СП 42-102-2004 стр.5 Контроль качества сварных соединений

 

   – Э42-Р, Э46-Р с рутиловым покрытием —для сварки всех слоев шва труб I и II групп (постоянным током);

   – Э42-Р с рутиловым покрытием — для сварки всех слоев шва труб I и И групп (переменным током).

7.93. Сварочную проволоку и флюсы подбирают по ГОСТ 2246 и ГОСТ 9087 соответственно в зависимости от группы свариваемых труб в следующих сочетаниях:

    – для труб I и II групп — СВ-08 и АН-348-А, СВ-08А и АНЦ-1 (ТУ 108.1424), СВ-08ГА и АН-47;

    – для труб III группы — СВ-08ГА и АН-348-А, АНЦ-1 (ТУ 108.1424), АН-47.

Перед применением сварочные материалы проверяют внешним осмотром на их соответствие требованиям ГОСТ (ТУ). При обнаружении дефектов (обсыпка защитной обмазки электродов и их увлажнение, коррозия сварочной проволоки) применение этих материалов не допускается.

7.94. При дуговой сварке труб в среде углекислого газа применяют:

    – сварочную проволоку по ГОСТ 2246 марки СВ-08Г2С;

    – углекислый газ по ГОСТ 8050 чистотой не менее 99,5 %.

7.95. При газовой сварке следует применять:

    – сварочную проволоку по ГОСТ 2246 марок: СВ-08АА, СВ-08ГА, СВ-08Г2С, СВ-08ГС, СВ-12ГС;

    – кислород технический по ГОСТ 5583;

    – ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457 или ацетилен, полученный на месте производства работ из карбида кальция, по ГОСТ 1460.

 

Контроль качества сварных соединений

7.96. Сварные соединения газопроводов подвергаются внешнему осмотру, механическим испытаниям и контролю физическими методами в соответствии с требованиями СНиП 42-01 и рекомендациями настоящего подраздела.

7.97. Стыки, сваренные дуговой или газовой сваркой, по результатам внешнего осмотра должны соответствовать ГОСТ16037 и удовлетворять следующим требованиям:

    – швы и прилегающие к ним поверхности труб на расстоянии не менее 20 мм (по обе стороны шва) должны быть очищены от шлака, брызг расплавленного металла, окалины и других загрязнений;

    – швы не должны иметь трещин, прожогов, незаваренных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5 % толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более 1/3 периметра стыка (более 150 мм).

7.98. По результатам проверки радиографическим методом стыки следует браковать при наличии следующих дефектов:

            – трещин, прожогов, незаверенных кратеров;

            – непровара по разделке шва;

            – непровара в корне шва и между валиками глубиной более 10 % толщины стенки трубы;

            – непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каждые
300 мм длины сварного соединения или свыше 10 % периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;

            – непровара в корне шва в стыках газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;

            – непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;

            – если размеры дефектов стыков (пор, шлаковых и других включений) превышают установленные для класса 6 по ГОСТ 23055.

7.99. По результатам ультразвукового контроля стыки следует браковать при наличии дефектов, площадь которых превышает площадь отверстия в стандартных образцах предприятия, прилагаемых к ультразвуковому аппарату, а также при наличии дефектов протяженностью более 25 мм на 300 мм длины сварного соединения или на
10 % периметра при длине сварного соединения менее 300 мм.

 

МЕДНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Подготовка труб к сборке

7.100. Для резки медных труб применяют мелкозубые ножовки по металлу, дисковые труборезы (рисунок 12), трубоотрезные станки и т.д. Для сохранения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси трубы применяют корытообразную оправку. Образующиеся после резки заусенцы необходимо тщательно удалить.

Для обеспечения перпендикулярности кромки резки по отношению к оси и чистой поверхности кромки рекомендуется применение дисковой труборезной пилы. Правильная прорезь трубы без ее деформации получается после 5—7-кратной прокрутки станка вокруг оси трубы, причем каждый раз дисковый резец вводится в стенку трубы на глубину до 0,2 мм. Задиры, которые образуются внутри трубы, легко удаляются скребком, при этом необходимо избегать снятия фаски с конца трубы, что нежелательно при последующем соединении.

 

Рисунок 12.

