СП 42-103-2003 стр.8 Монтажные иукладочные работы

 

Диаметр трубы, мм

63—75

90

110

125—140

160—180

200—225

Допуск, мм

3

4

5

6

7

8

 

lсум = lв + 2x + 2(м),                                                         (27)

 

где 2х — длина освобождения “подвижного” конца газопровода;

lв — длина трубной вставки.

Общая длина увеличивается на 2 м с учетом закрепления в зажимах сварочной машины горизонтальных участков концов газопровода.

6.85. Длину освобождения газопровода 2х для груб диаметром 63—225 мм при различных температурах окружающего воздуха и высоту подъема у, требуемую для создания перемещения конца газопровода, следует принимать по таблице 12.

6.86. Длина трубной вставки lв должна быть, как правило, не менее 500 мм и больше длины рассечки газопровода lр — для труб диаметром:

– 63 — 90 мм

— не менее чем на

10 мм;

– 110— 125 мм

—  ”      ”       ”     ”

14 мм;

– 140— 160 мм

—  ”      ”       ”     ”

16 мм;

– 180— 225 мм

—  ”      ”       ”     ”

20 мм.

Учитывая, что часть расплавленного полиэтилена при осадке выдавливается из плоскости сварки и образует грат, рекомендуется принимать допуски на укорочение свариваемых концов пропорционально толщине стенок по соотношению в таблице 13.

6.87. Величина требуемого для сварки встык нагретым инструментом осевого перемещения конца газопровода f (рисунок 16) составляет для груб диаметром:

– 63 — 110 мм

—50 мм;

– 125— 140 мм

—60 мм;

– 160— 225 мм

включительно—80 мм.

6.88. Вырезку поврежденного участка газопровода и отрезку трубной вставки осуществляют по разметке с помощью ручной ножовки, механических труборезов роликового или гильотинного типа и др.

6.89. При сварке замыкающего стыка в процессе выполнения операций обработки торцов, оплавления и осадки подъем и опускание изогнутого конца газопровода должны быть синхронизированы с перемещением подвижного зажима центратора сварочной машины.

6.90. При вварке трубной вставки при помощи муфт с закладными нагревателями общая последовательность работ на стадии подготовки соответствует требованиям настоящего раздела, предусмотренным для сварки труб.

Освобождение газопровода от грунтовой присыпки и вварку трубной вставки производят по схемам рисунка 17, а, б, в.

6.91. Освобождение газопровода от грунтовой присыпки производят на длине, определяемой суммой длин ввариваемой вставки lв и освобождения концов газопровода(рисунок 17, а).

При вварке вставки с помощью муфт ее длина lв должна быть, как правило, равна длине рассечки газопровода lр , но не менее 500 мм.

Длина освобождения конца газопровода l, зависящая от длины муфты (диаметра трубы) и длины позиционера для сборки соединения, ориентировочно составляет для труб диаметром:

– до

63 мм—0,2 м;

– от

63 до 125 мм — 0,5 м;

– от

125 до 315 мм — 1,0 м.

6.92. Установку трубной вставки и муфт в рассечку газопровода и сварку производят в следующей последовательности (рисунок 17, б, в):

– на подготовленные к сборке концы газопровода надевают муфты: под один из концов газопровода с муфтой подводят позиционер, в нем закрепляют конец газопровода (механическую обработку поверхности концов свариваемых труб производят на длину, равную не менее 1,0 длины муфты);

– в рассечку газопровода вводят трубную вставку, один конец которой закрепляют в зажиме позиционера;

– на оба конца трубной вставки надвигают муфты с установкой их по меткам или по упору (в позиционере);

– к муфте, установленной в позиционере, подключают сварочный аппарат и производят сварку;

– после охлаждения первого соединения позиционер устанавливают на второе соединение и производят сварку.

6.93. Допускается при наличии двух позиционеров производить сборку и сварку одновременно двух соединений трубной вставки.

 

 

1 концы газопровода,

2 трубная вставка;

3 — муфты;

4 — позиционер для сборки соединения;

5 — метки установки муфт;

l — длина освобождения концов газопровода;

lв — длина вставки

 

Рисунок 17. Схемы освобождения газопровода в траншее от грунтовой присыпки (а) и последовательности вварки трубной вставки с применением муфт с закладными нагревателями (б, в)

 

Монтажные и укладочные работы

 

Общие положения

 

6.94. Работы по укладке газопроводов рекомендуется производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 15°С и не выше плюс 30°С.

