.

На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные отверстия.

При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°.

Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели и др.) должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*.

Для трубопроводов диаметром 1000 мм и более в зависимости от рельефа местности должна предусматриваться предварительная планировка трассы. При планировке строительной полосы в районе подвижных барханов последние следует срезать до уровня межгрядовых (межбарханных) оснований, не затрагивая естественно уплотненный грунт. После засыпки уложенного трубопровода полоса барханных песков над ним и на расстоянии не менее 10 м от оси трубопровода в обе стороны должна быть укреплена связующими веществами (нейрозин, отходы крекинг-битума и т.д.).

При проектировании трубопроводов диаметром 700 мм и более на продольном профиле должны быть указаны как отметки земли, так и проектные отметки трубопровода.

При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых и щебенистых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см. Изоляционные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или при засыпке с применением специальных устройств.

Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения грунтов II типа просадочности необходимо осуществлять с учетом требований СНиП 2.02.01-83*.

Для грунтов I типа просадочности проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.

Примечание. Тип просадочности и величину возможной просадки грунтов следует определять в соответствии с требованиями СНиП 2.02.01-83*.

При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20 % следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.

При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, которые могут повлиять на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

На трассе трубопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812-83* и нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

Защита трубопроводов от подземной коррозии

защитными покрытиями

Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии, независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки, должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

- южнее 50° северной широты;

- в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

- в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

- на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с табл. 3 и 4;

- на пересечениях с различными трубопроводами - по 20 м в обе стороны от места пересечения;

- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

- на участках блуждающих токов;

- на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313 К (40 °С) и выше;

- на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов и промышленных предприятий.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных покрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ (ТУ 25-06.2500-83), а по сплошности - искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа |Крона-1Р" (ТУ 25-06.2515-83).

Толщина стеклоэмалевых покрытий (ОСТ 26-01-1-90) должна быть не менее 0,5 мм, сплошность - не менее 2 кВ на толщину.

Примечание. Контроль стеклоэмалевых покрытий следует производить приборами, указанными в п. 10.6.

Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20 % (весовых) алюминиевой пудры ПАК-З или ПАК-4 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-23-81*.

2.Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

В условиях повышенной коррозионной опасности: в солончаках с сопротивлением грунтов до 20 Ом·м, на участках, где не менее 6 мес в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40°С и выше следует предусматривать, как правило, резервирование средств электрохимической защиты.

Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

В качестве токоотводов заземляющих устройств следует использовать, как правило, протекторы, количество которых определяется расчетом с учетом срока службы и допустимого значения сопротивления растеканию защитного заземления, определяемого ПУЭ, утвержденными Минэнерго СССР.

Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжении.

При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 кв.мм (по меди).

При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.

На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление - установка катодной защиты - трубопровод следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-87.

Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать согласно ГОСТ 9.602-89.

3.Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения вечномерзлых грунтов

Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых грунт промерзает в зимний период ("холодные" участки).

При отсутствии источников электроэнергии допускается применять на |холодных" участках вместо катодных станций протяженные протекторы.

Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт вокруг него находится в талом состоянии.

В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления.

Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных - не менее 20 лет.

Минимальный защитный потенциал U(минt) при температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °С), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

Табл

где		- минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18°С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии
		= - 0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);
		- температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °С;
		- температурный коэффициент потенциала,		(для температуры грунта 0-18°С = 0,01).
			= 0,003; для температуры грунта 18-30°С
В интервале температур транспортируемого продукта от минус 5 до минус 1 °С
	а в интервале температур ±1 °С

Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессе эксплуатации не превышает минус 5°С, электрохимической защите не подлежат.

4.Материалы и изделия

Общие положения

Материалы и изделия, применяемые для строительства магистральных трубопроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям настоящего раздела.

Материалы и изделия для строительства объектов связи, электроснабжения, автоматики, водоснабжения, канализации и других технологических трубопроводов следует выбирать согласно СНиП на соответствующие сооружения.

