ГОСТ Р 54382-2011

Нефтяная и газовая промышленность

ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ

Общие технические требования

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р
1.0-2004
«Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте

1
ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых
технологий
– Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») с участием
специалистов
структурных подразделений, организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром» на основе
аутентичного
перевода на русский язык указанного в пункте 4 стандарта, который выполнен ОАО
«Гипроспецгаз»

2
ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 августа 2011 г. № 231-ст

4
Настоящий стандарт является идентичным по отношению к норвежскому стандарту DNV-OS-F101-2000 «Подводные трубопроводные системы» (DNV-OS-F101-2000 «Submarine
pipeline systems»).

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного норвежского
стандарта
для приведения в соответствие с ГОСТ
Р 1.5-2004
(раздел 3.5).

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

5
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок – в ежемесячно
издаваемых
информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

СОДЕРЖАНИЕ

Нефтяная и газовая промышленность

ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ

Общие технические требования

Дата введения – 2012 – 03-01

1 Область применения

1.1
Введение

Настоящий стандарт устанавливает требования и правила на проектирование, изготовление, строительство, испытания, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию, техническое обслуживание, переосвидетельствование и ликвидацию подводных морских трубопроводных систем, а также требования к материалам для их изготовления.

1.2
Цель стандарта

Целью настоящего стандарта является:

– установление требований безопасности для подводных морских трубопроводных систем путем
определения
минимальных требований к проектированию, материалам, изготовлению, строительству, испытанию, вводу в эксплуатацию, эксплуатации, техническому обслуживанию, переосвидетельствованию и ликвидации;

– определение технических руководящих положений по договорным вопросам между заказчиком и подрядчиком¹;

– установление руководящих требований для проектировщиков, заказчиков и подрядчиков.

______________

¹ Данное
положение является
справочным.

1.3
Область распространения

Настоящий национальный стандарт распространяется на жесткие трубопроводные системы, предназначенные для использования в нефтяной и газовой промышленности.

Настоящий стандарт распространяется на проектирование, материалы, изготовление, строительство, испытания, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию, техническое обслуживание, переосвидетельствование и ликвидацию трубопроводных систем, используемых в нефтяной и газовой промышленности.

Стандарт распространяется на однониточные трубопроводные системы, комплексы трубопроводов, размещенные один поверх другого и заключенные внутри несущей трубы.

Настоящий национальный стандарт не распространяется на гибкие трубы, на динамические или податливые райзеры.

Примечание – Приведенное
выше ограничение
обусловлено различиями
в воздействии
нагрузок на райзер,
закрепленный на
неподвижной конструкции,
по сравнению
с гибким
райзером, который
обладает степенью
подвижности в
жидкости. Это
не относится
к райзерам
в форме
цепной линии
или райзерам,
прикрепленным к
плавучим платформам
с натяжным
вертикальным якорным
креплением (TLP).

Действие настоящего стандарта не распространяется на составные шлангокабели, предназначенные
для
управления подводными установками. Отдельные трубы, входящие в составной шлангокабель, изготовленные из материалов, соответствующих настоящему стандарту, могут проектироваться в соответствии с настоящим стандартом.

Примечание – Если требования настоящего
стандарта могут быть применены для составных шланго-кабелей, следует принимать
во внимание их особую геометрию, отличающуюся от геометрии обычного
трубопровода, что может накладывать ограничение на применимость отдельных требований
настоящего стандарта.

Настоящий стандарт распространяется на монтаж методами S-укладки, J-укладки, буксировки и укладки с использованием пластических деформаций. Стандарт также содержит требования к монтажу райзеров, защитных и анкерных конструкций.

Настоящий стандарт согласуется со стандартом ИСО 13623, который устанавливает функциональные
требования
для морских трубопроводов и райзеров.

Примечание –
Основными отличиями
от стандарта
ИСО 13623 являются следующие:

– применение дополнительных
требований U. Настоящий стандарт
предусматривает эксплуатацию
при более высоких
давлениях, чем
в стандарте
ИСО 13623;

– в ИСО 13623 в некоторых случаях
допускается эксплуатация
при более
значительных напряжениях
в соответствие с
критерием эквивалентных
напряжений, чем
в настоящем
стандарте;

– требования к
испытаниям системы
давлением (испытания
давлением);

– незначительные отличия,
которые могут
возникнуть в
зависимости от
отнесения трубопровода
к тому
или иному классу
безопасности, стандарт
ИСО 13623 не использует концепцию
классов безопасности.

Трубы должны изготавливаться в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

Требования настоящего стандарта к трубам основаны на стандарте ИСО 3183 с более жесткими
требованиями
к некоторым положениям.

В настоящем стандарте устанавливаются пять дополнительных
требований
к критериям и содержанию проектирования, а также дополнительный уровень требований к неразрушающему контролю (NDT).

Примечание
– Дополнительные по отношению к стандарту ИСО 13623 требования к трубам приведены
в приложении А.

2 Нормативные
ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты.

ИСО
13623
Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные системы транспортировки (ISO
13623 Petroleum and natural gas industries –
Pipeline transportation systems)

ГОСТ
Р ИСО 3183-1:1996
Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 1. Трубы класса требований A (ISO 3183-1:1996 Petroleum
and natural gas industries – Steel pipes for pipelines. Specifications.
Part 1. Requirements for class A pipes)

ГОСТ Р ИСО 3183-2:1996 Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 2. Трубы класса требований В (ISO
3183-2:1996 Petroleum and natural gas industries –
Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 2. Requirements for class В
pipes)

ГОСТ Р ИСО 3183-3:1996 Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 3. Трубы класса требований С (ISO
3183-3:1996 Petroleum and natural gas industries –
Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 3. Requirements
for class С pipes)

3 Термины
и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1
должно (shall): Означает требования, которые должны строго соблюдаться в соответствии с настоящим стандартом и отклонения от которых не допускаются.

3.2
следует (should): Означает, что рекомендуемая возможность (среди нескольких других) является
наиболее
подходящей, но не исключающей других, или что определенный порядок действий предпочтителен, но не обязательно требуется.

3.3
можно (may): Означает порядок действий, допустимый при соблюдении ограничений настоящего
стандарта.

3.4
соглашение, по соглашению (agreement, by
agreement):
Если не оговорено иное, это означает
необходимость
письменного соглашения между изготовителем или подрядчиком и заказчиком.

3.5
обследование после завершения строительства (as-built
survey):
Обследование смонтированной и укомплектованной оборудованием трубопроводной системы, которое проводится для проверки
соответствия
законченных монтажных работ техническим требованиям и для регистрации отклонений от
первоначального
проекта, если таковые имеются.

3.6
обследование состояния укладки (as-laid
survey):
Обследование, выполняемое путем непрерывного слежения за точкой касания трубопровода при укладке или с помощью специального судна в ходе монтажа трубопровода.

3.7
атмосферная зона (atmospheric
zone):
Часть трубопроводной системы выше зоны заплеска.

3.8
общая потеря устойчивости (buckling, global): Режим потери устойчивости, который затрагивает
существенную
длину трубопровода или несколько труб и характеризуется небольшими деформациями
поперечного
сечения, например выпучивание трубопровода.

3.9
местная потеря устойчивости (buckling, local): Режим потери устойчивости, ограниченный короткой длиной трубопровода, вызывающий значительные изменения поперечного сечения.

Примечание – Примером является коллапс
(смятие сечения под действием наружного давления), местное образование гофр и
скручивание.

3.10
нормативная нагрузка (characteristic
load):
Базисное значение нагрузки, которое должно использоваться при определении нагрузок.

Примечание – Нормативная нагрузка обычно
основана на определенной квантили на верхнем краю функции распределения
нагрузки.

3.11
нормативное сопротивление (characteristic
resistance):
Базовое значение прочности конструкции, которое должно использоваться при определении расчетной прочности.

Примечание – Нормативное сопротивление
обычно основано на определенной квантили на нижнем краю функции распределения
сопротивления. Для местной потери устойчивости нормативное значение обычно
соответствует значению математического ожидания. Сопротивление местной потери
устойчивости, разделенное на частный коэффициент надежности по материалу, обычно
представляет собой нижнюю квантиль.

3.12
нормативная прочность (characteristic
strength):
Номинальное значение прочности материала, которое должно применяться при определении прочности конструкции.

Примечание – Нормативная прочность обычно основана
на определенной квантили на нижнем краю функции распределения прочности.

3.13
плакированная труба С (clad
pipe,
С): Труба с внутренним слоем, для которой связь между основанием (трубой) и материалом плакирования – металлургическая.

3.14
ввод в эксплуатацию (commissioning): Действия, которые предпринимаются после испытаний
давлением
и перед эксплуатацией, включающие в себя удаление воды, очистку, осушку и заполнение
продуктом.

3.15
коэффициент условий работы (condition
load effect factor):
Коэффициент, учитывающий особые условия нагружения в расчетах на устойчивость.

3.16
фаза строительства (construction
phase):
Все фазы в ходе строительных работ, включая изготовление, монтаж, испытание и ввод в эксплуатацию, вплоть до того, как установка или система будет безопасной и сможет эксплуатироваться по назначению.

Примечание – Применительно к
трубопроводам, эти фазы включают в себя транспортирование, сварочные работы на
суше и на барже, укладку, корректировку, стыковку плетей трубопровода, испытание
давлением, ввод в эксплуатацию и ремонт.

3.17
подрядчик (contractor): Сторона, назначенная заказчиком в соответствии с договором для исполнения всех или каких-либо из видов деятельности, связанных с проектированием, строительством и эксплуатацией.

3.18
припуск на коррозию (corrosion
allowance):
Дополнительная толщина стенки, добавляемая при
проектировании
для компенсации какого-либо уменьшения толщины стенки за счет коррозии (внутренней/ наружной) в ходе эксплуатации.

3.19
расчетный срок службы (design
life):
Определенный в проекте период времени с момента начала монтажа или эксплуатации до вывода из эксплуатации оборудования или системы.

Примечание – Проектный срок службы может
быть увеличен после переосвидетельствования.

3.20
расчетные допущения (design
premises):
Набор особых расчетных параметров и функциональных требований, которые не оговариваются или допускаются в стандарте.

3.21
проектирование (design): Все связанные виды инженерной деятельности, необходимые для разработки проекта трубопровода, включая как конструирование, так и подбор материалов и защиту от коррозии.

3.22
расчетная максимальная температура (design
temperature,
maximum): Самая высокая возможная температура, воздействию которой оборудование или система может подвергаться в течение монтажа и эксплуатации.

Примечание – Должны рассматриваться как
температура окружающей среды, так и рабочие температуры при эксплуатации.

3.23
расчетная минимальная температура (design
temperature,
minimum): Самая низкая возможная температура, воздействию которой оборудование или система может подвергаться в течение монтажа или эксплуатации, вне зависимости от давления.

Примечание – Должны рассматриваться как
температура окружающей среды, так и рабочие температуры при эксплуатации.

3.24
критическая оценка производства (Engineering
Criticality Assessment,
ECA): Оценка дефектов с использованием методов механики разрушения.

3.25
эрозия (erosion): Потеря материала вследствие повторных ударных воздействий частиц песка или капель жидкости.

3.26
изготовление (fabrication): Виды деятельности, связанные со сборкой объектов с определенной
целью.

Примечание – Что касается трубопроводов,
изготовление относится, например, к райзерам, компенсаторам, пучкам труб,
навивки труб на барабаны и т.п.

3.27
коэффициент изготовления (fabrication
factor):
Коэффициент, учитывающий снижение прочности материала в результате холодной формовки в ходе изготовления труб.

3.28
изготовитель (fabricator:): Сторона, выполняющая изготовление, сборку.

3.29
отказ (failure): Событие, происходящее с элементом или системой и вызывающее один или оба следующих эффекта: потеря элементом или системой своих функций или ухудшение работоспособности
до степени существенного снижения безопасности установки, персонала или окружающей среды.

3.30
усталость (fatigue): Деградация материала, вызванная циклическим нагружением.

3.31
классификация перекачиваемых продуктов (fluid
categorisation):
Распределение транспортируемых продуктов по категориям согласно их потенциальной опасности, как определено в разделе 5.

3.32
квантиль (fractile): р-квантиль (квантиль уровня р или процентиль) и соответствующее значение
квантили
х_р определяется как:

F(x_p) = p,                                                          (3.1)

где F – функция распределения для х_р.

3.33
водородное растрескивание (Hydrogen
Pressure Induced Cracking,
HPIC): Внутреннее растрескивание деформируемых материалов в результате нарастания давления водорода в микропустотах.

Примечание – Аналогичные термины:
растрескивание, индуцированное водородом; ступенчатое растрескивание.

3.34
гидроиспытание или гидростатическое испытание (hydro-test
or hydrostatic test):
См. «заводское испытание давлением».

3.35
инспекция (контроль) (inspection): Виды деятельности, такие как измерения, обследования, испытания, проверка одной или нескольких характеристик изделия или услуги и сравнение результатов с техническими требованиями для определения соответствия.

3.36
монтаж (installation (activity)): Операции, связанные с монтажом оборудования, трубопровода или конструкции, например укладка трубопровода, стыковка плетей трубопровода, устройство свайных (шпунтовых) конструкций и т.п., включая заключительное испытание и подготовку к эксплуатации.

3.37
установка (объект) (installation (object)): См. «морская установка».

3.38
инструкция по монтажу (Installation
Manual,
IM): Документ, подготовленный подрядчиком, который описывает и подтверждает тот факт, что метод монтажа и используемое подрядчиком оборудование
отвечает
техническим требованиям, а результаты монтажа могут быть проверены.

3.39
J-труба (J-tube): Установленная на платформе J-образная труба, которая образует райзер путем
протягивания
через нее трубы.

Примечание – J-труба спускается с палубы платформы, доходя и входя
в криволинейный участок (колено) на морском дне. Опоры J-трубы соединяют J-трубу с опорной конструкцией.

3.40
предельное состояние (limit
state):
Состояние, за пределами которого конструкция больше не может удовлетворять требованиям настоящего стандарта.

Примечание –
Для трубопроводных
систем имеют
значение следующие
категории предельных состояний:

SLS – предельное состояние
по критерию
пригодности к
нормальной эксплуатации;

ULS – основное предельное
состояние;

FLS – предельное состояние
по критерию
усталостности;

ALS
– особое
(чрезвычайное) предельное
состояние.

3.41
футерованная труба (lined
pipe,
L): Труба с внутренним слоем, в которой связь между основанием (трубой) и футеровочным материалом является механической.

3.42
нагрузка (load): Любое действие, вызывающее напряжения, деформации, перемещения, смещения и т.п. в оборудовании или системе.

3.43
сочетание нагрузок (load
combination):
Критерий предельного состояния местной потери устойчивости для комбинированного нагружения должен проверяться для двух сочетаний нагрузок, а и b.

Примечание – Сочетание нагрузок а –
это проверка системы, и она должна учитываться только в случае действия системы
нагрузок.

3.44
результат действия нагрузки (load
effect):
Результат действия на оборудование или систему
единичной
нагрузки или сочетания нагрузок: напряжения, деформации, перемещения, смещения и т.п.

3.45
коэффициент надежности по нагрузке (load
effect factor):
Частный коэффициент безопасности, на который умножают нормативную нагрузку, чтобы получить расчетную нагрузку.

3.46
класс местоположения (location
class):
Географическая зона трубопроводной системы, классифицированная в соответствии с человеческой деятельностью.

3.47
партия (lot): Ряд труб из одной и той же плавки, одной и той же серии термообработки с одним и тем же диаметром и толщиной стенки.

3.48
производство (manufacture): Изготовление предметов или материалов, часто в значительном
объеме.

Примечание – Что касается трубопроводов, относится
к видам деятельности, направленным на изготовление труб, протекторов или других
деталей и нанесению покрытий, выполняемым по соглашению с одним или несколькими
подрядчиками.

3.49
производитель (manufacturer): Сторона, которая, согласно договору, несет юридическую ответственность за качество изготовления и документальное оформление готовой продукции.

3.50
технические условия на технологию изготовления (Manufacturing
Procedure Specification,
MPS): Руководство, подготовленное изготовителем, регламентирующее способ достижения требуемых
свойств
и способ проверки в ходе предлагаемого технологического процесса.

3.51
коэффициент надежности по материалу (material
resistance factor):
Частный коэффициент
безопасности,
преобразующий нормативное сопротивление в сопротивление с более низкой квантилью.

3.52
коэффициент прочности материала (material
strength factor):
Коэффициент, предназначенный
для
определения нормативной прочности материала, отражающий доверительность к пределу текучести.

3.53
заводское испытание давлением (mill
pressure test):
Гидростатическое испытание на прочность, проводимое на трубном заводе в соответствие с требованиями 8.2.2.

3.54
уровень неразрушающего контроля (NDT
level):
Степень и критерии пригодности для неразрушающего контроля (NDT) трубопровода задаются для двух уровней.

Примечание – Первый уровень, который
является более жестким, требуется для критериев расчета с контролируемыми
деформациями.

3.55
номинальный наружный диаметр (nominal
outside diameter):
Указанный в технических условиях наружный диаметр.

Примечание – Это фактически наружный
диаметр (например, для трубы 12″, он составляет 12,75″).

3.56
номинальная толщина стенки трубы (nominal
pipe wall thickness):
Проектная толщина стенки трубы, не подвергавшейся коррозии, которая равна минимальной толщине стальной стенки плюс допуск
изготовления.

3.57
морская установка (offshore
installation
(object)): Подвижные и неподвижные конструкции, включая
оборудование,
которое предназначено для разведки, бурения, производства, обработки или хранения углеводородов или других связанных с ними процессов или продуктов.

Примечание – Термин распространяется на
установки, предназначенные для размещения персонала, занятого в этих видах
деятельности, а также на подводные установки и трубопроводы. Термин не
распространяется на танкеры снабжения, баржи обеспечения и другие
вспомогательные суда, которые не заняты напрямую в описанных выше видах
деятельности.

3.58
аварийная эксплуатация (Operation, Incidental): Условия, которые не соответствуют нормальной эксплуатации оборудования или системы.

Примечание – В отношении трубопроводных
систем аварийные условия могут приводить к нестандартным значениям давления, например
скачки давления вследствие внезапного закрытия запорной арматуры или поломки
системы и включения системы аварийной защиты от превышения давления.

3.59
нормальная эксплуатация (Operation, Normal): Условия, которые возникают в результате эксплуатации и применения оборудования или системы в соответствии с их предназначением, включая управление условиями, контроль целостности, обслуживание, ремонтные работы и т.д.

Примечание – Что касается трубопроводов,
термин распространяется на стационарные условия перекачки на всем диапазоне
значений расхода, а также возможные условия засорения и отключения, когда
таковые возникают как часть повседневной работы.

3.60
некруглость (out
of roundness):
Отклонение периметра трубы от окружности.

Примечание – Оно может определяться как
овализация, %, или как местное нарушение формы сечения трубы, например
сплющивание, мм.

3.61
овализация (ovalisation): Отклонение периметра от окружности, когда поперечное сечение трубы имеет форму эллипса.

3.62
владелец (owner): Сторона, несущая полную ответственность за проектирование, строительство и эксплуатацию.

3.63
частный коэффициент безопасности (partial
safety factor):
Коэффициент, который преобразует нормативное значение параметра в расчетное значение (т.е. это результат действия нагрузки, условия
нагружения,
сопротивление материала или коэффициент безопасности).

3.64
труба, сваренная токами высокой частоты (Pipe, High
Frequency Welded,
HFW): Труба, изготовленная формовкой из полосы, с одним продольным швом, полученным путем сварки без добавки металланаполнителя.

Примечание – Продольный шов образуется с
помощью токов высокой частоты (100 кГц минимум), подаваемых путем наведения или
проводимости. Область сварки или вся труба должна быть подвергнута термообработке.

3.65
труба бесшовная (Pipe, Seamless, SML): Труба, изготовленная в процессе горячей формовки, в результате которого получается трубное изделие без сварного шва.

Примечание – За горячей формовкой может
следовать обработка или холодное экспандирование, позволяющее получить
требуемые размеры.

3.66
труба с продольным или спиральным швом, полученным дуговой сваркой под слоем флюса (Pipe, Submerged
Arc-Welded
Longitudinal or Helical,
SAWL
or SAWH):
Труба, изготовленная формовкой из полосы или листа, с одним продольным (SAWL) или спиральным (SAWH) швом, сформированным за счет процесса дуговой сварки под слоем флюса, по крайней мере, с одним проходом, выполненным изнутри трубы, и одним проходом – снаружи трубы.

Примечание – Допускается одиночный проход
для выполнения прерывистого или непрерывного прихваточного сварного шва методом
газовой дуговой сварки для металлов.

3.67
трубопровод (pipeline): Часть трубопроводной системы, которая располагается ниже поверхности воды при максимальном приливе, за исключением райзеров трубопровода.

Примечание – Трубопровод может лежать на
морском дне полностью или прерывисто или быть заглубленным в него.

3.68
соединительные детали трубопровода (pipeline
components):
Любые элементы, которые являются неотъемлемой частью трубопроводной системы, такие как фланцы, тройники, колена, переходники и арматура.

3.69
трубопроводная система (pipeline
system):
Взаимосвязанная система подводных
трубопроводов,
их райзеры, опоры, запорная арматура, все несъемные соединительные детали, связанные с ней защитные системы и система защиты от коррозии.

Примечание –
Если не
оговорено иное,
границы трубопроводной
системы включают
в себя:

– узел запуска/приема очистных
устройств на
установке. Если
узел запуска/приема очистных
устройств отсутствует,
трубопроводная система
заканчивается на
первом кране
(задвижке) включительно;

– на подводной установке
(объекте) трубопроводная
система обычно
заканчивается в
месте соединения с
фонтанной арматурой
или дроссельной
заслонкой. Фонтанная
арматура не
считается частью
трубопроводной системы.
На подводной
установке (объекте),
к которой
приведенное выше
определение неприменимо,
трубопроводная система
заканчивается в
месте соединения
с подводной
установкой (объектом).
Соединение является частью
подводного трубопровода;

–
трубопроводная система
на участке
подхода к
берегу заканчивается
первым фланцем/краном (задвижкой).

3.70
система контроля давления (pressure
control system):
Это система контроля давления в трубопроводах, состоящая из системы регулировки давления, системы аварийной защиты от превышения давления и связанных с ними средств измерения и сигнальных систем.

Примечание
– На рисунке 3.1
приведена схема определения давления

Рисунок 3.1 – Схема определения давления

3.71
система регулировки давления (pressure
regulating system):
Система, которая обеспечивает
поддержание
установленного давления в трубопроводе (при заданном исходном значении), вне зависимости от давления вверх по потоку.

3.72
система аварийной защиты от превышения давления (pressure
safety system):
Система, которая, независимо от системы регулировки давления, гарантирует, что допустимое аварийное давление не будет превышено.

3.73
испытание давлением (pressure
test):
См. «испытания системы давлением».

3.74
давление коллапса (pressure, collapse): Нормативное сопротивление наружному избыточному
давлению.

3.75
расчетное давление (pressure, design): Максимальное внутреннее давление в течение обычной эксплуатации, отнесенное к указанной базисной высоте, по которому должен рассчитываться трубопровод или участок трубопровода.

Примечание – Расчетное давление должно
учитывать условия стационарного течения на всем диапазоне значений расхода, а
также возможные условия засорения и отключения для всей длины трубопровода или
участка трубопровода, который должен находиться под постоянным расчетным
давлением.

3.76
давление гидро- или гидростатических испытаний (pressure, hydro- or
hydrostatic test):
См. «заводское испытание давлением».

3.77
аварийное давление (pressure, incidental): Максимальное внутреннее давление, которое, согласно расчетам, выдержит трубопровод или участок трубопровода в течение каких-либо аварийных рабочих ситуаций, в привязке к той же базисной высоте, что и для расчетного давления.

3.78
давление страгивания (pressure, initiation): Наружное избыточное давление, требующееся для начала процесса лавинного смятия от зоны существующей местной потери устойчивости (местного смятия) или вмятины.

3.79
местное давление; местное расчетное, местное аварийное или местное испытательное (pressure, local; local
design,
local
incidental or local test):
Внутреннее давление в какой-либо точке трубопроводной системы или участка трубопровода для соответствующего расчетного давления, аварийного давления или испытательного давления.

Примечание – Оно равно расчетному,
аварийному давлению, испытательному давлению на базисной высоте плюс
статический напор перекачиваемого продукта или среды, используемой при
испытании вследствие разницы между базисной высотой и высотой рассматриваемого
участка.

3.80
максимальное допустимое аварийное давление (Pressure, Maximum
Allowable Incidental,
MAIP): Максимальное давление, при котором трубопроводная система должна работать в ходе аварийной (т.е. кратковременной) эксплуатации.

Примечание – Максимальное допустимое
аварийное давление определяется как максимальное аварийное давление за вычетом
положительного допуска системы защиты от превышения давления.

3.81
максимальное допустимое рабочее давление (Pressure, Maximum
Allowable Operating,
MAOP): Максимальное давление, при котором трубопроводная система должна работать в режиме нормальной
эксплуатации.

Примечание – Максимальное допустимое
рабочее давление определяется как расчетное давление за вычетом положительного
допуска системы регулировки давления.

3.82
испытательное заводское давление (pressure, mill
test):
Давление, при котором испытываются отдельные трубы и соединительные детали после завершения их изготовления в соответствии с положениями 8.2.2.

3.83
давление распространения лавинного смятия (pressure, propagating): Минимальное давление, требующееся для того, чтобы лавинное смятие продолжало распространяться.

3.84
давление отключения (pressure, shut-in): Максимальное давление, которое может быть достигнуто в устье скважины в течение времени закрытия запорной арматуры, располагающейся ближе всех к устью скважины (отключение устья скважины).

Примечание – При этом подразумевается, что
должны учитываться переходные режимы давления вследствие закрытия запорной
арматуры.

3.85
испытательное давление системы (pressure, system
test):
Внутреннее давление в трубопроводе или участке трубопровода в ходе испытаний по завершению работ по монтажу, подаваемое для испытания трубопроводной системы на герметичность (обычно проводится как гидростатическое
испытание).

3.86
испытательное давление (pressure, test:): См. «испытательное давление системы».

3.87
закупщик (purchaser): Владелец или другая сторона, действующая в его интересах, которая отвечает за приобретение материалов, деталей или услуг, предназначенных для проектирования, строительства или реконструкции установки или трубопровода.

3.88
гарантия качества (quality
assurance,
QA): Запланированные систематические действия, необходимые для обеспечения должной уверенности в том, что изделие или услуга будет удовлетворять заданным требованиям к качеству.

3.89
план обеспечения качества (quality
plan,
QP): Документ, определяющий особые указания по обеспечению качества, ресурсы и последовательность действий, относящихся к отдельному изделию, проекту или договору.

Примечание – План обеспечения качества
обычно ссылается на часть руководства по обеспечению качества, применяемую к
соответствующему случаю.

3.90
ретчетинг (ratcheting): Накопление деформаций при циклическом нагружении, главным образом
связанное
сувеличением диаметра.

3.91
надежность (reliability): Вероятность того, что элемент или система будут исполнять требуемые
функции
без отказов при определенных условиях эксплуатации и обслуживания в течение указанного
интервала
времени.

3.92
переосвидетельствование (re-qualification): Повторный расчет конструкции вследствие измененных расчетных допущений и/или установившихся дефектов.

3.93
сопротивление (resistance): Способность конструкции или части конструкции противостоять действию нагрузок.

3.94
райзер (riser): Соединительный трубопровод или гибкая труба между подводным трубопроводом на морском дне и установками над водой.

Примечание – Райзер доходит до узла
надводного отключения линии входа/выхода от оборудования установки, т.е. до
запорной арматуры экстренного отключения (ESD) райзера.

3.95
опора, хомут райзера (riser
support/clamp): Конструкция, предназначенная для удерживания
райзера
на месте установки.

3.96
система райзера (riser
system):
Система, которая состоит из райзера, его опор, всех несъемных соединительных
деталей
трубопровода и системы защиты от коррозии.

3.97
риск (risk): Качественная или количественная вероятность проявления случайного события, рассматриваемая в связи с потенциальными последствиями отказа.

Примечание – В количественном определении
риск – это дискретная вероятность определенного отказа, умноженная на его
дискретные последствия.

3.98
класс безопасности (safety
class,
SC): Это концепция, принятая для классификации ответственности трубопроводной системы в зависимости от последствий отказа.

3.99
коэффициент безопасности (safety
class resistance factor):
Поправочный коэффициент к значению нагрузки или другого параметра (давления, температуры, концентрации и т.д.), определяющей степень повышения или понижения контрольного значения по отношению к его экспериментальному или расчетному значению.

3.100
слеминг (slamming): Ударная нагрузка на элемент, занимающий близкое к горизонтальному
положение,
при прохождении морской волны.

Примечание – Направление, преимущественно,
вертикальное.

3.101
слаппинг (slapping): Ударная нагрузка на элемент, занимающий близкое к вертикальному положение, в результате разрушения морской волны.

Примечание – Направление, преимущественно,
горизонтальное.

3.102
нормативное минимальное значение предела прочности на растяжение (Specified
Minimum Tensile Strength,
SMTS): Минимальный предел прочности на растяжение, установленный в технических условиях или стандартах на материал.

3.103
нормативное минимальное значение предела текучести (Specified
Minimum Yield Stress,
SMYS): Минимальный предел текучести, установленный в технических условиях или стандартах на материал.

3.104
зона заплеска (splash
zone):
Наружные поверхности конструкции или трубопровода, которые
периодически
находятся под и над водой под влиянием волн, а также приливов и отливов.

3.105
высота зоны заплеска (splash
zone height):
Вертикальное расстояние между верхней и нижней границами зоны заплеска.

3.106
нижняя граница зоны заплеска (Splash
Zone Lower Limit,
LSZ): Определяется как

LSZ = |L1| – |L2| – |L3|,                                                  (3.2)

где L1 – наинизший астрономический уровень отлива (LAT);

L2 – 30 % высоты зоны заплеска при волнении (см. 3.104);

L3 – перемещение вверх райзера, если оно возможно.

3.107
верхний предел зоны заплеска (Splash
Zone Upper Limit,
USZ): Определяется как

USZ = |U1| + |U2| + |U3|,                                              (3.3)

где U1 – наивысший астрономический уровень прилива (HAT);

U2 – 70 % высоты зоны заплеска при волнении (см. 3.104);

U3 – осадка или перемещение вниз райзера, если оно возможно.

3.108
высота зоны заплеска при волнении (splash
zone wave-related
height):
Высота волны, вероятность превышения которой составляет 10^-2,
что определено на основании долгосрочного распределения
отдельных
волн.

Примечание
– Если это значение не определено, приблизительное значение высоты зоны
заплеска может быть принято равным 0,46 H_s¹⁰⁰, где

H_s¹⁰⁰ – значимая высота волны со
100-летней повторяемостью.

3.109
подводный трубопровод (submarine
pipeline):
См. определение для трубопровода.

3.110
зона погружения (submerged
zone):
Часть трубопроводной системы или установки ниже зоны заплеска, включая заглубленные части.

3.111
дополнительные требования (supplementary
requirements):
Требования к свойствам материала труб, которые дополняют основные требования и которые распространяются на трубы особого
назначения.

3.112
влияние системы (system
effects):
Влияние системы значимо в тех случаях, когда многие участки трубопровода находятся в условиях неизменных нагрузок и потенциальные повреждения конструкции могут произойти из-за самой низкой конструктивной прочности участков труб.

3.113
испытания системы давлением (system
pressure test):
Заключительные испытания построенной трубопроводной системы, см. раздел 8.2.2.

3.114
заданный уровень безопасности (target
safety level):
Номинальная приемлемая вероятность
отказа
конструкции. Грубые ошибки не учитываются.

3.115
предел прочности на растяжение (Ultimate
Tensile Strength,
UTS): Измеряемый предел прочности на растяжение при разрыве.

3.116
верификация (verification): Экспертиза, призванная подтвердить, что деятельность, изделие или услуга соответствуют заданным требованиям.

3.117
работа (work): Деятельность всех видов, которая должна проводиться в пределах соответствующего договора или договоров, введенных в действие владельцем, оператором, подрядчиком или изготовителем.

3.118
предел текучести (Yield
Stress,
YS): Измеренный предел текучести при растяжении.

4 Обозначения и сокращения

4.1
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ALS (Accidental
Limit State)
– особое (чрезвычайное) предельное состояние;

API (American
Petroleum Institute)
– Американский нефтяной институт;

ASD (Allowable
Stress Design)
– расчет по допускаемым напряжениям;

ASME
(American Society of Mechanical Engineers) – Американское общество инженеров-механиков;

ASNT
(American Society for Nondestructive Testing (NDT)) – Американское общество по неразрушающему контролю;

ASTM
(American Society for Testing and Materials) – Американское общество испытаний и материалов;

AUT
(Automatic Ultrasonic Testing) – автоматический ультразвуковой контроль;

ВМ (Base
material)
– основной материал;

BS (British
Standard)
– стандарт Великобритании;

С (Clad pipe) – плакированная труба;

C-Mn (Carbon
Manganese)
– углеродисто-марганцевый;

СЕ (Carbon
equivalent)
– углеродный эквивалент;

CRA
(Corrosion Resistant Alloy) – коррозионно-стойкий сплав;

CTOD
(Crack Tip Opening Displacement) – раскрытие в вершине трещины;

CVN (Charpy
V-notch) – Шарпи с V-образным надрезом;

DAC (Distance-Amplitude
Correction)
– коррекция «амплитуда-расстояние» (диаграмма);

DC
условие (Displacement
Controlled condition)
– условие контролируемых перемещений;

DFI (Design, Fabrication
and Installation)
– проектирование, изготовление и монтаж;

DNV
(Det Norske Veritas) – организация Det
Norske Veritas;

DP (Dynamic
Positioning)
–
динамическое
позиционирование;

DWTT (Drop
weight tear test)
– испытания на разрыв падающим грузом;

EBW (Electronic
Beam Welded)
– электронно-лучевая сварка;

ЕСА (Engineering
Criticality Assessment)
– критическая оценка производства;

ESD (Emergency
Shut Down)
– аварийное отключение;

ESR (Electroslag
re-melting
furnace)
– печь электрошлаковой переплавки;

FAD
(Failure Assessment Diagram) – диаграмма оценки отказов;

FBH
(Flat Bottom Hole) – лунка с плоским дном;

FCAW
(Flux Cored ArcWelding without gas shield) – дуговая сварка порошковой проволокой без защитного газа;

FL (Fusion
Line)
– линия сплавления;

FLS
(Fatigue
Limit State)
– предельное состояние по критерию усталости;

FMEA (Failure
Mode Effect Analysis)
– анализ видов и последствий отказов;

FSH (Full
Screen Height)
– полная высота экрана;

GCHAZ (Grain
Coarsened Heat Affected Zone) – зона укрупненных частиц под тепловым воздействием;

GFCAW (Flux
Cored Arc Welding with external gas shield) – дуговая сварка порошковой проволокой в среде защитного газа;

GMAW (Gas
Metal Arc Welding)
– дуговая сварка металлическим электродом плавления в среде защитного газа;

GTAW (Gas
Tungsten ArcWelding)
– дуговая сварка вольфрамовым электродом в среде защитного газа;

HAT (Highest
Astronomical Tide)
– наивысший астрономический уровень прилива;

HAZ (Heat
Affected Zone)
– зона термического влияния;

HAZOP (Hazard
and Operability Study)
– исследование опасности и работоспособности;

HFW (High
Frequency Welding)
– сварка токами высокой частоты;

HIC (Hydrogen
Induced Cracking)
– водородное растрескивание;

HPIC (Hydrogen
Pressure Induced Cracking)
– растрескивание, вызываемое давлением водорода;

IM (Installation
Manual)
– инструкция по монтажу;

IQI (Image
Quality Indicators)
– индикаторы качества изображения;

ISO
(International Organization for Standardization) – международная организация по стандартизации;

J-R
curve (Plot of resistance to stable crack growth for establishing crack
extension) – кривая сопротивления устойчивому росту трещины (для определения распространения трещины);

KV (Charpy
value)
– значение ударной вязкости по Шарпи;

KVL (Charpy
value in pipe longitudinal direction) – значение ударной вязкости по Шарпи в продольном
направлении
трубы;

KVT (Charpy
value in pipe transversal direction) – значение ударной вязкости по Шарпи в поперечном
направлении
трубы;

L (Lined
pipe)
– футерованная труба;

L (Load effect) – результат действия нагрузки;

LAT (Lowest
Astronomic Tide)
– наинизший астрономический уровень отлива;

LBZ (Local
brittle zone)
– локальная хрупкая зона;

LC (Load
Controlled condition)
– условие контролируемых нагрузок;

LRFD (Load
and Resistance Factor Design) – проектирование по коэффициентам нагрузок и сопротивления;

LSZ (Splash
Zone Lower Limit)
– нижняя граница зоны заплеска;

LBW (Laser
Beam Welded)
– лазерно-лучевая сварка;

М/А (Martensite/Austenite) – мартенситно-аустенитная;

MAIP (Maximum
Allowable Incidental Pressure) – максимальное допустимое аварийное давление;

МАОР (Maximum
Allowable Operating Pressure) – максимальное допустимое рабочее давление;

MDS (Material
Data Sheet)
– спецификация на материал;

MIP (Maximum
Incidental Pressure)
– максимальное аварийное давление;

MPQT (Manufacturing
Procedure Qualification Test) – квалификационные испытания технологии изготовления;

MPS (Manufacturing
Procedure Specification)
– технические условия на технологию изготовления;

MSA (Manufacturing
Survey Arrangement)
– система контроля изготовления;

NACE
(National Association of Corrosion Engineers) – Национальная ассоциация инженеров-коррозионистов;

NDT
(Non-Destructive Testing) – неразрушающий контроль;

NMD
(Norwegian Marine Directorate) – Норвежский морской директорат;

P
(Production) – производство (выпуск продукции);

PAW
(Plasma Arc Welding) – плазменная дуговая сварка;

PRE
(Pitting Resistance Equivalent) – эквивалент стойкости кточечной коррозии;

PRL
(Primary Reference Level) – первичный эталонный уровень;

PTFE
(Polytetrafluorethylene) – политетрафторэтилен;

PWHT
(Post weld heat treatment) – термообработка после сварки;

PWPS
(Preliminary Welding Procedure Specification) – предварительные технические условия на сварку;

Q
(Qualification) – квалификация (оценка);

QA
(Quality Assurance) – гарантия качества;

QC (Quality
Control)
– контроль качества;

QP (Quality
Plan)
– план обеспечения качества;

QRA (Quantitative
Risk Analysis)
– количественный анализ риска;

Q/T (Quenched
and Tempered)
– структура после закалки и отпуска;

RH (Relative
Humidity)
– относительная влажность;

ROV (Remotely
Operated Vehicle)
– аппараты с дистанционным управлением;

RT (Radiographictesting) – радиографический контроль;

SAW (Submerged
Arc Welding)
–
дуговая
сварка под слоем флюса;

SAWH (Submerged
Arc-welding
Helical)
– спиральношовная труба, сваренная дуговой сваркой под слоем флюса;

SAWL (Submerged
Arc-welding
Longitudinal)
– продольношовная труба, сваренная дуговой сваркой под слоем флюса;

SC (Safety
Class)
– класс безопасности;

SCF (Stress
Concentration Factor)
– коэффициент концентрации напряжений;

SENB (Single-Edge
Notched Bending
(test)) – испытания на изгиб образца с односторонним боковым надрезом;

SLS (Serviceability
Limit State)
– предельное состояние по критерию пригодности к нормальной
эксплуатации;

SMAW (Shielded
Metal Arc Welding)
– дуговая сварка в среде защитного газа;

SML (Seamless
Pipe)
– бесшовная труба;

SMTS (Specified
Minimum Tensile Strength)
– нормативное минимальное значение предела прочности на растяжение;

SMYS (Specified
Minimum Yield Stress)
– нормативное минимальное значение предела текучести;

S/N
(Signal to Noise) – сигнал к шуму;

SNCF
(Strain Concentration Factor) – коэффициент концентрации деформаций;

SRA
(Structural Reliability Analysis) – анализ конструктивной надежности;

SSC
(Stress Sulphide Cracking) – сульфидное растрескивание под напряжением;

ST
(Surface testing) – контроль поверхности;

SWC
(Stepwise Cracking) – ступенчатое растрескивание;

ТМСР
(Thermo Mechanical Control Process) – термомеханическая обработка;

TL
(Transition Line) – линия фазового перехода;

ToFD
(Time of Flight Diffraction) – «рассеяние во время полета»;

TRB
(Three Roll Bending) – трехвалковая гибка;

ULS (Ultimate
Limit State)
– основное предельное состояние;

UO (Pipe
fabrication process for welded pipes) – условное обозначение процесса изготовления сварных труб;

UOE (Pipe
fabrication process for welded pipes, expanded) – условное обозначение процесса изготовления сварных труб, экспандированных;

USZ (Splash
Zone Upper Limit)
– верхняя граница зоны заплеска;

UT (Ultrasonic
testing)
– ультразвуковой контроль;

UTS (Ultimate
Tensile Strength)
– предел прочности на растяжение;

VAR (Vacuum
Arc Re-melting
Furnace)
– вакуумная дуговая печь переплавки;

WM (Weld
Metal)
– металл сварного шва;

WPQR
(Welding Procedure Qualification Records) – отчет об аттестации технологии сварки;

WPS (Welding
Procedure Specification)
– технические условия на технологию сварки;

YS (Yield
Stress)
– предел текучести.