а — обрезка медной трубы с помощью ножовки и корытообразной оправки;

б — дисковая труборезная пила

 

7.101. Гибку медных труб в твердом состоянии наружным диаметром до 22 мм допускается выполнять холодным способом (рисунок 13), радиус гиба — не менее 3—6 наружных диаметров трубы при толщине стенки 1 мм (таблица 22). Для гибки медных труб используются те же самые инструменты (трубогибочные станки), что и для ручной гибки стальных труб.

Рисунок 13. Холодная гибка медной трубы

Таблица 22.

 

7.102. Гибку труб наружным диаметром более 22 мм выполняют только после предварительного смягчающего отжига в месте гиба, радиус гиба не менее 5 наружных диаметров трубы. Холодная гибка с предварительным отжигом требует применения специального трубогибочного станка с одновременным калиброванием внутреннего сечения сгибаемой трубы. При горячей гибке трубу предварительно заполняют сухим песком. Перед нагревом определяют зону нагрева и гибки в соответствии с рисунком 14.

 

Рисунок 14. Определение зоны гибки и зоны нагрева перед гибкой для исполнения дуги под углом 90°

 

7.103. Трубу нагревают ацетилено-воздушной или ацетилено-кислородной горелкой, головка которой подбирается в зависимости от диаметра трубы так, чтобы избежать перегрева материала трубы. Пламя в горелке поддерживается нормальным (нейтральным), с гладким и четким ядром. В начале нагрева расстояние между головкой горелки и нагреваемой поверхностью должно быть, как правило, равно двойной длине конуса пламени, затем это расстояние увеличивают вдвое. Горелку держат в таком положении до достижения температуры около 650°С.

Последовательность действий при горячей гибке труб следующая: — определяется зона гибки и нагрева;

– труба заполняется сухим мелкозернистым песком;

– концы заполненной песком трубы закупориваются деревянной пробкой;

–  производится предварительный нагрев (до потускнения поверхности трубы);

– труба нагревается равномерно по всей намеченной длине до температуры около 650°С, т.е. до получения темно-красного цвета поверхности трубы;

– производится медленная гибка на трубогибочном станке;

– после окончания гибки из трубы удаляется песок и происходит естественное охлаждение гнутой трубы.

7.104. Медные трубы перед сборкой калибруют (рисунок 15) с применением специальных приспособлений до обеспечения размеров в соответствии с таблицей 5 и рисунком Д.1 приложения Д.

 

Рисунок 15. Схема калибровки медных труб перед монтажом

 

Пайка газопроводов

7.105. При монтаже внутренних газопроводов из медных труб применяется высокотемпературная пайка твердым припоем, при этом применяют телескопические (капиллярные) паяные соединения ПН-4, ПН-5 по ГОСТ 19249 (рисунок 16).

Рисунок 16. Схема паяного соединения

 

В исполнительной документации условные обозначения паяных соединений состоят из:

– буквенно-цифрового обозначения типа паяного соединения;

– толщины паяного соединения;

– ширины и длины соединения;

– обозначения ГОСТ.

Пример полного условного обозначения телескопического паяного соединения ПН-5 толщиной 0,1 мм, шириной 15 мм длиной 47 мм:

 

ПН-5 0,1x15x47 ГОСТ 19249—73.

 

Паяный шов характеризуется следующими показателями:

1. Конструктивными элементами паяного шва являются: капиллярный участок шва и галтель (галтели).

2. Основными параметрами конструктивных элементов паяного шва являются: толщина, ширина и длина капиллярного участка шва.

3. Толщина шва определяется расстоянием между поверхностями соединенных деталей (это расстояние эквивалентно величине паяного зазора).

4. Ширина шва определяется протяженностью капиллярного шва в сечении, характеризующем тип паяного соединения. В телескопических соединениях ширина шва равна длине нахлестки (размер L1, L2).

5. Длина шва для телескопического соединения равна длине окружности паяного соединения (π5. Длина шва для телескопического соединения равна длине окружности паяного соединения D1).

6. Толщина шва определяется величиной сборочного зазора и физико-химическими свойствами паяемого материала и припоя (см. таблицу 5).

7. Величина нахлестки определяется механическими свойствами паяемого материала, паяного шва и требованиями, предъявляемыми к конструкции.