При укладке газопроводов при более низкой температуре наружного воздуха необходимо организовать их подогрев до требуемой температуры. Это условие может быть выполнено путем пропуска подогретого воздуха через подготовленный к укладке газопровод. При этом температура подогретого воздуха не должна быть более плюс 60°С.

При укладке полиэтиленовых газопроводов необходимо учитывать специфические особенности материала труб: высокий коэффициент линейного удлинения (в 10—12 раз выше, чем у стальных) и более низкие по сравнению с металлическими трубами механическую прочность и жесткость, поэтому укладку газопроводов рекомендуется производить в наиболее холодное  время суток летом, а зимой — в наиболее теплое время.

6.95. Допустимые радиусы упругого изгиба при монтаже и укладке газопровода (краткосрочное напряжение трубы) в зависимости от температуры окружающего воздуха определяются по графику, приведенному на рисунке 18.

 

 

Рисунок 18. Зависимость отношения радиуса упругого изгиба газопроводов r к наружному диаметру трубы de от температуры окружающего воздуха T при монтаже и укладке газопроводов.

 

6.96. Газопроводы можно монтировать из готовых секций, которые изготавливаются в условиях базы, развозятся и раскладываются вдоль трассы, после чего они соединяются в плети, или из одиночных труб.

6.97. Доставлять трубы или секции на трасса рекомендуется непосредственно перед производством монтажных и укладочных работ.

6.98. Укладка в траншею газопроводов производится, как правило, после окончания процесса сварки и охлаждения соединения, а также демонтажа сварочной техники (позиционеров).

Перед укладкой трубы подвергаются тщательному осмотру с целью обнаружения трещин, подрезов, рисок и других механических повреждений.

6.99. Не рекомендуется сбрасывание плети на дно траншеи или ее перемещение волоком по дну траншеи без специальных приспособлений.

6.100. Открытые с торцов плети газопроводов во время производства работ рекомендуется закрывать инвентарными заглушками.

6.101. При укладке газопроводов в траншею выполняют мероприятия, направленные на снижение напряжений в трубах от температурных изменений в процессе эксплуатации:

– при температуре труб (окружающего воздуха) выше плюс 10°С производится укладка газопровода свободным изгибом (“змейкой”) с засыпкой — в наиболее холодное время суток;

– при температуре окружающего воздуха ниже плюс 10°С возможна укладка газопровода прямолинейно, в том числе и в узкие траншеи, а засыпку газопровода в этом случае производят в самое теплое время суток.

6.102. В зимний период газопровод укладывают на талый грунт. В случае промерзания дна траншеи осуществляют подсыпку дна траншеи песком или мелкогранулированным талым грунтам, сохраняя нормативную глубину заложения газопровода.

6.103. При укладке газопроводов в скальных и каменистых грунтах и на промороженное дно траншеи для обеспечения защиты газопровода от механических повреждений при укладке и засыпке рекомендуется применять мелкогранулированный грунт, песок или пенополимерные материалы (ППМ). Трубы с защитным покрытием допускается укладывать непосредственно на спланированное дно траншеи.

6.104. Нанесение пенополимерного материала на дно траншеи осуществляется с помощью автономной пеногенерирующей установки, перемещающейся вдоль траншеи и обеспечивающей подачу ППМ по гибкому рукаву. Толщина образуемого на дне траншеи слоя пенополимерного материала должна составлять 200—250 мм, плотность материала — 23—25 кг/м3. Время выдержки пенополимерного материала (технологический разрыв между нанесением ППМ и укладкой газопровода) составляет не менее 8 ч. После укладки газопровод, частично проседая, уплотняет пенополимерный слой, образуя корытообразную постель, предохраняющую поверхность труб от механических повреждений выступающими неровностями дна траншеи.

6.105. Укладку газопроводов диаметром 110 мм и менее можно производить с использованием ремней, текстильных строп, текстильных канатов, брезентовых полотенец. Пролеты следует принимать по таблице 14.

6.106. При непрерывном методе укладки газопровода диаметром более 160 мм с использованием двух трубоукладчиков следует действовать в соответствии со схемами рисунка 19.