4.2
В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

4.2.1
Латинские обозначения:

А – площадь поперечного сечения;

A_s = π(D – t) × t, площадь поперечного сечения стенки трубы;

D – номинальный наружный диаметр;

D_max – наибольший измеренный внутренний или наружный диаметр;

D_min – наименьший измеренный внутренний или наружный диаметр;

D_i = D – 2t_nom, номинальный внутренний диаметр;

Е – модуль Юнга;

 овальность (относительная);

f_у – предел текучести, который должен применяться в расчете;

f_u – предел прочности, который должен применяться в расчете;

g – ускорение свободного падения;

h
– высота от контрольного уровня поверхности моря до базисной точки трубопровода для расчетного давления;

Н
–
высота
волны;

H_s – значительная высота волны;

Н_р – постоянная глубина пластической вмятины;

ID
– номинальный внутренний диаметр;

М
–
изгибающий
момент;

М_с – нормативный изгибающий момент (воспринимаемый трубопроводом);

N
– продольное усилие в стенке трубы («истинное» усилие) (положительное при растяжении);

n_i – число блоков напряжений;

N_i – число циклов нагружений до разрушения при постоянной амплитуде;

О – некруглость сечения трубы, D_max – D_min;

OD
– номинальный наружный диаметр;

р_с – нормативное давление коллапса;

p_d – расчетное давление;

р_е – наружное давление;

р_еi – давление коллапса при упругих напряжениях;

p_h
– испытательное давление (заводское);

p_i
– нормативное внутреннее давление;

p_inc
– аварийное давление;

p_init
–
давление
«страгивания» (начала лавинного смятия);

p_jd
– местное расчетное давление;

p_ll
–
местное
аварийное давление;

р_lt – местное испытательное давление (испытания системы – трассовые);

p_тао – максимальное допустимое рабочее давление;

p_mt
– гидростатическое испытательное заводское давление;

р_р – давление коллапса при пластических деформациях;

р_рr – давление распространения (лавинного смятия);

p_t – испытательное давление;

R
– радиус общего изгиба трубы;

R_m
– предел прочности на растяжение;

R_px – прочность, эквивалентная остаточному удлинению на х % (действительные напряжения);

R_tx – прочность, эквивалентная полному удлинению на х % (действительные напряжения);

S – эквивалентное продольное усилие (положительное при растяжении);

T – температура эксплуатации;

Т_тах – максимальная расчетная температура;

T_mjn – минимальная расчетная температура;

Т₀ – температура испытаний;

t₁, t₂ – толщина стенки трубы в соответствии с 8.3.3;

t_corr – припуск на коррозию;

t_fab
– заводской допуск на толщину стенки трубы;

t_min
– минимальная толщина стенки;

tm_mjn
– измеренная минимальная толщина стенки, см. таблицы 9.14, 9.15;

t, t_nom
– номинальная толщина стенки трубы (не подвергнутой коррозии);

W – момент сопротивления сечения;

z – высота от рассматриваемого участка трубопровода до базисной точки трубопровода для определения расчетного давления.

4.2.2
Греческие обозначения:

α – коэффициент линейного расширения;

α_А – коэффициент анизотропии;

α_с – параметр напряжений пластического течения в соответствии с 8.4.5.4;

α_fab
– коэффициент, учитывающий условия изготовления в соответствии с 8.4.3 и 8.2.6;

α_fat – коэффициент допустимого усталостного дефекта;

α_gw
– коэффициент кольцевого сварного шва (сопротивление деформациям);

 – коэффициент деформационного упрочнения;

α_U – коэффициент прочности материала;

ε – деформация;

ε_M
–
нормативная
изгибная деформация;

ε_f
– накопленная пластическая деформация;

ε_р – пластическая деформация;

γ_a – коэффициент надежности для аварийной нагрузки;

γ_c – коэффициент условий работы;

γ_E – коэффициент надежности для природной нагрузки;

γ_ε – коэффициент сопротивления деформациям;

γ_F – коэффициент надежности для функциональной нагрузки;

γ_inc
– отношение аварийного давления к расчетному;

γ_m – коэффициент надежности по материалу;

γ_p
– коэффициент надежности подавлению;

γ_sc – коэффициент безопасности (в зависимости от класса безопасности);

k – кривизна;

η – коэффициент использования;

μ – коэффициент трения;

ρ – плотность;

σ
–
стандартное
отклонение переменной (например, толщины);

σ_е – интенсивность напряжений по Мизесу;

σ_h
– кольцевое напряжение;

σ_l – продольное, осевое напряжение;

v
– коэффициент Пуассона;

τ_th –
тангенциальное
напряжение сдвига.

4.2.3
Индексные обозначения:

А – аварийная нагрузка;

с
–
нормативное
сопротивление;

d
–
расчетное
значение;

Е – природная нагрузка;

е – наружный;

el
–
упругий;

F
–
функциональная
нагрузка;

h
– окружное направление (кольцевое направление);

i – внутренний;

l – осевое (продольное) направление;

М
–
изгибающий
момент;

р – пластический;

s – сталь;

S – SLS;

U
– ULS.

5 Концепция
надежности и безопасности при проектировании, монтаже, эксплуатации и ремонте трубопроводных
систем

5.1
Общие сведения

5.1.1
Цель раздела

Настоящий раздел устанавливает концепцию обеспечения безопасности и соответствующие формы расчета, применяемые в настоящем стандарте.

5.1.2
Область применения

5.1.2.1
Настоящий раздел распространяется на все трубопроводные системы, которые строятся в соответствии с настоящим стандартом.

5.1.2.2
Раздел также содержит рекомендации по расширению применения настоящего стандарта для новых критериев и т.д.

5.2
Концепция безопасности

5.2.1
Общие сведения

Целостность трубопроводной системы, сконструированной в соответствии стребованиями настоящего стандарта, обеспечивается, исходя из концепции обеспечения безопасности, состоящей из различных частей (см. рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 – Структура концепции обеспечения безопасности

5.2.2
Задачи обеспечения безопасности

Общие задачи обеспечения безопасности определяются, планируются и осуществляются на всех стадиях от разработки концепции до ликвидации объекта.

Примечание –
Политика управления
человеческими ресурсами,
финансами и
защитой окружающей среды
существует на
всех предприятиях.
Как правило,
она задается
на общем
уровне и раскрывается
через более
подробные задачи
и требования
в особых
областях. Эти
подходы следует
использовать как
основу для
определения задач
обеспечения безопасности
для отдельной
трубопроводной системы.
К типовым
положениям можно
отнести следующие:

– воздействие на
окружающую среду
должно быть
снижено настолько,
насколько это
возможно;

– отсутствие утечек
продуктов во
время эксплуатации
трубопроводной системы;

– отсутствие в
ходе периода
строительства несчастных
или смертельных
случаев;

– монтаж трубопровода
не должен
представлять угроз
рыболовным снастям
ни при
каких обстоятельствах;

– монтаж и
обслуживание должны
выполняться без
участия водолазов
и т.д.

Положения, подобные
приведенным выше,
могут распространяться на все
или только
на отдельные
стадии. Обычно
они в
большей мере
относятся к
выполнению работ
(т.е.
тому, как
подрядчик исполняет
свою работу)
и отдельным
проектным решениям
(например, заглубленный
или незаглубленный
трубопровод). После
того, как определены
задачи обеспечения
безопасности, необходимо
определить порядок
их осуществления
для конкретного
проекта. Поэтому
рекомендуется, чтобы
за общими
задачами обеспечения
безопасности следовали более
конкретные требования.

Если подходы
отсутствуют или
задачи обеспечения
безопасности трудноопределимы, можно начать
с оценки рисков.
Оценка рисков
может выявить
все опасности
и их
последствия, а
затем выполнить
обратную экстраполяцию
для определения
критериев пригодности
и области,
которые должны
быть отслежены
более внимательно.

В настоящем
стандарте вероятность
отказов конструкций
отражена в
выборе трех
классов безопасности (см. раздел 5, подраздел
5.2, пункт 5.2.4). При выборе класса
безопасности следует
учесть аспекты,
связанные со сформулированными задачами обеспечения
безопасности.

5.2.3
Системный анализ

5.2.3.1
Работы, связанные с проектированием, строительством и эксплуатацией трубопроводной
системы,
должны гарантировать, что ни один отказ не приведет к угрозам человеческой жизни или неприемлемым отказам технологических установок или оборудования.

5.2.3.2
На всех стадиях должен проводиться системный анализ для выявления и оценки последствий
отдельных
отказов и серий отказов в трубопроводной системе с целью принятия необходимых мер по их устранению. Оценка или анализ должен отражать опасность для трубопроводной системы, опасность для
запланированной
работы, основанный на результатах накопленного опыта эксплуатации подобных систем или работ.

Примечание –
Методологией системного
анализа является
количественный анализ
рисков (QRA). Он может
обеспечить оценку
общего риска
для здоровья
и безопасности
людей, окружающей
среды и
имущества и включает
в себя:

– определение опасностей,

– оценку вероятностей
появления отказов,

– развитие аварийных
ситуаций,

– последствия и
оценку рисков.

Следует отметить,
что законодательство некоторых стран
требует проведения
анализа рисков
на всех
уровнях с
целью выявления
критических сценариев
развития угроз
безопасности и
надежности трубопроводной системы. Другими методологиями
определения потенциальных
опасностей являются
анализ вида
и последствий отказов (FMEA) и
исследование опасности
и работоспособности (HAZOP).

5.2.3.3
Особое внимание должно быть уделено участкам вблизи установок или подходов к берегу, где часто работают люди и, следовательно, имеется большая вероятность и более значительные последствия
отказов
трубопровода. Это также относится к зонам, в которых
трубопроводы
уложены параллельно существующим трубопроводам и к их пересечениям.

5.2.4
Методология определения классов безопасности

В настоящем стандарте конструктивная безопасность трубопроводной системы обеспечивается применением методологии определения классов безопасности. Трубопроводная система может относиться к одному или нескольким классам безопасности, исходя из последствий отказов. Классы безопасности
зависят
обычно от назначения трубопровода и его местоположения. Для каждого класса безопасности
каждому
предельному состоянию присвоен ряд частных коэффициентов безопасности.

5.2.5
Гарантия качества

5.2.5.1
Формат безопасности в пределах настоящего стандарта требует контроля за грубыми ошибками (человеческий фактор) посредством установления требований к организации работ, компетентности персонала, проверки расчетов и системы гарантии качества на протяжении всех соответствующих стадий.

5.2.5.2
Настоящий стандарт предполагает, что владелец трубопроводной системы сам формулирует
задачи
обеспечения безопасности. Владелец должен сам отслеживать обеспечение уровня качества (внутреннего и внешнего) изделий и услуг, исходя из задач обеспечения безопасности. Более того, владелец должен гарантировать, что предписанное качество обеспечено или будет обеспечено.

5.2.5.3
Система качества должна способствовать соблюдению требований настоящего стандарта.

Примечание – Система стандартов ИСО 9000
приводит инструкции по выбору и использованию систем качества.

5.2.6
Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды

Цель настоящего стандарта состоит в обеспечении безопасных
условий
и охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды в процессе проектирования, выбора материалов, изготовления, монтажа, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, технического обслуживания и консервации трубопроводных систем в газовой и нефтяной промышленности.

5.3
Формат расчета

5.3.1
Общие сведения

Формат расчета в настоящем стандарте основан на расчетах предельных состояний и частных коэффициентов безопасности, также известный как метод проектирования по коэффициентам нагрузок и сопротивления (LRFD).

5.3.2
Классификация перекачиваемых продуктов

5.3.2.1
Продукты, транспортируемые по трубопроводной системе, должны быть классифицированы, исходя из степени ихопасности, в соответствии с таблицей 5.1.

Таблица 5.1 – Классификация перекачиваемых продуктов

5.3.2.2
Газы или жидкости, не приведенные в таблице 5.1, должны относиться к категории, содержащей вещества, наиболее сходные по потенциалу опасности к оцениваемым. Если категория продукта не ясна, необходимо предполагать самую опасную категорию.

5.3.3
Классы местоположения

5.3.3.1
Трубопроводная система должна классифицироваться по классам местоположения, приведенным в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Классы местоположения

5.3.4 Классы безопасности

5.3.4.1
Проектирование трубопроводов должно основываться на потенциальных последствиях отказов. В настоящем стандарте это определяется концепцией классов безопасности. Класс безопасности может меняться в зависимости от различных стадий эксплуатации и местоположения трубопроводов. Классы
безопасности
представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Классификация классов безопасности

Частные коэффициенты безопасности, относящиеся к классам безопасности, приводятся в 8.4.2.

5.3.4.2
В условиях штатной эксплуатации применяются классы безопасности, указанные в таблице 5.4.

Таблица 5.4 – Классификация классов безопасности в условиях штатной эксплуатации^*

______________

^* Могут
существовать другие
классификации в
зависимости от
условий и
серьезности отказов
трубопровода. Для
трубопроводов, у
которых некоторые
последствия являются
более тяжелыми
по сравнению
со штатным уровнем,
т.е.
для которых
приведенная выше
таблица неприменима,
выбор более
высокого класса
безопасности должен также
учитывать влияние
на достигаемую
общую безопасность.
Если общий
рост безопасности
предельный, выбор
более высокого
класса безопасности
может оказаться
неоправданным.

5.3.5
Методология расчета по частным коэффициентам безопасности

5.3.5.1
Фундаментальный принцип методологии расчета по частным коэффициентам безопасности
состоите
проверке того, что расчетные нагрузки (с учетом коэффициентов) не превышают расчетного (с учетом коэффициентов надежности по материалу и др.) сопротивления какому-либо из рассматриваемых
видов
отказа. Действие расчетной нагрузки с учетом коэффициентов рассчитывают путем умножения
нормативного
значения нагрузки на коэффициент надежности по нагрузке. Сопротивление с учетом коэффициентов рассчитывают путем деления нормативного сопротивления на коэффициент надежности по материалу.

5.3.5.2
Уровень безопасности считается удовлетворительным, если результат действия расчетной
нагрузки
L_d
не превышает расчетного сопротивления R_d

L_d(L_F, L_E, L_A, γ_F, γ_а, γ_с) £ R_d(R_K(f_k), γ_sc, γ_m).                                    (5.1)

5.3.5.3
Действие расчетной нагрузки основано (или является функцией) на действии нагрузок с учетом коэффициентов, уточненных, где это требуется, особым коэффициентом условий работы у_с. Действия
нагрузок
с учетом коэффициентов группируются в соответствии с функцией предельного состояния для отказа соответствующего вида.

5.3.5.4
Представленные в настоящем стандарте коэффициенты надежности по нагрузкам, коэффициенты безопасности (по классу безопасности) и коэффициенты надежности по материалу, связанные с предельными состояниями, выверены с использованием методологии, основанной на вероятностном подходе, для различных классов безопасности.

5.3.5.5
Нормативные значения нагрузок и сопротивлений в настоящем стандарте обычно задаются как значения процентилей для соответствующего распределения вероятности. Они должны быть основаны на надежных данных, использующих признанные статистические методики.

Примечание – Нормативные значения
сопротивления в настоящем стандарте не обязательно отражают средние значения
или некоторые значения процентилей. Полученные в результате расчетные формулы
обеспечивают критерии расчета как полноту неопределенности модели,
систематические ошибки при определении нагрузок и т.д. Однако при повторном
определении этих формул с целью обеспечения указанной полноты необходимо
соблюдать осторожность.

5.3.5.6
Комбинации нагрузок и соответствующие коэффициенты надежности по нагрузкам приведены в 8.4.3. Предельные состояния и соответствующие расчетные коэффициенты даны в 8.4.2.

5.3.6
Расчет надежности

5.3.6.1
Альтернативой описанному и используемому в настоящем стандарте методу LRFD может являться расчет конструктивной надежности (SRA), при условии что:

– он используется для классификации определенных предельных состояний, не рассмотренных в настоящем стандарте;

– метод соответствует классификационным замечаниям [1];

– подход обеспечит достаточную безопасность в соответствии с указанными в настоящем стандарте
положениями.

Примечание – В частности, это
подразумевает, что надежность, рассчитанная по методу предельных состояний, не
противоречит критериям несущей способности по давлению, установленным в разделе
8.

5.3.6.2
Расчет конструктивной надежности должны выполнять компетентные и квалифицированные
специалисты,
а распространение на новые области применения должны подтверждаться технической проверкой.

5.3.6.3
Насколько это возможно, заданные уровни надежности должны быть определены по идентичным или подобным конструкциям трубопроводов, которые спроектированы на основании настоящего стандарта и обладают достаточной безопасностью. Если это неосуществимо, заданный уровень надежности
должен
основываться на виде отказов и классе безопасности, как задано в таблице 5.5.

Таблица 5.5 – Приемлемые вероятности отказов в зависимости от классов безопасности

6 Основы
проектирования и документация

6.1
Общие сведения

6.1.1
Цель раздела

6.1.1.1
Настоящий раздел устанавливает подход к определению основных
характеристик
разработки
месторождения.
Устанавливаются основные требования к проектированию, строительству, эксплуатации и
переосвидетельствованию
трубопроводных систем.

6.1.1.2
Настоящий раздел также устанавливает минимальные требования к документации на проектирование, изготовление, монтаж и эксплуатацию.

6.1.2
Принципы разработки концепции

6.1.2.1
Для выполнения вышеизложенного должны быть установлены данные и описание разработки
месторождения
и общей схемы трубопроводной системы.

6.1.2.2
Данные и описание должны включать в себя (если это приемлемо) следующее:

– задачи обеспечения безопасности;

– местоположение, условия на входе и на выходе;

– описание трубопроводной системы с ее общей организацией и границами;

– функциональные требования, в том числе ограничения разработки месторождения, например защитные барьеры и подводная запорная арматура;

– монтаж, ремонт и замена элементов трубопровода, запорной арматуры, силовых приводов и фитингов;

– планы и регламент проекта, в том числе запланированный период года для проведения монтажа;

– расчетный срок эксплуатации, в том числе техническое описание начала срока эксплуатации, например окончательные мероприятия по вводу в эксплуатацию, монтаж и т.п.;

– данные о продукте, подлежащем транспортированию, в том числе возможные изменения в течение
расчетного
срока эксплуатации трубопроводной системы;

– производительность транспортирования и данные о размерах трубопровода;

– учет возможных нарушений норм в трубопроводной системе;

– геометрические ограничения, такие как требования к постоянству внутреннего диаметра, к фитингам, запорной арматуре, фланцам и использованию гибких труб или райзеров;

– требования к пропуску внутритрубных устройств, таким как радиус кривизны, овальность труб и расстояние между различными фитингами, влияющим на проектирование узлов пуска/приема очистных
устройств;

– вынос песка;

– деятельность второй и третьей сторон.

6.1.3
План исполнения

Должен быть разработан план исполнения, включающий следующие темы:

– общую информацию, в том числе организацию проекта, объем работ, вопросы, требующие согласования, стадии разработки и стадии производства;

– контакты с покупателем, административными властями, третьей стороной, подрядчиками по проведению инженерно-технических работ, проверки и строительства;

– правовые аспекты, например страховку, договоры, планирование территории.

6.1.4
Строительство, эксплуатация и ликвидация

6.1.4.1
Планирование и проектирование трубопроводной системы должны охватывать все стадии разработки, включая строительство, эксплуатацию и ликвидацию.

Монтаж

6.1.4.2
Для деятельности всех видов, связанной с монтажом, должны быть подготовлены подробные планы, чертежи и технологии. Должно учитываться, как минимум, следующее:

– изыскания трассы трубопровода;

– работы в море;

– монтаж трубопровода;

– операции по стыковке плетей трубопровода;

– обследование состояния укладки;

– корректировка свободных пролетов и защита трубопровода;

– монтажзащитных и опорных конструкций;

– монтаж райзеров;

– обследование непосредственно после завершения строительства;

– окончательные испытания и подготовка к эксплуатации.

Эксплуатация

6.1.4.3
Перед началом эксплуатации должны быть подготовлены планы по эксплуатации, инспекции, техническому обслуживанию и ремонту трубопровода.

6.1.4.4
Все аспекты эксплуатации должны рассматриваться при выборе концепции трубопровода.

6.1.4.5
Планирование эксплуатации трубопроводной системы должно учитывать, как минимум, следующие вопросы:

– организации и управления;

– пуска и отключения;

– эксплуатационных ограничений;

– технического обслуживания;

– коррозионного контроля,инспекции и мониторинга;

– общей проверки;

– особых видов деятельности.

Ликвидация

6.1.4.6
Должна быть спланирована и подготовлена ликвидация трубопровода.

6.1.4.7
Выбор концепции трубопровода должен основываться на определении какого-либо существенного влияния на прекращение эксплуатации трубопровода.

6.1.4.8
Оценка ликвидации трубопровода должна включать в себя следующее:

– характеристику окружающей среды, в особенности, загрязнения;

– помехи движению судов;

– помехи рыболовной деятельности;

– коррозионное воздействие на другие сооружения.

6.2
Принципы проектирования системы

6.2.1
Работоспособность системы

6.2.1.1
Трубопроводные системы должны проектироваться, сооружаться и эксплуатироваться таким образом, чтобы они:

– удовлетворяли требованиям по производительности транспортирования;

– выполняли определенные задачи обеспечения безопасности и обладали требуемым сопротивлением нагрузкам при запланированных условиях эксплуатации;

– обладали достаточным запасом надежности по отношению к аварийным нагрузкам или незапланированным условиям эксплуатации.

6.2.1.2
На стадии проектирования должна быть оценена возможность изменения вида или состава продукта, подлежащего транспортированию в течение срока эксплуатации трубопроводной системы.

6.2.1.3
Любое переосвидетельствование, необходимое вследствие изменений условий проекта, должно проходить в соответствии стребованиями, изложенными в разделе 14.

6.2.2
Мониторинг/инспекция в течение эксплуатации

6.2.2.1
Параметры, влияющие на работоспособность трубопроводной системы, должны контролироваться и оцениваться с частотой, позволяющей принимать меры по устранению неисправности до момента
повреждения
системы.

Примечание – Частота мониторинга или
инспекций должна быть такой, чтобы трубопроводная система не подвергалась
опасности вследствие какого-либо ухудшения показателей, износа, которые могут
произойти между двумя последовательными интервалами инспекций.

6.2.2.2
Если визуальный осмотр или простые измерения не являются практичными или надежными, а доступные методы проектирования и накопленный опыт не достаточны для надежного предсказания
эксплуатационных
характеристик системы, то может потребоваться оснащение трубопроводной системы
контрольно-измерительными приборами.

6.2.2.3
Давление в трубопроводной системе не должно превышать расчетного давления при нормальном установившемся режиме эксплуатации.

6.2.3
Система контроля давления

6.2.3.1
Для того чтобы предотвратить повышение внутреннего давления в какой-либо части трубопроводной системы до избыточного уровня, может быть использована система контроля давления. Система контроля давления состоит из системы регулировки давления, системы аварийной защиты от превышения
давления
и соответствующих контрольно-измерительных приборов и сигнальных систем.

6.2.3.2
Системы регулировки давления предназначены для поддержания рабочего давления в приемлемых пределах в условиях нормальной эксплуатации. Установленное значение давления системы регулировки давления должно быть таким, чтобы местное расчетное давление не превышалось ни в одной из
точектрубопроводной
системы. Необходимо учитывать допуски системы регулировки давления и соответствующих
ей контрольно-измерительных приборов (см. рисунок 3.1).

6.2.3.3
Системы аварийной защиты от превышения давления предназначены для защиты находящихся ниже по движению продукта участков системы при аварийном режиме работы, т.е. в случае неисправности системы регулировки давления. Система аварийной защиты от превышения давления должна работать автоматически и с таким установленным значением давления, чтобы вероятность превышения
внутреннего
давления в какой-либо точке трубопроводной системы местного аварийного давления была низкой.

Примечание – Обычно принимается
вероятность превышения максимального давления менее 10^-4 в год.

6.2.3.4
Для системы аварийной защиты от превышения давления установленное значение максимального допустимого аварийного давления должно быть таким, чтобы местное аварийное давление не превышалось ни в одной из точек трубопроводной системы. Необходимо учитывать допуски системы аварийной защиты от превышения давления. Следовательно, максимальное допустимое аварийное давление равно аварийному давлению минус рабочий допуск системы защиты от аварий, связанных с давлением.

6.2.3.5
Отношение между значениями аварийного давления и расчетного давления γ_inс обычно равно 1,10, оно также является максимальным допустимым отношением. Местное аварийное давление может быть выражено как:

p_ll = p_inc + ρ_cont
× g
× h = p_d
× γ_inc + ρ_cont
× g × h,                                     (6.1)

где h – разность высот между рассматриваемой точкой и базисной точкой;

p_cont
– плотность находящегося в трубопроводе продукта.

При условии удовлетворения требованиям к системе аварийной защиты от превышения давления
отношение
аварийного давления к расчетному давлению γ_inс может быть принято меньшим 1,10, но не менее 1,05.

6.2.3.6
В системе аварийной защиты от превышения давления нет необходимости, если источник
давления
в трубопроводе не способен создавать давление, превышающее максимальное аварийное давление. Для условий, приведенных в таблице 6.1, в качестве аварийного давления должны приниматься
указанные
давления.

Таблица 6.1 – Выбор аварийных давлений для специфических условий

6.2.3.7
Трубопроводная система может быть разделена на участки с различными значениями расчетного давления при условии, что для каждого участка местное расчетное давление не может быть превышено при обычных условиях эксплуатации и что максимальное аварийное давление не может быть превышено при аварийных
условиях
работы.

6.2.3.8
Если трубопроводная система соединяется с другими системами с отличными значениями
давлений,
должно быть выполнено согласование двух систем на основании максимального аварийного
давления.

6.3
Трасса трубопровода

6.3.1
Местоположение

6.3.1.1
Трасса трубопровода должна быть выбрана с должным вниманием к обеспечению безопасности населения и персонала, защите окружающей среды и к возможности повреждения трубы или другого
оборудования.
Факторы, которые необходимо учитывать при выборе трассы трубопровода, как минимум, следующие:

– движение судов;

– рыболовство;

– морские установки;

– существующие трубопроводы и кабели;

– нестабильность морского дна;

– просадка грунта;

– неровность морского дна;

– мутьевые потоки;

– сейсмическая активность;

– помехи;

– зоны отвала для отходов, боеприпасов и т.д.;

– горные выработки;

– зоны военных учений;

– места археологического значения;

– подверженность повреждениям природного происхождения;

– районы, богатые устрицами.

6.3.1.2
При выборе трассы трубопровода должна учитываться предполагаемая в последствии деятельность на море и предполагаемые разработки в районе трубопровода.

6.3.2
Изыскания трассы

6.3.2.1
Вдоль планируемой трассы трубопровода должно быть проведено изыскание для накопления
данных,
необходимых для проектирования и строительства.

6.3.2.2
Коридор изысканий должен иметь достаточную ширину, чтобы определить коридор трубопровода, который будет обеспечивать безопасные монтаж и эксплуатацию трубопровода.

6.3.2.3
Требуемая точность изысканий в пределах предлагаемой трассы может меняться. Помехи, значительные изменения топографии морского дна или особые глубинные условия могут привести к необходимости более подробных изысканий.

6.3.2.4
Необходимы исследования для обнаружения возможных несоответствий с существующими и планируемыми установками и возможных остатков кораблекрушений и преград. Среди примеров таких установок
– другие
подводные трубопроводы, силовые кабели и кабели связи.

6.3.2.5
Результаты изысканий должны быть представлены на точных картах трассы, показывающих
положение
трубопровода и связанного с ним оборудования, вместе с характеристиками морского дна.

6.3.2.6
Могут понадобиться особые изыскания трассы в местах выхода трубопровода на берег, для того чтобы определить:

– природные условия, обусловленные особенностями прилегающей береговой территории;

– расположение выхода трубопровода на берег, позволяющее облегчить монтаж;

– местоположение, призванное свести к минимуму воздействие на окружающую среду.

6.3.2.7
Изысканиями трассы должны быть охвачены все топографические особенности, которые могут повлиять на устойчивость и монтажтрубопровода, включая следующие, но не ограничиваясь ими:

– помехи в виде обнажения скальных пород, крупной гальки, углублений и т.п., которые могут потребовать проведения перед монтажом трубопровода работ по выравниванию морского дна или удалению грунта;

– топографические особенности, которые содержат потенциально неустойчивые склоны, песчаные волны, глубокие впадины и эрозию в виде следов размыва или остатков осадочных пород.

6.3.3
Свойства морского дна

6.3.3.1
Для отложений морского дна должны быть определены геотехнические условия, необходимые для оценки воздействий или соответствующих условий нагружения, включая возможные неустойчивые отложения вблизи трубопровода. Инструкции по исследованию грунта для трубопроводов изложены в [2].

6.3.3.2
Геотехнические свойства могут быть определены на основании имеющейся общей геологической информации, результатов сейсмических исследований, топографических исследований морского дна и испытаний на месте и в лаборатории. Дополнительная информация может быть получена с помощью
визуального
контроля или особых испытаний, например испытаний по вдавливанию труб.

6.3.3.3
Особую важность для поведения трубопровода имеют следующие параметры грунта:

– прочность на сдвиг (прочность на сдвиг для глины в естественном состоянии и подвергнутой механической обработке и неосушенной, угол трения для песков);

– соответствующие модули деформации.

Эти параметры должны быть предварительно определены на основании соответствующих
лабораторных
испытаний или интерпретации испытаний на месте работ. Кроме того, должны быть приняты во внимание результаты испытаний по классификации и определению строительных свойств грунта, таких как:

– плотность;

– влажность;

– пределы текучести и пластичности;

– распределение частиц по размерам;

– содержание карбонатов;

– результаты других соответствующих испытаний.

6.3.3.4
Первостепенную важность имеют характеристики нескольких верхних сантиметров грунта, которые определяют поведение трубопровода, лежащего на морском дне. Определение параметров грунта для очень неглубоких слоев может быть менее точным, чем для более глубоких слоев грунта. Дополнительную неопределенность могут вносить различия в верхних слоях грунта между местами испытаний грунта. Поэтому параметры грунта, используемые при проектировании, должны быть определены с верхним и нижним пределами. Нормативное значение параметра грунта, применяемое при проектировании, должно определяться как с верхним так и с нижним пределами, в зависимости оттого, какое из них является более критическим для рассматриваемого предельного состояния.

6.3.3.5
В зонах, в которых материал морского дна подвергается эрозии, могут потребоваться особые
исследования
течений и волновых режимов у дна, в том числе эффектов в пограничном слое, необходимые для расчетов устойчивости трубопроводов на морском дне и оценки свободных пролетов
трубопровода.

6.3.3.6
Могут потребоваться особые исследования материала морского дна для оценки специфических проблем, как например:

– проблем в отношении разработки траншеи и операций по заглублению трубопровода;

– проблем в отношении пересечения трубопроводов;

– проблем с осадкой трубопроводной системы и/или защитной конструкции в местах расположения
арматуры,
тройников;

– вероятность сдвигов грунта или разжижения в результате повторного действия нагрузок;

– учет наружной коррозии.

6.3.3.7
Детали трубопровода (например, арматура, тройники) не следует располагать на криволинейных участках трассы трубопровода.

6.4
Условия окружающей среды

6.4.1
Общие замечания

6.4.1.1
Должны быть учтены воздействия природных
явлений,
относящиеся к соответствующему положению и рассматриваемому режиму эксплуатации. В качестве базиса для определения условий окружающей среды могут быть использованы принципы и методы, описанные в [3].

6.4.1.2
Должны быть рассмотрены природные явления, которые могут повлиять на нормальную работу системы или вызвать снижение надежности или безопасности системы, в том числе:

– ветер;

– приливы и отливы;

– волны;

– внутренние волны и другие эффекты вследствие изменений в плотности воды;

– течения;

– лед;

– землетрясения;

– состояние грунтов;

– температура;

– рост морских отложений, обрастание ракушками и водорослями.

6.4.2
Сбор данных об окружающей среде

6.4.2.1
Данные об окружающей среде географических зон, в которых предстоит монтировать трубопроводную систему, должны быть собраны в достаточном объеме. Если для рассматриваемого географического района нет достаточного количества данных, могут быть использованы оценки, основанные на данных по другим близким регионам.

6.4.2.2
Для оценки условий окружающей среды по трассе трубопровода он может быть разделен на ряд участков, каждый из которых характеризуется определенной глубиной, топографией дна и другими
факторами,
определяющими условия окружающей среды.

6.4.2.3
Параметры окружающей среды должны быть описаны с использованием значений, основанных на статистических данных или длительных наблюдениях.