7.106. Перед пайкой стыкуемые поверхности труб и соединительных деталей обрабатывают одним из следующих способов:

– травлением в растворе кислот в составе:

серная кислота — 100 г,

азотная кислота — 100 г,

соляная кислота — 20 г на 1 л воды,

температура раствора 18 — 25°С,

время обработки 2—3 мин с последующей нейтрализацией в растворе углекислого натрия — 150 г на 1 л воды и промывкой в горячей воде (температура
70 — 90°С).

Обработанные детали до пайки допускается хранить не более 3 сут, по истечении
3 сут необходима повторная обработка стыкуемых поверхностей;

– ультразвуковым травление медных деталей в 10 — 30 %-ном водном растворе серной кислоты с добавлением 5 — 6 % хромистого ангидрида при температуре 20 — 30°С, максимальная длительность травления 3 мин, с обязательным последующим пассивированием в 20 — 30 %-ном водном растворе кальцинированной или каустической соды при температуре 20 — 30°С в течение 1—5 мин. Длительность хранения деталей после ультразвукового травления до 60 сут;

– другими способами, обеспечивающими качественную подготовку поверхности и сохранение размеров в пределах допуска.

7.107. Сборку под пайку и пайку труб и соединительных деталей производят в специальных центрирующих приспособлениях, обеспечивающих постоянство зазора в процессе пайки.

Последовательность операций следующая:

– проверка и в случае необходимости калибровка соединяемых элементов;

– очистка соединяемых поверхностей;

– нанесения флюса на конец трубы при соединении с медь—латунь, медь—бронза (соединение медь—медь можно выполнять без применения флюса);

– ввод конца трубы в раструб до ощутимого сопротивления,

– равномерное подогревание соединения до температуры несколько выше точки плавления припоя;

– подача к кромке раструба припоя, который, плавясь при соприкосновении с подогретой трубой, всасывается в капиллярный зазор вплоть до его заполнения (подаваемый припой нагревать не рекомендуется);

– охлаждение соединения;

– удаление остатков флюса с зоны соединения медь—латунь, медь—бронза.

7.108. Пайку допускается выполнять при температуре наружного воздуха от минус 10°С до плюс 40°С. Пайку выполняют ацетиленовыми газовыми горелками, пламя горелки должно быть «нормальным» (нейтральным). При пайке одновременно и равномерно нагревают поверхность медных труб непосредственно у раструбов соединительной детали и раструбы соединительной детали до темно-вишневого цвета (750 — 900°С). Затем пруток припоя подают к кромке раструба соединительной детали, достаточность нагрева определяют по началу плавления прутка припоя при прикосновении его к нагретой поверхности трубы, припой всасывается в капиллярный зазор и заполняет его, окончание пайки определяют по заполнению зазора, затем также выполняют паяный шов на втором (третьем) раструбе соединительной детали. Допускается выполнять пайку в любом пространственном положении соединяемых деталей (рисунок 17). Центрирующие приспособления снимают не ранее чем через 5 мин после пайки всех раструбов одной соединительной детали.

 

 

Рисунок 17. Очередность пайки (7—3) соединений тройника в зависимости от его положения в центрирующем приспособлении (вид спереди)

 

7.109. После охлаждения паяного соединения избыток припоя удаляют, поверхности деталей в зоне пайки зачищают до металлического блеска.

7.110. Каждый паяный шов маркируется личным клеймом паяльщика (резиновым оттиском) или несмываемым карандашом-маркером на трубе рядом с соединительной деталью.

7.111. Работать с кислотами и щелочами необходимо в резиновых перчатках и кислотостойкой одежде. Лицо необходимо защищать от брызг защитными очками. После окончания работ и перед принятием пищи необходимо тщательно вымыть руки.

7.112. При пайке газовой горелкой перед началом работы необходимо проверить герметичность аппаратуры и шлангов.

7.113. Баллоны с газом должны храниться в вертикальном положении.

7.114. Емкости с растворами кислот и щелочей после работы сдают на склад, не допускается слив растворов кислот и щелочей в канализацию.

 

Контроль качества пайки

7.115. Операционный контроль в процессе сборки и пайки газопроводов из медных труб следует производить в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01.