 

а — с траверсой головного трубоукладчика;

б — с траверсой у заднего трубоукладчика;

в — с траверсами у обоих трубоукладчиков;

 

1 — задний трубоукладчик,

2 головной трубоукладчик,

3 — трубная плеть

 

Рисунок 19. Схемы укладки газопроводов с бермы траншеи с применением траверс

 

Расстояния (пролеты):

l1 — от начала подъема трубы до трубоукладчика (по центру);

l2 — между трубоукладчиками (по центру);

l3 — от трубоукладчика (по центру) до конца опуска трубы в траншею принимаются по таблице 14, при этом следует учитывать, что большее значение расстояний используется при наличии траверс у обоих трубоукладчиков.

Следует отметить, что толщина стенки труб не оказывает влияния на выбор этих расстояний, т.е. они должны быть одинаковы для труб SDR 11 и для труб SDR 17,6.

 

 

 

 

Таблица 14.

Обозначение расстояний

Значения расстояний, м, в зависимости от газопровода, мм диаметра

(пролетов)

63 и менее

75—110

125—160

180-225

l1

12-15

15-18

17-20

20-24

l2

8-10

10-12

12-15

14-17

l3

20-23

25-28

30-34

35-40

 

6.107. При прокладке газопроводов в узкой строительной полосе рекомендуется применять (на прямых участках) способ монтажа газопровода методом протягивания.

Для этого в начальной точке участка трассы устраивается накопительная площадка и устанавливается сварочный пост, а в конечной точке этого участка устанавливается тяговая лебедка. Затем разрабатывается траншея, по которой протягивается плеть по мере наращивания. Для уменьшения трения и тягового усилия (что позволяет увеличить длину протягиваемой плети), а также исключения возможных механических повреждений газопровода на дне траншеи устанавливаются направляющие ролики или устраивается постель из пенополимерных материалов, по которой скользит плеть.

6.108. Через болота и обводненные участки газопровод рекомендуется укладывать способом протаскивания или сплава.

Усилие, прилагаемое к газопроводу во время его протягивания и протаскивания, не рекомендуется превышать более величин, указанных в таблице 15.

 

Таблица 15.

Диаметр газопровода, мм

Сила натяжения, даН

20—25

80

32—40

140

50

330

63—90

500

110—125

1500

160—180

3300

200—225

6500

250—315

10900

 

6.109. При прокладке газопроводов под дорогами и другими препятствиями применяются бестраншейные методы прокладки защитных футляров, включающие прокол, продавливание и наклонно-направленное бурение.

6.110. В подготовленный футляр протаскивается с помощью лебедки заранее испытанная плеть. На головную часть плети надевается буксировочная головка, которую крепят к тяговому канату. Конструкция буксировочной головки должна обеспечивать передачу тяговых усилий согласно таблице 15.

6.111. Работы по укладке плетей газопровода могут выполняться методом бестраншейного заглубления. Для укладки газопроводов диаметром 20—160 мм бестраншейным способом применяются ножевые трубозаглубители. Ножевой щелерез должен иметь устройство, предохраняющее полиэтиленовые трубы от недопустимых напряжений при укладке.

Кроме того, возможно использование индустриальных технологий, основанных на совмещении работ по рытью траншей (цепными и роторными траншеекопателями) и укладке газопроводов. При этом температурный перепад между температурой укладки и температурой эксплуатации газопровода не должен превышать 30°С.

При бестраншейной прокладке в грунтах по трассе строительства не должно быть каменистых включений, щебня.

 

Укладка длинномерных труб

 

6.112. Трубы, поступающие в бухтах или на катушках, имеют небольшие погонный вес и модуль упругости. Это позволяет совместить процессы рытья траншеи и укладку.

Для рытья траншеи и укладки газопровода используются специально оборудованные одноковшовые или многоковшовые экскаваторы.

6.113. Возможно использование баровых установок для рытья траншей в мерзлых грунтах или для рытья узких траншей в грунтах без каменистых включений.

6.114. Укладка плетей из бухты может производиться и в заранее подготовленную траншею. При этом применяют два способа производства работ:

– разматывание трубы с неподвижной бухты и ее укладка в траншею протаскиванием;

– разматывание трубы с подвижной бухты и ее укладка в траншею путем боковой надвижки.

Первый способ может применяться при наличии в траншее или над ней поперечных препятствий (газопроводы, линии связи, линии электропередачи).