6.4.2.4
Для описания параметров окружающей среды случайной природы (например, ветер, волны) должны быть использованы статистические данные. Параметры должны быть получены статистически с помощью апробированных методов.

6.4.2.5
Должна быть проведена оценка влияния статистической неопределенности, связанной с количеством и точностью данных, и, если она существенна, это следует учесть при оценке воздействия нормативной нагрузки.

6.4.3
Ветер

6.4.3.1
При проектировании райзеров должны учитываться ветровые воздействия, включая возможность вызванных ветром колебаний открытых свободных пролетов. Должно быть принято во внимание влияние ветра на стадии строительства.

6.4.3.2
Для райзера, расположенного рядом с другими конструктивными частями, при определении
действия
ветра должны быть учтены возможные воздействия вследствие возмущений поля течения. Такие
воздействия
могут быть вызваны нарастанием или снижением скорости ветра или динамическими возмущениями от вихрей, распространяющихся от соседних частей конструкции.

6.4.4
Приливы и отливы

6.4.4.1
Воздействия приливов и отливов должны быть учтены, если глубина воды является существенным параметром, например для определения действий волн, планирования операций по прокладыванию трубопроводов, в особенности, на участках подходов к берегу, выходов трубопровода на берег, определении максимального и минимального давления воды и т.д.

6.4.4.2
Предполагаемый максимальный прилив должен включать в себя как астрономический уровень прилива, так и штормовой нагон воды. Минимальные оценки отлива должны быть основаны на астрономическом уровне отлива и возможном отрицательном штормовом нагоне.

6.4.5
Волны

6.4.5.1
Данные о волнах, которые должны учитываться при проектировании райзеров, в принципе
совпадают
с данными о волнах, используемыми при проектировании подводных конструкций, служащих опорой райзера.

6.4.5.2
Для райзеров и трубопровода должны быть приняты во внимание прямые и опосредованные
волновые
воздействия.

Примечание – Примерами прямых воздействий
являются действия волн на райзер и на трубопровод в ходе монтажа или когда он
лежит на морском дне. Среди примеров опосредованных волновых воздействий –
наложенные на райзер деформации через опоры райзера вследствие смещений
платформы, обусловленных волнами, и перемещения трубопровода в ходе операций по
укладке, вызванные движениями судна-трубоукладчика.

6.4.5.3
Используемая волновая теория должна быть способна описать кинематику волн на рассматриваемой определенной глубине моря.

6.4.5.4
Должны быть учтены рефракция волн и эффекты обмеления, экранирования и отражения.

6.4.5.5
Если райзер или трубопровод расположены рядом с другими частями конструкции, при определении действий волн должны быть приняты во внимание возможные воздействия вследствие
нарушения
поля течения. Такие воздействия могут быть обусловлены повышением или снижением
скорости
течения или динамическими возмущениями от вихрей, распространяющихся от соседних частей конструкции.

6.4.5.6
Необходимо учитывать направление волн и короткую трехмерность волнения, если это необходимо.

6.4.6
Течение

6.4.6.1
Воздействие течения должно учитываться для райзеров и трубопроводов.

6.4.6.2
Скорости течения должны учитывать приливы и отливы, вызванные ветром течения, течения
штормового
нагона воды, течения, обусловленных различием плотности, и других возможных явлений, связанных с течением. В прибрежных районах следует учесть течение вдоль берега из-за разрушения волн.

6.4.6.3
Для трубопроводов при монтаже и для райзеров на месте установки необходимо учитывать
изменения
значения скорости течения и направления как функции от глубины воды. Для райзеров распределение скоростей течения должно быть таким же, как используемое при проектировании морской конструкции, служащей опорой райзера.

6.4.7 Лед

6.4.7.1
Для зон с образованием или нагоном льда необходимо учитывать следующие воздействия:

– усилия воздействия льда на трубопроводную систему;

– удары от дрейфующего льда;

– пропахивание морского дна;

– проблемы, вызываемые льдом, в ходе строительства и монтажа, рост волновой нагрузки вследствие
увеличенного
диаметра трубопровода.

6.4.8
Температура воздуха и морской воды

6.4.8.1
Для проектирования должны быть собраны статистические данные о температуре воздуха и морской воды, которые дают соответствющие расчетные значения. Минимальная и максимальная расчетная температуры должны предпочтительно основываться на периоде наблюдений в несколько лет.

6.4.8.2
Может потребоваться текущий контроль температуры в течение стадий строительства, монтажа и ввода в эксплуатацию, если влияние температуры или температурных изменений оказывает существенное воздействие на безопасность трубопроводной системы.

6.4.9
Рост морских отложений

6.4.9.1
Должно учитываться воздействие роста морских отложений и обрастаний на трубопроводных
системах,
принимая во внимание как биологические, так и иные природные явления, свойственные местоположению.

6.4.9.2
Оценка гидродинамических нагрузок на трубопроводы, подвергающиеся накоплению растущих морских отложений, должна учитывать рост действительного диаметра и шероховатости поверхности.

6.5
Наружные и внутренние условия для труб

6.5.1
Наружные условия эксплуатации

6.5.1.1
Для выбора и детального проектирования контроля наружной коррозии должны быть определены следующие условия, связанные с окружающей средой, в дополнение к перечисленным в 6.4.1.2:

– условия незащищенности от воздействий, например засыпка, отвалы скальной породы и т.п.;

– удельное сопротивление морской воды и отложений.

6.5.1.2
Прочие условия, которые оказывают влияние на наружную коррозию и которые должны быть определены:

– кривая максимальной и средней рабочей температуры вдоль трубопровода и в поперечном направлении по толщине стенки трубы;

– технология изготовления и монтажа трубопровода;

– требования к механической защите, вес в погруженном состоянии и тепловая изоляция в течение
эксплуатации;

– расчетный срок эксплуатации.

6.5.2
Учет условий строительства

Должно быть подготовлено описание условий, которым подвергаются трубы в течение хранения, строительства, монтажа, испытаний давлением и ввода в эксплуатацию. Должны быть рассмотрены продолжительность воздействий морской воды или влажного воздуха и необходимость в использовании ингибиторов или других мер по контролю коррозии.

6.5.3
Учет условий эксплуатации

Для того чтобы оценить необходимость в контроле внутренней коррозии, в том числе припуск на коррозию, и определить требования к инспекциям и текущему контролю, должны быть определены следующие условия:

– кривая максимальной и средней рабочей температуры/давления вдоль трубопровода и ожидаемые
изменения
на протяжении расчетного срока эксплуатации;

– скорость течения и режимы течения перекачиваемого продукта;

– состав перекачиваемого продукта (первоначальный и предполагаемые изменения в течение расчетного срока эксплуатации) с особым вниманием к потенциально агрессивным составляющим (например, сероводороду, двуокиси углерода, содержанию воды и ожидаемому содержанию растворенных в нем солей, остаточному кислороду и активному хлору в морской воде);

– химические добавки и требования к периодической очистке;

– требования к проверкам коррозионных дефектов и ожидаемые эксплуатационные характеристики
инструментов
контроля (т.е. пределы выявляемости и значения характеристик для определенных форм
коррозионных
дефектов);

– должна быть учтена вероятность эрозии какими-либо твердыми частицами, содержащимися в перекачиваемом продукте [4].

6.6
Документация

6.6.1
Общие указания

6.6.1.1
Настоящий раздел определяет требования к документации на проектирование, изготовление, сборку, монтаж, ввод в эксплуатацию и эксплуатацию.

6.6.1.2
Все требования к документации должны быть отражены в реестре документов. Документация
должна
охватывать проектирование, изготовление, сборку, монтаж и ввод в эксплуатацию. Как минимум, реестр должен отражать деятельность от начала проектно-конструкторских работ до пуска трубопроводной
системы
в эксплуатацию.

6.6.1.3
Согласно договору, документация должна направляться соответствующим сторонам для утверждения или согласования.

6.6.2
Концептуальное и рабочее проектирование

Вопросы структуры

6.6.2.1
Основы проектирования для трубопроводной системы должны включать в себя, как минимум, следующее:

– все положения, указанные в 6.1.2.2;

– топографические и батиметрические условия вдоль предполагаемой трассы трубопровода;

– геотехнические условия;

– условия окружающей среды;

– эксплуатационные условия, такие как давление, температура, состав перекачиваемого продукта, расход и т.д.;

– принципы прочностного расчета и расчета в уложенном состоянии;

– концепция коррозионного контроля.

6.6.2.2
Проектирование должно быть отражено в документах таким образом, чтобы обеспечить возможность проверки со второй и/или третьей стороны. Должны быть отражены, как минимум, следующие
вопросы:

– трасса трубопровода;

– физические и химические характеристики перекачиваемого продукта;

– выбор материалов (труб и соединительных
деталей);

– графики температуры/давления и удлинения трубопровода;

– прочностной расчет для райзера и его опор;

– прочностной расчет и расчет устойчивости в уложенном состоянии для трубопровода;

– анализ рисков, если требуется;

– контроль коррозии (внутренней и наружной);

– монтаж и ввод в эксплуатацию.

6.6.2.3
Должны быть представлены чертежи сборки и монтажа трубопроводной системы, содержащие, как минимум, следующее:

– чертежи трассы трубопровода, включая информацию, например, о свойствах и топологии морского дна, существующих и будущих платформах, трубопроводах, кабелях, подводных устьях скважин, судоходных маршрутах и т.п.;

– подробные чертежи пересечений трубопроводов;

– чертежи плана платформы с указанием райзеров, систем защиты райзеров,зон погрузки, районов
швартовки
судов, спасательных площадок и т.д., если таковые имеются;

– чертежи намотки на барабаны;

– чертежи систем защиты трубопровода;

– чертежи сборки райзера и хомутов райзера.

Трубы и соединительные детали

6.6.2.4
Должна быть подготовлена следующая документация:

– технические условия на изготовление материалов;

– перечни отбора проб, данных о материалах.

Системы коррозионного контроля и утяжеляющее покрытие

6.6.2.5
Должна быть подготовлена следующая документация, если это возможно:

– отчет о проекте протекторной защиты;

– технические условия на изготовление и монтаж протектора;

– технические условия на покрытия;

– технические условия на покрытие монтажных стыков;

– технические условия на систему коррозионного мониторинга;

– перечни отбора проб, данных о материалах.

Монтаж

6.6.2.6
Должна быть подготовлена следующая документация:

– FMEA и HAZOP;

– технические условия, чертежи и проект производства работ монтажа и испытания;

– инструкции по монтажу (IM);

– технология сварки: технические условия и/или квалификационные требования;

– журналы производства работ;

– технологические карты производства работ;

– порядок действий в аварийных ситуациях.

6.6.3
Изготовление труб и соединительных деталей

6.6.3.1
Документация, которая должна быть представлена к рассмотрению перед началом или на начальном этапе изготовления, должна включать в себя следующую информацию, но не ограничиваться ею:

– технические условия на технологию изготовления (MPS);

– технология изготовления, в том числе требования к испытаниям и критерии пригодности, требования
ктехнологии
ремонта, документы о квалификации персонала и т.д.;

– технические условия на материалы;

– планы обеспечения качества;

– технические условия на технологию сварки (WPS) и/или отчет о квалификационных испытаниях
технологии
сварки (WPQR);

– NDT;

– результаты квалификационных испытаний технологии изготовления (MPQT);

– руководство системы качества производителя или изготовителя.

6.6.3.2
Техническая документация изготовителя, которая должна быть представлена к рассмотрению
после
изготовления, должна включать в себя следующую информацию, но не ограничиваться ею:

– технологию изготовления, в том числе требования к испытаниям и критерии пригодности, требования
ктехнологии
ремонта, документы о квалификации персонала и т.д.;

– сертификаты на материалы;

– документы об испытаниях в ходе производства (визуальный контроль, NDT, испытания образцов, проверка размеров, термообработка и т.д.);

– отчет о гидростатических испытаниях;

– полную статистическую информацию о химическом составе металла труб и соединительных деталей, их механических свойствах и их размерах для поставляемого объема заказа;

– протоколы сварки.

6.6.4
Система коррозионного контроля и изготовление утяжеляющего покрытия

6.6.4.1
Документация, которая должна быть представлена к рассмотрению перед началом изготовления, должна включать в себя следующую информацию, но не ограничиваться ею:

– технологию изготовления, в том числе требования к проверкам, испытаниям и критерии пригодности, требования ктехнологии ремонта, документы о квалификации персонала и т.д.;

– документацию на материалы и состав бетона;

– результаты квалификационных испытаний технологии изготовления;

– план обеспечения качества с инструкциями по инспекции, испытанию и калибровке;

– контурный чертеж протекторов.

6.6.4.2
Техническая документация изготовителя, которая должна быть представлена к рассмотрению
после
изготовления, должна включать в себя следующую информацию, но не ограничиваться ею:

– технологию изготовления, в том числе требования к испытаниям и критерии пригодности, требования
ктехнологии
ремонта, документы о квалификации персонала и т.д.;

– сертификаты на материалы;

– документы об испытаниях в ходе изготовления;

– полную статистическую информацию о размерах покрытий, весе и отрицательной плавучести для каждого поставляемого изделия;

– протокол ремонтов;

– протокол проверки электрического сопротивления.

6.6.5
Строительство и ввод в эксплуатацию

6.6.5.1
Для стадии строительства и ввода трубопроводной системы в эксплуатацию документация, которая должна быть представлена к рассмотрению перед началом строительства, должна включать в себя следующую информацию, но не ограничиваться ею:

– технологию монтажа, в том числе критерии пригодности, свидетельства об испытаниях для оборудования, документы о квалификации персонала (например по сварке, покрытиям) и т.д.;

– технические условия на разработку траншей;

– технологию подготовки трассы (морского дна);

– технологию ввода в эксплуатацию;

– технологию обследования;

– технологию монтажа защитных и анкерных конструкций;

– технологию монтажа райзеров и криволинейных элементов.

6.6.5.2
Техническая документация исполнителя, которая должна быть представлена к рассмотрению
после
монтажа и ввода в эксплуатацию, должна включать в себя следующую информацию, но не ограничиваться ею:

– записи;

– отчеты об обследованиях;

– отчеты о вмешательствах;

– отчеты о вводе в эксплуатацию.

6.6.6 Отчет по проектированию, изготовлению и монтажу (DFI)

6.6.6.1
Должен быть подготовлен отчет по DFI, который содержит информацию по эксплуатации трубопроводной системы и подготовке планов периодического контроля. Отчет по DFI должен содержать всю документацию, требующуюся для эксплуатации в обычных условиях, обследований с помощью аппаратов с дистанционным управлением (ROV) и технического обслуживания и ссылаться на документацию, необходимую для ремонта любого вида, изменения или переосвидетельствования трубопроводной системы.

6.6.6.2
Документация, на которую ссылаются в отчете DFI, должна храниться в течение всего срока
эксплуатации
трубопроводной системы, и к ней должен быть обеспечен доступ в любой момент.

6.6.6.3
Отчет по DFI должен содержать, как минимум, следующую информацию:

– краткое описание трубопроводной системы;

– основы проектирования, в том числе расчетный срок эксплуатации, условия по трассе трубопровода, условия окружающей среды и геотехнические условия, значения: давления, расхода, расчетной температуры, расчетного давления, аварийного давления, припуска на коррозию, состав перекачиваемого
продукта
и т.д.;

– соответствующие расчетные допущения и условия, включая примененные ограничения;

– все особые требования, оказывающие влияние на безопасность и надежность, выявленные в ходе стадий проектирования, изготовления или монтажа;

– итоги проектно-конструкторских работ, в том числе справки и описание расчетов, выполненных на стадии проектирования, оценку критических или проблемных зон, усиленно эксплуатируемые и критические зоны системы и пункты первостепенной важности, которые потребуют особого внимания в течение
последующих
стадий;

– ссылки на утвержденные расчеты и другие документы, удостоверяющие соответствие определяющим техническим требованиям для всех временных и постоянных стадий;

– результаты изготовления и сборки, приводящие сводное описание хронологии изготовления/сборки, ссылки на технические условия, чертежи и т.п., обсуждение проблемных зон, отклонения от технических
условий
и чертежей, имеющие значение для стадии эксплуатации;

– чертежи и фотографии специальных
деталей;

– результаты монтажа, приводящие сводное описание хронологии монтажа, ссылки на технические
условия,
чертежи и т.п., обсуждение проблемных зон, отклонения от технических условий и чертежей, имеющие значение для стадии эксплуатации;

– чертежи трассы после монтажа (исполнительная документация);

– описание несоблюдения и отклонений от определяющих
технических требований;

– обозначение зон, которые, как полагают, требуют особого внимания в ходе обычной эксплуатации и технического обслуживания трубопроводной системы.

6.6.7
Эксплуатация

6.6.7.1
Для проведения периодических обследований трубопроводной системы минимальный объем
документации
должен содержать следующую информацию:

– о персонале, ответственном за эксплуатацию трубопроводной системы;

– хронологию эксплуатации трубопроводной системы с указанием событий, которые могут быть существенными для объекта и безопасности;

– данные об условиях монтажа, необходимые для понимания конструкции и конфигурации трубопроводной системы, например отчеты о предыдущих обследованиях, чертежи после укладки и/или окончания
строительства
и отчеты об испытаниях;

– физические и химические характеристики транспортируемого продукта и устройства по обнаружению в продукте песка (если таковые имеются);

– расписания инспекций и технического обслуживания и документы их проведения;

– технологию инспекций и их результаты, охватывающие стороны инспекционной деятельности, описанные в разделе 13, в том числе вспомогательные документы, такие как отчеты обследований водолазами и видеофильмы.

6.6.7.2
В случае механических повреждений или иных несоответствий, которые могут нанести вред
безопасности,
надежности, прочности и устойчивости трубопроводной системы, перед пуском трубопровода должна быть подготовлена, как минимум, следующая документация:

– описание повреждений трубопровода, его систем или деталей с указанием положения, типа, степени повреждения и временных мер, если таковые были предприняты;

– планы и все подробности ремонтных работ, изменения и замены, в том числе аварийные меры;

– последующая документация в отношении отдельных ремонтных работ, изменений и замен, которая бы согласовывалась сдокументами, составленными на стадии строительства.

6.6.8
Хранение документации

6.6.8.1
За хранение всей соответствующей документации относительно трубопроводной системы в течение всего срока ее эксплуатации отвечает владелец.

6.6.8.2
Инженерно-техническая документация должна храниться владельцем или подрядчиком по инженерной деятельности в течение, как минимум, 10 лет. Основы проектирования и ключевые данные о трубопроводной системе должны храниться в течение всего срока эксплуатации системы. В число этих документов входит документация от проектирования до пуска в эксплуатацию, а также документация о возможном капитальном ремонте или реконструкции трубопроводной системы.

6.6.8.3
Информация о стадиях эксплуатации и технического обслуживания трубопроводной системы подлежит хранению и должна включать в себя, как минимум, отчеты о техническом контроле в процессе
эксплуатации
с момента пуска в эксплуатацию, документы о периодических и особых инспекциях, условиях мониторинга и окончательные отчеты о техническом обслуживании и ремонтных работах в соответствии с разделом 13.

7
Нагрузки

7.1
Общие сведения

7.1.1
Цель раздела

7.1.1.1
Настоящий раздел определяет условия нагружения и результаты действия нормативных нагрузок, которые должны использоваться при проектировании трубопроводных систем, как на стадии строительства, так и на стадии эксплуатации.

7.1.1.2
Нагрузки классифицируются по различным категориям. Задача классификации нагрузок – соотнести результаты действия нагрузок с различными неопределенностями и событиями.

Примечание – Классификация нагрузок тесно
связана с принятым методом LRFD. Классификация природных
нагрузок более консервативна, чем классификация функциональных нагрузок,
вследствие более высокого коэффициента надежности по нагрузке. Такой подход
противоречит обычно применяемым форматам расчета по допускаемым напряжениям (ASD).

7.1.2
Применение

Настоящий раздел описывает нагрузки, которые будут применяться в принятых критериях LFRD.

7.1.3 Нагрузки

7.1.3.1
Нагрузки должны быть классифицированы следующим образом:

– функциональные нагрузки;

– природные нагрузки;

– строительные нагрузки, подразделяемые на функциональные и природные;

– случайные нагрузки.

7.1.3.2
Для расчета результатов действия нагрузок могут использоваться упрощенные методы или расчеты при условии, что они консервативны. В комбинации стеоретическими расчетами или вместо них могут использоваться испытания на моделях. В тех случаях, когда теоретические методы не адекватны, могут потребоваться испытания на моделях или промышленные испытания.

7.2
Функциональные нагрузки

7.2.1
Общие указания

7.2.1.1
Нагрузки, связанные с существованием трубопроводной системы и ее эксплуатацией по назначению, относятся к функциональным нагрузкам.

7.2.1.2
Необходимо учитывать все функциональные нагрузки, определяющие работоспособность системы на стадии строительства и на стадии эксплуатации.

7.2.1.3
При определении результатов действия нагрузок должны быть учтены, как минимум, следующие функциональные нагрузки:

– вес;

– наружное гидростатическое давление;

– температура перекачиваемого продукта;

– реакции элементов (фланцев, хомутов и т.д.);

– засыпка и защитные конструкции (грунт, скальная порода, маты);

– внутреннее давление при обычной эксплуатации;

– реакция морского дна (трение и жесткость при кручении);

– предварительное напряжение;

– остаточная деформация опорной конструкции;

– остаточные деформации вследствие осадок грунта как вертикальных, так и горизонтальных;

– возможные нагрузки, обусловленные нарастанием льда вокруг заглубленных трубопроводов вблизи
неподвижных
сечений (линейная запорная арматура, тройники, неподвижные установки и т.д.), вызываемым охлаждением перекачиваемого газа и/или жидкости;

– нагрузки, вызванные частым пропуском внутритрубных
устройств.

7.2.1.4
Весовая нагрузка должна включать в себя вес трубы, выталкивающие силы, вес продукта, покрытий, протекторов, рост морских отложений и вес всех прикрепленных к трубе элементов.

7.2.1.5
Давление грунта, действующее на заглубленные трубопроводы, должно учитываться в случае, если оно является значительным.

7.2.1.6
Должны быть учтены усилия концевых заглушек вследствие действия давления, как и любые временные действия давления в течение обычных условий эксплуатации (например, из-за закрытия запорной арматуры).

7.2.1.7
Изменения температуры должны учитываться при проверке усталостной прочности.

7.2.1.8
Предварительное напряжение, такое как постоянная кривизна или постоянное удлинение, возникшее при монтаже, должно учитываться, если оно оказывает влияние на способность трубопроводной
системы
выдерживать другие нагрузки. Силы предварительного натяжения, вызванные болтами во фланцах, соединительных элементах и опорах райзеров, должны быть отнесены к функциональным нагрузкам.

7.2.2
Нормативные нагрузки

7.2.2.1
Значение нормативной функциональной нагрузки должно определяться как наиболее вероятное максимальное значение за рассматриваемый период времени.

7.2.2.2
Если наружное давление повышает несущую способность трубопроводной системы, оно не должно превышать давление воды во время отлива в рассматриваемой области.

7.2.2.3
Если наружное давление понижает несущую способность трубопроводной системы, оно не должно быть ниже давления воды во время прилива в рассматриваемой области.

7.2.2.4
Расчетное давление и максимальная или минимальная расчетная температура (то, что из них более консервативно) должны использоваться во всех расчетах для условий эксплуатации, кроме следующих ситуаций, когда могут быть использованы нормальное рабочее давление и нормальная рабочая температура:

– расчет на усталость;

– ситуации с преобладанием природных нагрузок.

Примечание
– В качестве давления должно использоваться местное расчетное давление, кроме
случаев с нормальным рабочим давлением, в которых следует использовать
благоприятный профиль давления при стационарном режиме.

В качестве
температуры принимается
«местное» максимальное
(минимальное) расчетное
значение, т.е. температурный профиль,
соответствующий максимальной
(минимальной) расчетной
температуре, основанный
на консервативных
показателях изоляции.
Для нормальной
рабочей температуры
следует использовать соответствующий температурный
профиль.

7.3
Природные нагрузки

7.3.1
Общие указания

7.3.1.1
При определении нормативных природных нагрузок необходимо руководствоваться [3].

7.3.1.2
Природные нагрузки определяются как нагрузки на трубопроводную систему, которые вызываются факторами окружающей среды и не могут быть отнесены к функциональным или особым (чрезвычайным) нагрузкам.

7.3.1.3
Траловые нагрузки должны классифицироваться в соответствии стребованиями, изложенными в 7.6.

7.3.2
Ветровые нагрузки

7.3.2.1
Ветровые нагрузки должны определяться на основе имеющихся данных о ветрах с помощью
признанных теоретических принципов. В качестве альтернативы допускается непосредственное применение данных соответствующих испытаний.

7.3.2.2
Должна быть рассмотрена возможность вибраций и неустойчивости вследствие циклических
нагрузок,
вызываемых ветром (например, схождением вихрей).

7.3.3
Гидродинамические нагрузки

7.3.3.1
Гидродинамические нагрузки определяются как нагрузки от течения, вызываемые относительным движением между трубой и окружающей водой. При определении гидродинамических нагрузок относительные скорости и ускорения частиц жидкости, используемые в расчетах, должны быть установлены с учетом влияния волн, течений и перемещений трубы, если таковые существенны.

7.3.3.2
Следующие гидродинамические нагрузки должны быть, как минимум, приняты в расчет:

– силы сопротивления и подъемные силы, находящиеся в одной фазе с абсолютной или относительной скоростью частиц воды;

– силы инерции, которые находятся в одной фазе с абсолютным или относительным ускорением частиц воды;

– порождаемые течением циклические нагрузки в результате схождения вихрей и других явлений
неустойчивости;

– ударные нагрузки вследствие слеминга и слаппинга;

– изменения плавучести из-за действия волн.

7.3.4
Нагрузки от волн и течений

7.3.4.1
Порождаемые волнами и течениями нагрузки, действующие на подводный участок трубопровода, должны рассчитываться в соответствии с признанными методами.

7.3.4.2
При определении соответствующих гидродинамических коэффициентов могут использоваться данные испытаний на модели или признанной промышленной практики.

7.3.4.3
Силы сопротивления и подъемные силы, порождаемые течениями, воздействующие на райзеры и трубопроводы, должны быть определены и объединены с порождаемыми волнами усилиями с использованием признанных
теорий
взаимодействий волн и течений. Может быть использована комбинация векторов скоростей частиц воды, обусловленных течениями и волнами. Однако предпочтителен расчет полных скоростей и ускорений частиц (если он имеется в наличии), основанный на более точных теориях взаимодействия волн и течений.

7.3.4.4
Если райзер имеет конструкцию в виде ряда плотно расположенных труб, при определении
массовых
коэффициентов и коэффициентов лобового сопротивления для каждой отдельной трубы или всего пучка труб должны быть учтены эффекты их взаимодействия. Если нет достаточного количества данных, могут потребоваться испытания на крупномасштабной модели.

7.3.4.5
Для трубопроводов на неподвижной границе или вблизи от нее (например, для свободных
пролетов
трубопроводов) или в свободном потоке (например, для райзеров) должны учитываться подъемные силы, перпендикулярные к оси трубы и перпендикулярные к вектору скорости.

7.3.4.6
При определении усилий от волн и течений должно учитываться возможное влияние соседних частей конструкции. Повышенные ускорения и скорости течения в потоке вокруг цилиндра, например опорной стойки, элемента каркаса или колонн, могут привести к дополнительным усилиям, действующим на райзеры или опоры райзеров.

7.3.4.7
В связи с поперечными колебаниями, порождаемыми схождением вихрей, должен учитываться рост коэффициента лобового сопротивления.

7.3.4.8
Должен быть учтен результат действия нагрузок от волн и течений на систему райзеров в зоне воздушного зазора.

Примечание
– Максимальные результаты действия нагрузок от волн не всегда могут иметь место
при прохождении расчетной волны. Максимальные усилия от волн могут быть
обусловлены волнами с определенной длиной, периодом и крутизной.

Первоначальная реакция
на импульсную
волну (слеминг
или слаппинг)
обычно возникает
прежде, чем подверженная действиям часть
трубопроводной системы
оказывается существенно
погруженной. Поэтому
вместе с
импульсной нагрузкой
обычно не
нужно прикладывать
другие нагрузки
от воды
на систему.
Однако, вследствие
конструктивной непрерывности
райзера, общее
нагружение от
волн на
другие части
системы должно
рассматриваться совместно
с непосредственной нагрузкой от
волны.

Волновой слеминг
происходит, когда
практически горизонтальный
элемент покрывается
поднимающейся
поверхностью воды при
прохождении волны.
Самые высокие
значения усилий
слеминга имеют
место для
элементов на
среднем уровне
воды и
при направлениях
усилия слеминга,
близким к
вертикальному.

Волновой слаппинг
связан с
разрушающимися волнами
и может
воздействовать на
элементы с
любым наклоном, но
в плоскости,
перпендикулярной к
направлению волны.
Самые высокие
значения усилий
прикладываются к
элементам около
среднего уровня
воды.

Усилия как
слеминга, так
и слаппинга
прилагаются импульсно
(в течение
короткого промежутка
времени), и
поэтому должна
приниматься во
внимание динамическая
реакция трубопроводной
системы.

7.3.4.9
Части трубопроводной системы, расположенные выше зоны обычного удара волн, могут подвергаться нагрузкам от волн вследствие нагона волны. Нагрузки от этого воздействия должны рассматриваться в случае их значимости.

7.3.5
Ледовые нагрузки

7.3.5.1
В зонах, в которых может нарастать или нагоняться лед, должна быть принята в расчет возможность действия ледовых нагрузок на трубопроводную систему. Такие нагрузки могут быть частично
обусловлены
собственно льдом, намерзающим на трубопроводной системе, и частично – плавающим льдом. Для подходов к берегу и зон с мелкой водой должна быть учтена возможность ледового пропахивания и ударов дрейфующего льда.

7.3.5.2
В случае намерзания льда на частях системы, находящихся над водой (например, из-за брызг морской воды), должны быть приняты в расчет следующие значения:

– вес льда;

– ударные усилия вследствие таяния льда;

– усилия в результате расширения льда;

– рост усилий от ветра и волн из-за возросшей площади приложения нагрузок.

7.3.5.3
Усилия от плавающего льда должны быть рассчитаны согласно признанной теории. Особое внимание должно быть уделено механическим свойствам льда, площади контакта, форме конструкции, направлению перемещений льда и т.д. Колебательная природа усилий ото льда (нарастание бокового усилия и разрушение движущегося льда) должна быть учтена при расчете конструкции. Если усилия вследствие бокового перемещения льда будут оказывать решающее влияние на размеры конструкции, может потребоваться испытание на модели взаимодействий конструкции со льдом.

7.3.6
Нормативные нагрузки

7.3.6.1
При документальном подтверждении работоспособности всей трубопроводной системы для каждого режима нагрузок и расчетов должны использоваться одновременно действующие нагрузки с соответствующей наиболее неблагоприятной их комбинацией, положением и направлением.

7.3.6.2
Значение нормативной природной нагрузки в ходе монтажа трубопроводной системы должно быть принято как максимальное при наиболее вероятном состоянии моря для рассматриваемого периода, определяемого с использованием (H_s, T_p) и соответствующими условиями течения и ветра. Значение нормативной нагрузки определяется как максимальное при наиболее вероятных параметрах природной среды (т.е. волн, течений и ветра) L_E, равное

F(L_E) = 1 – 1/N,                                                     (7.1)

где F(L_E) – функция распределения вероятностей L_E;

N – число циклов нагружений при некотором состоянии моря продолжительностью не менее трех часов.

Примечание – Заданное состояние моря для рассматриваемого
периода времени может быть интерпретировано как состояние моря для
соответствующего местоположения и периода монтажа. Обычным требованием является
то, что продолжительность периода времени должна быть достаточно долгой для
того, чтобы учесть возможные задержки. Период монтажа не должен превышать этот
период времени.

7.3.6.3
Нормативное значение при сочетаниях природных нагрузок для условий эксплуатации должно
определяться
как при вероятности 10^-2
за период в один год. Если корреляция между различными составляющими нагрузки (т.е. ветром, волнами, течением или льдом) неизвестна, значение сочетания нагрузок (одновременно действующих нагрузок) определяется по таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Сочетания значений нормативных природных нагрузок в показателях вероятности превышения за год

7.3.6.4
Для трубопровода, лежащего на морском дне, при временных режимах сочетание нормативных природных нагрузок должно быть принято, как указано далее:

– для периода времени менее трех дней нормативные значения нагрузок могут быть основаны на надежных прогнозах погоды;

– для трубопровода, лежащего на морском дне, при временных режимах должно применяться значение 10-летнего периода временного ряда. Соответствующий период времени не должен браться меньшим, чем сезон (3 месяца). Если совместное распределение природных нагрузок неизвестно, сочетание нормативных нагрузок может быть принято по таблице (например, таблица 7.1), подобной приведенной для эксплуатации.

Примечание – «Подобной приведенной для эксплуатации»
подразумевает, например, «волны за 10 лет плюс течения за 1 год» или «волны за
1 год плюс течения за 10 лет».

7.4
Строительные нагрузки

7.4.1
Общие указания

7.4.1.1
Нагрузки, которые возникают в результате строительства трубопроводной системы, включая монтаж, испытания давлением, ввод в эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт, должны быть разделены на функциональные и природные нагрузки.

7.4.1.2
Должны учитываться все существенные нагрузки, действующие на отдельные трубы или участки труб при транспортировании, сборке, монтаже, обслуживании и ремонте.

7.4.1.3
Функциональные нагрузки должны учитывать значения усилий, обусловленных приложенным
натяжением
в
ходе
монтажа, обслуживания и ремонта трубопровода.

7.4.1.4
Природные нагрузки должны учитывать значения усилий, приложенных к трубопроводу от действия ветра, волн и течений, в том числе отклонений и динамических нагрузок из-за перемещений
трубоукладочного
судна.

7.4.1.5
Случайные нагрузки должны учитывать влияние сил инерции вследствие внезапного наполнения водой, чрезмерных деформаций в надводном и придонном криволинейных участках укладываемой
плети
трубопровода и усилия, вызванные ошибками в работе или неисправностями оборудования, которые могут вызвать или осложнить критические условия, см. 12.1.3.

7.4.1.6
Другие нагрузки, которые должны быть рассмотрены, таковы:

– штабелирование труб;

– операции с трубами и участками труб, например подъем труб соединений труб, трубных плетей и рулонов труб и намотка труб на барабан;

– протаскивание в местах выхода трубопровода на берег, стыковка отдельных плетей трубопровода, разработка траншей и т.д.;

– испытание давлением;

– работы по вводу в эксплуатацию, например, повышение разности давлений вследствие вакуумной осушки.

7.4.1.7
Должны быть сформулированы эксплуатационные граничные условия, соответствующие рассматриваемой строительной деятельности в соответствии с 12.4.4.

7.4.1.8
Типовые строительные нагрузки для предварительно смонтированных райзеров, опор, направляющих райзеров и J-труб на кожухах или подобных
сооружениях таковы:

– усилия, порождаемые ветром, в частности, схождение вихрей, вызванных ветром, действующие на части, которые по проекту будут в состоянии погружения после монтажа несущей конструкции;

– перемещения и/или усилия, создаваемые в течение разгрузки несущей конструкции;

– транспортные усилия вследствие перемещений баржи;

– усилия спуска на воду в результате отклонений и гидродинамических усилий (усилия протаскивания, слеминга и слаппинга), действующих на конструкцию;

– отклонения, усилия в ходе монтажа несущей конструкции;

– силы инерции, действующие на опоры, направляющие райзеров, обусловленные погружением свай;

– перераспределение опорных реакций при удалении возможных временных опор райзера и переводе райзера в окончательное положение;

– холодная амортизация райзеров (предварительная упругая деформация);

– усилия стыковки, возникающие при соединении райзера со стыковочной катушкой, трубопроводом;

– динамические нагрузки при введении трубопровода в эксплуатацию, например заполнение водой и ее удаление с помощью очистных устройств.

7.4.1.9
Должны быть выбраны подлежащие рассмотрению комбинации нагрузок, которые бы отражали наиболее вероятные жесткие комбинации нагрузок в ходе рассматриваемой стадии строительства.

7.5
Случайные нагрузки

7.5.1
Общие указания

7.5.1.1
Нагрузки, которые прикладываются к трубопроводной системе при аномальных и незапланированных условиях, должны быть отнесены к случайным нагрузкам.

7.5.1.2
Основным критерием классификации случайной нагрузки является вероятность ее существования, определяемая в соответствии с разделом 8.4.12.

7.5.1.3
Типовые случайные нагрузки могут быть вызваны:

– ударом судна или других дрейфующих объектов (столкновения, посадка на мель, оседание);

– упавшими объектами;

– земляными работами;

– взрывами;

– огнем и расплавленной массой;

– эксплуатационными неисправностями;

– зацеплением якорями.

7.5.1.4
Размер и частота случайных нагрузок для определенной трубопроводной системы могут быть определены посредством анализа рисков.

