СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3. Комплексные измерения технологических и технических параметров трубопровода проводятся в соответствии с "Регламентом измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций" (приложение 2).
Приложение 2. РЕГЛАМЕНТ (Временный) измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций
Приложение 2
МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ УТВЕРЖДАЮ:
Заместитель министра газовой промышленности
С.С.Каширов
|
|
31 |
января 1984 г. |
|
СОГЛАСОВАНО: |
СОГЛАСОВАНО: |
|||
Начальник управления по |
Начальник Главгосгазнадзора СССР |
|||
транспортировке и поставкам газа |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ю.Н.Аргасов |
|
Р.Г.Курченков |
|
|
|
|
|
19 |
октября 1983 г. |
|
19 октября 1983 г. |
|
|
|
|
РЕГЛАМЕНТ (Временный) измерений, необходимых для диагностики механической надежности линейной части
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
магистральных газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территориях компрессорных станций
Ректор МИНХ и ГП имени И.М.Губкина В.Н.Виноградов
Директор ВНИИГАЗа
А.И.Гриценко Директор ПО "Союзоргэнергогаз"
Б.Л.Кутаркин
Регламент разработан МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, ВНИИГАЗом и ПО "Союзоргэнергогаз" на основании постановления коллегии министерства газовой промышленности N 2 от 3 февраля 1983 г.
Регламент разработали: П.П.Бородавкин (МИНХ и ГП им. И.М.Губкина), Э.М.Гутман (ВНИИГАЗ), А.Д.Тихонов (ПО "Союзоргэнергогаз") - руководители работы; А.М.Синюков, В.А.Козлов, И.Е.Литвин, А.Г.Дорофеев, И.В.Иваник, В.П.Бородавкин, А.И.Копосов (МИНХ и ГП им. И.М.Губкина); С.В.Карпов, В.К.Скубин, Н.А.Петров, Ж.А.Полузьян, Н.А.Карпова, В.Н.Музыкантов, П.И.Данилин (ВНИИГАЗ); П.Н.Демьянец, В.Г.Решетников (ПО "Союзоргэнергогаз"); И.В.Перун (ИФИНГ); В.П.Троценко (Надымское УМГ).
1.Общие положения
1.1.Главным условием обеспечения высокой надежности линейной части газопроводов, включая и технологические трубопроводы на территории компрессорных станций, является гарантия того, что в течение всего периода эксплуатации не наступит ни одно из недопустимых предельных состояний.
1.2.С момента ввода трубопровода в эксплуатацию линейная часть должна работать на расчетные нагрузки. Отдельные участки в результате различного рода отклонений от расчетного состояния испытывают экстремальные нагрузки и воздействия, что является главной предпосылкой возникновения аварийных ситуаций.
1.3.Из всего многообразия таких воздействий можно выделить следующие наиболее существенные:
-изменение расчетного высотного и планового положения труб;
-изменение внешних нагрузок и воздействий (статических и динамических);
-продольные перемещения труб;
-утончение стенок труб за счет различного рода механических воздействий, например, абразивного износа стенок на крутых поворотах труб;
-внутренняя и наружная коррозия труб;
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
-отклонение от расчетных параметров реального давления газа и температурного режима трубопровода;
-нанесение на внутреннюю и наружную поверхность труб различного рода т.н. концентратов (надрезы, задиры, царапины и т.п.);
-изменение напряженного состояния в стенке труб в результате воздействия перечисленных выше факторов.
1.4.Прогноз ожидаемых аварийных ситуаций и разработка плановых и срочных мероприятий по предотвращению возможных разрушений труб могут быть сделаны только при своевременном получении достоверной информации о количественном значении перечисленных выше факторов.
1.5.Практическая реализация количественной оценки действительного состояния газопровода и прогноз его изменения осуществляется службой технической диагностики линейной части трубопровода и технологических трубопроводов на территории компрессорных станций.
1.6.Регламент устанавливает виды, количество, точность и частоту измерений, необходимых для оценки действительного состояния газопроводов.
Оценка действительного состояния и прогноз его изменения во времени, назначение рекомендаций по мероприятиям, устраняющим возникновение опасных состояний, производится по специальным методическим указаниям и инструкциям.
Действие регламента до 1987 г. распространяется на газотранспортные объединения, осуществляющие эксплуатацию газопровода Уренгой-Помары-Ужгород. По мере разработки необходимых средств диагностики, предусмотренных данным регламентом, его действие будет распространено на другие газотранспортные объединения.
2.Организация службы диагностики
2.1.Служба технической диагностики включает Главный центр техдиагностики (ГЦТД), имеющий в своем составе научно-методическую группу (объединение "Союзоргэнергогаз"), информационновычислительный центр на базе КВЦ отраслевой лаборатории "Автоматизация проектирования сооружений нефтяной и газовой промышленности" МИНХ и ГП, а также ряд региональных центров технической диагностики (РЦТД) на базе лабораторий газотранспортных объединений.
2.2.В региональных ЦТД сосредотачивается информация по газопроводам, расположенным в зоне их действия, производится ее обработка и выполняются расчеты по долгосрочному и краткосрочному прогнозу состояния линейной части газопроводов. Все результаты измерений, обследований и обработки, закодированные по единой для всех ЦТД системе, передаются в информационновычислительный центр для проверки, длительного хранения и создания банка данных.
2.3.ГЦТД передает в соответствующие РЦТД "ПО трансгаз" материалы и рекомендации, необходимые для обеспечения нормальной эксплуатации газопроводов.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.4. Соответствующие "ПО трансгаз" организуют выполнение работ по обеспечению надежной эксплуатации газопроводов.
Рекомендации могут быть трех видов:
-меры срочного характера, выполняемые немедленно или в точно указанный срок; невыполнение их приводит к разрыву трубопровода;
-меры временного характера, выполняемые в определенный срок, как приостанавливающие процесс изменения состояния трубопровода после обнаружения опасных отклонений в трубопроводе;
-меры, осуществление которых необходимо, но которые могут быть выполнены в течение времени, превышающего один год.
3.Виды контроля состояния линейной части газопроводов
3.1.Обследование трассы газопроводов. Выполняется визуально с применением технических средств, позволяющих осуществлять подробный осмотр трассы на больших расстояниях.
3.2.Определение действительного положения трубопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине.
3.3.Определение величины продольных перемещений различных сечений трубопровода.
3.4.Определение толщин стенок труб и напряженного состояния трубопровода в различных сечениях.
3.5. Определение состояния изоляционного покрытия и основных характеристик защищенности трубопровода от коррозии.
3.6.Определение физико-механических характеристик грунтов, окружающих трубопровод, и величин отрицательной или положительной плавучести труб.
3.7.Определение внешних силовых воздействий на трубопровод на участках различных категорий.
3.8.Определение внутреннего давления и температуры стенок труб в контролируемых сечениях.
Все виды обследований и измерений по п.п.3.1-3.8 выполняются для участков различных категорий трубопроводов по разработанным методикам с применением соответствующих технических средств контроля и в необходимом наборе элементов.
4.Разделение трубопроводов на участки различных категорий
4.1.В зависимости от природно-климатических и гидрогеологических условий местность вдоль трассы газопроводов подразделяется на следующие группы:
1 группа - равнины - участки с плавными изменениями высот поверхности земли и уклонами до 10°. Как правило, равнины сложены грунтами, позволяющими строительным и транспортным средствам
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
свободно передвигаться.
2 группа - пустыни - малонаселенные районы, с жарким климатом, лишенные, как правило, растительности. Грунты пустынь - песчаные, каменистые, глинистые.
3 группа - болота - избыточно-увлажненные участки земной поверхности, покрытые слоем торфа или заторфованного грунта глубиной от 0,5 м и более.
4 группа - вечная мерзлота - грунты, характеризуемые наличием в их порах замерзшей воды, находящейся ниже глубины деятельного слоя постоянно в замерзшем состоянии.
Особенность вечномерзлых грунтов - очень высокая прочность в мерзлом состоянии и потеря несущей способности при оттаивании.
5 группа - водные преграды - реки I, II, III и IV типа.
6 группа - горы - участки местности с продольными и поперечными уклонами 10° и более.
4.2. Вся линейная часть газопроводов подразделяется на участки, обладающие следующими свойствами:
-участки одинаковой категории обладают одинаковой несущей способностью, независимо от конструктивных особенностей и используемых материалов для труб;
-природные условия на участках одинаковых категорий должны обеспечивать одинаковость внешних силовых факторов и воздействий.
На участках, где необходим уровень надежности, практически исключающий разрушения труб,
расчетная вероятность их неразрушения |
должна быть не ниже 0,999. Этому показателю |
соответствует испытательное давление |
при условии, что кольцевые напряжения при |
этом составят не ниже 
где - математическое ожидание предела текучести металла стенки труб.
Этому требованию должны удовлетворять пересечения газопроводами всех водных преград, пересечения железных дорог, пересечения автодорог 1 и 2-й категорий, трубопроводы на территории компрессорных станций, узлы подключения КС магистрали, газопроводы, проходящие вблизи населенных пунктов.
4.3. Для одинаковости оценки реальных условий работы газопровода на всем протяжении независимо от организации, осуществляющей работы по техдиагностике, каждый участок должен быть отнесен к одной из категорий, приведенной в таблице 4.1.*
________________
* Таблица 4.1 в оригинале не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
Использование других критериев оценки действительного состояния участков газопроводов при
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
выполнении работ по диагностике не допускается.
5.Выполнение требований регламента
5.1.Устанавливается начальное состояние всех контролируемых параметров в течение первого года с момента ввода газопровода в эксплуатацию. Под "начальным" состоянием может пониматься также любое другое состояние в любой момент времени после ввода газопровода в эксплуатацию, если до этого момента диагностика выполнялась не в соответствии с данным регламентом.
5.2.Все контролируемые параметры после определения их начальных значений при последующих измерениях производятся, как правило, в одних и тех же сечениях, за исключением случаев возникновения неожиданных проявлений аварийного состояния газопровода между сечениями, в которых осуществлялся контроль.
5.3.Периодичность, количественные характеристики, точность и достоверность измеряемых величин приводится в разделах, определяющих конкретные виды измерений в различных типах местности.
6.Обследования и измерения общие для любых участков
6.1. Визуальные рекогносцировочные обследования проводятся с помощью технических средств (вертолет, автотранспорт) или пешим прохождением вдоль трассы. При рекогносцировочном обследовании фиксируются в журнале обследований общие впечатления о состоянии трассы с точки зрения возможного воздействия окружающей среды на газопровод и газопровода на окружающую среду. Участки, вызвавшие у обследующих какие-либо вопросы, обязательно фиксируются на фотопленку или видеомагнитофон с вертолета, а также с точек местности, дающих характерное представление об участке. В период обследований производится определение категорий отдельных участков и установление их границ с обязательной привязкой по пикетажу.
Визуальные обследования проводятся ежемесячно.
6.2. Определение физико-механических характеристик грунтов. Измерения проводят 1 раз в 5 лет. Для вновь построенных газопроводов определение физико-механических характеристик грунтов
производят в течение первого года после ввода в эксплуатацию. Определяются влажность, |
- |
|
коэффициент пористости грунта, |
- объемный вес грунта в естественном состоянии, В и |
- |
показатели консистенции и плотности. Физико-механические характеристики определяются через каждые 100 м вдоль главной оси трубопровода для труб диаметром, равным и более 1000 мм.
6.3. Положение главной оси трубопровода по высоте и в плане через каждые 50 м (или непрерывная запись). Положение оси фиксируется в относительных отметках, т.е. привязанных к отметке специального репера или в абсолютных отметках. Точность измерений должна быть не ниже III класса.
На участках газопроводов, потерявших устойчивость, положение главной оси и ее изменение во времени определяется через 10 м. Периодичность измерений - один раз в месяц. После создания автоматизированной системы измерений - ежедневно.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.4.Количественное измерение продольных перемещений фиксированных сечений (через 100-500 м). Периодичность измерений - один раз в месяц; после создания автоматизированной системы измерения - ежедневно. Точность измерений - до 1 см.
6.5.Температура стенки труб и газа через каждые 10 км. Измерения производятся в наиболее холодное и наиболее жаркое время года. Обязательным является фиксирование температуры замыкания монтажных стыков как линейной части, так и технологических трубопроводов КС после монтажа.
6.6.Внутреннее давление газа в трубопроводе измеряется через каждые 10 км в зависимости от условий местности.
Периодичность измерений - ежемесячно.
До оборудования линейной части соответствующими техническими средствами измерения давления и температуры газа производятся на входе и выходе компрессорных станций с периодичностью 6 часов. В конкретных точках по трассе газопровода значения давления и температур определяются расчетом. На крановых узлах измерение давления производится 2 раза в неделю при обследовании трассы.
Проверка показаний манометров производится 1 раз в месяц.
Измерение температур стенок труб, естественной температуры грунта вдоль газопровода, распределения температур в грунте вокруг трубопровода по сезонам года, температуры окружающего воздуха производится выборочно в соответствии с программами обследования температурных режимов и теплового взаимодействия газопроводов с грунтом.
6.7.Определение напряжений в стенках труб, элементах специальных конструкций, а также на участках, потерявших устойчивость. Под элементами понимаются места перехода с одного диаметра на другой, тройниковые соединения и разветвления, компенсаторы, крутозагнутые углы поворота, места опирания труб при надземной прокладке как на магистрали, так и в технологических трубопроводах на территории компрессорных станций, узлы подключения. Выполняется ежемесячно, а также при возникновении резких изменений состояния на отдельных участках.
6.8.Сварные стыки на участках газопроводов, изменивших состояние, должны быть проконтролированы физическими методами контроля (рентген, гамма-лучи, ультразвук и т.п.) сразу же после обнаружения изменения состояния, а в последующем не реже 1 раза в год.
6.9.Проведение контроля за вибрацией трубопроводов и технологического оборудования КС и проведение паспортизации динамических характеристик элементов, подверженных вибрации, должно осуществляться не реже 1 раза в год. При обнаружении экстремальных ситуаций частота замеров увеличивается до 4 раз в год.
6.10.Определение производительности газопровода на участках между КС (по данным замерных узлов и расходу газа на собственные нужды КС). Периодичность определения 1 раз в сутки.
6.11. Определение состава перекачиваемого газа, включая -плотность газа при стандартных
условиях, - средняя удельная изобарная теплоемкость газа. Периодичность измерения -
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ежемесячно.
6.12. Все характеристики, измеряемые впервые принимаются за "начальные" и обозначаются с индексом "0".
7.1*. Контроль коррозионного состояния магистральных газопроводов включает в себя: контроль удельного электрического сопротивления грунта;
________________
* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
контроль состояния изоляционных покрытий;
контроль состояния отдельных установок и всей технологической системы электрохимзащиты;
контроль защищенности трубопроводов по длине и во времени, заключающийся в измерении потенциалов "сооружение-земля" и сравнении их с нормативными;
7.2.Состояние изоляции законченных строительством магистральных газопроводов контролируется искателями повреждений, а также измерением переходного сопротивления "труба-земля".
7.3.Контроль состояния изоляционных покрытий эксплуатируемых магистральных газопроводов должен проводиться:
а) путем электрических измерений не реже 1 раза в два года,
б) путем выборочного шурфования. Периодичность - каждые 3 года с начала эксплуатации трубопровода (исходное состояние изоляции и свойства покрытия при сдаче газопровода являются отправной точкой при последующих осмотрах и проведении статистического анализа); один раз в год при достижении критических значений ЭХЗ и снижении локального переходного сопротивления до 10
Ом·м .
При этом следует проводить измерения сплошности покрытия, адгезии, толщины покрытия и переходного электросопротивления покрытия.
7.4.Лабораторные испытания покрытий выполняются в год сдачи магистрального газопровода и через каждые 3 года эксплуатации.
7.5.Коррозионное состояние трубопроводов определяют осмотром и измерением в контрольных шурфах в первую очередь:
на участках с неудовлетворительным состоянием защитных покрытий;
на участках, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины;
на коррозионно опасных участках трассы, к которым относятся горячие участки с температурой транспортируемого газа выше 40 °С, участки газопроводов, эксплуатирующиеся в условиях
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Казахстана, Средней Азии, Юга Европейской части (южнее 50-й параллели северной широты), в засоленных почвах;
на территории КС;
на пересечениях с трубопроводами;
на участках блуждающих токов.
При визуальном осмотре и инструментальном измерении коррозионного состояния сооружения в шурфе определяют:
наличие и характер продуктов коррозии;
максимальную глубину каверн;
площадь поверхности, поврежденной коррозией.
7.6.На основании анализа состояния защитного покрытия, электрохимической защиты и коррозии за период эксплуатации сооружения необходимо определить скорость коррозии и с учетом применяемых мер по повышению надежности и эффективности комплексной защиты магистрального газопровода выполнить прогноз о коррозионном состоянии сооружения на ближайшие 5 лет.
7.7.Через 3 года после начала эксплуатации газопровода контроль за коррозионным состоянием должен осуществляться существующими физическими методами дефектоскопии. Периодичность измерений раз в 1-3 года в зависимости от скорости коррозии и коррозионного состояния газопровода.
8.Дополнительные измерения, выполняемые на пересечениях водных препятствий
8.1.Определяется тип руслового процесса на участке пересечения трубопровода водной преграды.
8.2.Устанавливаются и при необходимости закрепляются на местности границы подводного перехода и границы русловой части.
8.3.С помощью эхолота с плавсредств или со льда вычерчивается профиль дна водоема или реки по каждой нитке перехода. Измерения производятся до паводка и после паводка весной, осенью и зимой. Профиль привязывается к относительным или абсолютным отметкам.
8.4.С помощью приборов определяют плановое и высотное положение трубопровода. Запись положения труб производится непрерывно по отдельным точкам через каждые 15-20 м в русле и 25-10 м на береговых участках. Измерения производятся один раз в два года после определения начального состояния.
8.5.Определяются скорости течения и составляются эпюры скоростей в плане и по глубине. Измерения производятся при минимальном и максимальном уровнях зеркала водоема дважды в год с помощью
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
гидрометрической вертушки.
8.6.В случаях обнаружения размытых и провисающих участков труб производится водолазное обследование с целью установления наличия или отсутствия колебаний размытого участка, а также состояния труб и изоляции.
8.7.На основании результатов измерений производятся расчеты параметров, указанных в инструкции по эксплуатации подводных трубопроводов.
9.Дополнительные измерения, выполняемые на болотах
9.1.В процессе строительства определяется состояние и соответствие балластировки по всей длине трубопровода.
9.2.По результатам измерений массы балластировки определяется фактическая величина отрицательной плавучести труб и ее соответствие проектным требованиям.
9.3.По данным измерения напряжений определяется продольная сила, действующая в трубопроводе и с учетом архимедовой силы определяется действительно необходимая отрицательная плавучесть для обеспечения устойчивости труб. Измерения производят ежегодно.
9.4.При использовании для закрепления труб анкерных креплений обследуется состояние креплений.
9.5.Напряжения в стенке труб определяются через каждый километр, а также на участках, изменивших начальное положение, искривленных в плане или в вертикальной плоскости независимо от их местоположения. Частота измерений - один раз в год, а на участках, потерявших устойчивость, не реже одного раза в месяц, вплоть до выполнения мероприятий по ремонту или до стабилизации искривленного состояния.
10. Дополнительные измерения, выполняемые на газопроводах, проходящих по вечной мерзлоте
10.1. Проверяется состояние балластировки или крепления труб анкерами при водонасыщенных разжижающихся оттаивающих грунтах.
Работы выполняются в летний период ежегодно.
10.2.Проверяется наличие морозобойных трещин в грунте вдоль трубопровода и определяется их величина с точностью до 1 см.
10.3.Определяется температура грунта вдоль трассы трубопровода через каждый километр. Измерения производятся один раз в месяц.
10.4.Проверяется наличие и глубина ореола оттаивания грунта вокруг трубы. Измерения производятся в зимний и летний периоды.
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
10.5. Напряжения в стенке труб определяются через каждый километр.
11.Дополнительные измерения на горных участках трубопроводов
11.1.Классифицируются все участки горного трубопровода по категориям (см. п.4.2).
11.2.Детально обследуются участки переходов подземного трубопровода в надземный, места возникновения эрозионных и оползневых процессов, в местах поворота трубопровода в плане и по вертикали.
11.3.Производится аэрофотосъемка трассы с целью обнаружения древних и новых оползней по характерным признакам.
11.4.Измеряются напряжения в стенке труб на участках, названных в п.11.2. На участках продольных уклонов с крутизной уклона не более 15° напряжения измеряются через 1 км. На больших уклонах измеряются напряжения на верху и внизу каждого уклона.
Частота измерения один раз в год при стабильном состоянии грунтов.
11.5. На оползнеопасных участках частота наблюдений устанавливается на основании динамического прогнозирования скорости деформации грунта (по соответствующей методике).
В случаях, когда по результатам наблюдений установлена вероятность того, что стрела прогиба трубопровода на участке может превысить предельное расчетное значение, измерение напряженного состояния металла трубы необходимо проводить с шагом 10 м на всем оползневом участке с целью выявления областей максимальных напряжений.
11.6. На открытых участках переходов измерения механических напряжений необходимо проводить на тех участках, где отмечено изменение проектного положения трубы относительно опор. Шаг измерений выбирается в зависимости от длины открытого участка и может быть в пределах 5 м 15 м.
Особое внимание необходимо обратить на участки поворота оси трубопровода в плане, выполненные под углом меньшим 90°, а также из места входа трубы в грунт.
11.7. Параллельно с измерениями напряжений на наиболее опасных участках необходимо проводить измерения деформированного положения труб с помощью геодезических инструментов.
|
Категории местности |
Номер |
Характеристика местности |
категории |
|
1 |
2 |
1.Грунт песчаный без леса с низким стоянием грунтовых вод
2.То же, с лесом
3.Грунт песчаный без леса с высоким стоянием грунтовых вод
4.То же, с лесом
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
5.Грунт глинистый без леса с низким стоянием грунтовых вод
6.То же, с лесом
7.Грунт глинистый с лесом с высоким стоянием грунтовых вод
8.Грунт скальный без леса с низким стоянием грунтовых вод
9.То же, с лесом
10.Грунт скальный с высоким стоянием грунтовых вод
11.Грунт плывунный
Переходы через водные преграды
12.Река I типа, ширина 10-30 м, грунт песчаный и глинистый
13.То же, грунт скальный
14.Река II типа, ширина 10-30 м, грунт песчаный и глинистый
15.То же, грунт скальный
16.Река II типа, ширина 31-100 м, грунт песчаный и глинистый
17.То же, грунт скальный
18.Река II типа, ширина 101-300 м, грунт песчаный и глинистый
19.То же, грунт скальный
20.Река II типа, ширина 301-1500 м, грунт песчаный и глинистый
21.Река III типа, ширина 10-30 м, грунт песчаный и глинистый
22.То же, грунт скальный
23.Река III типа, ширина 31-100 м, грунт песчаный и глинистый
24.То же, грунт скальный
25.Река III типа, ширина 101-300 м, грунт песчаный и глинистый
26.Река III типа, ширина 101-300 м, грунт скальный
27.Река III типа, ширина 301-1500 м, грунт песчаный и глинистый
28.Река IV типа
Переходы через препятствия
29.Оползневые участки
30.Овраги и балки
31.Автомобильные и железные дороги
Пустыни
32.Закрепленные грунты
33.Незакрепленные грунты
34.Орошаемые земли
Болота
35.I типа с лесом
36.II типа без леса
37.II типа с лесом
38.III типа без леса
Вечномерзлые грунты
39.1-2 категории просадочности без леса
40.3-4 категории просадочности без леса
41.1 категории просадочности с лесом
42.2 категории просадочности с лесом
Горы
43.Продольный уклон 11-20°, грунт песчаный без леса
44.То же, грунт глинистый без леса