6.115. Из бухты в траншею могут укладываться одновременно два газопровода; при этом разматывание труб осуществляется одновременно с двух бухт, установленных по обе стороны, или по одну сторону траншеи.

6.116. Размеры полиэтиленовых труб в бухтах и на катушках устанавливаются договором (контрактом), заключенным между поставщиком труб и заказчиком (в соответствии с
ГОСТ Р 50838).

6.117. Разматывание труб из бухт осуществляют при температуре наружного воздуха не ниже плюс 5°С. Допускается вести разматывание и при более низких температурах, если созданы условия для предварительного подогрева труб на катушке до температуры не менее плюс 5°С. При этом не рекомендуются перерывы в работе до полной укладки плети из бухты.

В случае если плеть газопровода охладится до предельно допустимой температуры, укладку необходимо приостановить, а бухту с оставшейся трубой вновь подогреть.

Возможен вариант установки специального тепляка с подогревателем непосредственно на платформе укладочной машины, что обеспечит непрерывную укладку плети.

Для устранения повышенной овальности труб и придания прямолинейной формы по всей длине могут быть использованы ручные или гидравлические выпрямители.

6.118. Рекомендуемая скорость разматывания бухты — до 0,8—1,0 км/ч.

6.119. Для устройства узких траншей с последующей укладкой газопровода рекомендуется использовать малогабаритные цепные траншеекопатели, щеленарезные машины.

6.120 Узкие траншеи (щели), разработанные роторными и цепными экскаваторами и щеленарезными машинами, могут быть засыпаны щелезасыпщиком, который, перемещаясь в сцепке с тягачом землеройно-укладочной машины, осуществляет непрерывную засыпку рабочим органом грейдерного типа.

 

Строительство переходов газопроводов через искусственные

и естественные преграды

 

6.121. При строительстве полиэтиленовых газопроводов могут быть два вида конструкции перехода: в футляре (по схеме “труба в трубе”) и без футляра — полиэтиленовый газопровод протаскивается напрямую, например, с использованием метода наклонно-направленного бурения.

6.122. Метод наклонно-направленного бурения может использоваться для прокладки полиэтиленовых труб при благоприятных грунтовых условиях (отсутствие по трассе скальных и гравийных грунтов, грунтов с включением валунов и булыжника или грунтов типа плывунов), а также технической и экономической целесообразности, определяемых в процессе изысканий и проектирования.

6.123. При прокладке по схеме “труба в трубе” вначале может протаскиваться футляр, а затем в него протягивается полиэтиленовая труба или они протаскиваются одновременно.

6.124. При любой схеме прокладки перед протяжкой подготовленную плеть рекомендуется тщательно осмотреть и испытать на герметичность в соответствии с
СНиП 42-01.

Предпочтение при этом отдается укладке длинномерных полиэтиленовых труб. При формировании плети из труб мерной длины их соединение производится сваркой встык с обязательной проверкой стыков методом ультразвукового контроля или муфтами с закладными нагревателями.

6.125. Для предотвращения механических повреждений полиэтиленовых труб при их размещении внутри защитного футляра допускается применять:

– центрирующие хомуты-кольца, изготавливаемые из труб того же диаметра, длиной 0,5 de путем разрезки их по образующей и установки (после нагрева) на протягиваемую плеть на расстоянии 2—3 м друг от друга и закрепления на трубе липкой синтетической лентой;

– предварительную очистку внутренней поверхности футляра с целью устранения острых кромок сварных швов;

– предварительный пропуск контрольного образца полиэтиленовой трубы (не менее
3 м) с последующей поверкой на отсутствие повреждений поверхности трубы;

– гладкие раструбные втулки в местах входа и выхода полиэтиленовой трубы из непластмассового футляра;

– другие способы защиты, предусмотренные проектной документацией.

6.126. Монтаж рабочей плети для протягивания осуществляется в точке, противоположной месту расположения бурового станка. К переднему концу рабочей плети устанавливается оголовок с серьгой, воспринимающий тяговое усилие. Протягивание рабочей плети в скважину не должно сопровождаться ее скручиванием. Для этого между плетью и расширителем помещается вертлюжное устройство, исключающее скручивание плети.

К оголовку газопровода присоединяются последовательно: вертлюг, расширитель и конец буровой колонны, идущий к буровой установке.