7.6
Другие нагрузки

7.6.1
Траловые нагрузки

7.6.1.1
При расчете нормативных
траловых
нагрузок опираются на принципы, изложенные в [5].

7.6.1.2
Требования для расчетов трубопроводов на траловые нагрузки должны быть определены на основе исследований частоты тралового лова и оценки потенциальных дефектов вследствие тралового лова, для того чтобы гарантировать, что работоспособность трубопровода не будет снижена.

7.6.1.3
Траловые нагрузки могут возникать из-за воздействия траловых досок или бим-тралов, в зависимости оттого, какая рыболовная снасть является предпочтительной в данном районе.

7.6.1.4
Рыболовные снасти и, следовательно, траловые нагрузки могут существенно различаться не только между трубопроводными системами, но и в пределах одной трубопроводной системы. Траловые
нагрузки
будут зависеть от типа, массы, скорости, троса для верпования (жесткости троса, цепных эффектов и длины троса) и размеров траловой доски или бим-трала. Различные условия опирания вдоль трассы
трубопровода
также будут приводить к разной реакции на траловые снасти.

7.6.1.5
Должны быть определены следующие данные по траловому лову:

– максимальный размер тралового оборудования, обычно используемого в районе;

– тенденции в будущем (новые типы, масса (сети), скорость тралового лова, профиль);

– частота тралового лова в районе.

7.6.1.6
Траловые нагрузки могут быть разделены в соответствии с тремя стадиями пересечения тралом трубопровода:

– траловый удар – первоначальный удар от траловой доски или бим-трала, который может вызвать местные вмятины в трубе или повреждение покрытия. Его следует отнести к природным нагрузкам;

– переход трала (часто называемый перетаскиванием) – вторая стадия, обусловленная перемещением троса и траловой доски или бим-трала поверх трубы. Обычно он вызывает реакцию трубопровода
более
общего характера. Его следует отнести к природным нагрузкам;

–
зацепление – траловая доска застревает под трубой и, в экстремальных случаях, к трубопроводу
прикладываются
высокие усилия, достигающие усилия прочности тралового троса. Его следует отнести к случайным нагрузкам.

7.6.1.7
Энергия удара должна быть определена с учетом, как минимум:

– массы и скорости траловой доски или бим-трала;

– приведенной присоединенной массы и скорости.

7.6.2
Землетрясения

Воздействия нагрузок, обусловленных землетрясением, непосредственных или опосредованных, должны быть классифицированы как случайные или нагрузки природного происхождения, в зависимости от вероятности возникновения землетрясения в соответствии с информацией о случайных нагрузках, приведенной в 8.4.12.

8 Расчетные
критерии

8.1
Общие сведения

8.1.1
Цель раздела

Целью настоящего раздела является обеспечение расчетных и допустимых критериев для возможных видов отказов конструкций трубопроводных систем.

8.1.2
Применение

8.1.2.1
В настоящем стандарте не содержится ограничений по глубине воды. Однако если настоящий
стандарт
распространяется на трубопроводы, проектируемые для глубоких мест, для которых опыт ограничен, особое внимание должно быть уделено:

– другим механизмам отказов;

– достоверности области изменения параметров;

– другим нормативным нагрузкам и сочетаниям нагрузок, динамическим явлениям.

8.1.2.2
Настоящий стандарт не устанавливает каких-либо явныхограничений в отношении упругих
деформаций
или колебаний при условии, что при прочностном расчете учтены влияния значительных
перемещений
и динамического поведения, в том числе усталостное влияние колебаний, защемления и ретчетинг.

8.1.2.3
Особое внимание должно быть уделено элементам трубопроводной системы, которые выходят на берег. Должны учитываться следующие типовые аспекты:

– плотность населения;

– персонал (квалификация, численность);

– транспорт;

– коррозия;

– остановка разрушения.

При этом может потребоваться более высокий уровень безопасности, чем тот, который отражен в классах безопасности.

8.1.2.4
На сварные спиральношовные трубы накладываются следующие требования:

– если требуется дополнительное требование F (свойства остановки разрушения), для развивающегося разрушения должна быть проведена оценка возможности развития разрушения от одного сварного стыка труб до другого;

– проведенные испытания на воздействие наружного давления должны быть документально подтверждены;

– расчеты должны быть основаны на условии контролируемых нагрузок, если не будет документально
подтверждена
осуществимость применения условия контролируемых
деформаций.

Примечание – Ограничения на остановку
разрушений и условие контролируемых нагрузок обусловлены ограниченным опытом,
касающимся сварных спиральношовных труб, подверженных лавинным разрушениям или
значительным деформациям.

8.2
Принципы расчетов и материалы

8.2.1
Трассировка трубопровода

8.2.1.1
Трубопровод не должен располагаться вблизи от других сооружений, других трубопроводных
систем,
остатков кораблекрушений, валунов и т.д. Должно быть определено минимальное расстояние, основанное на прогнозируемых перемещениях, гидродинамических эффектах и на оценках рисков. Если же
трубопроводная
система располагается вблизи от других сооружений, трубопроводных систем, остатков
кораблекрушений,
крупных валунов и т.д., при подробном выборе трассы должны быть учтены возможные
отклонения,
перемещения и иные риски, стем чтобы гарантировать достаточную отдаленность и границы против сторонних воздействий.

8.2.1.2
Пересекающиеся трубопроводы должны быть разделены минимальным расстоянием по вертикали, равным 0,3 м.

8.2.1.3
Трубопроводы должны быть защищены от неприемлемых повреждений, вызываемых, например, падающими объектами, рыболовными снастями, кораблями, бросаемыми якорями и т.п., а также следует избегать расположения трубопроводов внутри зон погрузки платформ. Защита может быть достигнута за счет одной или комбинации следующих мер:

– бетонное покрытие;

– заглубление;

– защита (например, песком, гравием, матами);

– другая механическая защита.

8.2.1.4
При проектировании защитных конструкций должна быть как следует оценена относительная
осадка
между защитной конструкцией и трубопроводной системой и она должна охватывать весь расчетный срок эксплуатации трубопроводной системы. Между элементами трубопровода и элементами защитной конструкции должен быть обеспечен соответствующий зазор, чтобы избежать обрастания.

8.2.1.5
Для трубопроводов из С-Mn стали для потенциально коррозионно-опасных продуктов категорий В, D и Е должна быть предусмотрена диагностика путем пропуска внутритрубных устройств. В тех случаях, когда конструкция трубопровода не допускает пропуска диагностических внутритрубных устройств, должен быть выполнен расчет в соответствии с признанными процедурами, который документально подтвердил бы, что риск отказа (т.е. вероятность разрушения, умноженная на последствия разрушения), ведущего к утечкам, приемлем. Для коррозионно-опасных
жидкостей
других категорий должна быть выполнена оценка влияния контрольной очистки внутритрубными устройствами на надежность эксплуатации.

8.2.1.6
Трубопровод может быть разделен на участки, имеющие различное расчетное давление. В таких случаях трубопроводная система должна быть оборудована соответствующей системой контроля
давления,
чтобы гарантировать то, что участок или участки с более низким расчетным давлением не будут
подвергаться
действию давления выше допустимого.

8.2.1.7
Райзеры и J-трубы должны проходить внутри сооружения, чтобы не допустить удара судном, и должны быть защищены от нагрузок в результате ударов судов и других механических воздействий. Райзеры не должны располагаться внутри зон погрузки платформ.

8.2.1.8
Опоры райзеров и J-труб должны быть рассчитаны так, чтобы обеспечить плавный переход усилий от райзеров к опорам.

8.2.1.9
Для определения конфигурации J-труб должны использоваться следующие характеристики:

– конфигурация платформы и схема палубы;

– требования к пространству;

– перемещения J-трубы;

– подход к кабелю, трубопроводу;

– защита J-трубы;

– контроль и техническое обслуживание в ходе эксплуатации;

– учет возможностей монтажа.

8.2.2
Заводское испытание давлением и испытания системы давлением

8.2.2.1
К задачам заводских испытаний давлением относятся:

– проведение контрольных испытаний на несущую способность по внутреннему давлению;

– гарантия выдержки напряжения, равного, по крайней мере, пределу текучести, всех сечений трубы.

Поэтому заводское испытательное давление определяется применяемым напряжением, а не понятиями, связанными с расчетным давлением.

8.2.2.2
За исключением 8.2.2.3, трубопроводная система должна подвергаться испытаниям давлением после монтажа. Местное испытательное давление p_lt
в течение испытаний системы давлением должно
удовлетворять
следующим требованиям:

– нормальный и высокий класс безопасности при обычных условиях эксплуатации

p_lt
³ 1,05p_li;                                                        (8.1)

– низкий класс безопасности при обычных условиях эксплуатации

p_lt
³ 1,03p_li.                                                        (8.2)

Примечание –
Обычно, в
случае, когда
аварийное давление
на 10 % превышает расчетное
давление, приведенное
выше требование
задает испытательное
давление системы,
которое представляет
собой расчетное
давление, умноженное
примерно на
1,15, при условии,
что расчетное
давление относится
к самой
высокой точке трубопроводной
системы.

8.2.2.3
Испытательное давление системы обеспечивает проверку утечек после завершения строительства и является функцией местного аварийного давления. По соглашению, от испытаний системы давлением можно отказаться при условии, что:

– сварные трубы сварены дуговой сваркой под слоем флюса;

– расчет толщины стенки определяется наружным давлением и если используется менее 75 % несущей способности по внутреннему давлению;

– документы показывают, что технические условия были должным образом выполнены в ходе изготовления, сборки и монтажа;

– было выполнено требование к заводским испытаниям давлением, изложенное в 9.5.11;

– все соединительные детали и райзеры прошли гидростатические испытания давлением в ходе изготовления;

– проведены местные испытания на герметичность после завершения монтажа и стыковки элементов и райзеров;

– определен режим контроля и проверок для всего проекта трубопровода и продемонстрировано, что он обеспечивает тот же уровень безопасности, что и испытания системы давлением в отношении размеров
определяемых
дефектов и т.д.;

– после монтажной сварки был проведен автоматический ультразвуковой контроль (AUT) (см. 12.1.9.4);

– работы по монтажу и вмешательства других сторон не приведут к повреждению трубопровода. Особое внимание в этом случае должно быть уделено дноуглубительным работам, другим методам разработки траншей или повреждениям третьими сторонами, например якорями;

– труба после проведения AUT не подвергалась накопленным пластическим деформациям, превосходящим 2 %.

8.2.2.4
В течение испытаний системы давлением должны быть удовлетворены все предельные состояния для класса безопасности «низкий» (см. 8.4).

8.2.3
Технический контроль в ходе эксплуатации

Требования к техническому контролю, влияющему на безопасность и надежность в течение эксплуатации трубопроводной системы, должны быть определены на стадии проектирования, и они должны быть отражены в отчете по DFI.

8.2.4
Минимальная толщина стенки

8.2.4.1
Если с помощью иных мер не обеспечивается эквивалентная защита трубопроводов от случайных нагрузок, падающих объектов и других внешних нагрузок, должна приниматься минимальная толщина стенки 12 мм для всех трубопроводов:

– номинальным диаметром, равным 8″ и более;

– класса безопасности «Высокий»;

– класса местоположения 2.

8.2.4.2
Особая оценка случайных нагрузок, падающих объектов и других внешних нагрузок должна быть включена при определении минимальной требуемой толщины стенки для трубопроводов:

– номинальным диаметром, меньшим 8″;

– класса безопасности «Высокий»;

– класса местоположения 2.

Примечание – Требование к минимальной
толщине стенки основано на статистике разрушений, которая ясно указывает, что
ударные нагрузки являются наиболее вероятной причиной разрушений и оказывают
решающее влияние на расчет толщины (но не Dlt).

8.2.5
Выбор материалов

8.2.5.1
Материалы для трубопроводных систем должны быть выбраны с особым учетом свойств транспортируемого продукта, нагрузок, температуры и возможных видов отказов в период монтажа и эксплуатации. Выбор материалов должен гарантировать совместимость всех элементов трубопроводной системы. Должны рассматриваться следующие характеристики материалов:

– механические свойства;

– твердость;

– вязкость разрушения;

– усталостная прочность;

– свариваемость;

– коррозионная стойкость.

8.2.5.2
Выбор материалов должен включать в себя описание следующих дополнительных
требований
(см. раздел 9.4), по необходимости:

– эксплуатация в кислой среде – дополнительное требование S;

– свойства для остановки разрушения – дополнительное требование F;

– труба, подверженная пластическим деформациям, превышающим 2 %, – дополнительное требование Р;

– расширенное применение –
дополнительное
требование U;

– более жесткие требования к размерам трубы –
дополнительное
требование D.

8.2.5.3
Выбор материалов (см. 8.2.6) должен включать в себя выбор уровня NDT для труб. Уровень NDT I
или NDT
II для труб требуется для использования критерия местной потери устойчивости при условии
контролируемых
деформаций (расчет, основанный на деформациях).

8.2.5.4
При условии наличия в перекачиваемом продукте воды, кислорода и хлора, например нагнетание воды (в пласт), нержавеющие стали могут быть восприимчивыми как к местной коррозии, так и к растрескиванию вследствие действия природных факторов, и, следовательно, коррозионная стойкость должна рассматриваться для каждого особого случая применения. Для особых условий применения труб должны быть проведены коррозионные испытания материала, чтобы утвердить его использование для предполагаемых условий.

8.2.5.5
Перекачка продуктов, хорошо стимулирующих коррозию трубопроводов из сталей, выплавленных
дуплекс-процессом, и мартенситных нержавеющих сталей требует особой предосторожности.

8.2.5.6
Особые меры предосторожности потребуются, чтобы при испытаниях системы давлением с использованием морской воды избежать коррозионных повреждений трубопроводов из коррозионно-стойких сплавов.

8.2.5.7
Трубы из стали, выплавленной дуплекс-процессом, из мартенситной нержавеющей стали и трубы из С-Mn стали с SMYS более 450 МПа требуют особого рассмотрения склонности к растрескиванию
под
действием природных факторов (включая сульфидное растрескивание под напряжением (SSC)) и водородное растрескивание, связанное с электрохимической защитой. В частности, это относится к материалу, подвергающемуся существенным пластическим деформациям во время изготовления, монтажа и эксплуатации.

Примечание
– Для труб с уровнем NDT
I устанавливаются
более жесткие требования к неразрушающему контролю, чем для труб с уровнем NDT II.

Для дополнительных
требований U коэффициент
прочности на
4 % выше, что
может привести
к экономии материала приблизительно на
4 %.

Взаимосвязь между
различными требованиями
к материалам
и проектированием
проиллюстрирована в приведенной
ниже таблице.

Таблица – Значение расчетного сопротивления в зависимости от применяемого уровня NDT и применения
дополнительных
требований U

8.2.6 Нормативные свойства материалов

8.2.6.1
Нормативные свойства материалов должны использоваться при определениях сопротивлений. Значения пределов текучести и прочности на растяжение должны быть определены с помощью графика «напряжения-деформации», полученного в результате инженерных расчетов.

8.2.6.2
Дополнительное требование U гарантирует повышение достоверности предела текучести, что отражено в более высоком коэффициенте прочности материала, приведенном в таблице 8.1. Расчетная
прочность
является функцией этой величины и приведена в 8.2.6.4.

Таблица 8.1 – Коэффициент прочности материала α_U

8.2.6.3 Механические свойства различных марок материалов определены относительно комнатной
температуры.
Должны учитываться изменения свойств материалов при температурах выше 50 °С для С-Мn стали и выше 20 °С для сталей 22Сr и 25Сr. Эти свойства должны рассматриваться строго для конкретного
материала
и температурного эффекта старения и должны включать в себя:

– предел текучести;

– предел прочности на растяжение;

– модуль Юнга;

– коэффициент линейного расширения.

Примечание – Нанесение покрытий на
монтажные стыки в ходе монтажа также может приводить к действию температур,
превышающих указанные выше, и, как следствие, это должно быть учтено в расчете.

8.2.6.4
Нормативные сопротивления материала, которые должны использоваться при расчете критериев предельных состояний, приведены в таблице 8.2.

Таблица 8.2 – Нормативные сопротивления материала f_y
и f_u

Примечание
– Если нет другой информации о влиянии отклонений от нормы предела текучести, могут
быть использованы рекомендации для С-Mn
стали, нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, 22Сr или 25Сr, приведенные на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 – Предлагаемые значения отклонений от нормы для предела текучести

8.2.6.5
Должны быть учтены любые изменения отклонений от нормы для растяжения и сжатия в зависимости от температуры.

Примечание – Различия в температурных
воздействиях на отклонения от нормы для растяжения и сжатия были получены для
стали с 13 %-ным содержанием Сr.

8.2.6.6
Для процессов изготовления, которые включают в себя холодные деформации, придающие
различную
прочность при растяжении и сжатии, должен быть определен коэффициент изготовления α_fab. Если нет другой информации, максимальные коэффициенты изготовления для труб, производимых в соответствии с процессами UO или UOE, приведены в таблице 8.3. Эти коэффициенты применяются и для других процессов изготовления, которые включают в себя подобные холодные деформации, такие как трехвалковая гибка (TRB).

Таблица 8.3 – Максимальный коэффициент изготовления α_fab

Коэффициент изготовления может быть улучшен путем термообработки, если это подтверждено документально.

8.2.7
Припуск на коррозию

8.2.7.1
Для трубопроводов из С-Mn стали, транспортирующих потенциально коррозионно-опасные продукты и/или подверженных действию внешней агрессивной окружающей среды и не имеющих электрохимической защиты, должно быть в полной мере рассмотрено использование дополнительной толщины стенки, которая бы компенсировала любые коррозионные ухудшения характеристик в ходе эксплуатации (припуск на коррозию) (см. также раздел 11).

Примечание – Припуск на коррозию в первую
очередь используется для компенсации тех форм коррозионного разрушения, которые
воздействуют на несущую способность трубопровода по внутреннему давлению, т.е.
равномерной коррозии и, в меньшей степени, таких коррозионных дефектов, как
язвы и пятна. Однако припуск на коррозию может также улучшить эксплуатационную
надежность и повысить полезный срок эксплуатации, если коррозионные дефекты
возникают в виде отдельных точек; хотя маловероятно, что такие дефекты повлияют
на прочность трубопровода, они будут вызывать точечные утечки, когда пройдут
всю толщину стенки. Однако дополнительная толщина стенки будет только
откладывать во времени появление утечек в пропорции к повышению толщины стенки.

8.2.7.2
Необходимо оценить необходимость и преимущества применения припуска на коррозию, учитывая, как минимум, следующие факторы:

– расчетный срок эксплуатации и потенциальную коррозионную активность продукта и/или внешней
окружающей
среды;

– ожидаемую форму коррозионных
дефектов
(см. примечание выше);

– ожидаемую надежность планируемых методик и технологии защиты от коррозии (например, химическая обработка продукта, наружное покрытие и т.д.);

– ожидаемую чувствительность и способность к определению размеров дефектов для соответствующих инструментов, используемых при мониторинге целостности, время до первой инспекции и планируемую частоту контроля;

– последствия внезапных утечек, требования к безопасности и надежности;

– возможность снижения (повышения) рабочего давления.

8.2.7.3
За исключением случаев, когда внезапная утечка продукта является приемлемой (что возможно для трубопроводов класса безопасности «Низкий»), значение припуска на коррозию должно быть достаточным, для того чтобы учесть любые реальные ухудшения характеристик в результате коррозии, которые могут произойти в период между двумя последовательными инспекциями для мониторинга работоспособности (см. раздел 13).

8.2.7.4
Трубопроводы класса безопасности «Нормальный» или «Высокий» из С-Mn стали, транспортирующие углеводородные продукты с вероятным содержанием воды в жидком состоянии в течение срока
эксплуатации,
должны иметь припуск на внутреннюю коррозию как минимум 3 мм.

8.2.7.5
В соответствии с соглашением общие требования о минимальном припуске на коррозию в 3 мм могут игнорироваться, если продемонстрировано, что расчеты и/или технология коррозионного контроля исключают какие-либо серьезные повреждения в результате коррозии.

8.2.7.6
Для райзеров класса безопасности «Нормальный» или «Высокий» из С-Mn стали в зоне заплеска должен быть принят припуск на наружную коррозию в 3 мм. Для райзеров, транспортирующих горячие продукты с температурой, более чем на 10 °С выше обычной для окружающей морской воды, с теми же классами безопасности, должно быть рассмотрено применение припуска на коррозию, превышающего 3 мм. Любой припуск на внутреннюю коррозию должен быть дополнительным.

8.3
Расчеты нагрузок и несущей способности

8.3.1
Условия нагружения

8.3.1.1
Следует учитывать различия между:

– условием контролируемых нагрузок (LC условие),

– условием контролируемых перемещений (DC условие).

К этим двум условиям применяются различные проверочные расчеты.

8.3.1.2
Условие контролируемых нагрузок – это такое состояние, при котором реакции конструкции в первую очередь определяются прикладываемыми нагрузками.

8.3.1.3
Условие контролируемых перемещений – это такое состояние, при котором реакции конструкции в первую очередь определяются наложенными геометрическими перемещениями.

8.3.1.4
Расчетный критерий контролируемых нагрузок всегда может применяться вместо расчетного
критерия
контролируемых перемещений.

Примечание –
Примером чистого
состояния контролируемых
перемещений является
изгиб трубопровода в
соответствии с
формой непрерывной
криволинейной конструкции,
такой как
J-труба
или катушка.
В этом
случае все
диктуется кривизной
оси трубы,
но изгиб
в кольцевом
направлении, который
ведет к
овализации, определяется
взаимодействием между
кривизной оси
и внутренними
усилиями, обусловленными кривизной.

Менее четкий
пример –
трубопровод, соприкасающийся
с роликами
стингера баржи-трубоукладчика. В
принципе конфигурация
трубопровода должна
соответствовать роликам,
и в
этом смысле
действует условие контролируемых перемещений. Однако
на местном
уровне изгиб
трубы между
роликами определяется взаимодействием между
весом и
растяжением и
относится к
контролируемым нагрузкам.
Наконечник стингера,
однако, будет
всегда находиться
в условиях
контролируемых нагрузок.

Другой промежуточный
случай –
криволинейный компенсатор,
находящийся в
контакте с
морским дном.
Расширение трубопровода,
вызываемое температурой
и давлением,
накладывает перемещение
на концевую часть
компенсатора. Реакция
самого компенсатора
как конструкции
оказывает незначительное
воздействие на смещение
в результате
расширения, и
реакция в
первую очередь
относится к
контролируемым перемещениям.
Однако боковое
сопротивление перемещениям
компенсатора по
морскому дну
также играет
существенную роль и
вводит некоторую
степень действия
в условия
контролируемых нагрузок.

Эти примеры
показывают, что
во многих
случаях простого
разграничения между
контролируемыми нагрузками
и контролируемыми
перемещениями определить
нельзя. Выбор
должен основываться
на экспертном выборе определяющих нагрузок.

8.3.1.5
Для использования критерия местной потери устойчивости, основанного на контролируемых
перемещениях,
требуется уровень I NDT
для труб.

8.3.2
Определение результатов действия нагрузок

8.3.2.1
Расчет должен быть основан на принятых принципах статики, динамики, прочности материалов и механики грунтов.

8.3.2.2
Для расчета результатов действия нагрузок могут использоваться упрощенные методы расчета при условии, что они консервативны. В комбинации с теоретическими расчетами или вместо них могут
потребоваться
испытания на моделях. Испытания на моделях или натурные испытания могут потребоваться и в тех случаях, когда теоретические методы не подходят.

8.3.2.3
Должны быть учтены все нагрузки и вынужденные перемещения, которые могут оказать влияние на работоспособность трубопровода. Для каждого рассматриваемого поперечного сечения или части системы и для каждого возможного вида отказа должны быть учтены все соответствующие сочетания
нагрузок,
которые могут действовать одновременно.

8.3.2.4
При определении реакций на динамические нагрузки должны быть приняты в расчет динамические явления, если они кажутся существенными.

8.3.2.5
Определение результатов действия нагрузок должно проводиться с применением номинальных размеров поперечных сечений.

8.3.2.6
Расчет результатов действия нагрузок должен основываться на нормативных значениях, согласно 7.2.2 и 7.3.6.

8.3.2.7
Возможное благоприятное упрочняющее действие утяжеляющего покрытия на стальную трубу не должно учитываться, если эффект упрочнения не имеет документального подтверждения. Покрытие, которое добавляет трубе существенную жесткость при изгибе, может увеличивать напряжения/деформации в трубе в каких-либо местах нарушения сплошности покрытия (например, у монтажных стыков). Если необходимо, это влияние должно учитываться.

8.3.2.8
Возможное благоприятное упрочняющее воздействие на стальную трубу плакирования или футеровки не должно учитываться в расчетах, если эффект упрочнения не имеет документального подтверждения.

8.3.2.9
Эквивалентное продольное усилие, которое определяет общую реакцию трубопровода, обозначается через S. Растягивающая сила считается положительной

S = N
– р_iА_i + р_еА_е = N –
(π/4)(p_i(D – 2t)² – р_еD²).                             (8.3)

8.3.2.10
В условиях непосредственно после укладки, когда температура и внутреннее давление трубы такие же, как и при укладке трубопровода, S = Н, где Н – действующее (остаточное) растягивающее
усилие
от укладки.

8.3.2.11
Эквивалентное продольное усилие полностью защемленной трубы в области линейных упругих напряжений равно (если труба идеализируется как тонкостенная)

S =
H- Δp_i
× А_i(l
– 2v) – A_sEαΔT,                                            (8.4)

где Δp_i
– приращение внутреннего давления по сравнению сего значением непосредственно после укладки;

ΔT
–
температурный
перепад по отношению к состоянию непосредственно после укладки.

8.3.3
Нормативная толщина стенки

8.3.3.1
Несущая способность по внутреннему давлению должна быть рассчитана, основываясь на толщине стенки, следующим образом:

– условия заводских испытаний давлением и испытаний системы давлением

t₁ = t – t_fab.                                                           (8.5)

– условия эксплуатации

t₁ = t – t_fab – t_corr.                                                     (8.6)

8.3.3.2
Несущая способность, за исключением несущей способности по внутреннему давлению, должна быть рассчитана, основываясь на толщине стенки, следующим образом:

– строительство (монтаж) и испытания системы давлением

t₂ = t;                                                              (8.7)

– в ином случае

t₂ = t – t_corr.                                                          (8.8)

8.3.3.3
В приведенных выше расчетах толщины должна учитываться коррозия перед началом
эксплуатации.

8.3.3.4
Требования к минимальной толщине стенки приведены в 8.2.4.

8.3.3.5
Толщина стенки для расчетов устойчивости дана в 8.5.4.4.

8.3.4
Определение напряжений и деформаций

8.3.4.1
Для определения напряжений и деформаций при необходимости должны быть учтены коэффициенты концентрации напряжений (SCF).

Примечание – Должно
быть проведено
различие между
общей и
местной концентрацией
напряжений.

Местные концентрации
напряжений (которые
могут быть
вызваны элементами,
присоединенными сваркой,
собственно сварными
швами или
особыми местными
неоднородностями) будут
воздействовать на
трубу только локально
и, как
правило, учитываются
при оценке
усталости и
разрушений. Общие
концентрации напряжений
(такие как
увеличение напряжений
в монтажных
стыках вследствие
бетонирования, которое
обычно распространяется на один
диаметр) оказывают
влияние на
трубу. Они
должны быть
учтены при
оценке потери устойчивости в случае
изгиба, а
также при
оценке усталости
и разрушений.

8.3.4.2
Если имеют место пластические деформации, должны быть рассчитаны и учтены коэффициенты концентрации деформаций (SNCF). SNCF необходимо уточнять с учетом нелинейной зависимости «напряжение-деформация» для соответствующего уровня нагрузок.

8.3.4.3
Концентрации деформаций должны быть учтены при рассмотрении:

– неравномерной деформации, вызванной изменениями фактического предела текучести материала и деформационной способностью к упрочнению стыков труб и материала сварного шва вследствие значительного разброса свойств материала;

– изменений площади поперечного сечения (фактического диаметра или толщины стенки) стыкуемых труб;

– влияния покрытия на увеличение жесткости и разброса толщины покрытия;

– снижения предела текучести в монтажных стыках из-за высокой температуры, которая достигается при нанесении покрытия на монтажные стыки при монтаже;

– отклонений (в меньшую и большую стороны) фактического предела текучести металла сварного шва по отношению к фактическому пределу текучести основного металла трубы.

8.3.4.4
Накопленные пластические деформации определяют как сумму приращений пластических
деформаций,
вне зависимости от их знака и направления. Приращения деформаций должны отсчитываться от момента окончания изготовления труб.

8.3.4.5
Приращение пластических деформаций должно отсчитываться отточки, в которой график
зависимости
«напряжения-деформации» материала отклоняется от линейной зависимости (см. рисунок 8.2).

8.3.4.6
Интенсивность пластических деформаций ε_р определяется по формуле

                                             (8.9)

где e_pL – пластическая часть главной продольной деформации;

е_рН – пластическая часть главной кольцевой деформации;

e_pR
– пластическая часть главной радиальной деформации.

Рисунок 8.2 – Определение пластических деформаций

Примечание
– Предел текучести определяется как напряжение, при котором общая деформация
составляет 0,5 %. Например, для С-Mn
стали марки 415 деформация одного направления в 0,5 % соответствует упругой
деформации, приблизительно равной 0,2 %, и 0,3 %-ной пластической деформации.

8.4
Предельные состояния

8.4.1
Общие указания

8.4.1.1
При проектировании должны быть учтены все соответствующие виды отказов, сформулированные как предельные состояния. Предельные состояния должны быть отнесены к одной из следующих
четырех
категорий:

– предельное состояние по критерию пригодности к нормальной эксплуатации (SLS): Состояние, при переходе за которое трубопровод становится непригодным для нормальных условий эксплуатации;

– основное предельное состояние (ULS): Состояние, при переходе за которое работоспособность
трубопровода
подвергается опасности;

– предельное состояние по критерию усталости (FLS): Состояние FLS учитывается для суммарных результатов действия циклических нагрузок;

– особое (черезвычайное) предельное состояние (ALS): Особое (черезвычайное) предельное состояние (ALS) обусловлено действием случайных нагрузок.

8.4.1.2
В качестве минимальных
требований
райзеры и трубопроводы должны быть рассчитаны на отказы следующих возможных видов:

Предельное состояние эксплуатационной пригодности:

–
предельное состояние овализации, ретчетинга;

– предельное состояние накопленных пластических деформаций и

– повреждения, обусловленные утяжеляющим покрытием или его утерей.

Критическое предельное состояние:

–
предельное состояние разрыва (разрушения);

– предельное состояние овализации/ретчетинга (если оно вызывает общий отказ);

– предельное состояние местной потери устойчивости (предельное состояние местной потери устойчивости стенки трубы);

– предельное состояние общей потери устойчивости (обычно для условия контролируемых
нагрузок);

– предельное состояние лавинного разрушения и лавинного смятия и

– удар.

Предельное состояние усталости:

–
усталость вследствие циклических нагрузок.

Аварийное предельное состояние:

– критическое предельное состояние из-за редких нагрузок.

8.4.1.3
Все предельные состояния должны соответствовать нагрузкам всех заданных сочетаний. Предельное состояние для условий контролируемых нагрузок и контролируемых перемещений может быть различным.

8.4.1.4
На рисунке 8.3 представлена сводная информация о требуемых проверочных расчетах.

8.4.1.5
Для соответствующих стадий и условий должны быть удовлетворены все предельные состояния. Типовые условия, которые должны быть рассмотрены в расчетах:

– монтаж;

– состояние непосредственно после укладки;

– испытание системы давлением;

– эксплуатация;

– остановка (отключение).

8.4.2
Формат предельного состояния

8.4.2.1
Формат расчетов в настоящем стандарте основан на формате LRFD.

8.4.2.2
На основании потенциальных последствий отказов трубопровод должен быть отнесен к соответствующему классу безопасности (см. 5.3.4).
Класс безопасности может быть различным для различных стадий эксплуатации и различного местоположения.

8.4.2.3
Уровень безопасности считается удовлетворительным, если расчетный результат действия
нагрузки
(L_d) не превосходит расчетного сопротивления (R_d)

L_d
£ R_d.                                                           (8.10)

8.4.2.4
Расчетная нагрузка в общем виде может быть выражена следующим образом:

L_d = l_f × γ_f × γ_с + L_E
× γ_E + L_A
× γ_A ×
γ_с.                                 (8-11)

В специфических формах это соответствует следующему:

M_d
= M_f × γ_f × γ_с + M_E
× γ_E
+ M_A ×
γ_A × γ_с,

ε_d
= ε_F × γ_f × γ_с + ε_E × γ_E
+ ε_а × γ_A × γ_с,                                   (8.12)

S_d
= S_f × γ_f × γ_с + S_E
× γ_E
+ S_A ×
γ_A × γ_с,

Δp_d = γ_p(p_ld – p_e).

Коэффициенты результатов действия нагрузок γ_f, γ_E, γ_A, γ_P и γ_c приведены в таблицах 8.5 и 8.6. Эти коэффициенты применимы ко всем классам безопасности. Определение нормативных значений результатов действия функциональных и природных нагрузок приведено в 7.2.2 и 7.3.6.

Примечания

1 Приведенные выше
сочетания нагрузок
относятся исключительно
к критериям
расчетов, например
уравнению (8.23), и не должны
применяться, например
в уравнении
(8.14)
или в
уравнении (8.22).

2. Для режима испытаний
системы давлением
местное испытательное
давление рассматривается
как аварийное давление.
Для того
чтобы рассчитать
р_ld, входящее
в приведенное
выше выражение
Δp_d, местное испытательное давление
должно рассчитываться
как

где h_ref
– вертикальное
расстояние между
рассматриваемой точкой
и базовой
высотой, a γ_inc должно равняться 1,1. Тот же подход
применяется в
случае, когда
используется давление
отключения.

Рисунок 8.3 – Схема проведения расчетов конструкции

Цикл расчета должен повторяться для каждой соответствующей стадии

8.4.2.5
Расчетное сопротивление R_d
обычно может быть выражено как

                                                       (8.13)

Нормативное сопротивление материала f_k
приведено в 8.2.6.

8.4.2.6
Коэффициент надежности по материалу γ_m зависит от вида предельного состояния и определяется по таблице 8.4.

Таблица 8.4 – Коэффициент надежности по материалу γ_т

8.4.2.7
Коэффициент безопасности γ_sc зависит от класса безопасности и приведен в таблице 8.5.

Таблица 8.5 – Коэффициенты безопасности γ_sc

8.4.3 Коэффициенты надежности по нагрузкам и сочетания нагрузок

8.4.3.1
Каждая часть трубопроводной системы должна быть рассчитана на наименее благоприятное
сочетание
нагрузок из приведенных в таблице 8.6. На сочетание нагрузок а и b ссылаются в 8.4.5 посредством определения в уравнении (8.12).

Таблица 8.6 – Коэффициенты надежности по нагрузкам и сочетания нагрузок

8.4.3.2
Сочетание нагрузок а из таблицы 8.6 учитывается при наличии влияния трубопроводной
системы.
Поэтому оно не учитывается для местных проверочных расчетов, которые обычно предназначены для σ_h > 0 в сочетании с другими нагрузками.

8.4.3.3
Нагрузки, приведенные в разделе 7, должны рассматриваться для всех стадий расчета, относящихся к трубопроводной системе.

8.4.3.4
Коэффициент условий работы применим к условиям, перечисленным в таблице 8.7. Коэффициенты условий работы являются дополнительными к коэффициентам надежности по нагрузкам и используются исключительно в уравнении (8.12).

Таблица 8.7 – Коэффициенты условий работы γ_с

8.4.4 Несущая способность по внутреннему давлению (разрыв)

8.4.4.1
При условии выполнения требований заводских испытаний давлением, приведенных в 9.5.11, будут действовать следующие нижеприведенные критерии. В противном случае должны быть приняты более легкие условия эксплуатации.

8.4.4.2
Несущая способность по внутреннему давлению должна удовлетворять следующему
критерию:

                                                  (8.14)

Примечание
– Критерий для аварийного давления приведен в 6.2.3. Концепция местного
давления определена в 15.5.1.

8.4.4.3
Несущая способность по внутреннему давлению р_b (х) задается следующим выражением:

р_b (х) = Min (p_b,s (х); р_b,u (х)),                                            (8.15)

– предельное состояние по текучести

                                             (8.16)

– предельное состояние по прочности (разрыв)

                                          (8.17)

Примечание
– В приведенных выше формулах х должен заменяться на t₁ или t₂, в зависимости от поименения.

8.4.4.4
Должно быть учтено снижение несущей способности по внутреннему давлению, обусловленное фактическими сжимающими силами (при контролируемых нагрузках), N.

8.4.5
Местная потеря устойчивости

8.4.5.1
Местная потеря устойчивости (потеря устойчивости стенки трубы) подразумевает значительные деформации в поперечном сечении трубы. Должны быть учтены следующие критерии:

– критерий коллапса (при действии только наружного давления);

– критерий комбинированного нагружения, т.е. взаимодействия между наружным и внутренним давлениями, продольной силой и изгибающим моментом;

– лавинное смятие (неконтролируемое распространение местной потери устойчивости).

