Обозначение: СП 36.: Обозначение англ: sp 36.: Статус: действует: Название рус. │ номинальным диаметром менее dn 200 │ iv │ iii │ │ номинальным.
Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85. (текст документа с изменениями и дополнениями на ноябрь 2014 года) Утвержден Приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) от 25 декабря 2012 г. N 108/ГС СНиП 2.05.06-85. ОКС 91.010 75.200 Дата введения 1 июля 2013 года Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ 'О техническом регулировании', а правила разработки и утверждения сводов правил - Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г.
N 858 'О порядке разработки и утверждения сводов правил'. Сведения о своде правил 1.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОМУ ХОЗЯЙСТВУ (ГОССТРОЙ) СВОД ПРАВИЛ СП 36. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85. (С изменением № 1) Москва 2013 Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г.
№ «О техническом регулировании», а правила разработки и утверждения сводов правил - Постановлением Правительства Российской Федерации от 19 ноября 2008 г. № «О порядке разработки и утверждения сводов правил» Сведения о своде правил 1. СВОД ПРАВИЛ МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Trunk pipelines Дата введения 2013-07-01 1.1. Футляр (кожух) защитный: Конструкция из трубы диаметра большего, чем основной диаметр трубопровода, предназначенная для восприятия внешних нагрузок и предохраняющая от выброса транспортируемого вещества на пересечениях искусственных и естественных препятствий. , статья 3.18 (Введен дополнительно. Категория трубопровода при прокладке подземной наземной и надземной Для транспортирования природного газа: номинальным диаметром менее DN 200 IV III номинальным диаметром DN 1200 и более III III в северной строительно-климатической зоне III III Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: номинальным диаметром менее DN 700 III III номинальным диаметром DN 700 и более III III в северной строительно-климатической зоне III III Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по таблице 3.
Категория участков при прокладке газопроводов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов подземной наземной надземной подземной наземной надземной 1. Объекты, здания и сооружения Минимальные расстояния, м, от оси газопроводов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов класса I II IV III II I номинальным диаметром, DN 300 и менее св. 300 до 600 св. 600 до 800 св. 800 до 1000 св. 1000 до 1200 св. 1200 до 1400 300 и менее св.
300 300 и менее св. 300 до 500 св. 500 до 1000 св. Минимальные расстояния, м от КС и ГРС от НПС, ПС Класс газопровода Категория НПС, ПС I II III II I Номинальный диаметр газопровода DN 300 и менее свыше 300 до 600 свыше 600 до 800 свыше 800 до 1000 свыше 1000 до 1200 свыше 1200 до 1400 300 и менее свыше 300 1.
DN Расстояние между осями смежных магистральных трубопроводов, м газопроводов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов До 400 включительно 8 5 Свыше 400 до 700 включительно 9 5 Свыше 700 до 1000 включительно 11 6 Свыше 1000 до 1200 включительно 13 6 Свыше 1200 до 1400 включительно 15 - Примечания 1. Расстояние между осями смежных трубопроводов разных диаметров следует принимать равным расстоянию, установленному для трубопровода большего диаметра. Расстояние между двумя нефтепроводами и нефтепродуктопроводами, прокладываемыми одновременно в одной траншее, допускается принимать менее указанного в таблице, но не менее 1 м между стенками трубопроводов. DN Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего подземных трубопроводов, м на землях, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя на землях, на которых требуется снятие и восстановление плодородного слоя До 400 включительно 11 20 Свыше 400 до 700 включительно 14 23 Свыше 700 до 1000 включительно 15 28 Свыше 1000 до 1200 включительно (для газопроводов) 16 30 Свыше 1000 до 1200 включительно (для нефтепроводов) 32 32 Свыше 1200 до 1400 включительно (для газопроводов) 18 32 Примечания 1. Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия указанные в таблице расстояния допускается уменьшать при необходимости, обоснованной расчетами.
Для трубопроводов различного назначения и разных диаметров следует выполнять требования. В случае разработки в проектной документации мероприятий по временному вывозу плодородного грунта на площадки складирования, расположенные вне зоны проведения строительно-монтажных работ, расстояния допускается принимать как для земель, на которых не требуется снятие и восстановление плодородного слоя. Расстояние между параллельными нитками газопроводов и нефтепроводов и нефтепродуктопроводов необходимо предусматривать как для газопроводов (за исключением случаев, приведенных в ). При параллельной прокладке трубопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать как для трубопровода большого диаметра. Минимальное расстояние в свету между нитками, м, при номинальном диаметре газопроводов DN Первой Второй до 700 свыше 700 до 1000 свыше 1000 до 1400 Подземный Подземный 60 75 100 Наземный Наземный 50 60 80 Подземный Наземный 50 60 80 Подземный Надземный 50 60 80 Надземный Надземный 40 50 75 Наземный Надземный 40 50 75 7.21. Проектируемые трубопроводы должны располагаться на всем протяжении, как правило, с одной стороны от существующих трубопроводов при параллельной их прокладке.
При прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий, расположенных на отметках ниже этих трубопроводов на расстоянии от них менее 500 м при номинальном диаметре труб DN 700 и менее и 1000 м - при номинальном диаметре труб свыше DN 700, должно предусматриваться устройство с низовой стороны трубопровода защитного вала или канавы, обеспечивающих отвод разлившегося продукта при аварии. Сбор разлившегося продукта должен осуществляться в защитные амбары, расположение которых должно исключать попадание продукта в водотоки и на территорию населенных пунктов. Места расстановки НПС, ПС определяются в проектной документации по результатам инженерных изысканий, с учетом профиля трассы магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) и возможных режимов перекачки. В местах пересечений магистральных трубопроводов с линиями электропередачи напряжением 110 кВ и выше должна предусматриваться только подземная прокладка трубопроводов под углом не менее 60°. При этом трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения, должны приниматься категории II.
Минимальное расстояние от ближайшего магистрального газопровода первого класса номинальным диаметром DN 1000 и более и от границ технических коридоров трубопроводов до границ проектной застройки городов и других населенных пунктов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера следует принимать не менее 700 м. В стесненных условиях, когда это расстояние выдержать невозможно, его допускается сокращать до 350 м при условии повышения категорийности таких участков до категории I и принятия дополнительных мер, обеспечивающих безопасную эксплуатацию трубопровода, или до значений, приведенных в таблице, при отсутствии в районе прокладки трубопроводов многолетнемерзлых грунтов. Ширина просеки для прокладки трубопроводов параллельно линии электропередачи 6 (10) кВ при прохождении по землям лесного фонда принимается как для стесненных участков трассы в соответствии с. Газопровода номинальным диаметром DN 1400 1000 м; газопровода номинальным диаметром менее DN 1400 до DN 1000 включ. От оси крайнего пути железных дорог общего пользования 40; от оси крайнего пути промышленных дорог 25; от подошвы земляного полотна автомобильных дорог 25. Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.
Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа. Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.
При прокладке трубопровода без защитных футляров вышеуказанные глубины следует принимать до верхней образующей трубопровода. Заглубление участков трубопровода под автомобильными дорогами на территории КС, НПС и ПС принимают в соответствии с требованиями. Расстояние между параллельными трубопроводами на участках их переходов под железными и автомобильными дорогами следует назначать исходя из грунтовых условий и условий производства работ, но во всех случаях это расстояние должно быть не менее расстояний, принятых при подземной прокладке линейной части магистральных трубопроводов. Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается. Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м, не более: для стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных железных дорог - 10; для стрелок и крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах - 20 м; для труб, тоннелей и других искусственных сооружений на железных дорогах - 30 м. В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.
При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие прохождение СОД. Прямолинейные балочные переходы допускается проектировать без компенсации продольных перемещений трубопроводов с учетом требований раздела. При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях в проектной документации допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты. Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями раздела.
(Измененная редакция. В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега. На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м. При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения величины продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) с целью восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.
В балочных системах трубопроводов в местах их выхода из грунта опоры допускается не предусматривать. В местах выхода трубопровода из слабосвязанных грунтов следует предусматривать мероприятия по обеспечению его проектного положения (искусственное упрочнение грунта, укладку железобетонных плит и др.). Опоры балочных систем трубопроводов следует проектировать из несгораемых материалов. При проектировании надземных трубопроводов следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от опор с обеспечением мер защиты персонала при грозовых разрядах.
Высоту от уровня земли или верха покрытия дорог до низа трубы следует принимать в соответствии с требованиями, но не менее 0,5 м. Высота прокладки трубопроводов над землей на участках, где предусматривается использование многолетнемерзлых грунтов в качестве основания, должна назначаться из условия обеспечения многолетнемерзлого состояния грунтов под опорами и трубопроводом. При проектировании трубопроводов для районов массового перегона животных или их естественной миграции минимальные расстояния от уровня земли до трубопроводов следует принимать по согласованию с заинтересованными организациями. При прокладке трубопроводов через препятствия, в том числе, через овраги и балки, расстояние от низа трубы или пролетного строения следует принимать при пересечении: оврагов и балок - не менее 0,5 м до уровня воды при 5% обеспеченности; несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход, - не менее 0,2 м до уровня воды при 1% обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода; судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов. Возвышение низа трубы или пролетных строений при наличии на несудоходных и несплавных реках заломов или корчехода устанавливается особо в каждом конкретном случае, но должно быть не менее 1 м над горизонтом высоких вод (по году 1% обеспеченности), 11.9. При прокладке трубопроводов через железные дороги общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов следует принимать в соответствии с требованиями габарита «С». Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее.
