Трубы и соединительные детали трубопроводов

15.1.1 Трубы и соединительные детали трубопроводов (СДТ), применяемые при строительстве магистральных газопроводов для транспортировки газа, не оказывающего коррозионного воздействия на металл труб и СДТ, должны отвечать требованиям технических условий, национальных и международных стандартов, применение которых на объектах ОАО «Газпром» согласовано в установленном порядке.

15.1.2 Заводы - изготовители труб и СДТ обязаны поставлять трубы и СДТ в соответствии с техническими условиями, согласованными в установленном порядке на основании результатов квалификационных испытаний на соответствие требованиям ОАО «Газпром».

15.1.3 Для строительства газопроводов должны применяться:

- трубы стальные бесшовные;

- трубы электросварные прямошовные с одним продольным швом или спирально-шовные, сваренные двусторонней дуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, условным диаметром до 1400 мм включительно;

- трубы электросварные прямошовные, сваренные токами высокой частоты.

Примечание - Допускается для МГ условным диаметром от 1000 до 1400 мм включительно применение электросварных прямошовных двухшовных труб, сваренных двусторонней дуговой сваркой под флюсом.

15.1.4 Трубы бесшовные должны изготавливаться из непрерывнолитой, кованой или катаной заготовки углеродистых и низколегированных спокойных сталей и подвергаться 100 %-ному контролю неразрушающими методами.

15.1.5 Трубы электросварные должны изготавливаться из листового или рулонного проката углеродистых и низколегированных спокойных сталей.

15.1.6 Трубы электросварные, сваренные токами высокой частоты, подвергаются объемной или локальной термической обработке сварного соединения.

15.1.7 Толщина стенки труб и соединительных деталей определяется в разделе 13.2.

15.1.8 Отклонение от номинальных размеров наружных диаметров труб не должно превышать:

- для электросварных труб по телу трубы - 3,0 мм, на торцах на длине не менее 200 мм - 1,6 мм. Разница наружных диаметров торцов трубы не должна превышать 2,4 мм;

- бесшовных труб на торцах, на длине не менее 200 мм для труб условным диаметром до 200 мм - 0,8 %, а свыше 200 мм - 1 % номинального наружного диаметра.

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

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

15.1.11 Минусовый допуск на толщину стенки (определяемый от номинальной толщины стенки) составляет для труб:

- электросварных, изготовленных из листового или рулонного проката, - не более 5 %;

- бесшовных труб - не более 12,5 %.

15.1.12 Длина труб должна быть в пределах 10,5-12,4 м или 16,5-18,3 м. Максимальная длина труб указывается в заказе. Допускается поставка двухтрубных секций.

15.1.13 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 не должна превышать 1,6 мм.

15.1.14 Для магистральных газопроводов применяются трубы и СДТ классов прочности К42-К65 (таблица 18). Свойства труб класса прочности свыше К65 устанавливаются специальными техническими требованиями к трубам.

15.1.15 Временное сопротивление сварных соединений труб электросварных и СДТ должно быть не ниже норм, установленных для основного металла.

15.1.16 Требование к эквиваленту углерода определяется характеристиками CE _HW и СЕ _Рсm по формулам:

(15.1)

(15.2)

где С, Mn, Cr, Mo, V, Ni, Cu, Si, В - массовые доли, %, углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, никеля, меди, кремния, бора в основном металле труб и СДТ. Эквивалент углерода СЕ _Рсm определяется при содержании углерода в основном металле не более 0,12 %.

Таблица 18 - Механические свойства основного металла труб и СДТ

Класс прочности труб	Временное сопротивление, не менее, МПа	Предел текучести, не менее, МПа	Отношение предела текучести к временному сопротивлению, не более	Относительное удлинение, 85, %, не менее
К65 (L555)	640 (625)	555	0,92	18,0
К60 (L485)	590 (570)	485	0,90	20,0
К56 (L450)	550 (535)	450	0,90	20,0
К54 (L415)	530 (520)	415	- 0,90	20,0
К52 (L390)	510(490)	390	0,90	20,0
К50 (L360)	490 (460)	360	0,90	20,0
К48 (L290)	470 (415)	290	0,85	21,0
К42 (L245)	415(415)	245	0,85	21,0

Примечания

1 Допускается снижение временного сопротивления основного металла электросварных труб, изготовленных из листа (рулона) после контролируемой прокатки (контролируемой прокатки с ускоренным охлаждением), в продольном направлении на 5 %, а для труб класса прочности К65 также допускается снижение предела текучести в продольном направлении до 10 % от их нормативных значений. Величина снижения уточняется в технических требованиях и технических условиях на трубы.

2 Допускается применение труб и СДТ с иными нормативными значениями временного сопротивления и предела текучести. Нормативные значения временного сопротивления и предела текучести устанавливаются в технических условиях, применение которых на объектах ОАО «Газпром» согласовано в установленном порядке.

3 В скобках представлены соответствующие обозначения классов труб (столбец 1) и нормативные значения временного сопротивления (столбец 2), предусмотренные международным стандартом ISO 3183 [27].

Если содержание бора меньше 0,0005 %, то в расчете по формуле (15.2) бор не учитывается.