Трубы и соединительные детали

Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спирально-шовные и других специальных конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей диаметром до 500 мм включ., из спокойных и полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб диаметром до 1420 мм.

Трубы бесшовные следует применять по ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8732-78 и ГОСТ 8733-87, ГОСТ 8734-75 - группы В и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75, трубы стальные электросварные - в соответствии с ГОСТ 20295-85 для труб диаметром до 800 мм включ. и техническими условиями, утвержденными в установленном порядке, - для труб диаметром свыше 800 мм с выполнением при заказе и приемке труб требований, изложенных в пп. 13.4-13.17.

Допускается применение импортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

Трубы должны иметь сварное соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб на длине не менее 200 мм не должны превышать для труб диаметром до 800 мм включ. величин, приведенных в соответствующих государственных стандартах, по которым допускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для труб диаметром свыше 800 мм - ± 2 мм.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1%. Овальность труб толщиной 20 мм и более не должна превышать 0,8%.

Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2% длины трубы.

Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5-11,6 м.

Трубы должны быть изготовлены из стали с отношением предела текучести к временному сопротивлению не более:

- 0,75 - для углеродистой стали;

- 0,8 - для низколегированной нормализованной стали;

- 0,85 - для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термически упрочненной стали;

- 0,9 - для стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Трубы диаметром 1020 мм и более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100%-ный контроль физическими неразрушающими методами.

Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть, %, не менее:

- 20 - для труб с временным сопротивлением до 588,4 МПа (60 кгс/кв.мм );

- 18 - для труб с временным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/кв.мм);

- 16 - для труб с временным сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/кв.мм) и выше.

Ударная вязкость на образцах Шарпи и процент волокна в изломе основного металла труб со стенками толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 21.

Ударную вязкость следует определять по ГОСТ 9454-78 на образцах типов 11-13.

Условный диаметр труб, мм	Рабочее давление, МПа (кгс/кв.см )	Ударная вязкость на образцах типов 11-13 по ГОСТ 9454-78 при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/кв.см (кгс·м/кв.см ), не менее	Процент волокна в изломе образца DWТТ при температуре, равной минимальной температуре стенки газопровода при эксплуатации, %, не менее
1	2	3	4
До 500	10,0 и менее	24,5 (2,5)	-
500-600	10,0 и менее (100 и менее)	29,4 (3,0)	-
700-800	10,0 и менее (100 и менее)	29,4 (3,0)	50
1000	5,5 и менее (55 и менее)	29,4 (3,0)	50
1000	7,5 (75)	39,2 (4,0)	60
1000	10,0(100)	58,8 (6,0)	60
1200	5,5 и менее (55 и менее)	39,2 (4,0)	60
1200	7,5 (75)	58,8 (6,0)	70
1200	10,0(100)	78,4 (8,0)	80
1400	7,5(75)	78,4 (8,0)	80
1400	10,0(100)	107,8(11,0)	85
Примечание. Для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по волокну в изломе не предъявляются.

Процент волокна в изломе следует определять для металла газопроводов на полнотолщинных образцах высотой:

- 75 мм - для номинальной толщины стенки труб 10 мм и более;

- 50 мм - для номинальной толщины стенки труб менее 10 мм.

Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при температуре минус 40°С, для районов Крайнего Севера - при минус 60 °С и принимать в зависимости от толщины стенки труб по табл. 22.

Номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, мм	Ударная вязкость на образцах типов 1-3 по ГОСТ 9454-78 при температуре, равной минус 60 °С для районов Крайнего Севера и минуc 40 °С - для остальных районов, Дж/кв.см (кгс·м/кв.см)
	для основного металла
	труб	соединительных деталей	для сварного соединения труб и деталей
1	2	3	4
От 6 до 10	29,4 (3)	29,4 (3)	24,5 (2,5)
Св. 10 " 15 включ.	39,2 (4)	29,4 (3)	29,4 (3)
" 15 " 25	49,0 (5)	29,4 (3)	39,2 (4) - для сварных соединений труб; 29,4 (3) - для сварных соединений деталей
" 25 " 30 включ.	58,8 (6)	39,2 (4)	39,2 (4)
" 30 " 45	-	49,0 (5)	39,2 (4)

Определение ударной вязкости на образцах Менаже для основного металла труб из термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки не является обязательным.

Образцы из основного металла для определения ударной вязкости на образцах Менаже изготовляются в соответствии с ГОСТ 9454-78 типов 1-3.

Образцы из сварного соединения должны изготовляться в соответствии с ГОСТ 6996-66.

Кольцевые сварные соединения должны выполняться с применением дуговых методов сварки, в том числе ручной, автоматической под флюсом, механизированной в среде защитных газов, механизированной самозащитной порошковой проволокой, а также электроконтактной сваркой оплавлением. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами и электроконтактной сваркой.

Эквивалент углерода металла [С]э низкоуглеродистых низколегированных сталей, независимо от состояния их поставки - горячекатаные, нормализованные и термически упрочненные - определяется по формуле

где С, Мn, Сr, Мо, V, Nb, Ti, Cu, Ni, B - содержание, % от массы, в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, ниобия, титана, меди, никеля, бора.

Величина эквивалента углерода углеродистых марок стали, например, Ст.З, а также стали 10, 20 и низколегированной стали только с кремнемарганцевой системой легирования, например, марок 17ГС, 17Г1С, 09Г2С рассчитывается по формуле

Сu, Ni, Сr, содержащиеся в трубных сталях как примеси, при подсчете не учитываются.

Величина [С](э) не должна превышать 0,46.

Фактическую величину эквивалента углерода следует включать в сертификат и обозначать на каждой трубе.

Пластическая деформация металла в процессе производства труб (экспандирования) должна быть не более 1,2 %.

В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин, закатов, а также расслоений длиной более 80 мм в любом направлении. Расслоения любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 мм от торца труб не допускаются.

Зачистка внешних дефектов труб (кроме трещин) допускается при условии, что толщина стенки труб после зачистки не выходит за пределы допусков на толщину стенки.

Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва. Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5-2,5 мм для труб со стенкой толщиной до 10 мм включ. и 0,5-3,0 мм для труб со стенкой толщиной более 10 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть не менее 0,5 мм. На концах труб на длине не менее 150 мм усиление внутреннего шва должно быть снято до высоты 0-0,5 мм.

Смещение наружного и внутреннего слоев заводского сварного шва не должно превышать 20 % толщины стенки при номинальной толщине до 16 мм и 15% - более 16 мм.

Отклонение участка трубы длиной 200 мм со сварным соединением от окружности не должно превышать 0,15% номинального диаметра трубы.

Смещение свариваемых кромок не должно превышать 10 % номинальной толщины стенки.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и иметь разделку кромок под сварку. Форма разделки кромок определяется техническими условиями, утвержденными в установленном порядке.

Косина реза торцов труб должна быть не более 2 мм.

Каждая труба должна проходить на заводах-изготовителях испытания гидростатическим давлением р(и), МПа, в течение не менее 20 с, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95% нормативного предела текучести.

При величине испытательного давления на заводе-изготовителе менее требуемой должна быть гарантирована возможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления, вызывающего напряжение, равное 95% нормативного предела текучести.

Величина р(и) на заводе для всех типов труб должна определяться по величине нормативного предела текучести по формуле

где		- минимальная толщина стенки, см;
		- расчетное значение напряжения, принимаемое равным 95%
		(согласно п. 8.2), МПа;
		- внутренний диаметр трубы, см.

Все сварные соединения труб должны быть полностью проверены физическими неразрушающими методами контроля (ультразвуком с последующей расшифровкой дефектных мест рентгеновским просвечиванием).

Сварные соединения на концах труб на длине 200 мм должны проходить дополнительный рентгеновский контроль.

Соединительные детали трубопроводов - тройники, переходники, отводы и днища (заглушки) - должны изготавливаться в соответствии с государственными или отраслевыми стандартами или техническими условиями, утвержденными в установленном порядке, из труб или листовой стали. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять требованиям пп. 13.8, 13.9, 13.11 и 13.13.

Ударная вязкость основного металла и сварных швов должна соответствовать требованиям табл. 22. Требования к ударной вязкости для соединительных деталей диаметром 57-219 мм не регламентируются.

Для магистральных трубопроводов и коллекторов, обвязочных трубопроводов КС и НПС должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

- тройники горячей штамповки;

- тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

- тройники сварные без специальных усиливающих элементов (ребер, накладок и т.д.) и тройники сварные, усиленные накладками;

- переходники конические, концентрические штампованные или штампосварные;

- отводы гнутые гладкие, изготовленные из труб путем протяжки в горячем состоянии, гнутые при индукционном нагреве или штампосварные из двух половин;

- отводы сварные секторные;

- заглушки эллиптические.

Соединительные детали должны удовлетворять следующим требованиям:

- длина сварных тройников должна быть равна не менее чем двум диаметрам ответвления;

- длина ответвления неусиленных сварных тройников должна быть не менее половины диаметра ответвления, но не менее 100 мм;

- ширина накладки усиленного тройника на магистрали и на ответвлении должна быть не менее 0,4 диаметра ответвления, а толщина накладок приниматься равной толщине стенки усиливаемого элемента.

Для усиленных накладками тройников с отношением диаметра ответвления к диаметру магистрали менее 0,2 накладки не предусматриваются, а с отношением менее 0,5 они не предусматриваются на ответвлении.

Расстояние от накладки до торца тройника должно быть не менее 100 мм.

Общая длина цельноштампованных тройников должна быть не менее D(о) + 200 мм, а высота ответвления - не менее 0,2 D(о), но не менее 100 мм. Радиус закругления в области примыкания ответвления должен быть не менее 0,1 D(о).

Длина секторов сварных отводов по внутренней образующей должна быть не менее 0,15 D.

Длина переходников должна удовлетворять условию

где D и d - наружные диаметры концов переходника, мм;

- угол наклона образующей переходника, принимаемый менее 12°;

а - длина цилиндрической части на концах переходника, принимаемая равной от 50 до 100 мм.

Кромки соединительных деталей должны быть обработаны в заводских условиях для присоединения к привариваемым трубам без переходных колец (с учетом требований п. 13.28).

Эллиптические днища должны иметь следующие размеры:

высоту
высоту цилиндрической части -
радиус сферической части -
радиус перехода цилиндрической части к сферической		(где D - наружный)

диаметр трубы.

Толщина стенок деталей определяется расчетом и должна быть не менее 4 мм.

Конденсатосборники должны быть из труб и деталей заводского изготовления. Диаметр и толщина стенок конденсатосборников определяются расчетом.

Конденсатосборники должны быть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляции трубопровода на данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

При изготовлении сварных деталей должна применяться многослойная сварка с обязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовления сварные детали должны быть подвергнуты контролю ультразвуком или рентгеном. Термообработке (высокотемпературному отпуску для снижения уровня остаточных напряжений) подлежат все:

- соединительные детали независимо от номенклатуры, марок стали, рабочего давления и т. д. со стенками толщиной 16 мм и более;

- соединительные детали независимо от номенклатуры, толщины стенок и т.д. из низколегированных сталей марок 10ХСНД, 15ХСНД, 14ХГС, 09Г2С или аналогичным им, а также из сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву 550 МПа (55 кгс/кв.мм) и выше;

- тройники независимо от марки стали, толщины стенок, рабочего давления и т. д. с отношением D(о)/D(м) более 0,3.