8.4.5.2
Должны быть также учтены накопленные пластические деформации, поскольку они могут осложнить местную потерю устойчивости.

Критерий коллапса

8.4.5.3
Нормативное сопротивление наружному давлению р_с при коллапсе должно определяться как

                                  (8.18)

где

                                                    (8.19)

                                                 (8.20)

                                                   (8.21)

но не должно приниматься менее чем 0,005 (0,5 %).

Примечание – В общую овальность,
рассматриваемую при расчетах, должна быть включена овализация, полученная в
стадии строительства. Не должна учитываться овализация, обусловленная наружным
давлением воды или изгибающим моментом.

Наружное давление в любой точке вдоль трубопровода должно удовлетворять следующему требованию (проверка на коллапс):

                                                    (8.22)

Примечание
– Если трубопровод при укладке полностью или частично заполнен жидкостью или по
иной причине находится под действием внутреннего давления, тогда внутреннее
давление может быть принято в расчет, при условии, что оно может быть
установившимся на длительный срок.

Критерии комбинированного нагружения – Условие контролируемых нагрузок

8.4.5.4
Элементы труб, подвергаемые действию изгибающего момента, эквивалентной продольной силы и внутреннего избыточного давления, должны быть рассчитаны так, чтобы удовлетворять следующему условию во всех поперечных сечениях:

       (8.23)

где M_d
– расчетный изгибающий момент (см. уравнение (8.12));

S_d
– расчетная эквивалентная продольная сила;

Δp_d
–
расчетная
разность избыточного давления;

М_р – пластический момент сопротивления, M_p = f_y
× (D – t₂)²
× t₂;

S_p
– нормативная пластическая несущая способность по продольной силе, S_p = f_y
× π(D – t₂) × t₂;

p_b(t₂) – давление разрыва, уравнение (8.15);

α_с – параметр напряжений пластического течения, учитывающий деформационное упрочнение, задается выражением α_с = (1 – β) + β(f_u/f_y), но не выше 1,20

α_c
не следует принимать большим 1,20.

Примечание
– На нижеприведенном рисунке представлен а_с в зависимости от
отношения D/t и отношения давлений q_h для f_u/f_y = 1,15.

1
– q_h = 0,8; 2 – q_h = 0,6; 3 – q_h
= 0,4; 4 – q_h = 0,2; 5 – q_h = 0,0

Рисунок 8.4 – α_c
в зависимости от отношения D/t и отношения давлений q_h для f_u/f_y
=
1,15

8.4.5.5
Расчет элементов труб, подвергаемых действию изгибающего момента, приведенной
продольной
силы и наружного избыточного давления, должен отвечать условиям следующего
уравнения

                (8.24)

D/t £ 45, p_i < p_e.

Критерий комбинированного нагружения – Условие контролируемых перемещений

8.4.5.6
Элементы труб, подвергаемые продольным деформациям сжатия (от изгибающего момента и продольной силы) и внутреннему избыточному давлению, должны быть рассчитаны с учетом следующего
условия
во всех поперечных сечениях:

                                             (8.25)

где ε_d – расчетные деформации сжатия (8.12);

α_h
–
максимальный
допускаемый коэффициент деформационного упрочнения при растяжении;

α_gw
– коэффициент кольцевого сварного шва;

γ_ε – коэффициент сопротивления деформациям, см. таблицу 8.8;

Примечание – Максимальный допускаемый
коэффициент деформационного упрочнения при растяжении α_h можно найти в таблицах 9.3 и 9.6.
Повышение этого коэффициента на 0,02 в соответствии с примечаниями 5 и 3 к этим
таблицам, соответственно, не учитывается, так как оно уже учтено коэффициентом
0,78.

8.4.5.7
Элементы труб, подвергаемые продольным деформациям сжатия (от изгибающего момента и продольной силы) и наружному избыточному давлению, должны быть рассчитаны с учетом следующего
условия
во всех поперечных сечениях:

                                  (8.26)

где ε_d – расчетные деформации сжатия (8.12);

Примечание
– Для D/t < 20 условия эксплуатации могут
быть ужесточены при условии, что натурные испытания, наблюдения или прежний
опыт указывают на достаточные пределы безопасности в соответствии с настоящим
стандартом. Любое ужесточение условий нагружения должно быть обосновано
аналитическими расчетными методами.

Таблица 8.8 – Коэффициенты сопротивления деформациям γ_e

8.4.5.8
На стадии монтажа может допускаться более высокая вероятность разрушений, соответствующих предельному состоянию эксплуатационной пригодности, при условии что:

– обеспечены дополнительные средства для выявления местной потери устойчивости;

– ремонт возможных дефектов технически осуществим и может быть выполнен в ходе укладки;

– устанавливаются ограничители лавинного смятия, если наружное давление превышает давление
распространения
(лавинного смятия).

Соответствующие коэффициенты сопротивления тогда могут быть уточнены согласно требованиям SLS, изложенным в разделе 5.

Распространение потери устойчивости (лавинное смятие)

8.4.5.9
Распространение потери устойчивости не может случиться, пока не произошла местная потеря устойчивости. В случае превышения наружным давлением критериев, приведенных ниже, должны быть установлены ограничители лавинного смятия, а расстояние между ними основывается на последствиях
отказа.
Критерий лавинного смятия находится как

                                              (8.27)

Примечание
– Давление коллапса р_с
– это давление возникновения местной потери устойчивости в трубопроводе.

Давление начала лавинного смятия p_init
– это давление начала распространения местной потери
устойчивости
от его начального состояния. Это давление зависит от размера начальной вмятины.

Давление распространения р_рr – это давление продолжения лавинного смятия. Лавинное смятие
прекратится,
когда наружное давление будет ниже давления распространения.

Зависимость между разными давлениями представлена ниже

p_c
>
p_init > p_рr.

8.4.6
Общая потеря устойчивости

8.4.6.1
Общая потеря устойчивости подразумевает потерю устойчивости трубопровода как стержня в состоянии сжатия. Общая потеря устойчивости трубопроводом может привести к перемещениям, направленным вниз (при свободном пролете) или горизонтально (извивание «змейкой» на морском дне), или вертикально (в виде выпучивания из траншеи или на откосе свободного пролета).

8.4.6.2
Может быть учтено действие внутреннего и наружного давлений с использованием концепции
эквивалентной
продольной силы (см. 8.3.2.9).
Процедура такая же, как для «обычных» сжатых элементов в воздухе.

8.4.6.3
Отрицательное эквивалентное усилие может заставить трубопровод или райзер потерять устойчивость как стержень в состоянии сжатия. Должны учитываться различия между потерей устойчивости с контролируемыми нагрузками и потерей устойчивости с контролируемыми перемещениями.

8.4.6.4
Потеря устойчивости с контролируемыми нагрузками, представляющая полный отказ, не допускается.

8.4.6.5
Должны быть рассмотрены следующие действия, порождающие общую потерю устойчивости:

– удар траловой доской, протаскивание и зацепление;

– нарушение прямолинейности.

8.4.6.6
При рассмотрении сопротивления общей потере устойчивости при условии контролируемых
нагрузок
следует руководствоваться стандартом [6].

8.4.6.7
Потеря устойчивости с контролируемыми перемещениями может допускаться при условии, что она не приводит к отказам иных видов, в соответствии с 8.4.1.2.
Это означает, что общая потеря устойчивости может допускаться при условии что:

– удовлетворяется критерий местной потери устойчивости после общей потери устойчивости;

– перемещения трубопровода являются приемлемыми;

– циклические воздействия приемлемы.

Примечание – Состояние, которое может
привести к чрезмерным деформациям, возникает, когда короткий участок в случае
полностью защемленного трубопровода оказывается менее защемленным или же
незащемленным. Типовой пример – потеря устойчивости заглубленного трубопровода
в виде выпучивания.

8.4.7
Усталость

8.4.7.1
Требования настоящего подраздела соответствуют [3], [7], [8].

8.4.7.2
Трубопроводные системы должны обладать соответствующей защищенностью по отношению к усталостным разрушениям на протяжении расчетного срока эксплуатации системы.

8.4.7.3
Все колебания напряжений, прикладываемых к трубопроводной системе в течение всего расчетного срока эксплуатации, включая стадию строительства, которые имеют достаточно большие
амплитуду
и соответствующее число циклов для образования усталостных разрушений, должны быть учтены при определении долгосрочного распределения диапазона напряжений. Проверка на усталость должна проводиться как при ограниченном, так и при значительном числе циклов. Также должны быть учтены требования, касающиеся накопленных пластических
деформаций
(см. 8.4.10).

Примечание –
Типовые случаи,
вызывающие колебания
напряжений в
трубопроводной системе:

– непосредственное действие
волн;

– колебания трубопроводной
системы, например
вызванные течениями,
волнами, ветрами,
буксировкой или потоком
жидкости;

– перемещения опорных
конструкций;

–
колебания рабочего
давления и
температуры.

8.4.7.4
Особое внимание должно быть уделено оценке усталости строительных элементов, вызываемой, вероятно, концентрацией напряжений, и возможности наличия малоцикловой усталости с высокими
деформациями.
Используемый особый критерий расчетов зависит от метода расчета, основанного на:

– механике разрушений (см. 8.4.7.5);

– усталостных испытаниях (см. 8.4.7.6).

8.4.7.5
В соответствующих случаях может использоваться методика вычислений, основанная на механике разрушений. Используемый особый критерий должен быть определен на основе «случай за случаем» и должен учитывать заданные классы безопасности (см. 5.3.6).

8.4.7.6
При использовании методов расчета, основанных на усталостных испытаниях, должно быть выполнено:

– определение длительного распределения области напряжений в соответствии с 8.4.7.7;

– выбор соответствующей кривой S-N (нормативная прочность) в соответствии с 8.4.7.8;

– определение SCF, не учтенного на кривой S-N;

– определение накопленных
дефектов,
см. 8.4.7.9.

8.4.7.7
Так как большая часть нагрузок, которые вносят свой вклад в усталость, имеет случайную
природу,
требуется статистический анализ для определения длительного распределения действия усталостных нагрузок. В соответствующих случаях может быть использован детерминированный или спектральный анализ.

8.4.7.8
Нормативная прочность обычно задается в виде кривой S-N или e-N, т.е. амплитуд напряжений (или амплитуд деформаций в случае малоцикловой усталости) в зависимости от числа циклов до разрушения N. Кривая S-N должна быть применима для материала, строительного элемента и рассматриваемого
состояния
напряжений, а также для окружающей среды. Кривая S-N должна быть построена на средней кривой log(N) за вычетом двух стандартных отклонений для log(N).

8.4.7.9
В общем случае, при котором колебания напряжений происходят с переменной амплитудой
случайного
порядка, может быть использована гипотеза линейных повреждений (правило Майнера (Miner)). Применение правила Майнера означает, что длительное распределение диапазона напряжений заменяется гистограммой напряжений, состоящей из ряда блоков с напряжениями постоянной амплитуды или постоянным диапазоном деформаций s_ri или е_ri и соответствующего числа повторений n_i. Таким образом, критерий усталости задается как

                                                (8.28)

где D_fat – сумма Майнера;

k
–
число
блоков напряжений;

n_i – число циклов напряжений в блоке напряжений i;

N_i – число циклов усталости при постоянном диапазоне напряжений с амплитудой s_ri или при диапазоне деформаций е_ri;

α_fat – коэффициент допустимого дефекта, см. таблицу 8.9.

8.4.7.10
Подробное описание, касающееся расчета на усталость, приведено в [8]. Для случаев, когда эти инструкции не применимы, коэффициенты допустимого усталостного дефекта приведены в таблице 8.9.

Таблица 8.9 – Коэффициенты допустимого усталостного дефекта

8.4.8 Овализация

8.4.8.1
Райзеры и трубопроводы не должны подвергаться чрезмерной овализации, и это должно быть
документально
подтверждено. Сплющивание вследствие изгиба вместе с отклонениями от кольцевой формы в результате изготовления трубы не должно превышать 3 % и определяется как

                                              (8.29)

Требование может быть снижено, если:

– было учтено соответствующее понижение прочности на изгиб;

– соблюдены геометрические ограничения, такие кактребования к пропуску очистных устройств;

– были рассмотрены дополнительные циклические напряжения, обусловленные овализацией;

– выполняются требования к применимости соответствующей системы ремонта.

8.4.8.2
Овализация должна быть проверена для сосредоточенных нагрузок в любом сечении трубопроводной системы. Такие точечные сосредоточенные нагрузки могут возникать у уступов свободных пролетов, искусственных опор и в местах осадки опор.

8.4.9
Ретчетинг

8.4.9.1
Должны быть учтены накопленные пластические деформации, вызванные циклическими нагрузками (ретчетинг). Если ретчетинг обусловливает накопленную овальность, особо должно быть рассмотрено сопротивление трубопровода местной потере устойчивости.

8.4.9.2
При максимальных рабочей температуре и давлении интенсивность пластических деформаций в трубопроводах не должна превышать 0,001 (0,1 %). В расчете предполагается, что материал является идеальным упругопластическим. При определении интенсивности пластических
деформаций
предполагается, что начальное состояние для нулевых деформаций – это состояние непосредственно после строительства (после проведения испытаний давлением).

8.4.9.3
Пластические деформации трубопровода будут иметь место после воздействия на трубопровод максимальных
температуры
и давления.

8.4.9.4
Также должен учитываться ретчетинг, обусловленный напряжениями на изгиб местной и общей потери устойчивости, если он впоследствии может привести к потере устойчивости.

8.4.10
Накопленная пластическая деформация

8.4.10.1
Условие для интенсивности пластических
деформаций
в пунктах 8.3.4.5 и 8.3.4.6
не является само по себе предельным состоянием. Интенсивность пластических
деформаций
– это критерий пластических
деформаций,
который полезен при оценке механики разрушения и ухудшения свойств материалов. Требования в отношении механики разрушений приведены в 8.4.11.

8.4.10.2
Накопление пластических
деформаций
в ходе монтажа и эксплуатации должно быть рассмотрено для всех
трубопроводов.

Необходимо учитывать явления деформационного старения вследствие накопления пластических
деформаций.

Необходимо учитывать явления ухудшения свойств материалов в зонах сварных швов и основного
металла,
а также влияние на допустимые значения дефектов, выявленных по результатам NDT.

8.4.10.3
Должна быть определена величина деформаций при контролируемых перемещениях как суммарных, так и максимальных для каждого отдельного цикла деформаций, с учетом всех стадий от строительства до ликвидации.

8.4.10.4
Если накопленная пластическая деформация, являющаяся результатом действия нагрузок при монтаже и эксплуатации (включая коэффициенты по нагрузкам и все коэффициенты концентрации деформаций) ε_р соответствует условию, при котором ε_р < 0,3 %, то требования настоящего стандарта к материалам, технологии сварки, квалификации и допустимым значениям дефектов, выявленных по результатам NDT, приведенных в таблицах D.4 и D.5 (приложение D), считаются приемлемыми.

8.4.10.5
Если накопленная пластическая деформация в результате монтажа и эксплуатации с учетом всех коэффициентов концентрации деформаций соответствует условию, при котором ε_р > 0,3 %, то для монтажных кольцевых стыков должна быть проведена критическая оценка производства (ЕСА) в соответствии с 8.4.11. При ЕСА необходимо определить вязкость разрушения материала, способную выдержать
дефекты,
приемлемые в соответствии с допускаемыми значениями дефектов, выявленных по результатам NDT, приведенных в таблицах D.4 и D.5 (приложение D), или, в качестве альтернативы, установить размеры дефектов, которые могут допускаться при заданной вязкости разрушения.

8.4.10.6
Если накопленная пластическая деформация в результате монтажа и эксплуатации с учетом всех коэффициентов концентрации деформаций соответствует условию, при котором ε_р > 2,0 %, то, в дополнение к требованиям 8.4.10.5, должна быть проведена проверка нормативного сопротивления (по деформациям) e_с, в соответствии с требованиями 12.5, а материал должен соответствовать дополнительным требованиям Р.

8.4.11
Разрушение

8.4.11.1
Трубопроводные системы должны обладать соответствующим сопротивлением к зарождению неустойчивого разрушения. Это должно достигаться выбором материалов с температурой перехода от хрупкого к вязкому состоянию, которая ниже минимальной расчетной температуры (см. таблицу 9.4), и высоким сопротивлением устойчивому распространению трещины.

8.4.11.2
Безопасность в отношении неустойчивого разрушения считается удовлетворительной, если материалы, сварка, квалификация персонала и контроль соответствуют требованиям настоящего стандарта, а накопленные пластические деформации не превосходят 0,3 %.

8.4.11.3
Трубопроводные системы, транспортирующие газ или смесь газа и жидкости под высоким
давлением,
должны иметь достаточную сопротивляемость распространяющемуся разрушению. Это может быть достигнуто путем использования:

– материала с низкой температурой перехода и соответствующей ударной вязкостью по Шарпи (образцы с V-образным надрезом);

– соответствующей доли волокна в изломе образца при испытаниях на разрыв падающим грузом (DWTT);

– снижения уровня напряжений;

– механических способов остановки трещин;

– или комбинации этих методов.

Проектные решения должны быть подкреплены расчетами, основанными на соответствующем опыте и/или соответствующих испытаниях.

8.4.11.4
К трубопроводам, которые должны иметь достаточную сопротивляемость распространяющемуся разрушению, для подводного участка трубопроводной системы должны применяться дополнительные требования, изложенные в 9.4.2, а также изменения для основного металла труб. Для глубин до 10 метров и на суше должна быть особо рассмотрена энергия удара по Шарпи (V-образный надрез). Глубоководные трубопроводы испытывают снижение растягивающих напряжений вследствие наружного
давления.
Дополнительные требования к свойствам остановки разрушений не нужно применять, если расчетные растягивающие кольцевые напряжения в трубопроводе ниже 40 % f_y.

8.4.11.5
Материал, свойства которого отвечают дополнительным требованиям остановки разрушений F (см. 9.4.2),
считается имеющим достаточную сопротивляемость к распространяющемуся вязкому разрушению для применения с коэффициентом использования вплоть до 80 %, выдерживающий внутреннее
давление
15 МПа и имеющий толщину стенки 30 мм.

8.4.11.6
Для трубопроводов, подвергающихся накопленным пластическим деформациям, превышающим 0,3 %, должна проводиться ЕСА для подтверждения того, что неустойчивые разрушения не будут
происходить
в ходе укладки трубопровода или при его эксплуатации.

8.4.11.7
При оценке должны учитывать возможный устойчивый рост трещин (вязкий разрыв) и рост трещин при многократных и незначительных циклических нагрузках. Оценка должна подтвердить, что самые крупные дефекты сварных швов, которые могут остаться после NDT, будут увеличиваться в ходе укладки трубопровода до такой степени, что при эксплуатации трубопровода произойдет неустойчивое
разрушение
или усталостное разрушение.

8.4.11.8
Влияние деформационного старения на вязкость разрушения должно быть учтено, если в этом есть необходимость, путем испытаний материала после его искусственного деформационного
старения.

8.4.11.9
ЕСА должна проводиться в соответствии со стандартом [9] на Уровне 3, с модификациями, необходимыми для пластического расчета и деформаций в результате многократных циклических нагрузок. Некоторые инструкции по использованию [9] для пластического расчета и деформаций в результате
многократных
циклических нагрузок приведены в разделе 15.

8.4.11.10
Максимальный размер дефектов, получаемый в результате ЕСА или используемый при ее проведении, должен быть уточнен сучетом вероятности возможного выявления дефектов с помощью NDT и точности оборудования, которое предстоит использовать при определении длины, глубины, положения и ориентации дефектов.

8.4.11.11
Погрешности данных должны быть достаточными для применяемого испытательного оборудования и технологии выявления и оценки дефектов материала и рассматриваемой геометрии сварных швов. Данные, используемые для количественной оценки погрешности ультразвукового контроля, его
производительности
и надежности предпочтительно должны относиться ктипу «измеренный отклик в зависимости от фактического размера дефекта». Уровень вероятности выявления дефектов для применяемых при испытаниях оборудовании и технологии должен быть основан на доверительном интервале, равном 95 % или выше.

8.4.11.12
При отсутствии достаточного количества данных, должен быть использован следующий подход:

– если целью ЕСА является определение допустимых размеров дефектов для заданных свойств материала и напряжений, из рассчитанных глубины и длины дефекта должны быть вычтены 2 мм при определении критерия пригодности для неразрушающего контроля;

– если целью ЕСА является определение свойств материала и напряжений, требуемых для того, чтобы выдержать заданные размеры дефектов, то размер дефекта, используемый на входе ЕСА, должен быть увеличен за счет добавки 2 мм к указанным глубине и длине.

8.4.12
Аварийное предельное состояние

8.4.12.1
Расчет случайных нагрузок может быть выполнен непосредственными вычислениями
результатов
воздействий нагрузок на конструкцию или опосредованно, путем расчета конструкции, способной выдержать аварийные ситуации.

8.4.12.2
Критерий пригодности ALS связан с общей допустимой вероятностью тяжелых последствий.

8.4.12.3
Расчеты на случайные нагрузки должны гарантировать, что общая вероятность отказов соответствует заданным значениям, приведенным в разделе 5. Эта вероятность может быть выражена как сумма вероятностей для i-того события повреждения P_Di, умноженная на вероятность разрушения конструкции, обусловленную этим событием P_ft/2D_i. Соответственно, требование выражается как

Σp_f/Di × P_Di
£ P_f,T,                                                     (8.30)

где p_f,T – это соответствующая заданная вероятность в соответствии с разделом 5. Число уровней
дискретизации
должно быть достаточно большим, чтобы гарантировать, что полученная в результате вероятность оценена с достаточной точностью.

8.4.12.4
Должна быть определена собственная неопределенность частоты и амплитуды случайных
нагрузок,
а также приближенный характер методов по определению результатов действия от случайных
нагрузок.
Как следствие, требуются суждения, основанные на здравых инженерных расчетах, и прагматичные оценки.

8.4.12.5
Если для расчета применяется нелинейный динамический метод конечных элементов, для него должно быть гарантировано, что эксплуатационные характеристики системы и местные виды отказов (например, скорость деформации, местная потеря устойчивости, перегрузка стыков и разрыв стыков) в достаточной мере учитываются принятыми моделями и методиками.

8.4.12.6
В отношении случайных нагрузок могут быть применены упрощенные проверочные расчеты, как показано в таблице 8.10, с соответствующими частными коэффициентами безопасности. Достаточность
упрощенных
проверочных расчетов должна быть оценена на основе описанного выше суммирования, для того чтобы проверить, что общая вероятность отказов соответствует заданным значениям, приведенным в разделе 5.

Таблица 8.10 – Упрощенный проверочный расчет на случайные нагрузки

8.5 Особые соображения

8.5.1
Общие указания

Настоящий подраздел дает рекомендации, касающиеся условий, оценка которых должна проводиться отдельно. Затрагиваются как действия нагрузок, так и критерии пригодности.

8.5.2
Взаимодействие трубопровода с грунтом

8.5.2.1
Для предельных состояний, на которые оказывает влияние взаимодействие трубопровода с грунтом, оно должно быть определено, при этом обязательно должны быть учтены все соответствующие
параметры
и неопределенности, связанные с ним.

8.5.2.2
В общем, взаимодействие трубопровода с грунтом зависит от характеристик грунта, трубопровода и нагрузок, которые должны быть полностью и правильно учтены при моделировании этого взаимодействия.

8.5.2.3
Основные характеристики грунта, определяющие взаимодействие, – предел прочности на сдвиг и деформационные свойства. Должны быть учтены нелинейные характеристики зависимости «напряжения – деформации» для грунта. Если для моделирования взаимодействия используются линейные упругие связи, должна быть проверена их реакция для проверки согласованности уровня нагрузок с используемой жесткостью связей.

8.5.2.4
Важные характеристики трубопровода – вес в погруженном состоянии, поперечная жесткость и шероховатость поверхности трубопровода, которые полностью должны быть учтены в части их соответствия рассматриваемому предельному состоянию.

8.5.2.5
Должны быть рассмотрены все соответствующие влияния нагрузочных характеристик, включая воздействия длительных нагружений, такие как изменяющиеся вертикальные реакции от давления укладки при монтаже и изменения удельного веса трубы. Также должны быть рассмотрены действия циклических нагрузок.

8.5.2.6
Некоторые грунты обладают различным сопротивлением к длительному и кратковременному
нагружениям,
что связано с различиями в осушенном и влажном состояниях и влиянием ползучести в осушенном и влажном состояниях. Это должно быть учтено.

8.5.2.7
Для предельных состояний, включающих в себя значительные перемещения или допускающих их (например, поперечное вытягивание, удлинение трубопровода у компенсаторов или, если допускаются, перемещения находящегося на дне трубопровода), грунт будет нагружен значительно выше показателей разрушения с наличием больших нелинейностей, изменения грунта, разрыхления грунта и т.п. Такие нелинейные эффекты и неопределенность, связанная с ними, должны быть рассмотрены.

8.5.2.8
Из-за неопределенности, связанной с основополагающими параметрами грунта, воздействиями нагрузок и т.д., трудно определить универсально пригодные методы моделирования взаимодействия
трубопровода
с грунтом. В связи с разбираемой проблемой должны быть тщательно рассмотрены ограничения используемых методов, основа этих методов (теоретическая или же эмпирическая). Экстраполяция за пределы подтвержденной документально пригодности метода должна осуществляться с осторожностью, это же касается и допущений как рассматриваемой проблемы, так и имеющейся модели расчетов. Если существует значительная неопределенность, должно быть рассмотрено использование более чем одного метода расчета.

8.5.3
Свободные пролеты райзеров, трубопроводов

8.5.3.1
Свободные пролеты райзеров и трубопроводов должны обладать соответствующей надежностью по отношению к чрезмерной текучести, усталости и овальности, и это должно быть подтверждено
документально.

8.5.3.2
При проектировании трубопроводов со свободными пролетами следует учитывать требования [8].

8.5.4
Устойчивость на дне

8.5.4.1
Трубопровод должен опираться на дно и быть закрепленным в открытой траншее или заглубленным так, чтобы при экстремальных режимах действия функциональных и природных нагрузок трубопровод не переместился из своего положения, полученного в результате монтажа. Это не затрагивает допустимые боковые или вертикальные перемещения, тепловое расширение и ограниченную величину осадки после монтажа.

Примечание –
Критерий пригодности
для допустимых
перемещений может
изменяться вдоль трассы
трубопровода. Примерами
возможных ограничений
перемещений трубопровода
могут быть:

– текучесть, местная
потеря устойчивости
и усталость
трубы;

– истирание, износ
покрытия;

– геометрические ограничения
для опор;

–
расстояние от
других трубопроводов,
конструкций или
препятствий.

8.5.4.2
Удельный вес перекачивающих жидкость или газ трубопроводов в состоянии, заполненном
воздухом
или газом, должен быть выше удельного веса окружающей морской воды (отрицательная плавучесть).

8.5.4.3
Если трубопровод проходит в зонах, на которые могут оказывать влияние неустойчивые склоны, способные к разрушению и растеканию грунта, вероятность таких разрушений должна быть оценена. Должно быть принято во внимание любое действие, приводящее к разрушению откоса, – волновая нагрузка, нагрузка в результате землетрясения или человеческая деятельность (например, сама укладка трубопровода). Должно быть оценено влияние на устойчивость скорости и плотности течения у трубопровода. Если устойчивость не может быть гарантирована достаточным весом трубопровода, его заглублением или иными мерами, должно быть потребовано изменение трассы прохождения трубопровода.

8.5.4.4
Для расчетов веса трубы номинальная толщина стенки должна быть уменьшена, чтобы
компенсировать
ожидаемое среднее снижение веса вследствие потерь металла. Для трубопроводов с незначительным припуском на коррозию это снижение можно не учитывать и использовать номинальную
толщину.

8.5.4.5
Заглубленные трубопроводы должны обладать достаточной надежностью по отношению к осадке или нахождению на плаву. Для трубопроводов, предназначенных как для жидкости, так и для газов, осадка должна рассматриваться в предположении, что трубопровод наполнен водой, а нахождение на плаву должно рассматриваться в предположении, что трубопровод наполнен газом или воздухом (если это существенно).

8.5.4.6
Если удельный вес жидкости для заполненной водой трубы меньше, чем у грунта, тогда дополнительный расчет не требуется для документального подтверждения надежности в отношении осадки. Если трубопроводы монтируют в грунтах с низким пределом прочности на сдвиг, тогда должно быть документальное подтверждение несущей способности грунта. Если грунт может разжижаться или существует
вероятность
этого, то необходимо документально подтвердить, что глубина осадки будет удовлетворительно ограничена (глубиной разжижения или вертикальным сопротивлением при осадке), удовлетворяя требованиям 8.4.

8.5.4.7
Если удельный вес наполненной газом или воздухом трубы в воде меньше, чем у грунта, должно быть документально подтверждено, что значение предела прочности грунта на сдвиг достаточно для предотвращения всплытия. Таким образом, в грунтах, которые переходят или могут перейти в жидкое состояние, удельный вес заглубленного, наполненного газом или воздухом трубопровода не должен быть ниже, чем удельный вес грунта.

8.5.4.8
Трубопроводы, уложенные непосредственно на морском дне без каких-либо особых опорных
конструкций
или анкерных устройств, кроме утяжеляющего покрытия, должны быть рассчитаны с учетом осадки, как описано в 8.5.4.5.
Особо должны быть рассмотрены механические элементы, такие как запорная арматура и тройники.

8.5.4.9
Должно быть документально подтверждено, что трубопроводы, расположенные на морском дне, обладают достаточной надежностью против всплытия с морского дна или горизонтального перемещения. При оценке горизонтальной (поперечной) устойчивости трубопроводов, подверженных воздействиям
нагрузок
от волн и течений, следует основываться на [10].

8.5.4.10
Должно быть рассмотрено самое неблагоприятное сочетание одновременно действующих
вертикальных и
горизонтальных усилий. При определении этого сочетания следует учесть изменения усилий вдоль трубопровода, в том числе направленного воздействия волн и течений.

Примечание –
Поперечная устойчивость
трубопровода может
быть оценена
с помощью
трехмерного
динамического или двухмерного статического
метода расчета.
Динамические методы
расчета допускают
ограниченные перемещения
труб, однако
требуют точного
трехмерного моделирования.
Статический метод
расчета может быть
представлен как

γ_st(F_D – F_I) £ μ(W_sub – F_L),                                                                      (8.31)

где γ_st
– коэффициент
надежности, обычно
не менее
1,1;

F_D
– гидродинамическое тянущее усилие
на единицу
длины;

F_I
– гидродинамическое инерционное усилие
на единицу
длины;

μ – боковой коэффициент
трения грунта;

W_sub
– вес
трубы в
погруженном состоянии
на единицу
длины;

F_L
– гидродинамическая подъемная сила
на единицу
длины.

8.5.4.11
Коэффициент эквивалентного трения μ
может изменяться в широком диапазоне в зависимости от грунта морского дна, шероховатости поверхности, веса и диаметра трубопровода. Если трубопровод в некоторой степени вдавливается в грунт, боковое сопротивление включает в себя как сопротивление
трения,
так и сопротивление, обусловленное включением в работу грунта за пределами поверхности соприкасания. В таких случаях значение μ
может меняться в зависимости от значения вертикальной нагрузки.

8.5.4.12
Должна быть проверена осевая (продольная) устойчивость. Соединение конструкции протектора с трубопроводом (если оно подвержено воздействию трения, например трубопроводы без утяжеляющего покрытия) должно быть надежно закреплено, чтобы выдерживать ожидаемую силу трения.

8.5.4.13
Должны допускаться перемещения трубопровода из-за теплового осевого расширения в зонах около платформ, конструкций (например, у места присоединения райзера) и местах изменения трубопроводом своего направления (например, у компенсаторов). Расчеты осевого расширения должны быть основаны на консервативных значениях для осевого сопротивления трению.

8.5.4.14
На мелкой воде повторные воздействия нагрузок из-за действия волн могут приводить к снижению предела прочности грунта на сдвиг. Это должно быть учтено в расчете, в особенности, если траншея засыпана рыхлым песком, который подвергается разжижению.

8.5.4.15
Если устойчивость трубопровода зависит от устойчивости морского дна, то оно должно быть подвергнуто проверке.

8.5.5
Действие тралов

8.5.5.1
Трубопроводная система должна быть проверена на все три фазы нагружения, обусловленные
взаимодействием
страловыми снастями, какуказано в разделе 7.6. Более подробное описание приведено в [5].

8.5.5.2
Критерий пригодности зависит от частоты тралового лова (удары) и классификации безопасности (перетаскивание и зацепление), приведенной в 5.3.4.

8.5.5.3
Критерий пригодности для ударов тралом связан с допустимым размером вмятины. Максимальное допустимое отношение глубины остаточной вмятины к диаметру трубы составляет

H_p/D < 0,05η,                                                     (8.32)

где Н_р – глубина остаточной пластической вмятины;

μ – коэффициент использования, приведенный в таблице 8.11. Коэффициенты надежности по нагрузке равны единице.

Таблица 8.11 – Коэффициент использования η
для ударов тралом

8.5.5.4
Если учитываются остаточные вмятины, должны быть приняты в расчет дополнительные
виды
отказов, такие как усталость и коллапс. Какие-либо благоприятные воздействия внутреннего избыточного давления – «обратного выдавливания вмятины», не должны учитываться. Благоприятные воздействия защитного покрытия учитывают, если его эффективность по отношению к ударам подтверждена документально.

8.5.5.5
Нагрузки перетаскивания должны пройти проверку в сочетании с другими действиями нагрузок. Должны быть проверены все виды отказов для боковой потери устойчивости. Накопление повреждений
вследствие
последующего тралового лова обычно не допускается.

8.5.5.6
Нагрузки зацепления должны пройти проверку в сочетании с другими действиями нагрузок. Должны быть проверены все виды отказов.

8.5.6
Нагрузки от третьей стороны, падающие объекты

8.5.6.1
Трубопровод должен быть рассчитан на ударные нагрузки, вызванные, например падающими объектами, рыболовными снастями или столкновениями. Расчет может выражаться или в соответствующем расчете трубы, ее защите или мерах по избеганию ударов.

8.5.6.2
Критерий расчетов должен быть основан на частоте (вероятности) ударных нагрузок и должен
относиться
к случайным, природным или функциональным нагрузкам соответственно (см. 8.4.12).

8.5.7
Изоляция

8.5.7.1
Если подводный трубопровод имеет тепловую изоляцию, должно быть документально подтверждено, что изоляция является стойкой к сочетанию воздействий воды, температуры и гидростатического давления.

8.5.7.2
Изоляция при необходимости должна быть стойкой к нефти и материалам, полученным из нефти. Изоляция также должна обладать требуемой механической прочностью к внешним нагрузкам.

8.5.7.3
Требования к изоляции в отношении коррозии должны соответствовать разделу 11.

8.5.8
Конструкция «труба в трубе» и пучки труб

8.5.8.1
Для конструкций «труба в трубе» и пучков труб должно быть рассмотрено преимущество других режимов нагружения, например сопротивляемость действию внутреннего давления для несущей трубы. При определении класса безопасности также может быть получено преимущество от снижения последствий отказа, по сравнению с обычными трубопроводами.

8.5.8.2
Суммарное эквивалентное усилие для конструкции «труба в трубе» и пучка труб может быть рассчитано с использованием уравнения, приведенного в 8.3.2, для каждого из элементов и суммированием по всем элементам. Наружное давление для каждого элемента должно быть взято как давление, действующее на его наружную поверхность, т.е. давление в полости для внутренних труб. Снижение эквивалентной продольной силы за счет растяжения концов, боковых и/или вертикальных деформаций или потери
устойчивости
зависит от того, как трубы могут сдвигаться друг относительно друга. Поэтому расчет случаев, при которых важным является эквивалентная продольная сила, таких как расчет расширения, потери
устойчивости
и динамики, требует точного моделирования осевых защемлений, таких как мертвые опоры, перемычки и т.п.

8.6
Соединительные детали трубопровода и арматура

8.6.1
Общие указания

Критерии для соединительных
деталей
трубопровода и арматуры приведены в разделе 10.

8.7
Конструкции опор

8.7.1
Общие указания

Все конструкции опор должны быть спроектированы в соответствии с [6].

8.7.2
Опоры райзеров

8.7.2.1
Опоры райзеров должны быть рассчитаны на возможные виды отказов с той же степенью
надежности,
что и райзеры, которые они поддерживают. Однако, если анализ показывает, что общая надежность райзеров возрастает от снижения разрушающей нагрузки на некоторые опоры, можно применить в качестве метода расчета опор «принцип слабого звена».

8.7.2.2
Для болтовых соединений должны быть учтены коэффициенты трения, напряжения в элементах пластин или оболочек, релаксация, смятие труб, коррозионное растрескивание под напряжением, усталость, хрупкое разрушение и другие факторы, которые могут оказывать свое действие.

8.7.2.3
Для опор с двойными листами и/или косынками должны быть учтены расслоения листов, вырыв металла, напряжения смятия, эффективная длина сварных швов, концентрации напряжений и чрезмерный угол поворота.

8.7.2.4
В хомутах, использующих резиновые прокладки, должны быть определены длительные эксплуатационные характеристики материала в отношении ползучести и стойкости к морской воде, воздуху или солнечным лучам.

8.7.3
J-трубы

8.7.3.1
Для проектирования J-трубы должна быть выполнена общая концептуальная оценка для определения

– класса безопасности,

– расчета на ударные нагрузки,

– несущей способности по внутреннему давлению.

8.7.3.2
J-труба должна быть рассчитана на виды отказов, приведенные в 8.4.1.

Примечание – Положения 8.7.3.1
включают в себя оценку того, должна ли J-труба быть спроектирована на полное расчетное
давление и к какому классу безопасности она относится (т.е. определение
значений коэффициентов кольцевых напряжений). Проектирование J-трубы может, например,
основываться на «концепции разрыва», при этом будет подразумеваться, что
определяющим должна быть пониженная несущая способность по внутреннему
давлению.

8.7.3.3
Криволинейные участки J-труб должны крепиться сваркой.

8.7.4
Устойчивость гравийной засыпки

8.7.4.1
Гравий, применяемый для механической защиты трубопроводов и в качестве засыпки для опоры трубопроводов со свободными пролетами, должен обладать достаточной устойчивостью по отношению к гидродинамическим нагрузкам. Должна быть принята в расчет возможность эрозии для ожидаемого
диапазона
скоростей частиц воды.

8.7.4.2
Гравийная засыпка должна обладать достаточной надежностью по отношению к обрушению
откосов.
Должен быть учтен предел прочности на сдвиг нижележащего грунта.

8.8
Монтаж и ремонт

8.8.1
Общие указания

8.8.1.1
Прочность и устойчивость трубопровода определяются в соответствии с 8.4 и 8.5.

Примечание – В соответствии с настоящим
стандартом для всех стадий строительства и эксплуатации должны быть
использованы эквивалентные предельные состояния. Следовательно, расчетные
критерии в этом разделе также применяются к стадии монтажа. Монтаж обычно
относят к классу безопасности более низкому (класс безопасности «Низкий»), чем
эксплуатация, что соответствует пониженным частным коэффициентам безопасности
(более высокая вероятность разрушений).

8.8.1.2
Расчет при проектировании райзеров и трубопроводов должен включать в себя деятельность как при монтаже, так и при ремонте, для того чтобы гарантировать, что они могут быть смонтированы и
отремонтированы
без недопустимых дефектов или не потребуют монтажа или ремонтных работ в условиях
повышенного
риска.

8.8.1.3
Расчет должен проверить требуемую прочность трубопроводов в течение всех стадий их монтажа и всех применяемых
технологий,
в том числе при:

– начале работ по укладке трубопровода;

– обычной непрерывной укладке трубопровода;

– прекращении укладки трубопровода и возобновлении работ на трубопроводе;

– завершении работ по укладке;

– работах по буксировке (протаскивание по дну, буксировка по морю, буксировка с контролируемой
глубиной
и буксировка по поверхности);

– намотке на барабан и разматывании трубопровода;

– разработке траншей и их засыпке;

– монтаже райзеров и криволинейных участков;

– работах по стыковке плетей трубопровода;

– работах, связанных с выходом трубопровода на берег.

8.8.1.4
Конфигурация участков трубопровода при монтаже должна быть определена, начиная с операций на судне-трубоукладчике и до окончательного расположения трубопровода на морском дне. Конфигурация должна быть такой, чтобы уровень напряжений и деформаций был допустимым при учете всех
соответствующих
воздействий. Должны быть рассмотрены несплошности утяжеляющего покрытия, ограничители лавинного смятия, линейная арматура и т.д.

8.8.1.5
Должны быть учтены изменения в параметрах укладки, которые оказывают влияние на конфигурацию. Для работ по монтажу должны быть определены допуски на параметры.

8.8.1.6
Для предельного состояния при монтаже должны быть определены критические значения в соответствие с 12.4.4.

8.8.1.7
Должна быть также рассмотрена конфигурация райзеров и трубопроводов для деятельности
других
видов по монтажу и ремонту и должны быть определены допуски на параметры и рабочие предельные состояния.

8.8.1.8
Если расчеты предлагаемой трубопроводной системы для стадий монтажа и ремонта показывают, что требуемые параметры не могут быть получены с предполагаемым к использованию оборудованием, в параметры трубопроводной системы должны быть введены соответствующие изменения.

8.8.1.9
Сплющивание вследствие постоянной кривизны оси при изгибе совместно с отклонениями от кольцевой формы в результате изготовления трубы должно удовлетворять требованиям, определенным в 8.4.8.

8.8.2
Прямолинейность труб

8.8.2.1
Первостепенным требованием, касающимся остаточной деформации в процессе строительства, монтажа и ремонта, является прямолинейность уложенного трубопровода, при определении и оценке которой необходимо учитывать ее влияние на:

– неустойчивость;

– размещение элементов трубопровода, например запорной арматуры и тройников;

– эксплуатацию.

Если тройники и другое оборудование подлежат монтажу в качестве неотъемлемых частей трубопровода, сборка которого проводится на судне-трубоукладчике, никакого кручения трубы из-за влияния
пластических
деформаций не должно допускаться. В этом случае остаточные изгибающие деформации на выпуклой криволинейной части укладываемой плети (перегибе) должны удовлетворять следующему
условию
в процессе монтажа:

γ_rotε_r £ ε_r,rot,                                                        (8.33)

где ε_r – остаточные деформации на перегибе;

γ_rot
– коэффициент безопасности для остаточных деформаций, равный 1,3;

ε_{r, rot} – предельные остаточные деформации на перегибе.

8.8.2.2
Приведенные выше уравнения учитывают только кручение вследствие остаточных деформаций, возникающих при монтаже вдоль прямого пути. Другие воздействия также могут приводить к вращению (искривленный маршрут укладки, гидродинамические нагрузки, пониженная устойчивость к повороту в ходе укладки на дно из-за бокового люфта или гибкости в механизмах натяжения, подкладках, направляющих и т.п.), и их необходимо принимать в расчет.

8.8.2.3
Должна быть определена неустойчивость в ходе эксплуатации, обусловленная отклонениями от прямолинейности, вызванными методом монтажа и соответствующими последствиями. Также должны быть учтены остаточные напряжения, оказывающие влияние на эксплуатацию и изменения в настоящем и будущем.

8.8.2.4
Требование к прямолинейности накладывается на ожидаемые наиболее неблагоприятные
режимы
функциональных и природных нагрузок в процессе монтажа и ремонта. Это требование также
распространяется
на участки трубопровода, в которых
деформации
полностью контролируются кривизной
жесткой
рампы (например, стингер на судне-трубоукладчике), вне зависимости от того, действуют или нет на трубопровод природные нагрузки.

Примечание – При оценке кручения должно
быть учтено кручение трубы в пределах фиксаторов механизма натяжения для трубы
из-за гибкости резиновой прокладки и зазора.

8.8.3
Покрытие

Дробление бетона из-за избыточных усилий сжатия для статических условий изгиба на участке перегиба не допускается.

9 Трубы

9.1
Общие сведения

9.1.1
Цель раздела

9.1.1.1
Настоящий раздел определяет требования к материалам, изготовлению, испытаниям и документации на трубы, относящиеся к нормативным свойствам материалов, которые должны быть получены после термообработки, экспандирования и окончательного придания формы.

9.1.1.2
Требования распространяются на трубы из:

– углеродисто-марганцевой (С-Mn) стали;

– плакированной или футерованной стали;

– коррозионно-стойких сплавов (CRA), в том числе ферритно-аустенитной стали (выплавленной дуплекс-процессом), аустенитных нержавеющих сталей, мартенситных нержавеющих сталей (13 % Сг), других нержавеющих сталей и сплавов на основе никеля.

9.1.1.3
Обычно для изготовления труб пригодны материалы, методы и технологии, которые соответствуют признанным инструкциям или патентованным техническим условиям, если такие документы удовлетворяют требованиям настоящего раздела.

9.1.2
Технические условия на материал

9.1.2.1
Должны быть подготовлены технические условия на материал, определяемые настоящим
разделом,
устанавливающие дополнительные требования и/или отклонения для материалов, изготовления и испытания труб.

9.1.2.2
Технические условия должны отражать результаты выбора материалов (см. 8.2.5) и включать в себя особые, подробные требования к свойствам труб. Указанные в технических условиях свойства материалов и свариваемых деталей должны соответствовать особенностям назначения и эксплуатационным
требованиям
трубопроводной системы. Должны быть введены соответствующие отклонения для учета возможного ухудшения механических свойств, являющегося результатом последующей деятельности по изготовлению и монтажу.

9.1.2.3
Технические условия могут представлять собой спецификацию на материал (MDS) со ссылкой на настоящий стандарт. В MDS должны быть включены особые требования к местам, в которых настоящий
стандарт
предоставляет выбор, например химическому составу, дополнительным требованиям, требованиям, принимаемым в результате соглашения, и т.д.

9.1.2.4
Особые требования к процессам изготовления должны быть сформулированы в MPS в соответствии с 9.5.3. В MPS должны быть определены тип и объем проверок, применяемые критерии пригодности для проверки свойств материала, объем и тип документации и аттестации.

9.1.3
Предварительная оценка материалов и изготовителей

9.1.3.1
Должна быть принята во внимание предварительная оценка материалов, основанная на подлежащем транспортировании продукта, нагрузках, температуре и условиях эксплуатации, для того чтобы проверить соответствие материалов функциональным требованиям.

9.1.3.2
В каждом случае должны рассматриваться требования к предварительной оценке изготовителей. Должен быть проведен анализ, учитывающий степень сложности поставляемых изделий и требования
настоящего
стандарта.

9.1.4
Способ изготовления

9.1.4.1
Трубы должны быть изготовлены одним из следующих способов.

Трубы, сваренные дуговой сваркой под слоем флюса (SAWL – продольным сварным швом или SAWH – спиральным сварным швом)

9.1.4.2
Трубы, изготовленные путем формовки из полосы или листа, с одним SAWL или SAWH сварным швом, образованным в процессе дуговой сварки под слоем флюса одним проходом, выполненным
изнутри,
и одним проходом снаружи трубы. Прихваточный шов, прерывистый или непрерывный может быть выполнен за один проход способом дуговой сварки металлов в среде защитного газа. За формовкой может
последовать
холодное экспандирование, предназначенное для получения требуемых размеров.

Бесшовные (SML) трубы

9.1.4.3
Трубы, изготовленные посредством процесса горячей прокатки без сварки. Для получения
требуемых
размеров за горячей прокаткой следует калибровка или холодная обработка.

Трубы, сваренные токами высокой частоты (HFW)

9.1.4.4
Трубы, сформованные из полосы (штрипса) и сваренные одним продольным швом без использования присадочного металла. Продольный шов создается током высокой частоты (минимум 100 кГц), возникающим за счет явлений индукции или проводимости. Область сварки (зона термического влияния) или вся труба должны пройти термообработку. За формовкой может последовать холодное экспандирование для получения требуемых размеров.

Трубы, сваренные электронно-лучевой (EBW) или лазерно-лучевой (LBW) сваркой

9.1.4.5
Трубы, сформованные из полосы (штрипса) и сваренные одним продольным швом без
использования
присадочного металла. За формовкой следует холодное экспандирование для получения
требуемых
размеров.

Трубы из плакированной стали (С)

9.1.4.6
Трубы из плакированной стали могут быть изготовлены с помощью любого производственного
процесса,
который гарантирует металлургическую связь между основным металлом и плакировкой.

Трубы из футерованной стали (L)

9.1.4.7
Труба из футерованной стали может быть изготовлена с помощью любого производственного
процесса,
который гарантирует механическую связь между основой и футеровочным материалом.

9.1.4.8
Технологии сварки, расходные материалы сварки, персонал, выполняющий сварку, операции с расходными материалами сварки и выполнение сварки должны соответствовать требованиям приложения С.

9.2
Обозначения труб

9.2.1
Уровни NDT труб

9.2.1.1
Трубы из С-Mn стали и часть из С-Mn стали плакированных или футерованных стальных труб с продольными или спиральными сварными швами в настоящем стандарте подвергают NDT двух уровней: уровень NDT I
и уровень NDT
II.
Уровень NDT I
устанавливает более строгие требования к NDT труб с продольным или спиральным сварным швом.

9.2.1.2
Труба с уровнем NDT I
допускает использование критерия контролируемых перемещений (расчет, основанный на деформациях), тогда как уровень NDT
II ограничен условиями контролируемых нагрузок (см. 8.2.5 и 9.3.1).

9.2.2
Дополнительные требования

9.2.2.1
Для труб, изготавливаемых по настоящему стандарту, предусматривается соответствие дополнительным требованиям к:

– эксплуатации в кислой среде, индексе (см. 9.4.1);

– свойствам остановки разрушений, индекс F (см. 9.4.2);

– трубам, подверженным пластическим деформациям, индекс Р (см. 9.4.3);

– более совершенным требованиям к размерам трубы, индекс D (см. 9.4.4);

– усиленному использованию, индекс U (см. 9.4.5).

9.2.2.2
В MPS должна быть включена информация о дополнительных требованиях. В оценку MPS должны быть включены необходимые испытания.

9.2.3
Обозначения

9.2.3.1
Углеродисто-марганцевые трубы и плакированные или футерованные стальные трубы, которые
предстоит
использовать по настоящему стандарту, должны иметь обозначения, включающие в себя:

– способ изготовления (см. 9.1.4);

– SMYS;

– уровень NDT (см. 9.2.1);

– индекс
дополнительных требований
(см. 9.2.2).

Пример 1 – «SML 450 I S» обозначает бесшовную трубу с SMYS, равным 450 МПа, уровнем NDT I
и удовлетворяющую требованиям к эксплуатации в кислой среде.

Пример 2 – «SAWL 415 II L – UNS ХХХХХ» обозначает трубу, сваренную дуговой сваркой под слоем флюса, с SMYS, равным 415 МПа, NDT
II,
футерованную материалом с обозначением UNS.

9.2.3.2
Трубы из нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, которые предстоит использовать по настоящему стандарту, должны иметь следующие обозначения:

– способ изготовления (см. 9.1.4);

– марка стали (см. 9.3.3);

– индекс
дополнительных требований
(см. 9.2.2).

Пример – «SML 22Cr D» обозначает бесшовную трубу из стали марки 22Сr, удовлетворяющую
более
совершенным требованиям к размерам трубы.

9.3
Свойства материалов

9.3.1
Общие указания

9.3.1.1
Требования к изготовлению стали, ее химическому составу, изготовлению трубы, типу, степени
механических
испытаний и NDT приведены в 9.5.

9.3.1.2
Для труб с наружным диаметром (OD) более 300 мм характеристики растяжения должны быть проверены как в поперечном, так и в продольном направлениях по отношению к оси труб, тогда как образцы с V-образным надрезом по Шарпи должны быть испытаны только в поперечном направлении. Все механические и коррозионные испытания должны быть проведены в соответствии с приложением В.

9.3.1.3
Для труб с OD менее или равным 300 мм все механические испытания должны быть проведены в продольном направлении. Все механические и коррозионные испытания должны быть проведены в соответствии с приложением В.

9.3.1.4
Если материалы должны использоваться при расчетной температуре выше 50 °С, предел текучести при Т_тах может быть определен в ходе оценки технических условий на технологию изготовления. Эти значения должны быть получены за счет использования рисунка 8.1 или путем испытаний.

9.3.1.5
Если необходимо, трубы, изготавливаемые по настоящему стандарту, должны также удовлетворять соответствующим дополнительным требованиям.

9.3.1.6
Если при холодной формовке в ходе изготовления труб из С-Mn стали или из плакированных/ футерованных сталей деформации превышают 5 %, то должны быть проведены испытания на деформационное старение на реальной трубе без какого-либо выпрямления и дополнительной деформации. Испытания на деформационное старение должны соответствовать таблице 9.11. Поглощаемая энергия не должна быть меньше чем 50 % энергии, получаемой для несостаренного материала трубы, а требуемые ударные
характеристики
образцов с V-образным надрезом по Шарпи, приведенные в таблице 9.3, должны соответствовать требованиям в состаренном состоянии. Испытания должны проводиться согласно приложению В.

9.3.1.7
Испытания на ударный изгиб по Шарпи образцов с V-образным надрезом должны проводиться на образцах для испытаний размерами 10´10 мм. Если для испытаний используются куски шириной менее 10 мм, в отчете должны быть приведены измеренная энергия удара KV_m
и площадь поперечного
сечения
А, мм², образца для испытаний, измеренная под надрезом. Для сравнения со значениями в таблице 9.3 измеренная энергия должна быть преобразована в KV, в Дж, по формуле

                                                     (9.1)

9.3.2
Трубы из углеродисто-марганцевой (С-Mn) стали

9.3.2.1
Требования настоящего раздела распространяются на сварные или бесшовные трубы из С-Мn стали с SMYS до 555 МПа. Использование более высокой прочности должно быть предварительно согласовано.

Химический состав

9.3.2.2
Химический состав исходных материалов из С-Mn стали не должен выходить за пределы, приведенные втаблицах9.1 и 9.2 для соответствующих уровней предела текучести. Химический состав труб – заготовок для колен не должен выходить за пределы, приведенные в разделе 10.

Механические свойства

9.3.2.3
Механические испытания должны быть проведены после термообработки, экспандирования и окончательного придания формы. Испытания должны проходить в соответствии с приложением В.

9.3.2.4
Требования к свойствам при растяжении и показателям по Шарпи для образцов с V-образным
надрезом
приведены в таблицах 9.3 и 9.4. Сварные швы должны соответствовать требованиям к
характеристикам
ударной вязкости по Шарпи в поперечном направлении трубы (KVT), приведенным в таблице 9.3.

9.3.2.5
Если не предусмотрена эксплуатация в кислой среде (см. 9.4.1), твердость основного материала (ВМ) и сварного шва (металл сварного шва плюс зона термического влияния (HAZ)) должны соответствовать таблице 9.3.

9.3.2.6
Как часть оценки должны быть проведены испытания на вязкость разрушения (таблицы 9.11 и 9.12) для ВМ и металла сварного шва (WM) (свариваемой трубы). Измеренные вязкости разрушения ВМ и WM должны обладать минимальным значением раскрытия в вершине трещины (CTOD) 0,20 мм, если испытания проходят при минимальной расчетной температуре. Испытания должны проводиться в соответствии с В.1.8 (приложение В). Испытания не требуются для труб с t_nom < 13 мм.

Таблица 9.1 – Сварная труба из С-Mn стали. Химический состав^{1), 2), 3), 4)}

Таблица 9.2 – Бесшовная труба из С-Mn стали, химический состав^{1), 2), 3)}

Таблица 9.3 – Труба из С-Mn стали, механические свойства^{1), 2)}

Таблица 9.4 – Труба из С-Mn стали, температуры испытаний по Шарпи с V-образным надрезом Т₀, °С, как функция от T_min, °C, (минимальной расчетной температуры)

9.3.3 Ферритно-аустенитная (дуплекс) сталь

9.3.3.1
Требования распространяются на сварные и бесшовные трубы из нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, марок 22Сr и 25Сr, соответствующих [11] или принятому равноценному
стандарту.

Химический состав

9.3.3.2
Химический состав исходных материалов нержавеющей стали, выплавляемой дуплекс-процессом, не должен выходить за пределы, приведенные в таблице 9.5. Изменения принимаются при наличии соглашения.

Металлографические исследования

9.3.3.3
Металлографические исследования основного металла труб и металла корня сварного шва, металла верхней части шва и зоны термического влияния в зоне корневого шва сварной трубы должны
осуществляться
в соответствии стребованиями 9.3.3.4.

9.3.3.4
Металлографические исследования металла труб должны проводиться после окончательной термообработки. Исследования должны проводиться при 400-кратном увеличении. Материал должен быть абсолютно свободен от карбидов, нитридов и неметаллических включений на границе зерен после термообработки. Содержание феррита должно измеряться в соответствии с [12]. Содержание феррита в основном металле должно быть в пределах 35 % – 55 %. Для металла корня сварного шва, металла верхней части шва и зоны термического влияния содержание ферритов должно быть в пределах 35 % – 65 %.

Механические свойства

9.3.3.5
Механические испытания труб должны проводиться после термообработки, экспандирования
и окончательной обработки. Требования к свойствам при растяжении и свойствам испытаний по Шарпи образцов с V-образным надрезом приведены в таблице 9.6. Свариваемые детали должны удовлетворять
требованиям
к KVT.

9.3.3.6
Если не применяются требования к эксплуатации в кислой среде (см. 9.4.1), твердость ВМ и сварного шва (металл сварного шва плюс HAZ) должна соответствовать таблице 9.6.

9.3.3.7
Должны проводиться испытания вязкости разрушения (таблицы 9.11 и 9.12) для ВМ и WM (свариваемой трубы). Значения измеренных вязкости разрушения ВМ и WM должны иметь минимальное
значение
CTOD, равное 0,20 мм, если испытания проходят при минимальной расчетной температуре. Испытания должны проводиться в соответствии с В.1.8 (приложение В). Испытания не требуются для труб c
t_nom <
13
мм.

Коррозионные испытания

9.3.3.8
Согласно [13], должны быть проведены коррозионные испытания для подтверждения соответствия технологии изготовления труб, влияющей на микроструктуру нержавеющей стали 25Сr, выплавленной дуплекс-процессом. Для стали 25Сr, выплавленной дуплекс-процессом, с указанным минимальным
значением
эквивалента сопротивляемости точечной коррозии (PRE), равным 40, испытания по [13] должны проводиться в соответствии с приложением В. Максимальные допустимые потери веса составляют 4,0 г/м² для материала, прошедшего термообработку, испытываемого в течение 24 ч при 50 °С.

9.3.3.9
Если испытания по [13] должны проводиться для нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, со значением PRE < 40, температура испытаний и/или критерий пригодности должны быть приняты по соглашению.

Таблица 9.5 – Труба из ферритно-аустенитной стали, выплавленной дуплекс-процессом, химический
состав

Таблица 9.6 – Труба из ферритно-аустенитной стали, выплавленной дуплекс-процессом, механические
свойства¹⁾

9.3.4 Трубы из других марок нержавеющей стали и коррозионно-стойких сплавов (CRA) на основе никеля

9.3.4.1
Приведенные ниже требования распространяются на аустенитные нержавеющие стали, мартенситные (13 % Сr) нержавеющие стали и CRA на основе никеля.

9.3.4.2
Трубы должны поставляться в соответствии с утвержденным стандартом, который определяет
химический
состав, механические свойства и все параметры, перечисленные в 8.2.5 и указанные в следующих пунктах. Если нет утвержденного стандарта, должны быть разработаны технические условия, которые бы определяли эти требования.

9.3.4.3
Для мартенситных нержавеющих сталей (13 % Сr) должны применяться те же требования к вязкости разрушения, что и для С-Mn сталей (см. 9.3.2.6).

Коррозионные испытания

9.3.4.4
Для других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля с указанным значением PRE, как минимум, 40 должны применяться требования, сформулированные в 9.3.3.8 для нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом.

Металлографические исследования сварных швов

9.3.4.5
Металлографические исследования металла сварного шва и НАZ должны быть проведены при 400-кратном увеличении. Материал после термообработки должен быть абсолютно свободен от карбидов, нитридов и неметаллических включений на границе зерен.

9.3.5
Трубы из плакированной или футерованной стали

9.3.5.1
Приведенные ниже требования распространяются на трубы, состоящие из С-Mn стали в качестве основного металла и более тонкого внутреннего металлического слоя.

9.3.5.2
Трубы определяются как «плакированные», если связь между основой и материалом плакировки – металлургическая, и как «футерованные», если связь – механическая.

9.3.5.3
Материал плакирования и футеровки должен быть совместим с требованиями к эксплуатации и должен подлежать определению и согласованию в каждом случае. Толщина материалов плакирования и футеровки должна быть не менее 2,5 мм.

Условия поставки

9.3.5.4
Плакированные или футерованные трубы должны поставляться в состоянии после термообработки, которая соответствует материалу каждого типа.

Химический состав и механические свойства основного металла

9.3.5.5
Химический состав основного металла должен соответствовать требованиям к С-Mn стали для труб, приведенным в таблицах 9.1 и 9.2.

9.3.5.6
Механические свойства основного металла должны удовлетворять требованиям таблиц 9.3 и 9.4. Механические испытания должны проводиться после термообработки, экспандирования и окончательной обработки.

9.3.5.7
Должны проводиться испытания вязкости разрушения (таблицы 9.11 и 9.12) для ВМ и WM свариваемой трубы. Значения измеренных вязкости разрушения ВМ и WM должны иметь минимальное
значение
CTOD, равное 0,20 мм, если испытания проходят при минимальной расчетной температуре. Испытания должны проводиться в соответствии с В.1.8 (приложение В). Испытания не требуются для труб с t_nom < 13 мм.

9.3.5.8
Перед испытаниями с образцов для испытаний должен быть удален материал плакирования, футеровки.

Химический состав материала плакирования, футеровки

9.3.5.9
Материалы плакирования, футеровки должны быть выбраны, прежде всего, на основании требований к коррозионной стойкости, в том числе к SSC. Требования к химическому составу материалов
плакирования
должны определяться в соответствии с утвержденными стандартами. Если нет утвержденного стандарта, должны быть подготовлены технические условия, устанавливающие такие требования. Должны быть удовлетворены соответствующие требования, изложенные в 9.3.3 и 9.3.4.

Химический состав металла сварного шва

9.3.5.10
Расходные материалы сварки должны быть выбраны с учетом снижения содержания легирующих элементов за счет растворения железа из основного металла.

Металлографические исследования сварных швов

9.3.5.11
Металлографические исследования WM и HAZ в корневом сечении материала плакировки
должны
быть проведены с 400-кратным увеличением. Микроструктура должна быть абсолютно свободной от карбидов, нитридов и неметаллических включений на границе зерен.

Свойства материала плакирования и трубы

9.3.5.12
Для каждого листа или полосы должны быть проведены по два испытания на загиб 180-градусным загибом вокруг шаблона диаметром, в три раза большим толщины листа. Один образец для испытаний должен быть изогнут с материалом плакирования в состоянии растяжения, другой – с материалом плакирования в состоянии сжатия. После загиба не должно быть следов трещин или расслоения на кромках образцов. Испытания на загиб должны проводиться по приложению В.

9.3.5.13
Должны быть проведены испытания на сдвиг в соответствии с приложением В, как требуется в таблицах 9.11 и 9.12. Минимальный предел прочности на сдвиг должен составлять 140 МПа.

9.3.5.14
Испытания твердости сварной трубы должны проводиться на образце для испытаний, включающем в себя полное поперечное сечение сварного шва. Отпечатки должны быть сделаны в основном металле, материале плакирования и зоне металлургической связи, как подробно изложено в приложении В.

9.3.5.15
Твердость основного металла, материала плакирования, HAZ, металла сварного шва и зоны
металлургической
связи должна удовлетворять соответствующим требованиям настоящего стандарта (см. таблицы 9.3 и 9.6).

9.3.6
Свариваемость

9.3.6.1
Стали должны обладать соответствующей свариваемостью на всех стадиях изготовления, сборки и монтажа трубопровода, в том числе условий эксплуатации и аварийных ситуаций, гипербарической сварки и монтажа протекторов.

9.3.6.2
Технология сварки и ремонтной сварки, персонал для сварочных работ, операции со сварочными расходными материалами и выполнение сварки должны удовлетворять требованиям, изложенным в приложении С.

Примечание
– В зоне HAZ микролегированных С-Mn сталей могут сформироваться
локальные хрупкие зоны (LBZ). Эти области проявляют
тенденцию к очень низкой сопротивляемости к расслоению, что приводит к низким
значениям CTOD. LBZ связаны с участками HAZ, которые испытывают укрупнение зерен в течение
сварочных работ. Микроструктура в этих зонах преимущественно бейнитная, с
большим количеством мартенситно-аустенитных (М/А) составляющих (В_I-микроструктура). М/А
составляющие, в противоположность ферритно-карбидным составам, таким как
перлит, могут оказывать негативное влияние на ударную вязкость материала. Это
следует в особенности учитывать при выборе химического состава для сталей с SMYS более 450 МПа (включительно).

Для того
чтобы повысить
ударную вязкость
в HAZ, необходимо рафинировать
размер зерен
и подавить образование бейнита с
мартенситно-аустенитными
составляющими.

9.3.6.3
Поставщиктруб должен указать приемлемую температуру термообработки после сварки (PWHT) для соответствующих материалов.

Испытания свариваемости на стадии подготовки к производству

9.3.6.4
Для типовой оценки материалов трубопровода и расходных материалов сварки программу
испытаний
свариваемости следует привести в соответствие с указанными ниже положениями. Тип и объем испытаний и критерий пригодности для испытаний свариваемости должны для каждого случая устанавливаться по согласованию.

9.3.6.5
Может быть составлено соглашение о соответствующей документации вместо испытаний свариваемости.

С-Мп Стали и мартенситные (13 % Сr) нержавеющие стали

9.3.6.6
Для сталей с SMYS более 415 МПа (включительно) испытания на свариваемость и документация должны включать в себя, как минимум, требования к испытаниям листов на загиб, испытаниям с Y-образным надрезом, а также испытаниям вязкости разрушений основного металла и HAZ. Кроме того, для сталей с SMYS более 415 МПа (включительно) должны быть проведены металлографические исследования для определения наличия LBZ. Программа испытаний должна соответствовать таблицам 9.11, 9.12 и приложению С. Как для заводской сварки, так и для монтажной сварки должны быть определены максимальные и минимальные значения подвода тепла, обеспечивающие приемлемые свойства в зонах сварных швов труб при соответствующих
температурах
предварительного подогрева и температурах эксплуатации.

9.3.6.7
Для материалов, для которых имеется только ограниченный практический опыт, программа может дополнительно содержать испытания HAZ на циклическое тепловое воздействие, испытания непрерывным охлаждением, испытания замедленного трещинообразования и испытания жесткости теплового
воздействия.

Нержавеющие дуплекс стали

9.3.6.8
Для нержавеющей дуплекс-стали испытания свариваемости и документация должны определять воздействие тепловых циклов на механические свойства, твердость и микроструктуру. Как для заводской сварки, так и для монтажной должны быть определены максимальные и минимальные значения подвода тепла, обеспечивающие приемлемое ферритно-аустенитное соотношение и материал, абсолютно свободный от неметаллических включений. Должны быть учтены допуски на ремонтную сварку.

Другие нержавеющие стали и сплавы на основе никеля

9.3.6.9
Для аустенитных нержавеющих сталей и CRA на основе никеля испытания свариваемости и документация должны определять воздействие тепловых циклов на механические свойства, твердость и микроструктуру. Как для заводской сварки, так и для монтажной должны быть определены максимальные и минимальные значения подвода тепла, обеспечивающие свойства с учетом допусков на ремонтную сварку.

Трубы из плакированной или футерованной стали

9.3.6.10
Для плакированных, футерованных
труб
свариваемость основного металла должна быть испытана и документально подтверждена в соответствии с требованиями 9.3.6.4
и 9.3.6.5.
Для материала
плакирования,
футеровки испытания свариваемости и документация должны устанавливать требования к влиянию растворения и воздействию тепловых циклов на механические свойства, твердость и микроструктуру. Как для заводской сварки, так и для монтажной должны быть определены максимальные и минимальные значения подвода тепла, обеспечивающие приемлемые свойства. Должны быть учтены допуски на ремонтную сварку.

9.4
Дополнительные требования

9.4.1
Дополнительное требование, эксплуатация в кислой среде S

9.4.1.1
Для трубопроводов, которые предстоит использовать для продуктов, содержащих сероводород, что определяется как «эксплуатация в кислой среде» согласно стандарту [14], должны применяться все требования к выбору материалов, максимальной твердости и технологии производства и изготовления, сборки, приведенные в последнем издании [14]. Это относится и к трубопроводам, которые являются номинально сухими (т.е. не содержащими воды в течение обычной эксплуатации), если действуют другие условия для эксплуатации в кислой среде, в соответствии с [14]. Кроме того, должны применяться дополнительные требования, изменения и классификации, приведенные ниже.

9.4.1.2
Использование для труб материалов, не присутствующих в списке для эксплуатации в кислой среде в [14] и не охваченных настоящим разделом, должно оцениваться согласно инструкциям [14]. В качестве альтернативы могут быть использованы инструкции по оценке, изложенные в публикациях [15], [16], для труб из С-Mn стали и CRA соответственно. Оценка должна включать в себя испытания сопротивляемости SSC основных металлов и сварных швов (трубных швов и кольцевых швов, в зависимости от применяемости).

Примечание – Испытания на SSC, как указано в документах [15],
[16],
продолжаются 720 ч и, как таковые, не подходят для заказчиков.

9.4.1.3
Типовые испытания также проводятся для материалов труб, присутствующих в списке для эксплуатации в кислой среде в [14], в том случае, если значение твердости или другие требования, относящиеся к изготовлению или сборке, отличаются от указанных в [14].

Примечание – Может также быть рассмотрен
вопрос задания в технических условиях испытаний на SSC для марок сталей, удовлетворяющих всем требованиям
настоящего стандарта для эксплуатации в кислой среде как части программы
предварительной оценки технологии изготовления труб или монтажа.

9.4.1.4
Все технологии сварки (включая ремонтную сварку) должны пройти аттестацию и включать в себя измерения твердости, кактребуется в С.5 (приложение С).

Трубы из С-Мп стали

9.4.1.5
Углеродисто-марганцевые стали с SMYS, превышающим 450 МПа, не охвачены требованиями [14] и должны проходить предварительную оценку на соответствие техническим условиям для эксплуатации в кислой среде, как указано в 9.4.1.2,
пока эти требования не войдут в [14].

9.4.1.6
Химический состав должен соответствовать требованиям, приведенным в таблицах 9.7 и 9.8. Значения других элементов, не указанные в этих таблицах, должны соответствовать приведенным в таблицах 9.1 и 9.2 соответственно. Должны действовать примечания к таблицам 9.1 и 9.2.

Таблица 9.7 – Химический состав сварной трубы из С-Mn стали для дополнительных требований, эксплуатация в кислой среде

Таблица 9.8 – Химический состав бесшовной трубы из С-Mn стали для дополнительных требований, эксплуатация в кислой среде

9.4.1.7
Должны действовать дополнительные требования к изготовлению стали, как указано в 9.5.4.3.

9.4.1.8
В ходе типовой оценки MPS и технологии изготовления труб должна быть проверена путем испытаний стойкость сварных труб к водородному растрескиванию (HPIC) в соответствии с 9.5.8.

Примечание – HPIC, упоминаемое в настоящем
документе, часто называют водородным растрескиванием (HIC) или ступенчатым растрескиванием (SWC).

9.4.1.9
Входе аттестации технологии сварки и изготовления должны проводиться измерения твердости, как указано в приложении В. Твердость основного металла, сварного шва и HAZ не должна превышать 250 HV10 в корневой зоне и 275 HV10 в верхней части сварного шва.

Примечание – Рекомендуется требовать для
основного металла максимальную твердость 220 HV10 для повышения твердости при выполнении сварки
кольцевых стыков.

Трубы из стали, выплавленной дуплекс-процессом

9.4.1.10
Типы труб и связанные с ними критерии твердости, требования к изготовлению и сборке должны соответствовать [14]. В ходе аттестации технологии сварки и изготовления труб должны проводиться измерения твердости, как указано в приложении В. Для материалов 22 Сr дуплекс и 25 Сr дуплекс
твердость
сварного шва не должна превышать 310 HV10 и 330 HV10 соответственно.

Плакированные, футерованные трубы

9.4.1.11
Выбор материалов для плакирования и футеровки, связанные с ними критерии твердости и требования к производству, изготовлению и сборке должны соответствовать [14]. То же относится к расходным материалам сварки для свариваемых деталей, подвергаемых воздействию внутреннего продукта. На выбор основного металла из С-Mn стали не распространяются никакие особые требования к эксплуатации в кислой среде.

9.4.1.12
В
ходе
аттестации технологии сварки и изготовления должны проводиться измерения твердости, как указано в приложении В. Твердость внутренней зоны термического влияния и зоны сплавления
плакирования,
футеровки должна быть согласована с соответствующими требованиями [14].

9.4.2
Дополнительные требования, свойства остановки разрушения F

9.4.2.1
Требования к свойствам остановки разрушения действуют для газопроводов, транспортирующих
чистый
метан с коэффициентом использования до 80 % включительно, с давлением до 15 МПа включительно и толщиной стенки до 30 мм. Свойства остановки разрушения за пределами этих ограничений или для менее жестких условий должны приниматься по соглашению (см. 8.4.11). Значения ударной вязкости по Шарпи для остановки разрушений, приведенные в таблице 9.9, распространяются на образцы полного размера (10´10 мм).

Трубы из С-Mn стали

9.4.2.2
Для основного металла труб должна быть получена переходная кривая испытаний по Шарпи образцов с V-образным надрезом. Должно быть испытано пять наборов образцов при разных
температурах,
включая T_min. Значение энергии в испытаниях по Шарпи с V-образным надрезом в поперечном направлении при T_min
должно, как минимум, удовлетворять параметрам, приведенным в таблице 9.9. Значения, полученные при испытаниях для продольного направления, должны быть, по крайней мере, на 50 % выше значений, требующихся для поперечного направления.

9.4.2.3
Требования подпункта должны распространяться на все трубы, которые будут поставляться без заключительной термообработки (нормализации или закалки и отпуска). Должна быть получена переходная кривая испытаний по Шарпи с V-образным надрезом для основного металла трубы в состоянии
деформационного
старения. Пластическая деформация должна быть равна фактической деформации, приобретенной в результате изготовления (дополнительного деформирования не требуется). Образцы должны
выдерживаться
в течение 1 ч при 250 °С. Должно быть испытано пять наборов образцов при разных
температурах,
включая T_min. Значение энергии в испытаниях по Шарпи с V-образным надрезом в поперечном
направлении
при T_min
должно быть не ниже, чем поглощенная энергии, полученная в недеформированном, несостаренном состоянии (см. 9.4.2.1), и должно, как минимум, удовлетворять параметрам, приведенным в таблице 9.9 для состояния деформационного старения. Значения, полученные при других значениях
температур,
служат для информации. Значения, полученные при испытаниях для продольного направления, должны быть, по крайней мере, на 50 % выше значений, требующихся для поперечного
направления.

Таблица 9.9 – Требования к испытаниям на ударную вязкость по Шарпи с V-образным надрезом для проверки свойств остановки разрушения, проводимых при Т_тin (Дж; значения в поперечном направлении; среднее значение для трех образцов)¹⁾

9.4.2.4 DWTT должны проводиться только для труб с наружным диаметром более 500 мм, стенкой толщиной более 8 мм и SMYS > 360 МПа. DWTT должны представлять собой испытания одного набора при каждой из следующих пяти температур: минус 70 °С, минус 50 °С, минус 30 °С, 0 °С и плюс 20 °С. Если одна из этих температур равна минимальной расчетной температуре, набор должен испытываться при значении на 10 °С ниже этой температуры. Два дополнительных набора образцов должны быть испытаны при минимальной расчетной температуре. Каждый набор должен состоять из двух образцов, взятых из одного и того же темплета для испытаний. Испытания должны проводиться в соответствии с приложением В. Образцы, испытанные при минимальной расчетной температуре, должны, как минимум, удовлетворять
требованию
к среднему значению волокна в изломе 85 % при одном минимальном значении 75 %.

9.4.2.5
Для материала труб с SMYS ³ 450 МПа и стенкой толщиной t ³ 25 мм критерий пригодности, изложенный в 9.4.2.4
(средний и минимальный процент волокна в изломе), может приниматься по соглашению, если одновременно с дополнительными требованиями к остановке разрушения (см. 9.4.2) указывают
дополнительные
требования к эксплуатации в кислой среде (см. 9.4.1).

Трубы из стали, выплавленной дуплекс-процессом

9.4.2.6
Для основного металла – нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, должна быть получена переходная кривая испытаний по Шарпи образцов с V-образным надрезом. Должно быть испытано пять наборов образцов в диапазоне температур от минус 80 °С до плюс 20 °С. Значение энергии в испытаниях по Шарпи образцов с V-образным надрезом в поперечном направлении при T_min
должно
соответствовать
таблице 9.6.

Плакированные, футерованные трубы

9.4.2.7
Для труб из плакированной, футерованной стали на основной металл должны распространяться такие же требования, как для С-Mn сталей.

9.4.3
Дополнительное требования к пластическим деформациям материала Р труб

9.4.3.1
Дополнительное требование Р применимо только к материалу бесшовных труб, изготовленных из С-Mn стали и выплавленных дуплекс-процессом нержавеющих сталей, подвергающемуся накопленным
пластическим
деформациям в результате монтажа и эксплуатации ε_р ³ 2 % (см. 8.4.8 и 12.5).

9.4.3.2
Требования к сварным трубам и трубам из других материалов принимаются в результате соглашения. Должны применяться следующие дополнительные требования и изменения к материалу труб и допускам на размеры.

Примечание
– Способность к деформационному упрочнению – обязательный параметр для труб, которые
должны подвергаться значительным пластическим деформациям, см. 15.11.4.

Дополнительные требования
Р, следовательно,
часто трудноисполнимы
для сталей
марок с SMYS > 415 МПа.

9.4.3.3
Допуски на размеры должны удовлетворять дополнительным требованиям к размерам труб D, изложенным в разделе 9.4.4.

9.4.3.4
Рекомендуется, чтобы готовая труба удовлетворяла следующим требованиям, прежде чем она будет подвергаться испытаниям в соответствии с 9.4.3.5:

– измеренный предел текучести основного металла не должен превышать SMYS более чем на 100 МПа;

– отношение YS/TS не должно быть более 0,85;

– относительное удлинение должно составлять, как минимум, 25 %.

9.4.3.5
Должны быть проведены механические испытания образцов, взятых из готовой трубы. Образцы должны последовательно деформироваться одноосным растяжением и сжатием, в соответствии с этапами монтажа. Значение ε_р должно быть, по крайней мере, равным значениям ε_р, полученным при монтаже и эксплуатации. Перед испытаниями образцы должны быть искусственно состарены при 250 °С в течение одного часа. Испытания должны проводиться согласно приложению В.

9.4.3.6
Испытания должны включать в себя:

– испытания на растяжение;

– измерения твердости;

– испытания на ударную вязкость по Шарпи образцов с V-образным надрезом.

Температура испытаний должна соответствовать таблицам 9.4 или 9.6, в зависимости от применяемости.

9.4.3.7
После деформирования должны выполняться следующие требования (см. 9.4.3.5):

– предел текучести в продольном направлении и предел прочности при растяжении должны удовлетворять требованиям таблиц 9.3 или 9.6, в зависимости от применяемости;

– отношение YS/TS не должно превышать 0,97;

– относительное удлинение должно составлять минимум 15 %;

– ударная вязкость по Шарпи образцов с V-образным надрезом должна соответствовать таблицам 9.3 или 9.6, в зависимости от применяемости;

– твердость должна удовлетворять требованиям, изложенным в 9.3.2.5
или 9.3.3.6,
в зависимости от применяемости.

По соглашению для выплавленных дуплекс-процессом нержавеющих сталей, используемых в составных шлангах, могут быть приняты более высокие значения предела текучести.

9.4.3.8
Если необходимы дополнительные требования к эксплуатации труб в кислой среде S и/или свойства остановки разрушения F, испытания для этих
дополнительных требований
должны проводиться для образцов, которые деформированы и искусственно состарены в соответствии с 9.4.3.5.
Должны быть
удовлетворены
соответствующие критерии пригодности.

9.4.4
Дополнительное требование к размерам D

9.4.4.1
Дополнительные требования, состоящие в усовершенствованных требованиях к размерам трубы D, приведены в 9.5.12
и таблице 9.15.

9.4.4.2
Требования к допускам должны быть выбраны с учетом влияния размеров и допусков на последующую деятельность по изготовлению, монтажу и использованию сварочного оборудования.

9.4.5
Дополнительное требование, расширенное применение U

9.4.5.1
Дополнительные требования к трубам с расширенным применением U должны распространяться на материал труб, используемый в соответствии с 8.2.6, и на материал труб с SMYS = 450 МПа. Предлагаемая схема испытаний действует для изготовления более 50 партий. Дополнительные требования U должны сопровождаться требованиями, изложенными в 9.5.8. В дополнительных требованиях U рассматривается SMYS только в поперечном направлении.

9.4.5.2
Режим испытаний, описанный в настоящем пункте, предназначен для обеспечения значений
среднего
предела текучести, по крайней мере, в пределах двух стандартных отклонений выше SMYS, а предел прочности, по крайней мере, в пределах трех стандартных отклонений выше SMYS. Схема испытаний действует для изготовления более 50 партий. Допускаются альтернативные способы документального подтверждения этих же параметров, основанные на результатах испытаний, проведенных ранее для того же производства.

9.4.5.3
Задача расширенной программы испытаний, описанной ниже, гарантия высокой степени доверия к достижению однородных значений предела текучести для материалов труб, подвергаемых расширенному применению входе эксплуатации. В дополнительных
требованиях и
рассматривается только предел текучести материала. Все остальные свойства должны быть испытаны в соответствии с 9.5.8.

Обязательные механические испытания

9.4.5.4
Частота проведения испытаний должна быть в соответствии с 9.5.8.5.

9.4.5.5
Если результаты обязательных испытаний удовлетворяют требованию к SMYS×1,03, то для принятия изделия никаких дополнительных испытаний не требуется (см. 9.5.8.4).

9.4.5.6
Если в результате обязательных испытаний получены значения ниже SMYS, необходимо проведение повторных испытаний, программа которых приведена в 9.4.5.9.

Обязательные механические испытания

9.4.5.7
Если значения, полученные в результате обязательных испытаний, попадают в диапазон нормативного минимального значения предела текучести, со значениями находящимися между SMYS × 1,03 и SMYS, тогда должно быть проведено два обязательных испытания на образцах, взятых из двух разных труб (всего два испытания) на том же самом образце-изделии.

Если обязательные испытания соответствуют требованиям к SMYS, то изделие является пригодным. Если один или оба результата обязательных испытаний имеют значения ниже SMYS, то необходимо
проведение
повторных испытаний, программа которых изложена ниже в 9.4.5.9.

9.4.5.8
Повторные испытания

9.4.5.9
Если значения, полученные в результате обязательных испытаний, попадают в диапазон ниже SMYS, тогда должны быть проведены четыре повторных испытания на образцах, взятых из четырех разных труб (всего четыре испытания) на том же самом образце-изделии.

Если четыре повторных испытания соответствуют требованиям к SMYS, тогда образец-изделие является пригодным.

Если одно из повторных испытаний дает значение ниже SMYS, тогда образец-изделие должно быть забраковано.

9.4.5.10
Если один или оба результата обязательных испытаний не удовлетворяют требованию к SMYS, для каждого из неудавшихся подтверждающих испытаний должны быть проведены два повторных испытания на образцах, взятых из двух разных труб в пределах одного и того же образца-изделия (всего может быть проведено четыре испытания).

Если все повторные испытания соответствуют требованиям к SMYS, тогда образец-изделие является
пригодным.

Если какое-либо из повторных испытаний дает результат ниже SMYS, тогда образец-изделие должен быть забракован.

9.4.5.11
Повторные испытания забракованных
труб
не допускаются.

9.4.5.12
Если на результаты испытаний повлияли неправильные отбор образцов, механическая обработка, подготовка, обработка или испытания, образец для испытаний должен быть заменен правильно подготовленным образцом из той же трубы, и проведены повторные испытания.

9.4.5.13
Если образец-изделие был забракован после повторных испытаний (см. 9.4.5.9),
производитель может провести индивидуальные испытания для всех остальных труб образца-изделия. Если общий объем брака среди всех труб в пределах одного образца-изделия превышает 15 %, включая трубы, не прошедшие обязательные и/или повторные испытания, образец-изделие должен быть забракован.

9.4.5.14
В этой ситуации производитель должен исследовать и сообщить в отчете причину неудачи и, если требуется, внести изменения в процесс изготовления. Требуются повторные квалификационные испытания MPS, если превышен согласованный допустимый диапазон изменений какого-либо параметра (см. 9.5.3.4).

9.5
Изготовление

9.5.1
Общие указания

9.5.1.1
На изготовление труб из С-Mn стали, стали, выплавленной дуплекс-процессом, и плакированной или футерованной стали распространяются требования настоящего раздела.

9.5.1.2
Изготовление труб из других металлических материалов должно проводиться в соответствии
стехническими
условиями, которые удовлетворяют требованиям 9.1.2 и соответствующим требованиям
настоящего
подраздела.

9.5.2
Гарантия качества

Изготовители труб должны иметь действующую систему гарантии качества, соответствующую требованиям [17]. Дополнительные требования к гарантии качества приведены в 5.2.5.

9.5.3
Технические условия на технологию изготовления и квалификационные испытания

Технические условия на технологию изготовления (MPS)

9.5.3.1
Перед началом изготовления производитель должен разработать MPS. В MPS должны быть отражены технологические операции для получения требуемых свойств и способ их проверки в ходе
предлагаемого
процесса изготовления. В MPS должны быть упомянуты все факторы, которые влияют на качество и надежность продукции. В подробностях
должны
быть описаны все основные этапы изготовления: от контроля полученного сырья до отгрузки готовой трубы, в том числе все пункты испытаний и проверок. Должны быть включены все ссылки на порядок исполнения всех этапов.

9.5.3.2
MPS
должны, как минимум, содержать:

– план(ы) и описание, схему последовательности технологических
операций;

– план обеспечения качества данного проекта;

– способ изготовления (см. 9.1.4);

– информацию об изготовителе и месте производства сырья и/или листов для сварных труб;

– количество отходов сырья, в том числе допустимые отклонения;

– процесс изготовления стали, процесс литья, практика легирования, прокатка или рабочие условия
изготовления
и термообработка, включая заданные значения и предлагаемый диапазон допустимых отклонений от технологических параметров;

– заданные значения химического состава, включая критическую комбинацию назначенных элементов и предлагаемый диапазон допустимых отклонений от заданных
значений;

– процесс формовки труб;

– план выравнивания и стыковки соединений для сварки и изготовления в соответствии с WPS (приложение С);

– условия окончательной термообработки;

– метод холодного экспандирования/калибровки/чистовой обработки, заданное и максимальное соотношение обработки;

– NDT;

– технология испытаний давлением;

– список требуемых механических и коррозионных испытаний;

– технология контроля размеров;

– размещение номера трубы;

– технология маркировки, покрытия и защиты;

– технология погрузки, транспортирования и отгрузки;

– ссылки на применяемые дополнительные требования (см. раздел 9.2.2).

9.5.3.3
MPS
должны приниматься в результате соглашения.

Квалификационные испытания технологии изготовления MPQ

9.5.3.4
MPS
должны пройти квалификационные испытания для труб каждого типоразмера. Каждые MPQT должны включать полные квалификационные испытания двух труб из двух различных партий (см. 9.5.8.9). Минимальные требования к типу и степени химических, механических испытаний и неразрушающего контроля приведены в таблицах 9.11, 9.12 и 9.13, а критерии пригодности для квалификационных
испытаний
MPS
приведены в настоящем разделе. Испытания должны проводиться, как описано в приложениях В и D.

9.5.3.5
Аттестация технологии сварки должна проводиться в соответствии с приложением С.

9.5.3.6
Для С-Mn сталей c
SMYS ³ 450 МПа, нержавеющих сталей, выплавленных
дуплекс-процессом, плакированных и футерованных сталей квалификационные испытания MPS должны быть завершены перед началом изготовления. Квалификационные испытания в первый день изготовления выполняются на собственный риск производителя.

9.5.3.7
При проведении квалификационных испытаний MPS могут потребоваться дополнительные испытания (например, испытания на свариваемость, анализ на микроэлементы для стали, изготовленной из вторичного сырья, и т.п.).

9.5.3.8
Проведение квалификационных испытаний MPS ограничивается мощностями оборудования по изготовлению стали, прокатке, изготовлению и сборке, на которых проводятся квалификационные испытания.

9.5.3.9
Если одному или большему числу испытаний при квалификационных испытаниях MPS не удалось удовлетворить требования, то MPS должны быть пересмотрены и, при необходимости, изменены, после чего проводятся полные повторные квалификационные испытания.

9.5.3.10
Для С-Mn сталей с SMYS < 450 МПа, которые не предназначены для эксплуатации в кислой среде, вместо проведения квалификационных испытаний, по соглашению, может быть представлена соответствующая документация.

9.5.4
Изготовление стали

9.5.4.1
Все производство стали должно осуществляться с использованием сырья, указанного в прошедших квалификационные испытания MPS, с соблюдением одной и той же последовательности операций и не выходить за пределы принятых допустимых отклонений. Производственная технология и средства
измерения,
используемые для обеспечения должного контроля параметров производственного процесса и их допусков, должны быть описаны в MPS.

9.5.4.2
Все стали должны быть изготовлены электрическим способом или одним из основных кислородных способов. С-Mn сталь должна быть полностью раскислена и изготовлена согласно технологии получения мелкого зерна. Подробности и последовательность операций для ограничения макро- и микросегрегаций должны быть приведены в MPS. Нержавеющая сталь, выплавленная дуплекс-процессом, должна быть рафинирована аргонокислородным или вакуумно-кислородным обезуглероживанием перед литьем.

9.5.4.3
Для стали, используемой для труб, удовлетворяющих
дополнительным
требованиям к эксплуатации в кислой среде (см. 9.4.1), должно потребоваться особое внимание к контролю примесей и формы включений. Подробности по операциям, связанным с контролем формы включений, должны быть отражены в MPS.

9.5.4.4
Перед проведением формовки листов, полос, труб слябы и слитки должны пройти контроль и удовлетворять требованиям к чистоте поверхности, оговоренным в MPS.

9.5.5
Изготовление листа и полосы

Изготовление

9.5.5.1
Все изготовление листов и полос должно проходить с соблюдением определенной последовательности операций и не выходить за пределы принятых допустимых отклонений, оговоренных в прошедших квалификационные испытания MPS. Производственная технология и средства измерения, используемые для обеспечения должного контроля параметров производственного процесса и их допусков, должны быть описаны в MPS.

9.5.5.2
При изготовлении должны соблюдаться следующие требования:

– прокатный стан должен обладать контролем начальных и конечных
температур
прокатки, коэффициента вытяжки при прокатке и скорости охлаждения после прокатки (т.е. ускоренного охлаждения);

– толщина листов и полос должна контролироваться непрерывно работающими приборами;

– термообработка должна контролироваться приборами, измеряющими температуру;

– кромки листов и полос после прокатки должны быть укорочены в достаточной мере для исключения
дефектов;

– сварных швов на концах полос не должно быть, если на это нет особого соглашения.

Неразрушающий контроль

9.5.5.3
На прокатном стане для листов/полос или на трубном заводе должны быть проведены следующие мероприятия NDT:

– полный ультразвуковой контроль листа и полосы или тела трубы на расслоение;

– полный ультразвуковой контроль плакированного листа или тела плакированной трубы на расслоение и сцепление с основным металлом;

– полный ультразвуковой контроль кромок листа/полосы, охватывающих, по крайней мере, участок шириной 50 мм внутрь от линии будущей подготовки кромок к сварке.

Ультразвуковой контроль должен соответствовать требованиям приложения D. Все мероприятия по NDT должны проводиться после окончательной термообработки листа или полосы.

Качество изготовления, визуальный контроль и ремонт дефектов

9.5.5.4
Листы и полосы должны подвергаться 100 %-ному визуальному контролю с обеих сторон. Контроль должен проводиться на достаточно освещенном месте (приблизительно 500 люкс) подготовленным персоналом с достаточной остротой зрения (например, проверка зрения по Jaegar
J-w с 300 мм, проведенная в текущем году).

9.5.5.5
Чистота поверхности, полученная в результате процесса изготовления, должна гарантировать, что поверхностные дефекты могут быть обнаружены путем осмотра. Трещины, царапины и риски не допускаются. Другие дефекты, такие как наросты, плены, морщины, задиры, расщепы, отпечатки вторичной
окалины
и т.п. должны быть приемлемы только в том случае, если они не превышают 2 % номинальной
толщины
стенки с максимумом в 0,5 мм. Фактическая остающаяся толщина стенки должна быть выше допустимой толщины стенки (таблицы 9.14 и 9.15 в зависимости от применяемости). Площадь поверхности
дефектов
должна быть незначительной.

9.5.5.6
Поверхностные дефекты листа или полосы могут быть удалены местной шлифовкой вручную, при условии что:

– толщина стенки ни в одном из мест не уменьшается до значения ниже минимально допустимой и никогда не больше, чем на 3 мм и

– сумма всех площадей шлифования не превышает 10 % всей площади поверхности каждого листа или полосы.

9.5.5.7
Шлифовка с помощью автоматического оборудования может проводиться при наличии соглашения.

9.5.5.8
Шлифовка может приводить к появлению наклепа и твердости, несовместимой стребованиями
кэксплуатации
листов и полос, предназначаемых к эксплуатации в кислой среде (см. 9.4.1).
В
таких случаях для
разрешения шлифовки могут потребоваться испытания твердости.

9.5.5.9
Ремонт листа или полосы с помощью сварки не допускается.

Механические испытания плакированного стального листа и полосы

9.5.5.10
Плакированный стальной лист и полоса должны испытываться в соответствии с 9.3.5 и соответствовать указанным в нем требованиям.

9.5.6
Изготовление труб

9.5.6.1
Изготовление труб должно проводиться с использованием указанных исходных материалов, с соблюдением определенной последовательности операций и не выходить за пределы принятых значений
допустимых
отклонений и обязательных параметров, проверенных в ходе аттестации WPS (приложение С). Фрезерование швов не допускается.

Технологические процессы изготовления

9.5.6.2
Изготовление труб должно соответствовать одному из технологических процессов, приведенных в 9.1.4.

Исходный материал и условия поставки

9.5.6.3
Трубы из С-Mn стали, предназначенные для T_min
£ +5 °С, должны изготавливаться с использованием исходных материалов и соответствующих методов формовки и окончательной термообработки, согласно указанным в таблице 9.10.

9.5.6.4
Трубы из нержавеющей стали, выплавленные дуплекс-процессом, должны поставляться после термообработки и закалки в воде.

9.5.6.5
Плакированные и футерованные стальные трубы должны поставляться после термообработки, которая подходит для обоих типов материала. Термообработка должна соответствовать рекомендациям
производителя
стали.

Холодное экспандирование и холодная калибровка

9.5.6.6
Мера холодного экспандирования и холодной калибровки, выражаемая как степень калибровки s_r, должна рассчитываться по формуле

s_r = (D_a – D_b)/D_a,

где D_a
– наружный диаметр после калибровки;

D_b
– наружный диаметр до калибровки.

Возможность оперативного контроля

9.5.6.7
В MPS должна быть описана система, позволяющая оперативно контролировать степень нагрева, партию термообработки, номер партии, номер образца-изделия для исходного материала и документы, в которых зарегистрированы результаты всех требуемых испытаний для каждой отдельной трубы. В ходе складирования и погрузочно-разгрузочных операций должна соблюдаться осторожность, чтобы сохранить маркировку материалов.

Изготовление бесшовных труб

9.5.6.8
Производственная технология и средства измерения, используемые для обеспечения должного контроля параметров процесса изготовления и их допусков, должны быть описаны в MPS, при этом должны соблюдаться следующие требования:

– толщина стенки должна контролироваться непрерывно работающими приборами;

– концы труб после прокатки должны быть укорочены в достаточной мере для исключения дефектов;

– трубы могут быть откалиброваны до своих окончательных размеров путем экспандирования или обжатия. Эти процессы не должны вызывать чрезмерных остаточных деформаций. В случаях холод ной калибровки, если последующая термообработка не проводится, степень калибровки s_r
<
0,015.

Таблица 9.10 – С-Mn стали, условия формовки и термообработки

Изготовление сварных труб

9.5.6.9
Технология сварки, персонал для сварочных работ, операции с расходными сварочными материалами, а также проведение работ и гарантия качества сварки должны удовлетворять требованиям приложения С.

9.5.6.10
Технология изготовления, включая формовку, сварку и термообработку, и методы, используемые для контроля параметров процесса изготовления и их допусков, должны быть описаны в MPS. Соблюдаются следующие требования:

– лист и полоса должны быть обрезаны на требуемую ширину, а кромка сварного шва должна быть
подготовлена
с помощью фрезерования или других согласованных методов до формовки;

– холодная формовка (т.е. при температурах ниже 250 °С) С-Mn стали не должна приводить к пластическим деформациям, превышающим 5 % для плакированной стали и С-Mn стали, если не проводится
термообработка
или если испытания на деформационное старение не дают приемлемых результатов (см. 9.3.1.6);

– формовка с нормализацией материалов и сварных деталей должна проводиться в соответствии с рекомендациями изготовителей листов/полос и расходных сварочных материалов;

– выводные планки (в начале или конце шва) должны быть достаточной длины для того, чтобы сварочная дуга стабилизировалась, прежде чем сварочная ванна дойдет до материала трубы и вся сварочная ванна уйдет от материала трубы до окончания сварки;

– трубы, сваренные токами высокой частоты, не должны содержать полос и швов;

– спиральношовные трубы не должны содержать поперечных полос сварных соединений;

– ширина полос для спиральношовных
труб
не должна быть менее 0,8 кратного и более трехкратного
диаметра
трубы;

– места остановки дуги в ходе сварки должны ремонтироваться в соответствии стехнологией ремонта сварки, прошедшей аттестацию;

– холодное экспандирование для труб SAWL не должно выходить за пределы 0,003 < s_r
£ 0,015. Экспандирование не должно приводить к значительным местным деформациям;

– трубы HFW и трубы SAWH могут калиброваться до своих окончательных размеров с помощью
экспандирования
или обжатия. Это не должно приводить к чрезмерным остаточным деформациям. В случаях
холодной
калибровки, при которых не проводится дополнительной термообработки или осуществляется термообработка только зоны сварного шва, степень калибровки s_r
не должна превышать 0,015;

– сварная плакированная стальная труба должна проходить формовку, сварку и термообработку в соответствии с рекомендациями изготовителя исходного материала;

– термообработка должна проводиться согласно рекомендациям изготовителя исходного материала в отношении скоростей нагрева и охлаждения, продолжительности и температуры выдержки;

– наружный и внутренний наплавленный валик сварного шва должен быть снят заподлицо на согласованной длине с каждого конца трубы.

9.5.7
Химический анализ

9.5.7.1
Анализ материала в ходе изготовления должен выполняться, как минимум, для одного случайно выбранного листа, трубы из каждой серии (см. 9.5.8.9)
или один раз для каждых 100 листов, труб, в зависимости от того, что задает большую частоту испытаний.

9.5.7.2
Методы и технология химического анализа должны соответствовать признанным промышленным стандартам, и они должны быть упомянуты в MPS.

9.5.7.3
Должны быть определены и отмечены в отчете все элементы, перечисленные в таблицах 9.1, 9.2 или 9.5, если они существенны. Могут быть добавлены другие элементы, прибавляемые для контроля свойств материалов, при наличии соответствующего соглашения. Если для изготовления С-Mn стали используется вторичное сырье, в течение квалификационных испытаний MPS/MPQ необходимо, как минимум, один раз проверить и занести в отчет содержание элементов As, Sb, Sn, Pb, Bi и Са; оно должно
соответствовать
требованиям, заданным в таблицах 9.1 и 9.2. Ограничения на количество вторичного сырья должны быть установлены в MPS.

9.5.7.4
Если значение для какого-либо из элементов или комбинации элементов не удовлетворяет
требованиям,
должны быть проведены повторные испытания двухобразцов. Образцы для повторных испытаний должны быть отобраны от двух
дополнительных труб той же плавки. Если в результате одного или обоих повторных испытаний требования не удовлетворяются, плавка должна быть забракована.

9.5.8
Механические и коррозионные испытания

9.5.8.1
Требования к методам и технологии механических и коррозионных испытаний приведены в приложении В.

9.5.8.2
Отбор образцов для механических и коррозионных испытаний должен проводиться после термообработки, экспандирования и окончательной обработки. Расположение образцов должно соответствовать приложению В. Образцы не должны вырезаться газовой резкой или подготовлены способом, который может оказать влияние на их механические свойства.

9.5.8.3
Образцы, предназначенные для испытаний на деформационное старение, должны отбираться из труб, которые были подвергнуты максимально допустимому экспандированию.

9.5.8.4
Механические и коррозионные испытания должны включать в свой состав испытания, указанные в таблицах 9.11 и 9.12, в зависимости от того, что применяется. Испытания, которые требуются для квалификационной оценки MPS, обозначены «Q», а испытания, требуемые для проверки серийной
продукции,
обозначены «Р». Испытания других материалов, кроме перечисленных в таблицах 9.11 и 9.12, должны проводиться при наличии соглашения, однако они должны, как минимум, содержать проверки, указанные в этих таблицах.

Проведение механических и коррозионных испытаний

9.5.8.5
Механические испытания в ходе производства должны проводиться для одной случайно
выбранной
трубы из каждой серии (см. 9.5.8.9) или одной из каждых 50 труб, в зависимости от того, что задает большую частоту испытаний. Это число труб называется «образец-изделие».

9.5.8.6
Испытания на HPIC входе производства должны проводиться для одной случайно выбранной трубы из каждой из первых трех плавок до тех пор пока три последовательные плавки не дадут приемлемых результатов испытаний.

После того как три последовательные плавки дадут приемлемые результаты испытаний, частота испытаний для последующей продукции может быть снижена до одного на цикл литейных операций. Отношение Ca/S должно быть выше 1,5 (см. таблицу 9.1).

9.5.8.7
Если какая-либо из проверок в ходе последующих испытаний дает неудовлетворительные
результаты
(одно испытание на цикл литейных операций), должны быть испытаны три трубы из трех различных плавок среди последних десяти плавок, причем выбираются плавки с самым низким отношением Ca/S. При условии, что эти три испытания показывают приемлемые результаты, десять плавок принимаются. Однако если какое-либо из этих трех испытаний не удается, тогда должны быть испытаны все десять плавок. Кроме того, должна испытываться одна труба из каждой плавки, следующей за первоначально не прошедшей испытания, пока результаты испытаний для трех последовательных плавок не будут считаться
приемлемыми.
После того, как три последовательные плавки обеспечат приемлемые результаты испытаний, частота испытаний снова может быть снижена до одного на цикл литейных операций.

9.5.8.8
Для того чтобы принять или забраковать отдельную плавку, должны быть проведены повторные испытания в соответствии с 9.5.8.11 – 9.5.8.15.

9.5.8.9
Партия определяется как трубы из:

– одной и той же плавки;

– одной и той же партии термообработки, если это применимо;

– с одним и тем же диаметром и толщиной стенки.

9.5.8.10
Для материала труб, предназначенных для расширенного применения (см. раздел 9), должны соблюдаться дополнительные требования U к расширенному применению (см. 9.4.5) в дополнение
ктребованиям,
изложенным в 9.5.8.

Повторные испытания

9.5.8.11
Если одно из испытаний не сможет удовлетворить требованиям, должны быть проведены два
дополнительных
испытания образцов, взятых из двух разных труб в пределах одного и того же образца-изделия. Оба повторных испытания должны удовлетворять предъявляемым требованиям. Образец-изделие должен быть забракован, если одно или оба повторных испытания не соответствуют требованиям.

9.5.8.12
Если образец-изделие был забракован, изготовитель может провести отдельные испытания всех оставшихся труб образца-изделия. Если общий объем брака среди всех труб из одного образца-изделия превышает 25 %, образец-изделие должен быть забракован. В этой ситуации изготовитель должен
исследовать
причины неудачи и отчитаться за нее, а также должен внести изменения в технологический
процесс,
если это требуется. Требуются повторные квалификационные испытания MPS, если превышено
согласованное
допустимое отклонение какого-либо параметра (см. 9.5.3.4).

9.5.8.13
Повторные испытания труб, не прошедших проверку, не разрешаются. Если труба не проходит испытания из-за низких значений ударной вязкости при испытаниях по Шарпи образцов с V-образным
надрезом
(CVN) на линии сплавления или HAZ, испытание образцов той же трубы может быть проведено при наличии соглашения.

9.5.8.14
Должна быть определена причина неудачи любого испытания и должны быть предприняты соответствующие корректирующие действия, чтобы избежать повторных неудачных результатов
испытаний.

9.5.8.15
Если на результаты испытаний оказывают влияние неправильный отбор образцов, механическая обработка, подготовка, термообработка или проведение испытаний, образец для испытаний должен быть заменен правильно подготовленным образцом из той же трубы, и должны быть проведены повторные
испытания.

Таблица 9.11 – Сварная труба – механические и коррозионные испытания¹⁾

Таблица 9.12 – Бесшовная труба – механические и коррозионные испытания¹⁾

9.5.9 Неразрушающий контроль

Общие указания

9.5.9.1
Для трубы должен проводиться NDT. Требования к персоналу, методам, оборудованию, технологии и допустимым значениям дефектов, выявленных в результате NDT, изложены в приложении D.

9.5.9.2
Если применяется автоматизированное оборудование для NDT, то не может быть подвергнута
испытаниям
короткая зона каждого из концов трубы. Неиспытанные концы могут быть обрезаны и подвергаются NDT в соответствии с требованиями приложения Е. Размеры неиспытанных концов и описание методики, чувствительности и параметров, используемых при испытаниях концов трубы, должны быть занесены в MPS.

9.5.9.3
NDT
трубы должен проводиться после завершения всех операций по холодной правке листа, формовке, термообработке и экспандированию.

Тип и объем неразрушающего контроля

9.5.9.4
NDT
для квалификационных испытаний MPS и в ходе изготовления должен проводиться в соответствии с таблицей 9.13.

9.5.9.5
Если обнаруживаются отклонения от требований, объем испытаний может быть увеличен в соответствии с соглашением, пока не будет достигнуто однородное выполнение заданных требований.

Таблица 9.13 – Тип и объем неразрушающего контроля¹⁾

9.5.10 Визуальный контроль, качество изготовления и исправление дефектов

Визуальный контроль

9.5.10.1
Каждая труба должна быть подвергнута 100 %-ному визуальному контролю с наружной стороны тела трубы.

9.5.10.2
Для труб с внутренним диаметром (ID) ID ³ 610 мм 100 %-ному визуальному контролю должна подвергаться внутренняя поверхность трубы. Для трубы с iD < 610 мм внутренняя поверхность должна
осматриваться
с обоих концов настолько глубоко, насколько возможен доступ. Для увеличения доступа должны использоваться бороскопы или подобные приборы. Внутренняя поверхность нержавеющей дуплекс-стали и плакированного или футеровочного материала должна подлежать 100 %-ному визуальному
контролю.

9.5.10.3
Контроль должен проводиться после термообработки, экспандирования и окончательной обработки, на достаточно освещенном месте (приблизительно 500 лк) подготовленным персоналом с достаточной остротой зрения (например, проверка зрения по Jaegar
J-w с 300 мм, проведенная в течение текущего года).

Качество изготовления

9.5.10.4
Чистота поверхности, получаемая в результате процесса изготовления, должна гарантировать, что поверхностные дефекты могут быть обнаружены с помощью осмотра. Трещины, царапины и риски
неприемлемы.
Другие недостатки, такие как наросты, плены, морщины, задиры, «жуки», отпечатки вторичной окалины и т.п. должны быть приемлемы только в том случае, если они не превышают 2 % номинальной
толщины
стенки с максимумом в 0,5 мм. Предел пригодности для поверхностных дефектов бесшовных труб составляет 5 % номинальной толщины стенки. Фактическая остающаяся толщина стенки должна быть выше допустимой толщины стенки (таблицы 9.14 и 9.15 в зависимости от применяемости). Площадь поверхности дефектов не должна быть значительной.

9.5.10.5
Поверхность сварной трубы, изготовленной холодной формовкой, должна иметь равномерную кривизну без «уплощений» вдоль продольного, спирального сварных швов, местных утонений, ступенек и волнистости кромок. Углубления, выступы на кромках листа и нарушения прямолинейности валика сварного шва не должны превышать пределов, заданных в приложении D.

9.5.10.6
Неравномерности кривизны трубы у сварной трубы, изготовленной холодной формовкой, которые могут быть обусловлены неоднородным распределением твердости, должны быть исследованы с целью определения твердости и размеров зоны. Любые твердые включения, превышающие 50 мм в любом направлении, не должны обладать твердостью, превосходящей значения, приведенные в таблицах 9.3 и 9.6 в зависимости оттого, что является существенным.

В трубе, предназначенной для выполнения дополнительных
требований
к эксплуатации в кислой среде, не должно быть твердых включений твердостью, превосходящей:

–
250 HV10 изнутри и 275 HV10 снаружи для С-Mn стали;

– для остальных сталей максимальную допустимую твердость согласно [14].

Вне зависимости от их размеров, не допускаются твердые включения, выходящие за требуемые
значения
к твердости для применяемого материала, в пределах 100 мм от концов трубы.

9.5.10.7
Сварной шов сварной трубы должен удовлетворять критерию пригодности для визуального
контроля,
приведенному в приложении D.

Исправление дефектов

9.5.10.8
Поверхностные дефекты на теле трубы и сварном шве (сварные трубы) могут быть удалены вручную с помощью местной шлифовки при условии, что:

– толщина стенки ни в одном из мест не уменьшается до значения ниже минимально допустимого и никогда не больше, чем на 3 мм;

– сумма всех площадей шлифования не превышает 10 % всей площади поверхности каждого листа или полосы.