При операционном контроле необходимо проверять, качество подготовки поверхностей деталей под пайку, диаметры сопрягаемых поверхностей, зазоры между ними, соответствие марок припоев, указанным в 4 14, наличие центрирующих приспособлений.

7.116. Качество паяных соединений проверяют внешним осмотром на полноту и вогнутый мениск, отсутствие видимых трещин галтели паяного соединения согласно требованиям ГОСТ 19249. Осмотру подвергают 100 % паяных соединений. Осмотр производят визуально или с применением лупы 2—4 кратного увеличения. При обнаружении внешним осмотром дефектов паяные соединения бракуются и подлежат исправлению.

7.117. Каждый паяльщик, участвующий в производстве работ на объекте, должен выполнить одно контрольное паяное соединение согласно рисунку 16, которое подлежит проверке внешним осмотром и на «распай» в соответствии с 7.55.

При неудовлетворительных результатах контроля образцов проверку следует повторить на удвоенном числе образцов.

В случае получения неудовлетворительных результатов повторного контроля хотя бы одного образца паяльщик должен пройти дополнительное обучение по пайке, после чего выполнить пайку 3 допускных образцов, подлежащих испытаниям в соответствии с вышеприведенными требованиями.

7.118. Все швы, выполненные паяльщиком на данном объекте, подвергаются проверке приемочной комиссией с участием представителей заказчика. Выявленные в результате внешнего осмотра паяного соединения дефекты пайки допускается исправить повторной пайкой. При повторении дефекта на одном и том же соединении дефектный участок следует вырезать и установить ремонтные соединительные детали, при этом паяльщик может быть допущен к работе только после дополнительного обучения и выполнения трех допускных соединений.

 

МОНТАЖ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

 

7.119. Трубы, поступающие на монтаж, рекомендуется защищать от попадания в их полость грязи, снега и посторонних предметов.

7.120. Трубы и трубные секции на строительной полосе рекомендуется раскладывать с использованием подкладок (раскладочных лежек), исключающих прямой контакт между телом трубы и грунтом, с целью обеспечения сохранности тела трубы и изоляционного покрытия, снижения вероятности попадания в полость труб влаги, снега, грязи, возможности использования при монтаже газопровода помимо клещевых захватов еще и мягких монтажных полотенец, несмерзания труб (по нижней образующей) с грунтом, возможности выполнения опережающей подготовки кромок труб под их сборку без использования трубоукладчика.

7.121. В качестве раскладочных лежек могут быть использованы деревянные брусья с выемкой по форме трубы, которая располагается в средней части лежки. Размеры лежек выбираются на стадии разработки проекта производства работ (ППР). При этом учитываются: диаметр труб, длина трубных элементов (одиночных труб или секций), грунтовые условия, вспомогательное технологическое назначение этих устройств и т.п.

7.122. Сборку труб (секций) в плети на трассе выполняют так, чтобы пристыковываемая труба, поддерживаемая в своей средней части трубоукладчиком, одним из концов (тем, который участвует в сборке) вошла в надежный неподвижный контакт с торцом наращиваемой плети. Такое положение фиксируется внутренним центратором. Плеть при сварке не должна подвергаться подвижкам; выполнение такого условия может быть достигнуто применением инвентарных монтажных опор, которые, полностью воспринимая вес плети, надежно фиксируют ее пространственное положение.

После сварки корневого слоя шва под свободный конец трубы (секции) устанавливают (подводят) очередную монтажную опору. Далее осуществляют сварку заполняющих и облицовочного слоев; при этом положение всей плети, включая пристыковываемую трубу, является строго фиксированным по отношению к монтажным опорам.

7.123. Во избежание возникновения чрезмерных остаточных напряжений в стенках труб не допускается изгибать или нагревать трубы с целью достижения требуемого сварочного зазора, а также обеспечения их соосности. Исключение составляют те случаи, когда перечисленные выше воздействия специально предусмотрены технологией монтажа, например, при сборке замыкающего стыка возле компенсатора, и в других аналогичных случаях.

7.124. Если зона расположения захлесточного стыка совпадает с местом, где меняется номинальная толщина стенки труб, то стык захлесточного соединения не должен включать в себя трубы с разной толщиной стенки. В указанных случаях захлесточный стык выносят в то место, где расположены равнотолщинные трубы; при этом к концу одной плети заранее приваривается труба или секция с толщиной стенки, соответствующей по этому параметру трубам смежной плети.