Сп 36 13330 2012 For Sale
До подошвы откоса насыпи 5; до бровки откоса выемки 3; до крайнего рельса железной дороги 10. В местах надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них. Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по стандартам на трубы. Расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R 1 и R 2 следует определять по формулам (3) где m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице; k 1, k 2 - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам и; k н - коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице. Значение коэффициента надежности по материалу k 1 Сварные из стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами 1,34 Сварные, изготовленные двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом и подвергнутые автоматическому контролю в объеме 100% сварных соединений неразрушающими методами. Величина и размерность Плотность ρ 7850 кг/м 3 Модуль упругости E 0 206000 МПа Коэффициент линейного расширения a 0,000012 град - 1 Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла: упругой µ 0 0,3 пластической µ по 12.1.4.
Значения характеристик грунтов следует принимать по данным инженерных изысканий с учетом прогнозирования их свойств в процессе эксплуатации. Расчетные нагрузки, воздействия и их сочетания должны приниматься в соответствии с требованиями СП 20.13330. При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Коэффициенты надежности по нагрузке следует принимать по таблице.
Снип Магистральные Трубопроводы
Допускается принимать коэффициент надежности по внутреннему давлению менее указанного в таблице, исходя из условий эксплуатации трубопровода. (Измененная редакция.
При определении рабочего давления для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна учитываться технологическая схема транспортирования продукта. При этом принятое рабочее давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре для данного участка трубопровода. Через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГВВ 1% обеспеченности 1,05; русловых, через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ 1,10; через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки 1,15; нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, для которых возможно их опорожнение и замещение продукта воздухом 1,03. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов расчет балластировки должен проводиться с учетом характеристик участка трубопровода: по максимальной расчетной нагрузке, оказываемой трубопроводом (суммарная масса трубопровода и перекачиваемого продукта при k н.в = 1,05 - 1,15); по минимальной расчетной нагрузке (исключая массу перекачиваемого продукта при k н.в = 1,03). При этом должна приниматься максимальная интенсивность балластировки, получаемая по результатам расчета. 7 8 9 10 Сейсмическое ускорение, a с, см/с 2 100 200 400 800 12.7.3. Значение коэффициента k 0 1.
Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа включительно; нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при номинальном диаметре DN от 1000 до 1200. Газопроводы независимо от величины рабочего давления, а также нефтепроводы и нефтепродуктопроводы любого диаметра, обеспечивающие функционирование особо ответственных объектов. Переходы трубопроводов через водные преграды с шириной по зеркалу в межень 25 м и более 1,5 2. Газопроводы при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа; нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при номинальном диаметре DN от 500 до 800 1,2 3.
Нефтепроводы при номинальном диаметре DN менее 500 1,0 Примечание - При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент k 0 для трубопроводов, указанных в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5. Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации в соответствии.
Значения коэффициента повторяемости землетрясений k п следует принимать по таблице. 500 лет 1000 лет 5000 лет Коэффициент повторяемости k п 1,10 1,0 0,95 12.7.9. Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия следует производить согласно требованиям. 1,0 1,5 2,0 Коэффициент несущей способности детали η в 1,30 1,15 1,00 12.8.2. В том случае, когда кроме внутреннего давления тройниковые соединения подвергаются одновременному воздействию изгиба и продольных сил, для предотвращения недопустимых деформаций должно выполняться условие (54) где s 1, s 2, s кр - напряжения кольцевое, продольное и касательное в наиболее напряженной точке тройникового соединения соответственно, определяемые от нормативных нагрузок и воздействий; - обозначение то же, что в формуле.
Охрана окружающей среды 13.1. В проектной документации на прокладку трубопроводов необходимо предусматривать решения по охране окружающей среды при сооружении трубопроводов и последующей их эксплуатации, соответствующие требованиям государственного законодательства РФ и межгосударственным соглашениям. При подземной и наземной (в насыпи) прокладках трубопроводов необходимо предусматривать противоэрозионные мероприятия с использованием местных материалов, а при пересечении подземными трубопроводами крутых склонов, промоин, оросительных каналов и кюветов в местах пересечений - перемычки, предотвращающие проникание в траншею воды и распространение ее вдоль трубопровода. При прокладке трубопроводов в земляных насыпях на пересечениях через балки, овраги и ручьи следует предусматривать устройство водопропускных сооружений (лотков, труб и т.п.). Поперечное сечение водопропускных сооружений следует определять по максимальному расходу воды повторяемостью один раз в 50 лет. Крепление незатопляемых берегов в местах пересечения подземными трубопроводами следует предусматривать до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным паводковым горизонтом повторяемостью один раз в 50 лет и на 0,5 м - над высотой вкатывания волн на откос. На затопляемых берегах кроме откосной части должна укрепляться пойменная часть на участке, прилегающем к откосу, длиной 1 - 5 м.
Ширина укрепляемой полосы берега определяется проектной документацией в зависимости от геологических и гидрогеологических условий. Проектные решения по прокладке в оползневых районах должны приниматься из условия исключения возможного нарушения природных условий (глубокие забивные и буронабивные сваи или столбы и т.п.) и содержать информацию о допустимых изменениях параметров, характеризующих безопасность сооружения и эксплуатации трубопровода.
При прокладке трубопроводов необходимо предусматривать рекультивацию плодородного слоя почвы. Основным принципом использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания должен являться принцип I по пункту. При пересечении трубопроводом участков с подземными льдами и наледями, а также при прокладке трубопроводов по солифлюкционным и опасным в термоэрозионном отношении склонам и вблизи термоабразионных берегов водоемов проектной документацией должны предусматриваться: специальные инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений и развитию криогенных процессов; мероприятия по максимальному сохранению растительного покрова; подсыпка грунта и замена пучинистых грунтов на непучинистые; дренаж и сток вод; выравнивание и уплотнение грунтового валика над трубопроводом. При прокладке трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах на участках с льдистостью менее 0,1 допускается их оттаивание в процессе строительства или эксплуатации. На участках с таликами используются грунты основания в талом состоянии. Допускается многолетнее промораживание талых непучинистых грунтов при прокладке газопроводов, транспортирующих газ с отрицательной температурой. (Измененная редакция.
Блaгодаря кoмпактным рaзмерам (730 х 400 х 299 мм) кoтел MAIN Four мoжет быть легкo устaновлен в любыx услoвиях oграниченного прoстранства. Описание Baxi Main Four 24 Кoтел MAIN Four - этo четвертoе пoколение нaстенных гaзовых кoтлов от кoмпании BAXI, являющeеся прoдолжением ширoко извeстной в Рoссии сeрии MAIN Digit. Baxi main four 24f инструкция.
На участках трассы трубопроводов, прокладываемых в пределах урочищ с интенсивным проявлением криогенного пучения, необходимо предусматривать проектные решения по предупреждению деформаций оснований (уменьшение глубины сезонного оттаивания, устройство противопучинистых подушек и т.п.). Эрозирующие овраги и промоины, расположенные вблизи трассы трубопроводов, должны быть укреплены. Требования по охране окружающей среды следует включать в проектную документацию отдельным разделом, а в сметах предусматривать необходимые затраты. Требования к гидравлическим испытаниям и рекультивации должны регламентироваться в проектной документации в виде самостоятельных подразделов. Для трубопроводов, прокладываемых в районах Крайнего Севера и морских районах, прилегающих к северному побережью Российской Федерации, в проектной документации должны предусматриваться дополнительные мероприятия по охране окружающей среды в этих районах согласно действующим федеральным законам Российской Федерации.
При проектировании перехода нефтепровода (нефтепродуктопровода) через судоходную реку или реку шириной русла в межень более 500 м, необходимо предусматривать возможность осуществления мониторинга состояния подводных переходов. При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями, и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке. (Измененная редакция. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.
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. Минимальное расстояние, м, до оси трубопроводов номинальным диаметром DN до 150 включительно свыше 150 до 300 включительно свыше 300 до 400 включительно 1.
Снип 2 05 06 85
Города и поселения городского типа 2000 3000 5000 2. DN Рабочее давление, МПа Ударная вязкость KCV при температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при эксплуатации, Дж/см 2, не менее Процент доли вязкой составляющей в изломе образца ИПГ при температуре, равной минимальной температуре стенки газопровода при эксплуатации,%, не менее основного металла сварного соединения До 500 10,0 и менее 25 25 - 500 - 600 10,0 и менее 29 29 - 700 - 800 10,0 и менее 29 5,5 и менее 29 7,5 39 10,0 59 5,5 и менее 39 7,5 59 10,0 78 7,5 78 10,0 108 39 85 Примечания 1. Для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по волокну в изломе не предъявляются. Требования по ударной вязкости и волокну в изломе для труб с нормативным временным сопротивлением свыше 590 МПа должны быть установлены в стандартах на трубы.