Нормативные (максимальные) значения эквивалента углерода указываются в технических условиях, национальных и международных стандартах, применение которых на объектах ОАО «Газпром» согласовано в установленном порядке, и не должны превышать значений, приведенных в таблице 19.

Для труб класса прочности К65 и выше и СДТ в технических условиях после квалификационных испытаний могут быть установлены другие требования по величине эквивалента углерода.

15.1.17 Трубы и СДТ изготавливают в двух климатических исполнениях в соответствии с ГОСТ 15150:

- У - для макроклиматических районов с умеренным климатом;

- УХЛ - для макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом. Минимальная температура стенки газопровода при эксплуатации не должна быть ниже

для труб и СДТ исполнения:

- У - минус 5 °С;

- УХЛ - минус 20 °С.

Таблица 19 - Требования к эквиваленту углерода основного металла труб и СДТ

Класс прочности труб	CE HW не более	СЕ Рсm, не более
К65	0,45	0,23
К60	0,43 для труб 0,45 для СДТ	0,23
К56	0,43	0,23
К54	0,43	0,21
К52	0,43	0,21
К50	0,41	0,21
К48	0,41	0,21
К42	0,41	0,21

Минимальная температура строительства для труб и СДТ исполнения:

- У - минус 40 °С;

- УХЛ - минус 60 °С.

Границы макроклиматических районов с холодным климатом на территории Российской Федерации следует принимать в соответствии с приложением 2 и картой (приложение 6) ГОСТ 15150.

В проектных решениях при соответствующем обосновании могут быть установлены значения минимальной температуры стенки трубопровода при эксплуатации ниже минус 20 °С, в том числе для газопроводов надземной прокладки. В этом случае трубы и СДТ изготавливаются в специальном исполнении.

15.1.18 Для обеспечения стойкости металла труб и СДТ с толщиной стенки свыше 6 мм к зарождению и развитию трещин в технических условиях должны предъявляться требования к ударной вязкости. При этом температура испытания должна быть не выше указанной в таблице 20, а величина ударной вязкости должна быть не менее значений, приведенных в таблице 21.

15.1.19 Для предотвращения протяженных вязких разрушений устанавливаются требования по ударной вязкости KCV и количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла труб.

Нормативная температура испытаний при этом устанавливается не выше минимальной температуры стенки газопровода при эксплуатации и должна составлять не выше:

- минус 5 °С для климатического исполнения У;

- минус 20 °С для климатического исполнения УХЛ.

15.1.20 Требования по ударной вязкости и количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ основного металла устанавливаются в технических требованиях и технических условиях на трубы с учетом условий эксплуатации газопровода. Минимальные требования по ударной вязкости КСУ и количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ для труб класса прочности до К60 включительно на рабочее давление до 9,8 МПа включительно при подземной прокладке газопровода приведены в таблице 22.

Таблица 20 - Температура испытаний на ударный изгиб при определении ударной вязкости KCV и КСU для обеспечения стойкости к зарождению и развитию трещин

Климатическое исполнение	Нормативная температура испытаний, не выше, °С
	труб	СДТ
У	-20 (KCV)	-5 (KCV)
		-40 (KCU)
УХЛ	-40 (KCV)	-20 (KCV)
		-60 (KCU)
Примечание - Требования по температуре испытаний устанавливаются в технических требованиях, технических условиях с учетом условий эксплуатации газопровода и результатов квалификационных испытаний.

Таблица 21 - Требования к ударной вязкости KCV и KCU металла труб и СДТ для обеспечения стойкости к зарождению и развитию трещин

Класс прочности	Ударная вязкость основного металла, не менее, Дж/см2		Ударная вязкость сварного соединения, не менее, Дж/см2
	трубы (KCV)	СДТ	трубы (KCV)	СДТ
К65	70	50 (KCV) 59 (KCU)	60	49 (KCV) 49 (KCU)
К60	55	50 (KCV) 50 (KCU)	50	49 (KCV) 49 (KCU)
К56	50	50 (KCV) 50 (KCU)	35	35 (KCV) 35 (KCU)
К50-К54	45	45 (KCV) 45 (KCU)	35	35 (KCV) 35 (KCU)
К42-К48	35	35 (KCV) 35 (KCU)	35	35 (KCV) 35 (KCU)
Примечание - Требования к ударной вязкости устанавливаются в технических требованиях, технических условиях с учетом условий эксплуатации газопровода и результатов квалификационных испытаний. Эти требования могут быть установлены более жесткими по сравнению с требованиями таблицы 21.

15.1.21 ИПГ проводятся на образцах толщиной не более 19 мм. В случае когда ИПГ полнотолщинных образцов с толщиной стенки более 19 мм не удовлетворяют требованиям таблицы 22, допускается ИПГ образцов толщиной 19 мм с симметрично отфрезерованными сторонами с соответствующим понижением температуры испытания.

15.1.22 Для труб подземных газопроводов класса прочности К60 при рабочем давлении свыше 9,8 МПа, для труб подземных трубопроводов класса прочности свыше К60, а также для МГ надземной прокладки требования по ударной вязкости KCV, количеству вязкой составляющей в изломе образца ИПГ, температуре испытаний должны определяться в технических требованиях, технических условиях на трубы после проведения исследовательских квалификационных испытаний по методикам, утвержденным ОАО «Газпром» в установленном порядке.

Таблица 22 - Требования к ударной вязкости KCV и доле вязкой составляющей в изломе образцов ИПГ основного металла труб

Условный диаметр труб, мм (класс прочности)	Ударная вязкость основного металла труб, не менее, Дж/см2	Количество вязкой составляющей в изломе образцов ИПГ основного металла труб, не менее, %
1400 (К60)	100	85
1200 (К56)	90	85
1000 (К52)	60	85
700 (К50)	50	85
500 (К42)	50	85
Примечание - Для труб с промежуточными значениями условного диаметра принимаются требования для труб с ближайшим большим значением условного диаметра из приведенных в таблице 22.

15.1.23 Пластическая деформация металла при экспандировании электросварных труб не должна превышать 1,2 % (для труб класса прочности до К60 включительно). Данное требование, в том числе для труб класса прочности свыше К60, может уточняться в технических требованиях и технических условиях на трубы.

15.1.24 Каждая труба должна проходить на заводе-изготовителе испытание гидростатическим давлением. Испытательное давление P _t МПа, без учета осевого подпора вычисляют по формуле

(15.3)

где t _n - номинальная толщина стенки трубы, мм;

Н - допускаемое напряжение в стенке трубы при испытании, МПа;

D - диаметр трубы наружный, мм.

В случае если в нормативных документах на применение и изготовление труб отсутствуют другие указания по величине допускаемого напряжения при испытании труб, величина R должна быть принята равной не менее 90 % нормативного предела текучести металла трубы.

15.1.25 Для газопроводов должны применяться следующие соединительные детали:

- тройники штампованные;

- тройники штампосварные;

- тройники сварные (без усиливающих элементов);

- отводы крутоизогнутые штампованные или штампосварные;

- отводы горячегнутые, изготовленные гибкой труб с использованием индукционного нагрева;

- отводы холодногнутые и вставки кривые;

- переходы, концентрические и эксцентрические штампованные из труб или штампосварные из листового проката;

- днища (заглушки) штампованные эллиптические;

- кольца переходные.

15.1.26 Технические условия на все СДТ разрабатываются с учетом технических требований, утвержденных в ОАО «Газпром» в установленном порядке.

15.1.27 Толщина стенки СДТ определяется в разделе 13.2 и приложениях А и Б.

15.1.28 Строительные размеры и допуски на СДТ указываются в технических условиях заводов-изготовителей.

15.1.29 Толщины стенок переходов концентрических-с углом наклона до 12° определяются в соответствии с требованиями раздела 13.2. Толщины стенок переходов концентрических с углом наклона 12° и более, переходов эксцентрических должны соответствовать требованиям технической документации, разработанной в установленном порядке.

15.1.30 Для обеспечения требуемых механических и вязкопластических свойств СДТ (кроме отводов гнутых, изготовленных способом индукционного нагрева, отводов холодногнутых и колец переходных) должны подвергаться термообработке.

15.1.31 Предел текучести основного металла СДТ может отличаться от значений таблицы 18 и устанавливаться техническими условиями завода-изготовителя.

15.1.32 СДТ и присоединяемые трубы соединяются между собой кольцевыми стыковыми сварными соединениями.

15.1.33 Свариваемые кромки соединительной детали должны быть механически обработаны на за воде-изготовителе и соответствовать толщине стенки присоединяемой трубы. Формы свариваемых кромок соединительных деталей должны указываться в соответствующих технических требованиях и технических условиях.

15.1.34 Толщина свариваемой кромки соединительной детали должна удовлетворять условиям (13.1) - (13.5), в которых используются присоединяемый диаметр и нормативные свойства материала детали.

15.1.35 Классы прочности присоединяемых труб и СДТ не должны отличаться по временному сопротивлению более чем на 130 МПа.

15.1.36 В тех случаях, когда основной металл соединяемых трубы и детали имеет разные значения временного сопротивления, для обеспечения равнопрочности монтажных соединений необходимо соблюдать условие:

(15.4)

где t _fit, t _p - толщина кромки стенки соединительной детали и толщина стенки присоединяемой трубы соответственно, мм;

σ_{u_fit}, σ_u - нормативный предел прочности (временное сопротивление) соединительной детали и присоединяемой трубы соответственно, МПа.

15.1.37 При толщинах стенок присоединяемых концов детали и трубы, отличающихся более чем в 1,5 раза, необходимо предусматривать переходные кольца. Переходные кольца должны привариваться на заводе-изготовителе или в трассовых условиях.

15.1.38 Соединительные детали (кроме гнутых отводов радиусом 5Ду и выше) должны испытываться на заводе гидравлическим давлением не ниже 1,3 рабочего давления для деталей, монтируемых участках категорий Н и С, и не ниже 1,5 рабочего давления - для деталей участков категории В.

15.1.39 При разности классов прочности СДТ и присоединяемых труб более чем в 80 МПа должна выполняться термообработка сварного соединения.