7.125. Захлесточное соединение должно быть полностью закончено сваркой (включая облицовочный слой шва), прежде чем трубоукладчики начнут опускать приподнятый для монтажа захлеста участок газопровода. Во время производства сварочных работ не рекомендуется производить изменения технологических параметров той монтажной схемы, которая была зафиксирована к моменту завершения сборки захлесточного стыка. Не рекомендуется оставлять незаконченными сварные соединения захлестов, т.е. устраивать длительные перерывы в работе, когда стыкуемые плети с незавершенным сваркой стыком находятся на весу.

7.126. При сварке на берме траншеи длинномерных плетей расположение мест по трассе, где необходимо или допустимо устраивать технологические разрывы (с последующим монтажом технологических захлестов), должно быть указано в ППР. Количество захлестов должно быть по возможности минимальным, но достаточным для обеспечения полного прилегания газопровода к дну траншеи, что необходимо для исключения остаточных напряжений в его стенках.

7.127. Минимальные допустимые радиусы упругого изгиба равняются 1000 Dn,

7.128. На участках упругого изгиба сборка и сварка труб ведутся сначала напрямую, при этом все кольцевые стыки в зоне предстоящего изгиба плети полностью завариваются всеми слоями шва, и лишь после этого допускается приложение к плети изгибающих усилий. Контроль качества стыков на таких участках производится после выполнения изгиба.

7.129. Для обеспечения требуемого зазора или соосности труб не рекомендуется натягивать трубы, изгибать их силовыми механизмами или нагревать за пределами зоны сварного стыка, а также категорически запрещается вваривать любые присадки. Приварка патрубков ответвлений газопровода в местах расположения заводских швов не допускается. Расстояние между заводским продольным швом газопровода и швом приварки патрубка составляет не менее 50 мм.

 

МОНТАЖ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Строительство надземных переходов

7.130. Монтаж перехода выполняют в соответствии с проектом производства работ, который содержит указания о способе и последовательности монтажа, обеспечивающего прочность, устойчивость и неизменяемость конструкции на всех стадиях строительства. При этом суммарная величина монтажных напряжений в газопроводе должна быть, как правило, не более 70 % нормативного предела текучести материала трубы. Проект производства работ по сооружению надземных переходов через судоходные водные препятствия, оросительные каналы, железные и автомобильные дороги строительная организация согласовывает с соответствующими эксплуатирующими организациями.

7.131. Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров для балочных переходов газопроводов диаметром более 200 мм приведены в таблице 23.

 

Таблица 23.

 

Допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров на арочные, вантовые, шпренгельные переходы должны указываться в проекте.

7.132. При замыкании участков надземного газопровода его положение на ригелях опор необходимо определять в зависимости от температуры наружного воздуха в соответствии с проектом.

7.133. Регулировку положения газопровода на ригелях опор необходимо проводить во время монтажа. После окончания испытания газопровода при необходимости производится дополнительная регулировка.

7.134. Монтаж газопроводов осуществляют кранами, в стесненных условиях — надвижкой, при этом места строповки выбирают с условием, чтобы напряжение в трубах было не более 0,85—0,9 предела текучести материала трубы и сварного соединения. При необходимости устанавливают временные опоры. Длина плети не должна превышать, как правило, расстояние между компенсаторами и углами поворота трассы.

После выверки положения газопровода в него вваривают компенсаторы и отводы.

Для уменьшения напряжения в газопроводе компенсаторы допускается подвергать предварительному растяжению или сжатию в зависимости от указаний проекта о температуре приварки к газопроводу компенсаторов и неподвижных опор.

7.135. Надземные переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия могут быть балочными, арочными, висячими, шпренгельными.

7.136. Балочные переходы выполняются прокладкой газопровода по опорам или эстакадам.

7.137. Подготовленные для монтажа балочного перехода плети, компенсаторы, отводы, опорные части и т.д. окрашивают до их установки на место; по окончании монтажа окрашивают монтажные стыки и отремонтированные поврежденные при монтаже места. Отделочные работы рекомендуется выполнять с подвесных люлек, лесов, плав. средств, монтажной вышки.