Соединительные детали должны испытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочего давления для деталей, монтируемых на линейной части трубопроводов, и 1,5 - для деталей трубопроводов категории В.

Для изолирующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821-80. Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 10_3 Ом.

Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30х6 мм.

Конструкция запорной, регулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-93.

Запорная арматура диаметром более 400 мм должна иметь опорные лапы для установки на фундамент. Материалы, применяемые для изготовления арматуры, должны обеспечивать надежную и безопасную ее эксплуатацию.

Разделка кромок присоединительных концов деталей и арматуры должна удовлетворять условиям сварки.

В тех случаях, когда стали соединяемых труб, деталей или арматуры имеют разные значения пределов прочности, для обеспечения равнопрочности монтажных соединений необходимо соблюдать условие

где - толщина стенок соответственно слева и справа от соединения, см;

- соответствующие значения временного сопротивления, МПа.

При невозможности выполнения этих требований, а также при разности толщин присоединяемых концов арматуры или деталей и трубы, отличающихся более чем в 1,5 раза, необходимо предусматривать переходные кольца.

Сварочные материалы

13.29. Для ручной электродуговой сварки стыков трубопроводов должны применяться электроды с целлюлозным (Ц) и основным (Б) видами покрытий по ГОСТ 9466-75 и ГОСТ 9467-75.

Выбор типа электродов должен производиться в соответствии с табл. 23.

Нормативное значение (по ТУ) временного сопротивления разрыву металла труб, 10_2 МПа (кгс/кв.мм )	Назначение электрода	Тип электрода (по ГОСТ 9467-75) - вид электродного покрытия (по ГОСТ 9466-75)
До 5,5 (55)	Для сварки первого (корневого) слоя	Э42-Ц
До 6,0 (60) включ.	шва неповоротных стыков труб	Э42-Ц, Э50-Ц
До 5,5 (55)	Для сварки |горячего" прохода	Э42-Ц, Э50-Ц
До 6,0 (60) включ.	неповоротных стыков труб	Э42-Ц, Э50-Ц, Э60-Ц*
До 5,0 (50) включ.	Для сварки и ремонта сваркой	Э42А-Б, Э46А-Б
До 6,0 (60) включ.	корневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб	Э50А-Б, Э60-Б*
До 5,0 (50) включ.	Для подварки изнутри трубы	Э42А-Б, Э46А-Б
До 6,0 (60) включ.		Э50А-Б
До 5,0 (50) включ.	Для сварки и ремонта заполняющих	Э42А-Б, Э46А-Б
От 5,0 (50) до 5,5 (55) включ.	и облицовочного слоев шва (после "горячего" прохода электродами Ц	Э50А-Б, Э55-Ц
От 5,5 (55) до 6,0 (60) включ.	или после корневого слоя шва, выполненного электродами Б)	Э60-Б, Э60-Ц, Э70-Б*
__________ * Предназначены для сварки термоупрочненных труб.

Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087-81 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

Сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от конкретного назначения и нормативного сопротивления разрыву металла свариваемых труб выбираются в соответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

Для автоматической газоэлектрической сварки труб должны применяться:

- сварочная проволока с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70;

- углекислый газ по ГОСТ 8050-85 (двуокись углерода газообразная);

- аргон газообразный по ГОСТ 10157-79;

- смесь из углекислого газа и аргона.

Для механизированной сварки стыков труб применяются самозащитные порошковые проволоки, марки которых следует выбирать в соответствии с действующими технологическими инструкциями, утвержденными в установленном порядке.

Для газовой резки труб должны применяться:

кислород технический по ГОСТ 5583-78;

- ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457-75;

- пропан-бутановая смесь по ГОСТ 20448-90.

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные и кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта и анкерные устройства. В особо сложных условиях Западной Сибири и Крайнего Севера при соответствующем обосновании для балластировки подводных переходов трубопроводов диаметром 1020 мм и более в русловой части допускается применять чугунные кольцевые грузы.

Все изделия, применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготавливаться в виде изделий из бетона, особо тяжелых бетона и железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/куб.м (для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/куб.м ).

Каждый груз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и объема груза, а грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, маркируются дополнительным индексом.

Примечание: Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85.

Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

Кольцевые одиночные утяжеляющие грузы должны изготавливаться из чугуна ( с учетом требований п. 13.35), из железобетона или других материалов в виде двух половин с плотностью согласно п. 13.37.

Каждый полугруз подлежит маркировке масляной краской с указанием массы и наружного диаметра трубопровода, для которого предназначен этот груз.

Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных частей цилиндрической оболочки, при этом требования к бетону должны соответствовать требованиям п. 13.37.

Анкерные устройства изготавливаются из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

Материалы, применяемые для противокоррозионных покрытий трубопроводов

Для противокоррозионных покрытий трубопроводов следует применять материалы по ГОСТ, ТУ, приведенным в табл. 24.

Вид защитного покрытия	Материал покрытия	ГОСТ, ТУ
1	2	3
	I. Изоляционные материалы
1. Полиэтиленовые заводского нанесения	Полиэтилен порошковый для напыления	ГОСТ 16338-85
	Полиэтилен гранулированный для экструзии	ГОСТ 16337-77
2. Изоляционные трассового нанесения на основе:
полиэтилена	Лента полиэтиленовая, дублированная ЛДП	ТУ 102-376-84
поливинилхлорида	Лента поливинилхлоридная липкая ПИЛ	ТУ 6-19-103-78
	То же, ПВХ-Л	ТУ 102-320-82
	То же, ПВХ-БК	ТУ 102-166-82 с изм. № 1
кремнийорганики	Лента кремнийорганическая термостойкая ЛЭТСАР-ЛПТ	ТУ 38-103418-78 с изм. № 1 и № 2
битума	Мастика битумно-резиновая	ГОСТ 15836-79
	Мастика Изобитэп-30	ТУ 102-182-78 с изм. №1
	Мастика Изобитэп-Н	ТУ 102-186-78 с изм. № 1
3. Лакокрасочные материалы - краска ПЭП-524	Эпоксидная	ТУ 6-10-1890-83
	II. Грунтовки под изоляционные покрытия
1. На полимерной основе ГТ-831ИН	Бутилкаучук, смолы	ТУ 102-349-83
2. Битумно-полимерная ГТ-760ИН	Битум, бутилкаучук	ТУ 102-340-83
3. Консервационная ГТ-832НИК	То же	ТУ 102-350-83
	III. Армирующие материалы
1. Холст стекловолокнистый ВВ-К	Стекловолокно	ТУ 21-23-97-77 с изм. № 4
2. То же ВВ-Г	,,	ТУ 21-23-44-79 с изм. № 4
	IV. Оберточные материалы
1. Лента ЛПП-2	Полиэтиленовая	ТУ 102-353-85
2. Пленка ПЭКОМ	|	ТУ 102-284-81
	V. Металлические покрытия
1. Металлические	Из цинка	ГОСТ 13073-77
2. "	Из алюминия	ГОСТ 7871-75
Примечание. Допускается применение импортных изоляционных и оберточных материалов при условии их соответствия техническим требованиям, предъявляемым к этим материалам для магистральных трубопроводов.

Порядок проведения гидравлических испытаний законченных строительством (капитальный ремонтом) магистральных нефтепроводов

Действующие МН при эксплуатации испытывают как статические, так и повторно-статические малоцикловые нагрузки, которые могут быть причиной усталостного разрушения трубопровода. В зонах сварочных швов, участках, воспринимающих нагрузку от давления грунта нагрузки, близки к пределу пропорциональности, а в местах концентрации напряжений они близки к пределу прочности, что приводит к ускорению разрушения от усталости металла труб.