6.127. Контроль за процессом протаскивания плети в скважину ведется непрерывно путем измерения усилия натяга, которое нарастает по мере втягивания плети в скважину. Нарастание должно происходить плавно без рывков.

6.128. По окончании протаскивания через скважину плети производится ее продувка.

6.129. После протягивания в скважину полиэтиленовой плети без футляра целесообразно произвести по ней предварительный пропуск калибра (с контролем усилия его прохождения), чтобы убедиться, не произошла ли деформация скважины в процессе операции протягивания.

 

Балластировка и закрепление газопроводов

 

6.130. В зависимости от грунтовых и гидрологических условий могут применяться следующие виды балластировки и закрепления газопроводов:

– утяжелители из высокоплотных материалов (железобетонные, чугунные, шлакобетонные и т.п.);

– утяжелители из минерального грунта;

– грунтовая засыпка с использованием текстильных полотнищ;

– анкерные устройства.

Газопроводы, проложенные бестраншейными методами, балластировке и закреплению не подлежат.

6.131. При выборе средств для балластировки соблюдают требование, связанное с ограничением предельно допустимого значения овализации труб, — не более 5 %.

6.132. К утяжелителям из высокоплотных материалов относятся седловидные пригрузы, охватывающие трубу по бокам, и кольцевые пригрузы. Для предохранения труб от механических повреждений под седловидные и кольцевые пригрузы подкладываются защитные коврики из негниющих материалов (резинотканевые, полиэтиленовые и др.). В качестве силового пояса для охватывающих пригрузов используются синтетические ткани (капроновая, нейлоновая и т.п.).

Утяжелители из минерального грунта используются в виде полимер-контейнеров, удлиненных контейнеров, спаренных контейнеров.

6.133. Балластировка грунтовой присыпкой включает в себя следующие способы:

– использование гибких полотнищ из геотекстильных материалов для увеличения площади давления грунта на газопровод;

– повышенное заглубление газопровода.

6.134. Анкерные устройства включают: винтовые анкеры, свайные с раскрывающимися лепестками и дисковые (в многолетнемерзлых грунтах).

6.135. Выбор конструкций, способов балластировки и закрепления газопроводов определяется проектом, исходя из:

– инженерно-геологических условий трассы;

– рельефа местности, характера горизонтальных и вертикальных кривых;

– типа болот и уровня грунтовых вод;

– методов и сроков производства работ;

– глубины и ширины водных преград.

6.136. Утяжелители из плотных материалов используются на участках, где газопровод опирается на основания из минерального грунта; анкерные устройства применяются на участках, где глубина болот превышает глубину заложения газопровода. Балластировка минеральным грунтом применяется на участках с прогнозируемым обводнением и на болотах мелкого заложения (до верха газопровода) при отсутствии воды в траншее в момент производства работ.

6.137. Установка анкерных тяг в траншее производится до укладки газопровода, монтаж силовых поясов производится после отлива (отвода) воды из траншеи и укладки газопровода на проектную отметку.

6.138. Балластирующие устройства на газопроводе устанавливаются на равном расстоянии друг от друга, групповая их установка не рекомендуется.

6.139. К применению для изготовления контейнеров допускаются тканые или нетканые синтетические материалы, соответствующие утвержденным ТУ.

6.140. Контейнеры изготавливаются трех видов: с металлическим каркасом (полимер-контейнерные балластирующие устройства), без металлического каркаса и спаренные.

6.141. В зимнее время заполнение балластирующих устройств контейнерного типа производят рыхлым грунтом, без примесей льда и снега.

6.142. Гибкое полотнище из геотекстильных материалов применяется в водонасыщенных минеральных грунтах. При этом засыпку газопровода ведут в две стадии: присыпка экскаватором газопровода на 0,4—0,5 м выше верхней образующей (не допуская поперечного смещения газопровода), засыпка бульдозером с образованием валика грунта над газопроводом.

6.143. При балластировке газопровода с применением нетканых синтетических материалов соединение полотен в продольном направлении производится укладкой внахлест (не менее 0,5 м), а в поперечном направлении—сваркой или прошивкой синтетическими нитками.

6.144. Спаренные контейнеры представляют собой два мешка из технической (геотекстильной) ткани, соединенных между собой полотном на промышленном швейном оборудовании. Они заполняются грунтом вне строительной полосы, навешиваются на газопровод краном-трубоукладчиком и применяются при отсутствии минерального грунта в отвале или когда невозможно удалить воду из траншеи. Контейнеры заполняются грунтом на специальном загрузочном бункере с послойным трамбованием грунта трамбовочными механизмами. При отрицательной температуре контейнер заполняют в условиях, исключающих смерзание грунта.

6.145. Анкерные устройства могут быть винтового типа, раскрывающегося типа и вмораживаемые. Каждый тип состоит из самого анкера, анкерной тяги и силового пояса. Ширина силового пояса выбирается из условия допустимых контактных напряжений на стенку трубы.

Вмораживаемые анкеры применяются при прокладке газопровода в вечномерзлых грунтах. В пучинистых грунтах анкеры снабжаются ограничителями усилий.

Винтовые анкеры применяются в глинистых и суглинистых грунтах, а анкеры раскрывающегося типа — в песчаных и супесчаных грунтах.

Вмораживаемые анкеры применяются в твердомерзлых песчаных и глинистых грунтах при условии нахождения анкеров (рабочих лопастей) в вечномерзлом грунте в течение всего срока их эксплуатации.

6.146. К твердомерзлым относятся песчаные и глинистые грунты, если их температура ниже значений, равных:

– для песков крупных и средней крупности — минус 0,1°С;

– для песков мелких и пылеватых — минус 0,3°С;

– для супесей — минус 0,6°С;

– для суглинков — минус 1,0°С;

– для глин — минус 1,5°С.

Длина части анкера, взаимодействующая с многолетнемерзлым грунтом в процессе эксплуатации газопровода, должна быть не менее 1 м (СНиП 2.02.04). Конструкция ограничителя усилий обеспечивает работоспособность анкера:

– на участках болот — в течение всего периода эксплуатации;

– на участках минеральных грунтов — в течение периода времени, необходимого для полной стабилизации свойств грунтов обратной засыпки (3—7 лет).

Средняя расчетная температура грунта по длине вымороженной части анкера, при которой возможна установка вмораживаемых буроспускных анкеров, должна быть не выше минус 0,5°С для песчаных грунтов и минус 1°С — для глинистых грунтов.

6.147. Установка вмораживаемых анкеров в многолетнемерзлые грунты производится в зимний период с выдержкой без засыпки траншеи для обеспечения смерзания анкеров с грунтом для получения расчетной удерживающей способности.

Погружение анкеров в грунт производится буроспускным и опускным способами. Отклонения положений анкеров от проектных не должны превышать: 5 см по глубине и
±0,5 м вдоль газопровода.

Буроспускной способ применяется в твердомерзлых грунтах при их температуре не ниже 0,5°С.

Опускной способ целесообразно применять в грунтах песчаного и песчано-глинистого состава, содержащих не более 15 % крупнообломочных включений при средней температуре грунтов по глубине погружения минус 1,5°С и ниже.

Диаметр разрабатываемой в многолетнемерзлых грунтах скважины должен превышать диаметр диска устанавливаемого в нее анкера не менее чем на 3 см при диаметре анкера до 200 мм и на 5 см — при диаметре анкера свыше 200 мм. При этом пространство между стенками скважин и анкером должно быть заполнено грунтовым (песчаным) раствором, состав и консистенция которого подбираются в соответствии с указаниями СНиП 3.03.01.

Для погружения анкеров опускным способом с парооттаиванием грунта следует применять передвижной парогенератор с рабочим давлением 1,0 МПа, например типа Д-563, резинотканевые пароотводные шланги на давление 1,5—2,0 МПа по ГОСТ 18698 и комплект паровых игл, изготовляемых из стальных труб диаметром 25—30 мм.

Производительность парогенератора следует выбирать по количеству одновременно работающих паровых игл, исходя из расчетного срока расхода пара 15—20 кг/ч на одну работающую иглу.

6.148. Приемочный контроль качества балластировки и закрепления газопроводов производится с целью проверки соответствия выполненных работ проекту. Проверяется правильность:

– количества установленных утяжелителей и анкерных устройств;

– расстояния между утяжелителями или анкерными устройствами;

– длины балластируемых участков. Несущая способность анкеров проверяется в соответствии с требованиями ГОСТ 5686, испытывается 2 % количества установленных на каждом участке.

Выполнение балластировки газопровода оформляется отдельным актом приемки работ.

 

 

 

Добавить комментарий

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