7.138. Арочные переходы допускается собирать из прямых труб или предварительно гнутых элементов газопровода. Трубы гнут на сварочно-монтажной площадке, где отдельные элементы арочного перехода сваривают между собой в секции, арки, полуарки.

Арочные переходы монтируют отдельными секциями на подмостях, из крупных секций с промежуточными опорами или собирают полуарку или все пролетное строение в горизонтальном положении и затем с помощью кранов устанавливают на место. Для исключения передачи распора от собственного веса на линейную часть газопровода устанавливают затяжки пят арки или предусматривают другие способы, позволяющие выполнить это условие. После сварки арки с прилегающими участками газопровода и замоноличивания опор дополнительные приспособления необходимо снять.

7.139. Монтаж висячего перехода газопровода выполняется в следующей последовательности:

– устройство фундаментов под пилоны и анкерные опоры несущих и ветровых тросов;

– монтаж пилонов;

– подготовка несущих тросов, оттяжек и подвесок и их монтаж;

– монтаж газопроводов с компенсаторами и присоединение к общей трассе;

– монтаж ветровых систем;

– регулирование несущих и ветровых систем:

– антикоррозионные работы.

7.140. Устройство фундаментов и анкерных опор выполняют по аналогии с фундаментами балочных переходов.

Пилоны рекомендуется применять жесткие или гибкие, а крепление к фундаментам — жесткое или шарнирное. К месту строительства пилоны рекомендуется доставлять в собранном виде или отдельными крупными секциями.

Небольшие пилоны допускается устанавливать на фундамент при помощи кранов или монтажных мачт. Пилоны, имеющие большую высоту, рекомендуется устанавливать при помощи падающей стрелы, а затем подъемными тросами и раскреплять временными расчалками. Для висячих переходов в качестве несущих и ветровых тросов применяют канаты или круглую сталь.

Для вытяжки и разметки тросов рекомендуется устраивать специальные сооружения (настил, эстакада и т.д.). После разметки тросы следует сматывать на барабаны и доставлять к месту монтажа. Вытягивать тросы рекомендуется при помощи полиспастов и лебедок или домкратов, и закреплять их концы анкерными болтами. Вытянутые концы канатов закрепляют в специальные стаканы, где их расплетают, проволоку заправляют в конусные отверстия стаканов, после чего заливают цинковым сплавом. После заделки концов тросы дважды растягивают до проектных напряжений и в таком положении, краской размечают места опирания их на пилоны и крепления.

Концы тросов из круглой стали рекомендуется закреплять с помощью гаек. Для монтажа тросов рекомендуется использовать механизмы, применяемые для подъема пилонов или специальные подъемные устройства, устанавливаемые на вершинах пилонов. С берега на берег тросы рекомендуется протаскивать лебедками с помощью подмостей, плотов, понтонов или по монтажному тросу. При этом необходимо предохранять оцинкованную поверхность тросов от повреждений. Подвески и оттяжки крепят к тросам до их подъема на вершины пилонов.

После монтажа все тросы предварительно регулируют с помощью натяжных приспособлений (талрепов).

Газопровод рекомендуется монтировать следующими способами:

– подъемом плетей газопровода вместе с тросами;

– протаскиванием плетей по подмостям;

– продольным протаскиванием с использованием несущих тросов и подвесок;

– сборкой из секций непосредственно в пролете.

В первом случае плеть газопровода рекомендуется прикреплять к тросам с помощью подвесок и поднимать при одновременном подъеме обоих пилонов вместе с тросами.

Второй способ рекомендуется применять на широких горных и мелководных реках или оврагах при низком горизонте воды, когда удобно протащить плеть непосредственно по установленным на грунте легким подмостям.

При третьем способе плеть газопровода рекомендуется протаскивать:

– по закрепленным к подвескам опорам, на которых установлены временные или постоянные ролики;

– по временно натянутому и прикрепленному к подвескам монтажному канату.

Газопровод рекомендуется протаскивать с помощью лебедки или трактора.

Продвигаемую часть газопровода на берегу рекомендуется поддерживать трубоукладчиками или временными опорами.

При четвертом способе рекомендуется сначала монтировать навесным способом эксплуатационный мостик, затем собирать на нем плеть газопровода из отдельных секций или протаскивать ее целиком.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *