СП 536.1325800.2024 Действует

8.18 Проверка прочности газопроводов из полиэтилена состоит в соблюдении следующих условий:

8.25 Значения коэффициента защемления газопровода из полиэтилена в грунте m0_00​ , скоростей распространения продольных сейсмических волн νc\nu_cνc​ и сейсмических ускорений aca_cac​ определяются по таблицам 8.3 и 8.4.

Таблица 8.3 – Значения коэффициента защемления трубопровода в грунте и скоростей распространения продольных сейсмических волн

Таблица 8.4 – Значения сейсмических ускорений

8.26 Для газопроводов из полиэтилена, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации 0 °С для различных значений SDR и MRS даны на рисунках 8.1–8.3.

8.30 При балластировке газопровода из полиэтилена грунтом обратной засыпки, закрепляемым НСМ, высота грунта H0_00​ , закрепляемого в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха, закрепляемого НСМ, грунта), должна быть не менее величины, определяемой по формуле

8.33 Для обеспечения допустимой овализации поперечного сечения газопровода из полиэтилена должно соблюдаться условие

8.34 Составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки Q определяются по формулам:

Таблица 8.6 – Значение коэффициента kгр_{гр}гр​

Таблица 8.7 – Значения коэффициентов приведения нагрузок

9.1.5 Диаметр и материал защитного футляра определяются в проекте из условия производства работ и конструкции переходов.

9.2.1 Диаметр ПТ из неметаллических труб должен определяться расчетом в соответствии с требованиями 9.3 с учетом максимального рабочего давления, определенного в 8.7 [формула (8.1)].

9.3.2.1 При отсутствии вязкостно-температурной кривой динамическую вязкость нефти μнт\mu_н^тμнт​ , мПа·с, при температуре Т, °С, допускается определять по формуле

9.3.2.2 При отсутствии вязкостно-температурной кривой

9.3.2.6 При отсутствии кривой растворимости газа в нефти объем

9.3.2.12  Плотность газовой фазы ρгр‾\rho_{\overline{гр}}ρгр​​ , кг/м3, при рабочих условиях определяют по формуле

9.3.2.13 Истинное газосодержание определяют по формулам:

9.3.2.15

9.3.2.14  Истинную плотность смеси ρ(αвх)\rho(\alpha_{вх})ρ(αвх​) , кг/м3, определяют по формуле

9.3.2.18 Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления ψ определяют по формуле

9.3.2.22 Потери давления на гидравлические сопротивления при

9.3.2.26 Коэффициент, учитывающий устойчивость газовых включений в смеси, Ку_уу​ определяют по формуле

9.3.2.24

9.3.2.25 В зависимости от полученных значений νсм\nu_{см}νсм​ и β по таблице 9.1 определяют структуру потока:

- при расслоенной структуре потока перепады практически можно не учитывать, то есть Δρсм\rho_{см}ρсм​ ≈ 0;

- при пробковой структуре потока расчет проводят по параметрам смеси по таблице 9.1.

Таблица 9.1 – Границы существования структурных форм ГЖС на нисходящих участках нефтегазопроводов

9.3.2.33 Число Рейнольдса смеси при β < 0,9 определяют по формуле

9.3.2.35 Потери давления на гидравлические сопротивления

9.3.5 Вязкость нефти при определении числа Рейнольдса должна приниматься при минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.

9.3.4 Значения коэффициентов эквивалентной шероховатости полимерных труб следует определять в соответствии с СП 399.1325800.2018 (таблица А.1 приложения А).

9.3.7 Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды, следует осуществлять в соответствии с требованиями СП 399.1325800.2018 (подраздел 5.5).

9.3.6.6 Для оценочных расчетов гидравлический расчет сложных участков газопроводов без учета рельефа трассы допускается выполнять, исходя из гидравлического расчета эквивалентного однониточного участка по формулам:

Формулы (9.67) и (9.68) справедливы при квадратичном режиме течения газа по трубам.

9.4.5 Надземная прокладка ПТ при соответствующем обосновании допускается на отдельных участках неустойчивых грунтов, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций, в районах горных выработок, оползней и районах распространения ММГ.

9.5.2 Основной принцип использования ММГ с относительной осадкой при оттаивании свыше 0,1 – принцип I по СП 25.13330.

13.7 При многониточной прокладке неметаллических ПТ допускается их одновременное испытание.

15.4 Минимальная ширина полосы рекультивации должна превышать ширину траншеи с каждой стороны на 0,5 м.

15.5 При наличии путей миграции животных по трассе трубопровода необходимо предусмотреть мероприятия по защите животного мира.

15.6 При пересечении рек и других водных объектов рыбохозяйственного назначения должны быть предусмотрены рыбоохранные и компенсационные мероприятия.

15.9 Проектируемые мероприятия для защиты объектов животного мира в местах строительства и эксплуатации неметаллических ПТ должны исключать нарушения путей массовой миграции животных. Животные должны быть ограждены от техногенных воздействий.

5.2 К неметаллическим ПТ, транспортирующим среды, содержащие сероводород, следует относить трубопроводы, по которым транспортируются среды с парциальным давлением сероводорода более 0,0003 МПа (300 Па).

5.3 Выбор типа неметаллических труб для проектирования ПТ должен производиться в пределах установленного диапазона характеристик труб, предусмотренных нормативами на их изготовление. Диаметры труб следует выбирать на основе результатов гидравлических расчетов.

5.9 Запорная арматура должна быть равнопроходного сечения. Соединительные детали, применяемые для строительства трубопроводов, должны быть равнопрочными и равнопроходными с применяемыми трубами.

5.21 Конструкция и материалы трубопроводов из неметаллических труб должны предотвращать накопление и обеспечивать снятие зарядов статического электричества с учетом требований ГОСТ 31610.32-1 и [3]. Для трубопроводов из стеклопластиковых труб в части защиты от статического электричества следует дополнительно учитывать требования ГОСТ Р 59411–2021 (пункт 5.8).

8.6 Расчетные нагрузки, воздействия и их возможные сочетания необходимо определять в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (раздел 12).

8.7 Допустимое рабочее давление транспортируемой среды P_дп определяется по формулам:

Pдп≤min[MOP1;MOP2],P_{дп}\le min[MOP_1;MOP_2],Pдп​≤min[MOP1​;MOP2​], (8.1)

MOP1=PLPLγfкэ,MOP_1=\frac{P_{LPL}}{\gamma f_{кэ}},MOP1​=γfкэ​PLPL​​, (8.2)

γ=(γfγn)γc\gamma=\frac{(\gamma_f\gamma_n)}{\gamma_c}γ=γc​(γf​γn​)​ , (8.3)

где MOP1_11​ – расчетное максимальное рабочее давление транспортируемой среды, МПа;

MOP2_22​ – максимальное рабочее давление, МПа, определяемое в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58121.2–2018 (раздел 7.4) для полиэтиленовых однослойных труб; ГОСТ Р 59834–2021 (приложение В) для гибких полимерных армированных труб; ГОСТ Р 59411–2021 (раздел 8) для стеклопластиковых труб; для гибких полимерных армированных труб, для труб полимерных, армированных металлическим каркасом – по документам по стандартизации, утвержденным в установленном порядке; или в соответствии с иным документом, утвержденным в порядке, установленном [4] для неметаллической трубной продукции.

PLPL_{LPL}LPL​ – нижний доверительный предел прогнозируемого гидростатического давления, МПа;

γ\gammaγ – интегральный коэффициент безопасности;

fкэf_{кэ}fкэ​ – коэффициент надежности по классу эксплуатации;

γf\gamma_fγf​ – коэффициент надежности по нагрузке, определяется для внутреннего давления среды по СП 284.1325800.2016 (таблица 6);

γn\gamma_nγn​ – коэффициент надежности по назначению, определяется по СП 284.1325800.2016 (таблица 3);

γc\gamma_cγc​ – коэффициент надежности по условиям работы трубопровод, определяется по СП 284.1325800.2016 (таблица 4).

______________

Необходимый уровень конструктивной надежности неметаллических ПТ определяется в формате метода интегрального коэффициента безопасности, где частные коэффициенты безопасности (коэффициенты нагрузки и коэффициенты сопротивления) применяются к результатам действия нагрузки (характеристические значения нагрузки) и к переменным сопротивления (характеристические значения сопротивления) с учетом коэффициентов надежности.

8.9 Классы эксплуатации неметаллических трубопроводов установлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Классы эксплуатации неметаллических трубопроводов

8.16 Надземные участки трубопроводов из полиэтилена для транспортирования продукции в жидком состоянии рассчитываются в соответствии с методикой СП 399.1325800.2018 (подраздел 5.4).

Примечание – Расчет шага опор по СП 399.1325800 учитывает продольные напряжения.

8.14 Надземные участки трубопровода из стеклопластиковых труб рассчитываются по методике ГОСТ Р 59411–2021 (подраздел 8.8).

10.7 Конструкции балластирующих устройств должны оказывать на трубопровод рассредоточенное воздействие во избежание возникновения недопустимых деформаций труб. Балластирующие устройства не должны влиять на изменение формы трубы.

9.3.3.1 Коэффициент гидравлического сопротивления при выполнении гидравлического расчета нефтепроводов для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует определять в зависимости от величины числа Рейнольдса Re:

9.3.2.29 Истинную плотность смеси ρ(αнх)\rho\left(\alpha_{нх}\right)ρ(αнх​), кг/м3, определяют по формуле

13.1 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания неметаллических ПТ устанавливаются в проектной документации с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (раздел 24) и СП 411.1325800.

5.16 Необходимость установки узлов пуска и приема ВТУ, их конструкция и расположение должны определяться проектом с учетом равнопроходности участков неметаллических ПТ.

10.6 Балластирующие устройства на трубопроводе необходимо располагать между соединениями труб. Расстояние от места соединения труб до края балластирующего устройства следует принимать равным не менее 0,5 м.

9.4.3    Заглубление водоводов должно быть:

- для пресной воды – согласно СП 31.13330.2021 (пункты 11.40–11.43);

- пластовых вод и подтоварных вод – согласно таблице 9.2;

- сточных вод – согласно СП 32.13330.2018 (пункты 6.2.4 и 6.2.5).

Таблица 9.2 – Глубина укладки трубопроводов, транспортирующих пластовые и подтоварные воды

15.13 Варианты удаления воды, подвергшейся воздействию загрязнителей, после гидростатических испытаний включают закачку в скважины для захоронения, сброс в источник воды вверх и вниз по течению от места забора или сброс в поверхностные воды при обеспечении соответствующих требований к очистке сточных вод и нормативам содержания загрязняющих веществ в водном объекте.

5.11 Для надземных участков (узлов задвижек) предусматривают молниезащиту. Проектирование и устройство молниезащиты осуществляются в соответствии с ГОСТ Р 59789 и [2].

9.1.2 Прокладка неметаллических ПТ по территориям населенных пунктов, вахтовых жилых комплексов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов не допускается.

9.5.7 Основание под трубопроводы на территориях с особыми условиями проектируют с учетом требований СП 22.13330.

10.3 Для надземных переходов неметаллических ПТ должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от любых видов тепловых и механических воздействий на трубопроводы.

15.10 При вырубке леса в полосе отвода в составе подготовительных работ следует обеспечивать утилизацию порубочных остатков.

9.3.6.2  Пропускную способность однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа q , млн м3/сут, вычисляют по формулам:

9.4.7 Величина пролетов трубопроводов рассчитывается в зависимости от принятой схемы и конструкции надземной прокладки в соответствии с требованиями 8.15, 8.16, 8.17 и СП 399.1325800.2018 (подраздел 5.4).

9.1.7 На всех участках трассы должна быть обеспечена возможность подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.

8.15 Прочностной расчет трубопроводов из полиэтилена для транспортирования продукции в жидком состоянии выполняется в соответствии с методикой СП 399.1325800.2018 (приложение В). Расчет трубопровода на всплытие проводится в соответствии с методикой СП 399.1325800.2018 (приложение Д).

8.17 Расчет на прочность и устойчивость положения, в том числе в обводненном грунте, полимерных армированных трубопроводов должен выполняться в соответствии с требованиями документов по стандартизации, утвержденных в установленном порядке.

8.19 Значения σпрF,σпрNS\sigma_{прF},\sigma_{прNS}σпрF​,σпрNS​ и σпрS\sigma_{прS}σпрS​ должны определяться по формулам:

8.20 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопровода из полиэтилена в пучинистых грунтах, должны приниматься в зависимости от глубины промерзания по таблице 8.2.

Таблица 8.2 – Дополнительные напряжения, обусловленные прокладкой трубопровода в пучинистых грунтах

8.28 Значения коэффициента надежности устойчивого положения γ_a для различных участков газопроводов из полиэтилена принимаются по таблице 8.5.

Таблица 8.5 – Значения коэффициента надежности устойчивого положения

8.24 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопровода из полиэтилена в сейсмических районах, определяются по формуле

8.27 При балластировке газопровода из полиэтилена пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть не более определяемых условиями:

8.3 Неметаллические ПТ I и II классов опасности по [5] относятся к сооружениям класса КС-3 по ГОСТ 27751.

9.3.2.23 Перепад давления на гидравлические сопротивления Δpτсм_{\tauсм}τсм​ , Па, определяют по формуле

9.3.2.30

9.3.2.27 Относительную скорость газа при нисходящем пробковом

9.3.2.28 Истинное объемное газосодержание αнх_{нх}нх​ определяют по формуле

9.3.2.31 Расходную плотность смеси ρ(β), кг/м3, определяют по формуле

9.3.2.32 Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления ψнх_{нх}нх​ определяют по формуле

5.1 Срок эксплуатации неметаллического трубопровода устанавливается в проектной документации. Срок эксплуатации неметаллического трубопровода не должен превышать расчетные сроки службы неметаллических труб, соединительных деталей и запорно-регулирующей арматуры, входящих в его состав, установленные в соответствующих стандартах на продукцию.

5.5 Класс и категория неметаллического ПТ (участка неметаллического ПТ) устанавливается согласно требованиям СП 284.1325800.2016 (пункты 5.2, 5.3 и 6.2). Граница неметаллического ПТ – запорная арматура, установленная на входе трубопровода на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки.

5.10 Размещение запорно-регулирующей и предохранительной арматуры должно соответствовать требованиям СП 284.1325800.2016 (подраздел 9.2).

5.12 При строительстве неметаллических трубопроводов отдельные участки допускается сооружать из стальных труб и соединительных деталей. При проектировании и строительстве участков стальных трубопроводов должны соблюдаться требования СП 284.1325800. Противокоррозионная защита стальных элементов неметаллических ПТ осуществляется в соответствии с ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164 и СП 424.1325800.

9.5.6 Расчет на прочность и устойчивость участков ПТ, проектируемых для строительства в сейсмических районах, должен выполняться на основные и особые сочетания нагрузок с учетом расчетной сейсмической нагрузки в соответствии с требованиями СП 20.13330.

9.3.3.2 Перепад давления ΔPнф\Delta P_{нф}ΔPнф​ , МПа, на участке нефтепровода

9.3.6 Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления при транспортировании нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, компрессорных станций, ЦПС, газоперерабатывающих заводов и собственных нужд промпредприятий, газопроводов для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

15.2 Технические решения, принимаемые по прокладке неметаллических ПТ, должны соответствовать требованиям СП 393.1325800.2018 (раздел 11) и обеспечивать безопасность местного населения при производстве работ по строительству и дальнейшей эксплуатации ПТ и сопутствующих объектов.

15.8 При проектировании противоэрозионных мероприятий должно быть обеспечено сохранение водорегулирующих условий поверхностного стока для зоны влияния ПТ на участках пересечения им постоянных и временных малых водотоков, водоемов, береговых участков крупных водотоков, склонов различных форм рельефа, оврагов, ложбин и балок.

13.4 Значение испытательных давлений устанавливается в проектной документации в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (таблица 30).

9.1.1 Трасса неметаллических ПТ выбирается из нескольких возможных вариантов на основе экономической и экологической оценки с учетом условий их строительства, специфики обслуживания в период эксплуатации, необходимости установления зон с особыми условиями использования территории.

15.12 Забор воды для гидростатических испытаний не должен отрицательно влиять на уровень, расход и качество природных водных объектов. Скорость (или объем) отбора воды для испытания не должна превышать разрешенные нормы расхода источника воды. При испытании неметаллических ПТ контрольные коллекторы, устанавливаемые на секциях вновь построенного трубопровода, должны находиться за пределами водоохранных зон.

10.9 Переходы неметаллических ПТ через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям или в местах с нулевыми отметками и, в исключительных случаях при соответствующем обосновании, в выемках дорог. Прокладка трубопровода через тело насыпи железной дороги, автомобильной дороги или других сооружений не допускается. Пересечение автомобильных и железных дорог в местах поворота трубопровода в плане не допускается. Трубопровод следует располагать под земляным полотном железной и автомобильной дороги.

7.3 Неметаллические ПТ должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.

6.7 Степень агрессивного воздействия водных сред на неметаллические ПТ принимается в соответствии с требованиями методических рекомендаций по применению СП 399.1325800.

6.5 Основными техническими и эксплуатационными характеристиками труб являются: тип трубы, тип соединения, номинальное рабочее давление, номинальный диаметр.

8.11 Расчет трубопровода из неметаллических труб на прочность и устойчивость должен включать в себя проверку принятой в проекте конструкции трубопровода на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с учетом линейного расширения на протяженных участках с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия). Максимальное рабочее давление в расчетах на прочность и устойчивость не должно превышать давления, рассчитанного по формуле (8.1).

5.20 Неметаллические ПТ, транспортирующие жидкие и газообразные углеводороды, должны быть оснащены системами постоянного контроля их герметичности. Допускается применять как технологии обнаружения утечки по технологическим параметрам перекачки (с применением средств АСУ ТП и КИПиА), так и технологии обнаружения утечки на основе других физических параметров (с применением дополнительных аппаратных средств), обеспечивающие параметры обнаружения утечки на уровне не ниже, чем системы, работающие на основе анализа технологических параметров перекачки.

8.21 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопровода из полиэтилена в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, равны 0,6 МПа, в сильнонабухающих грунтах и на подрабатываемых территориях – 0,8 МПа.

8.8 Коэффициент надежности по классу эксплуатации fкэf_{кэ}^{}fкэ​ следует принимать:

- не менее 1,0 для трубопроводов 3-го класса эксплуатации;

- не менее 1,25 для трубопроводов 2-го класса эксплуатации;

- не менее 1,5 для трубопроводов 1-го класса эксплуатации.

_________

Коэффициент надежности по классу эксплуатации принимается независимо от материала трубы и относится в целом к трубопроводу. Численные значения коэффициента по транспортируемой среде установлены исходя из сопоставимого уровня надежности стальных и неметаллических трубопроводов.

8.23 Дополнительные напряжения при прокладке газопровода из полиэтилена в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.

8.22 Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40 наружных диаметров в обе стороны от него.

9.3.2.8 Расход смеси в рабочих условиях qсм_{см}см​ , м3/с, следует определять по формуле

qсм=qж+qгр‾.q_{см}=q_ж+q_{\overline{гр}}.qсм​=qж​+qгр​​. (9.10)

9.3.2.9 Объемное расходное газосодержание β определяют по формуле

β=qгр‾qсм.\beta=\frac{q_{\overline{гр}}}{q_{см}}.β=qсм​qгр​​​. (9.11)

9.3.2.34 Коэффициент гидравлического сопротивления смеси λсм_{см}см​ определяют по формулам:

9.3.2.17     Истинную скорость жидкой фазы νж\nu_жνж​ , м/с, определяют по формуле

νж=νсм1−αвх\nu_ж=\frac{\nu_{см}}{1-\alpha_{вх}}νж​=1−αвх​νсм​​ , (9.20)

9.3.2.38 Полученное в результате расчета среднее давление в трубопроводе определяется по формуле

9.3.2.37 При одинаковых диаметрах и пробковых структурах потока на восходящем и нисходящем участках общий перепад давления будет равен

9.5.4 На участках строительства, где возможно развитие криогенных процессов, во время всего срока строительства должен проводиться мониторинг фактического состояния ММГ в части контроля соответствия их характеристик прогнозным значениям, указанным в проектной (рабочей) документации.

9.5.3 Работы на ММГ должны производиться в зимний период с обеспечением сохранности покровного растительного слоя грунта вне зоны траншеи. Способ разработки траншеи на ММГ должен выбираться в зависимости от физико-механических свойств грунта и степени его промерзания.

9.5.1 При проектировании ПТ на многолетнемерзлых, пучинистых и просадочных грунтах, должны соблюдаться требования СП 22.13330, СП 25.13330; СП 36.13330, СП 45.13330, СП 48.13330, СП 86.13330, СП 126.13330, СП 410.1325800.

15.7 Прокладка трубопроводов должна быть запрещена на участках водоемов, имеющих особую ценность для воспроизводства рыбных запасов (нерестилища, зимовальные ямы и т. д.), для защиты рыбохозяйственных водоемов и сохранения рыбных запасов.

13.5 Проверку участка или ПТ в целом на герметичность проводят после испытания на прочность снижением испытательного давления до максимального рабочего (принимаемого по проекту) и его выдержки в течение времени, необходимого для осмотра трассы и контроля герметичности всех стыковых соединений, но не менее 12 ч.

5.18 Длина прямых вставок определяется конструктивными особенностями применяемых неметаллических труб, но должна составлять не менее 500 мм, для стеклопластиковых труб – не менее 300 мм.

8.13 Проверка несущей способности по условию устойчивости круглой формы поперечного сечения стеклопластиковых труб определяется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 59411–2021 (подраздел 8.7).

8.10 Нагрузки и воздействия, вызываемые нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования, неравномерными деформациями грунта следует устанавливать в проектной документации в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации трубопровода на основе анализа возможных непроектных режимов функционирования конструкции трубопровода. Нагрузки и воздействия при непроектных режимах эксплуатации трубопровода должны учитываться при оценке рисков аварий и их последствий в рамках декларации промышленной безопасности в соответствии с [6, пункт 32а].

8.29 Коэффициент надежности по материалу пригруза γb\gamma_bγb​ принимается:

- для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью – 0,85;

- для чугунных грузов – 0,95.

9.2.3 При невозможности прокладки ПТ с соблюдением радиусов упругого изгиба для поворота трассы трубопровода следует использовать соединительные детали.

9.3.2 Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, следует проводить согласно 9.3.2.1–9.3.2.37, с учетом свойств транспортируемых продуктов.