9.5.10.9
Шлифовка с помощью автоматического оборудования может проводиться при наличии соглашения.

9.5.10.10
Ремонт листа или полосы с помощью сварки не допускается.

9.5.10.11
Ремонтная сварка сварного шва допускается только для спирально-шовных труб SAWL и продольно-шовных труб SAWH, она должна проводиться в соответствии стехнологией ремонтной сварки, прошедшей аттестацию. Требования к технологии ремонтной сварки приведены в приложении С. Ремонтная сварка может производиться только при соблюдении следующих ограничений:

– ремонтная сварка в пределах 150 мм от концов трубы не должна допускаться;

– ремонтная сварка трещин не должна допускаться;

– общая длина ремонта на каком-либо шве не должна превышать 10 % длины сварного шва;

– ремонтная сварка ранее отремонтированных зон не должна допускаться;

– ремонт сваркой после холодного экспандирования не должен допускаться;

– расстояние между двумя зонами ремонтной сварки не должно быть меньше 150 мм;

– ремонт сваркой после окончательной термообработки не должен допускаться;

– ремонт на всю толщину шва не должен допускаться;

– после ремонта сварного шва должны быть проведены или повторены гидростатические испытания и последующий NDT.

9.5.11
Заводское испытание давлением

9.5.11.1
Каждая труба на всей длине должна быть подвергнута гидростатическим испытаниям, если не применяется альтернативный подход, описанный в 9.5.11.8.

9.5.11.2
Для труб с пониженной толщиной стенки испытательное давление p_h
может быть снижено в соответствии с 8.4.4.

9.5.11.3
Испытательное давление p_h
для всех остальных труб в ситуациях, при которых герметизация
проводится
по наружной или внутренней поверхности трубы, должно поддерживаться на самом низком уровне, полученном при использовании формулы

                                (9.2)

9.5.11.4
В ситуациях, при которых герметизация проводится по торцевой поверхности трубы посредством пуансона или приварных заглушек, а труба подвергается действию осевых напряжений, давление
испытаний
должно быть рассчитано так, чтобы максимальные комбинированные напряжения равнялись

σ_е = min[SMYS × 0,96; SMTS × 0,84],                                       (9.3)

и основывались на минимальной толщине стенки трубы t_min.

Примечание –
Интенсивность напряжений
по Мизесу
должна быть
рассчитана как

где

N – действительное усилие
в стенке
трубы, которое
зависит от
концевых защемлений
системы испытаний.
T_min эквивалентно t₁ из
раздела 8.

9.5.11.5
В случаях, когда требуемый допуск на коррозию ограничивает давление испытаний из-за мощности заводского испытательного оборудования, испытательное давление должно быть p_h = 1,5 × р_ld, где p_ld – местное расчетное давление.

9.5.11.6
Система испытаний должна позволять стравливание захваченного воздуха перед повышением давления в трубе. Установка для испытаний давлением должна быть оборудована калиброванным регистрирующим манометром. Прикладываемое давление и продолжительность каждого гидростатического
испытания
должны регистрироваться вместе с маркировкой испытуемой трубы. Оборудование должно обладать способностью к регистрации падения давления, как минимум, в 2 % приложенного давления. Время выдержки при испытательном давлении должно составлять, как минимум, 10 с. Должны быть в наличии
документы
с информацией о калибровке оборудования.

9.5.11.7
Каждая труба должна выдерживать испытательное давление без каких-либо признаков утечки, появления капель или остаточной деформации. Труба, которая не выдерживает гидростатических испытаний, должна быть забракована.

9.5.11.8
При наличии соответствующего соглашения гидростатические испытания могут не проводиться для экспандированных
труб,
изготовленных по технологии UOE. В таких ситуациях должно быть
документально
подтверждено, что процесс экспандирования и последующий контроль труб:

– гарантирует, что кривая «напряжение-деформация» материала трубы линейна вплоть до напряжений, соответствующих 9.5.11.3;

– выявит дефекты, потенциально опасные для проникновения на всю толщину при нагружении давлением;

– выявит трубы, подвергаемые чрезмерным остаточным деформациям при нагружении давлением до такой степени, которая эквивалентна обеспечиваемому при гидростатических испытаниях.

Качество изготовления и контроль должны соответствовать тому же уровню, что и для трубы, подвергаемой гидростатическим испытаниям.

Параметры процесса экспандирования и результаты мероприятий по контролю для каждой трубы должны быть зарегистрированы.

9.5.12
Размеры, вес и длина

9.5.12.1
Объем проверки размеров и допуски на размеры приведены в таблицах 9.14 и 9.15. Если обнаружены отклонения от требований, объем испытаний должен быть увеличен в соответствии с соглашением, до восстановления заданных
требований.

9.5.12.2
Все оборудование для проверок должно пройти калибровку. Методы, которые предстоит
использовать
для текущего контроля размеров, должны соответствовать требованиям, приведенным в 9.5.12.4
– 9.5.12.13.

9.5.12.3
Все результаты требуемых проверок должны регистрироваться как приемлемые или неприемлемые. Измерения толщины стенки должны регистрироваться для 10 % требуемых испытаний. Все остальные результаты должны регистрироваться для 100 % требуемых испытаний.

Диаметр концов трубы и тела трубы

9.5.12.4
Фактический диаметр концов трубы и ее тела должен рассчитываться, основываясь на измерениях окружностей, проведенных в пределах 100 мм от каждого конца трубы и на теле трубы в местах, приведенных в таблицах 9.14 и 9.15, в зависимости от того, что применяется. Если нет другого соглашения, допуск на диаметр должен быть связан с внутренним диаметром для концов трубы и с наружным диаметром для тела трубы. Может использоваться окружная мерная лента или калибровочная скоба. Наружные
измерения
должны определяться с использованием фактической толщины стенки.

Отклонение от круглости концов трубы и тела трубы

9.5.12.5
Отклонение от круглости концов трубы должно рассчитываться по следующей формуле

O = D_max – D_min,                                                       (9.4)

где О – отклонение от круглости;

D_max – наибольший из измеренных внутренний или наружный диаметр;

D_min
– наименьший из измеренных внутренний или наружный диаметр.

Если нет другого соглашения, значения отклонения от круглости должны относиться к внутреннему
диаметру
для концов трубы и к наружному диаметру для тела трубы.

9.5.12.6
Наибольший и наименьший внутренние диаметры должны быть измерены, как минимум, в четырех равномерно размещенных по окружности местах. Измерения концов трубы должны быть проведены в одной и той же плоскости поперечного сечения трубы в пределах 100 мм от конца трубы. Измерения тела должны быть сняты в одной и той же плоскости поперечного сечения, приблизительно посередине длины трубы.

Местная некруглость

9.5.12.7
Местное отклонение от круглости, вмятины и выступы должны быть измерены изнутри (если имеется доступ) и снаружи с помощью калибров с правильной формой окружности заданного диаметра. Должно быть измерено расстояние между телом трубы и идеальной окружностью. При наличии соглашения могут быть использованы средства измерения дискового типа.

Толщина стенки конца трубы и тела трубы

9.5.12.8
Толщина стенки должна быть измерена механическим штангенциркулем или калиброванным
прибором
для проведения неразрушающего контроля. Измерения для бесшовной трубы должны быть проведены в том же положении, что было указано в 9.5.12.6.
Для сварной трубы должны быть сняты три измерения: с обеих сторон сварного шва в непосредственной близости к нему и напротив сварного шва.

Прямолинейность

9.5.12.9
Измерения прямолинейности должны быть проведены с помощью туго натянутой струны или проволоки от конца до конца вдоль трубы с регистрацией самого большого отклонения или другими эквивалентными методами измерения.

Подготовка концов трубы и прямой угол обрезки

9.5.12.10
Концы трубы должны быть обрезаны под прямым углом и должны быть свободны от заусенцев. Должно быть измерено отклонение торцов трубы от перпендикулярности. Подготовка концов должна
удовлетворять
требованиям к размерам и допускам.

Радиальное смещение «Вверх–Вниз»

9.5.12.11
Радиальное смещение должно быть измерено через равные расстояния по длине трубы. Если радиальное смещение равно критерию пригодности или превосходит его, должны быть проведены точные измерения по всей длине трубы.

Вес

9.5.12.12
Каждая труба, пакет труб должны быть взвешены по отдельности, а вес зарегистрирован.

Длина

9.5.12.13
Длина каждой трубы должна быть измерена и зарегистрирована. Длина отдельной и средняя длина поставляемых
труб
должны соответствовать требованиям к размерам и отклонениям, указанным в заказе на поставку.

Таблица 9.14 – Стандартные требования к размерам труб

Таблица 9.15 – Дополнительные требования, повышенные требования к размерам для труб, индекс D

9.6 Маркировка и защита

9.6.1
Общие указания

9.6.1.1
Вся маркировка труб должна легко поддаваться определению и поддерживаться в таком состоянии, чтобы ее можно было прочесть в течение последующей эксплуатации.

9.6.1.2
Тип маркировки должен быть принят по соглашению.

9.6.1.3
Каждая труба должна быть маркирована уникальным номером. Маркировка должна отражать связь между изделием и соответствующим документом о контроле.

9.6.1.4
По требованию заказчика каждая труба должна быть защищена, пока не будет затребована в эксплуатацию, в том числе элементами защиты кромок на трубах с фасками.

9.7
Документация, записи и сертификация

9.7.1
Общие указания

9.7.1.1
Трубы должны поставляться с актом приемки 3.1В «Сертификатом контроля» в соответствии с [18] или с иным утвержденным документом.

9.7.1.2
В акте о приемке должны быть указаны наименование изделий, к которым относится акт, с упоминанием номеров изделий, номера плавки и партии термообработки. В акт должны быть включены
результаты
всех
требуемых
мероприятий контроля, испытаний и измерений или даны на них ссылки. В акте должно быть определено состояние поставки и окончательная термообработка.

9.7.1.3
Документация с записями о квалификационных испытаниях MPS и другие документы должны
соответствовать
требованиям, изложенным в разделе 6.

10 Соединительные детали и
сборочные узлы

10.1
Общие сведения

10.1.1
Цель раздела

Настоящий раздел устанавливает требования к проектированию, изготовлению, сборке, испытаниям и документации для соединительных деталей трубопровода и конструктивных элементов и к сборке и испытаниям райзеров, трубных компенсаторов, плетей труб для намотки и буксировки.

10.1.2
Гарантия качества

Основные требования к гарантии качества приведены в 5.2.5. Необходимо установить соответствующие требования к обработке материалов и изготовлению соединительных
деталей.

10.2
Общие требования к проектированию соединительных деталей трубопровода

10.2.1
Общие указания

10.2.1.1
Все находящиеся под давлением перекачиваемого продукта соединительные детали трубопровода должны соответствовать тому же уровню безопасности, что и соединенные с ними райзеры и участки трубопровода.

10.2.1.2
Проектирование соединительных
деталей
трубопровода должно проводиться в соответствии с утвержденными стандартами. Прочность должна, как минимум, быть:

– эквивалентной имеющейся у присоединенного трубопровода;

– достаточной для того, чтобы выдержать любую природную нагрузку и максимальные усилия, которые будут переданы соединительной детали от присоединенного трубопровода при монтаже и эксплуатации.

Примечание – Следует отметить, что
определение предела текучести, применяемое в других стандартах на
проектирование и материалы, может отличаться от того, что используется для
трубопроводов.

10.2.1.3
Если стандарт или другие нормативные документы, используемые для проектирования соединительной детали, не принимают в расчет иные усилия, кроме внутреннего давления, тогда требуются
дополнительные
расчеты для учета максимальных усилий, которые могут быть переданы к соединительной
детали
от соединяемых с ним участков трубопровода при монтаже и эксплуатации.

10.2.1.4
Если стандарт или другие нормативные документы, используемые для проектирования соединительной детали, не учитывают возможность внутренней утечки вследствие нагрузок, передаваемых к соединительной детали от соединяемых с ней участков трубопровода, тогда должны быть проведены дополнительные расчеты или квалификационные испытания.

10.2.1.5
Расчеты с использованием метода конечных элементов должны соответствовать [19] (раздел 2, приложение 4) или аналогичному утвержденному стандарту.

10.2.1.6
Наружное гидростатическое давление должно учитываться при расчете прочности и герметичности.

10.2.1.7
Для расчета соединительных
деталей
должны применяться коэффициенты, если только требования стандарта или выбранных нормативных документов не являются более жесткими (таблица 10.1).

Таблица 10.1 – Расчетные коэффициенты

10.2.1.8
Достаточная прочность и пригодность для использования должны быть установлены, по крайней мере, одним из следующих способов:

– инженерными расчетами;

– документально подтвержденными испытаниями прототипа;

– документально подтвержденной хронологией успешной эксплуатации соединительных
деталей,
изготовленных в соответствии с теми же технологиями проектирования, изготовления и испытаний, из совместимых материалов и используемого при соответствующих условиях эксплуатации;

– испытаниями на прочность до разрушения;

– экспериментальным анализом напряжений.

10.2.1.9
Для соединительных
деталей,
проходящих очистку с использованием внутритрубных устройств, внутренний диаметр детали должен соответствовать размеру присоединяемых участков трубопровода и должен отвечать тем же требованиям трубопровода к допускам.

10.2.1.10
Переход между соединительной деталью и другими элементами (например, присоединяемой трубой), при котором толщины или пределы текучести материала имеют разные значения, должен
соответствовать
приложение I [20] или в равной степени утвержденным нормам.

10.2.1.11
Если для химического состава и условий поставки соединительных
деталей
требуется применение специальной технологии сварки (с проведением квалификационных испытаний) соединения между соединительной деталью и присоединяемой трубой, то соединительная деталь должна изготавливаться (монтироваться) с подогнанными переходными кольцами из материала трубы, чтобы избежать выполнения
монтажных
стыков этих соединительных
деталей.

В качестве альтернативы должны быть в наличии кольца из материала соединительной детали для
квалификационных
испытаний технологии сварки, предназначенной для выполнения монтажных стыков.

10.2.2
Выбор материалов

10.2.2.1
Механические свойства, химический состав, свариваемость и коррозионная стойкость материалов, используемых в соединительных деталях, должны быть совместимы с частью трубопроводной
системы,
для которой они предназначены. В ходе выбора материалов должны быть учтены низкие внутренние температуры, обусловленные сбросом давления в системе.

10.2.2.2
Материал для соединительных
деталей
трубопровода и конструктивных элементов должен
выбираться
с учетом требований 8.2.5. Кроме того, определение пригодности материала для соответствующего назначения должно включать в себя рассмотрение:

– наружной и внутренней коррозии;

– гальванической коррозии между разнородными металлами;

– накопления морской воды или других коррозионно-опасных веществ и зон, в которых химическое
ингибирование
или электрохимическая защита могут оказаться неэффективными;

– пригодности к эксплуатации с подлежащим транспортированию продуктом, в том числе с любыми добавками;

– стойкости к абразивному износу или механическим повреждениям, которые, вероятно, произойдут в ходе монтажа и эксплуатации.

10.2.2.3
Соединительные детали должна быть коваными, а не литыми для тех мест, в которых важны
благоприятное
распределение структуры материала, максимальная степень однородности и отсутствие
внутренних дефектов.

10.2.2.4
Особое внимание должно быть уделено рассмотрению пригодности резиновых материалов и полимеров к эксплуатации для соответствующего назначения и условий работы.

10.2.2.5
Необходимость в предварительных квалификационных испытаниях материалов для рабочих условий должна быть рассмотрена, основываясь на параметрах подлежащего транспортированию продукта, нагрузках, температурах и выбранных материалах.

10.2.2.6
Если требуются предварительные квалификационные испытания материалов, должен быть задан объем испытаний и исследований, которые следует провести для полной аттестации.

10.2.2.7
Требования к предварительным квалификационным испытаниям технологии и предприятий-изготовителей должны учитываться в каждом случае. Это рассмотрение должно принимать в учет сложность и серьезность отказов для поставляемого изделия и требования настоящего стандарта.

10.2.3
Фланцевые и механические соединения

10.2.3.1
Фланцы должны удовлетворять требованиям стандарта [21] или других утвержденных нормативных документов.

10.2.3.2
Внутренний диаметр фланца должен соответствовать внутреннему диаметру присоединяемой трубы.

10.2.3.3
Фланцы оригинальной конструкции, в том числе фланцы с шарнирным соединением и соединения трубопроводов раструбного типа, должны быть спроектированы согласно соответствующим разделам норм и правил для сосудов давления, таких как [19] или [22]. Дополнительные расчеты могут потребоваться для доказательства выполнения требований, изложенных в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
10.2.1.4.

10.2.3.4
Подготовка поверхности, твердость и шероховатость уплотнительных поверхностей фланцев должны соответствовать для применяемых прокладок.

10.2.3.5
Прокладки должны выдерживать максимальное давление, воздействию которого они могут
подвергаться,
а также монтажные усилия, если фланцы устанавливаются на линии вместе с трубопроводом. Прокладки для фланцев должны быть изготовлены из металлических материалов, которые являются
стойкими
к продукту, который будет транспортироваться по трубопроводной системе. Должна быть устранена возможность гальванической коррозии. Должны поддерживаться механические свойства при предполагаемых давлениях и температурах эксплуатации.

10.2.3.6
Должны быть спроектированы уплотнения, которые можно было бы испытывать без опрессовки
трубопровода.

10.2.3.7
Инструкции по проектированию муфт (муфт втулочного типа) приведены в [23]. Принципы этого документа могут также быть применены к хомутам.

10.2.3.8
Должны быть сформулированы технические требования для инструментов, требующихся для монтажа и компоновки элементов.

10.2.4
Болтовые соединения

10.2.4.1
Болты и гайки для эксплуатации в подводных условиях должны соответствовать
таблице
10.2.
При наличии соглашения могут быть использованы утвержденные стандарты.

Таблица 10.2 – Болты и гайки для использования в подводных условиях

10.2.4.2
Болты и гайки для использования в надводных условиях и на суше должны соответствовать
таблице
10.3.
При наличии соглашения могут быть использованы утвержденные стандарты.

Таблица 10.3 – Болты и гайки для использования над водой или на берегу

10.2.4.3
Болты и гайки для болтов диаметром, равным 25 мм и выше, должны быть подвергнуты
испытаниям
на ударную вязкость в соответствии стеми же требованиями, что и для стали, соединяемой
болтами.

10.2.4.4
Твердость болтов из углеродистой стали и/или низколегированного материала должна быть ниже 350 HV10.

10.2.4.5
Материал элементов болтового соединения из углеродистой стали и/или низколегированного
материала
должен быть оцинкован погружением в расплав или иметь подобную защиту от коррозии. Для эксплуатации под водой, если задан крутящий момент болтового соединения, должна быть применена
электрическая
гальванизация или фосфатирование. После оцинковывания погружением в расплав или электролитическим способом должна быть проведена вторичная термообработка.

Для эксплуатации в подводных условиях могут быть использованы покрытия на основе политетрафторэтилена (PTFE) при условии, что непрерывность электрической цепи проверяется путем измерений. Кадмиевое гальваническое покрытие не должно использоваться.

10.2.4.6
Если по соображениям коррозионной стойкости или иным причинам требуются болтовые соединения из других материалов, они должны быть выбраны в соответствии с требованиями настоящего
стандарта
к выбору материалов. Для эксплуатации под водой должен использоваться Inconel 625 (UNS N06625), если требования к коррозионной стойкости болтов и гаек предъявляются при температуре среды, т.е. если болты подвергаются воздействию аэрированной морской воды, а электрохимическая защита не может быть гарантирована. Должна быть выполнена проверка соответствия материалов необходимым механическим свойствам при минимальной и максимальной расчетных температурах.

10.2.4.7
Для трубопроводов из CRA могут быть использованы оригинальные материалы элементов
болтового
соединения. Должна быть выполнена проверка того, что материалы имеют необходимые механические свойства при минимальной и максимальной расчетных температурах и прошли испытания на совместимость с системами электрохимической защиты.

10.2.5
Трубопроводная арматура

10.2.5.1
Трубопроводная арматура должна удовлетворять требованиям [27, 28] или иных стандартов и утвержденных нормативных документов. Могут потребоваться дополнительные расчеты, которые бы показали, что требования, изложенные в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
10.2.1.4,
выполняются.

10.2.5.2
Конструкцией должно быть гарантировано, что внутренние прокладки имеют способность к герметизации и обладают документально подтвержденным запасом прочности, который не будет превышен ни при одном из соответствующих режимов эксплуатации трубопровода. Уплотнение должно быть
чувствительным
к внутренним деформациям, изменению зазоров и изменениям в условиях опирания. Работа трубопроводной арматуры должна быть чувствительной ктрению и люфтам.

10.2.5.3
Должны быть приняты во внимание требования к надежности, если присутствует воздействие
абразивного
материала (например, окалины сварного шва, песка и т.п.) или нагрузок от воздействия огневых работ.

10.2.5.4
Арматура стребованиями к огнестойкости должна пройти соответствующие квалификационные испытания. Технология испытаний может быть взята из части 2 [29],
[30].

10.2.5.5
Системы управления трубопроводной арматурой и привод должны быть спроектированы и изготовлены в соответствии с утвержденными стандартами. Технические требования к приводу арматуры должны определять параметры крутящего момента для работы арматуры с соответствующим запасом
прочности,
учитывающим снижение характеристик и рост трения в течение эксплуатации.

10.2.6
Сосуды давления

10.2.6.1
Сосуды давления, такие как пункты пуска/приема очистных устройств и ловушки для конденсата, должны быть спроектированы согласно [19],
[22]
или аналогичному стандарту.

10.2.6.2
Конструкция затворов и таких элементов, как усилители штуцеров, седловые опоры, ответвления для сброса давления и слива, должна соответствовать применяемому при проектировании
стандарту.

10.2.6.3
Затворы должны быть сконструированы так, чтобы они не могли быть открыты, пока пункт пуска/приема очистных устройств находится под избыточным давлением. Должно быть предусмотрено
устройство
блокировки с арматурой основного трубопровода.

10.2.7
Сварные детали

Конструкция деталей, собираемых с помощью сварки листов, должна быть в соответствии с признанной в промышленности инженерной практикой. Если такие сварные детали не могут быть спроектированы
согласно
настоящему стандарту, конструкция должна соответствовать [19],
[22]
или аналогичным стандартам. Могут потребоваться дополнительные расчеты, которые бы продемонстрировали, что требования, изложенные в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
10.2.1.4,
выполняются.

10.2.8
Изолирующие фланцы

10.2.8.1
Собранные на предприятии-изготовителе изолирующие фланцы должны быть спроектированы в соответствии с [19],
[22]
или аналогичными стандартами. Могут потребоваться дополнительные расчеты, которые бы показали, что требования, изложенные в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
10.2.1.4,
выполняются.

10.2.8.2
Материалы изоляции и разделения должны быть стойкими к продукту, транспортируемому по
трубопроводной
системе. Должны сохраняться механические свойства при давлениях и температурах, ожидаемых при эксплуатации.

10.2.8.3
Изолирующие фланцы должны быть испытаны давлением при постоянной температуре следующим образом:

– гидростатические испытания при 1,50-кратном расчетном давлении и выдержке минимум 2 ч;

– гидравлические испытания на усталость, состоящие из 40 последовательных циклов с давлением, меняющимся от примерно 1 МПа до 85 % давления гидростатических испытаний. После завершения циклов испытаний давление должно быть повышено до давления гидростатических испытаний и выдерживаться в течение 30 мин.

10.2.8.4
В течение гидростатических испытаний не допускается падения давления, а также в ходе испытаний не допускается утечек.

10.2.8.5
После того как фланцы пройдут испытания давлением, они должны быть осушены с помощью горячего воздуха и пройти проверку для подтверждения разрыва электрической цепи в вертикальном
положении:

– испытания электрического сопротивления;

– испытания электрической прочности диэлектрика.

10.2.8.6
При испытании электрического сопротивления оно должно быть, по крайней мере, 5 МОм при подаваемом постоянном токе в 1000 В. Если фланец показывает электрическое сопротивление ниже требуемого значения, он должен быть осушен еще раз и повторно испытан. Должны допускаться только одни повторные испытания.

10.2.8.7
Испытания электрической прочности диэлектрика должны быть проведены путем приложения к фланцу синусоидального переменного тока частотой 50 – 60 Гц. Ток должен подаваться постепенно, начиная с исходного значения, не превышающего 1,2 кВ, с повышением до 2,5 кВ за время, не превышающее 10 с, и должен поддерживаться при максимальном значении в течение 60 с. Результаты испытаний
положительны,
если входе испытаний не происходит разрушения изоляции или пробоя поверхности.

10.2.9
Трубопроводные фитинги

10.2.9.1
Тройники должны относиться к типу трубопроводных фитингов со штампованным ответвлением и несъемным усилением. Конструкция должна соответствовать [20],
[31]
или аналогичным нормативным
документам.
Могут потребоваться дополнительные расчеты, которые бы показали, что требования, изложенные в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
выполняются.

10.2.9.2
Прутья в тройниках с ограждающей решеткой не должны быть приварены непосредственно к зонам с высокими напряжениями около штампованного ответвления. Рекомендуется прутья, поперечные к направлению потока, приваривать к короткому элементу, а прутья, параллельные направлению потока, приваривать только к поперечным стержням. Если это невозможно, должны быть рассмотрены альтернативные конструкции для исключения пиковых напряжений на концах.

10.2.9.3
Y-образные элементы и тройники, ось ответвления которых не перпендикулярна к оси потока (косые тройники), не должны проектироваться по [20],
[31],
так как эти элементы требуют особого рассмотрения, т.е. расчетов с использованием метода конечных элементов. Могут потребоваться дополнительные
расчеты,
которые бы показали, что требования, изложенные в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
выполняются.

10.2.9.4
Ремонтные работы без прекращения эксплуатации должны гарантировать, что эксплуатация и конструкция деталей в результате будет соответствовать [32].

10.2.9.5
Стандартные фитинги со сваркой встык, соответствующие [33],
[34]
или аналогичным стандартам, могут быть использованы при условии, что:

– фактическая прочность на разрыв фитинга, как показано, превосходит эту же характеристику присоединяемой трубы;

– фитинг способен выдержать максимальные усилия, которые могут появиться в трубопроводе как при монтаже, так и при эксплуатации, и удовлетворяет требованиям, изложенным в 10.2.1.2,
10.2.1.3.

10.2.9.6
Концевые заглушки для постоянного применения должны быть спроектированы в соответствии с [19],
[22]
или аналогичным стандартами.

10.2.9.7
Стальные сварные фитинги не должны применяться.

10.2.10
Анкерные фланцы

10.2.10.1
Анкерные фланцы должны быть рассчитаны на действие давления согласно [19],
[22]
или
аналогичным
стандартам.

10.2.10.2
Могут потребоваться дополнительные расчеты, которые бы показали, что требования, изложенные в 10.2.1.2,
10.2.1.3,
выполняются.

10.2.11
Другие элементы

Для элементов системы, которые не были особо выделены в содержании настоящего подраздела, должна быть показана эксплуатационная пригодность в соответствии с 10.2.1.

10.2.12
Конструктивные элементы

10.2.12.1
Конструктивные части, такие как опорные и защитные конструкции, которые не привариваются к элементам, находящимся под избыточным давлением, рассматриваются как конструктивные элементы (см. 8.7).

10.2.12.2
Конструктивные элементы, работающие как находящаяся под давлением часть трубопроводной системы, должны удовлетворять требованиям к участку трубопроводной системы, в которой они должны быть размещены.

10.2.12.3
Конструктивные элементы не должны быть сварены непосредственно с частями, находящимися под давлением, или струбой. Опоры, крепления и т.д. должны быть приварены к дублирующей пластине или кольцу.

10.2.12.4
Дублирующие кольца, хомуты или другие части опор не должны перекрывать доступ к кольцевым швам.

10.2.12.5
Постоянные дублирующие пластины и кольца должны быть изготовлены из материала, удовлетворяющего требованиям к частям, находящимся под давлением. Дублирующие пластины должны быть изготовлены как полностью охватывающие рукава с продольными швами, выполненными с помощью подкладных планок, и не должны проникать в материал, подвергаемый воздействию давления. Другие сварные швы должны быть непрерывными, настолько короткими, насколько это возможно, и выполнены таким образом, чтобы свести к минимуму риск растрескивания в корневой зоне и расслаивания листов.

10.3
Технические условия на материалы и изготовление соединительных деталей

10.3.1
Технические условия на материалы и изготовление

10.3.1.1
В технических условиях должны быть определены все требования к материалам, изготовлению и испытаниям, распространяющиеся на отдельный компонент.

10.3.1.2
Технические условия должны быть основаны на настоящем стандарте и других признанных
стандартах/нормах, относящихся к детали. Если нет соответствующих стандартов или нормативных
документов,
требования должны определяться техническими условиями.

10.3.1.3
Технические условия должны отражать результаты выбора материалов и включать в себя особые, подробные требования к:

– механическим свойствам материалов;

– тому, как такие свойства будут достигаться за счет требований к технологическим процессам, контроля посредством испытаний и вспомогательной документации.

Механические свойства

10.3.1.4
Материалы должны быть заданы и испытаны так, чтобы была проверена и гарантирована
приемлемая
свариваемость в эксплуатационных и непредвиденных ситуациях.

10.3.1.5
Задаваемые механические свойства материалов должны быть достаточными для особого
назначения
и соответствия требованиям к эксплуатации трубопроводной системы.

10.3.1.6
В технические условия должны быть внесены соответствующие допуски на возможное ухудшение механических свойств материала, например как результат последующей деятельности по сборке.

Изготовление и испытания

10.3.1.7
В
технических условиях должны быть определены:

– тип и объем разрушающего и неразрушающего контроля;

– критерии пригодности испытаний;

– объем и тип документации, записей и квалификационных испытаний, которые должны быть проведены для подтверждения свойств материалов.

10.3.1.8
Если для достижения механических свойств необходимы дополнительные требования, кроме указанных в соответствующих стандартах, они также должны быть подробно освещены в технических
условиях.

10.4
Материал для горячештампованных, кованых и литых деталей

10.4.1
Общие указания

10.4.1.1
Материалы должны соответствовать международным признанным стандартам при условии, что такие стандарты обладают приемлемой эквивалентностью требованиям, приведенным в разделе 9 и в настоящем разделе. Изменения химического состава, заданные в таких стандартах, могут быть необходимы для достижения достаточной свариваемости, закаливаемости, прочности, пластичности, ударной вязкости и коррозионной стойкости.

Эксплуатация в кислой среде

10.4.1.2
Для соединительных деталей трубопроводных систем, которые предстоит использовать для продуктов, содержащих сероводород, что определяется как «эксплуатация в кислой среде» согласно стандарту [14], должны применяться все требования к выбору материалов, максимальной твердости и технологии производства и изготовления и/или сборки, приведенные в последнем издании [14]. Это относится и к трубопроводам, которые являются номинально сухими (т.е. не содержащими жидкой воды в течение обычной эксплуатации), если действуют другие условия для эксплуатации в кислой среде, в соответствии с указанным выше стандартом. Кроме того, должны применяться дополнительные требования, изменения и классификации, определяемые ниже.

10.4.1.3
Использование материалов для эксплуатации в кислой среде, не входящих в [14], должно
оцениваться
согласно инструкциям [14]. Как альтернатива могут быть использованы инструкции по квалификационным испытаниям, изложенные в [15],
[16].
Оценка должна включать в себя испытания стойкости к SSC основных материалов и сварных швов, в зависимости от применения. Квалификационные испытания
действительны
только для определенной производственной линии и/или изготовителя, сборщика.

10.4.1.4
Химический состав низколегированной стали в соединительных деталях, предназначенных
для
эксплуатации в кислой среде, должен соответствовать 10.4.2.3
и таблице 10.4 со следующими ограничениями:

– содержание Мп должно быть до 1,40 %,

– содержание S должно быть до 0,003 %,

– содержание Ni должно быть до 1,00 %.

Таблица 10.4 – Химический состав материалов для горячештампованных, литых и кованых деталей

10.4.1.5
Окончательный химический состав для эксплуатации в кислой среде принимается по соглашению.

10.4.1.6
Твердость основных материалов, сварных швов и HAZ должна соответствовать требованиям [14] (последнее издание).

Примечание – Рекомендуется поддерживать
твердость основного материала, металла сварного шва и HAZ существенно ниже требуемой [14] для роста
твердости при выполнении кольцевого сварного шва.

10.4.1.7
Детали, изготовленные из катаного листового материала, должны быть испытаны на HPIC.

10.4.1.8
Листовой материал должен производиться способом, который сводит к минимуму макро- и
микросегрегацию,
и должен пройти обработку формы включений Са и редкоземельных элементов.

10.4.1.9
Требования к испытаниям на SSC и HPIC приведены в приложении В.

10.4.1.10
Материал листов должен пройти 100 %-ной ультразвуковой контроль в соответствии с D.6 (приложение D).

10.4.1.11
Требования к свойствам материалов должны выполняться в окончательном состоянии, т.е. в готовых деталях, прошедших окончательную обработку. Материалы для вспомогательных элементов, таких как опорный брус и т.п., должны быть изготовлены из материала, удовлетворяющего требованиям к химическому составу, механическим свойствам и документации на части, находящиеся под давлением.

10.4.2
Соединительные детали, изготовленные из низколегированной С-Mn стали

10.4.2.1
Требования настоящего подраздела распространяются на кованые, горячештампованные
и литые детали, изготовленные из низколегированной С-Mn стали с SMYS £ 555 МПа. Использование материалов с более высокой прочностью должно приниматься по соглашению.

10.4.2.2
Сталь должна быть полностью раскислена и изготовлена по технологии мелкозернистого плавления. Материал должен быть произведен с использованием:

– основной кислородной печи;

– электрической дуговой печи;

– вакуумной дуговой печи переплавки (VAR);

– печи электрошлаковой переплавки (ESR), после которой проводится дегазация в вакууме.

Химический состав

10.4.2.3
Химический состав, полученный на основе анализа материала для горячештампованных деталей, отливок и поковок, не должен характеризоваться значениями, превышающими приведенные в таблице 10.4. Должны учитываться примечания к таблице 10.5, кроме примечания 9 и 10.

10.4.2.4
Максимальный углеродный эквивалент (СЕ) не должен превышать 0,52, если он рассчитывается в соответствии с формулой

CE =
C + Mn/6 + 1/5(Cr + Mo + V) + 1/15(Cu + Ni).                       (10.1)

10.4.2.5
Для материалов, предназначенных для закалки и отпуска, содержание упрочняющих элементов Сr, Мо, Сu и Ni должно быть достаточным для получения требуемой микроструктуры в центре детали. Выбранный химический состав должен обладать соответствующей способностью к закаливанию, чтобы
гарантировать
закалку соответствующей детали на всю толщину.

10.4.2.6
Химический состав должен обеспечивать предполагаемую реакцию на термообработку и достижение требуемых механических свойств.

10.4.2.7
Химический состав должен быть принят по соглашению перед началом производства.

Механические свойства

10.4.2.8
Свойства при испытаниях на растяжение, ударную вязкость по Шарпи образцов с V-образным надрезом, измерении твердости должны удовлетворять требованиям, установленным в таблицах 9.3 и 9.4.

10.4.2.9
После термообработки должны быть проведены механические испытания. Испытания должны быть проведены в соответствии с 10.6.7
и приложением В.

10.4.2.10
Для материалов толщиной от 40 мм должны быть особо рассмотрены требования к температуре испытаний на ударную вязкость и поглощению энергии. Увеличение толщины потребует более низких
температур
испытаний. Как альтернатива должно потребоваться более значительное поглощение энергии при той же температуре испытаний. Поглощение энергии ни в коем случае не должно быть ниже, чем указано в таблице 9.3, а также испытания на ударную вязкость не должны проводиться при температурах, превышающих минимальную расчетную температуру.

10.4.2.11
Для материалов толщиной от 50 мм должны быть учтены требования к испытаниям на вязкость разрушения основного металла и металла сварного шва. Как минимум, измеренная вязкость разрушения должна равняться CTOD = 0,15 мм при минимальной расчетной температуре.

10.4.2.12
Пластичность, также в направлении толщины, должна быть соответствующей для рассматриваемой части, если принимать в расчет условия изготовления и эксплуатации. Могут потребоваться испытания на растяжение в направлении толщины.

10.4.2.13
При расчетных температурах выше 50 °С фактический предел текучести для максимальной
расчетной
температуры должен соответствовать требованиям 8.2.6.

10.4.3
Соединительные детали, изготовленные из ферритно-аустенитной (дуплекс) стали, другой нержавеющей стали и CRA на основе никеля

10.4.3.1
Все требования в отношении химического состава, механических свойств и дополнительные
требования
(если они должны применяться) для нержавеющей стали 22Сr и 25Сr, выплавленной дуплекс-процессом, аустенитной и мартенситной нержавеющей стали и других CRA должны соответствовать изложенному в разделе 9.

10.4.3.2
Для деталей, изготовленных из нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и CRA на основе никеля, предназначенных для эксплуатации в подводных
условиях,
должны быть проведены коррозионные испытания в соответствии с 9.3.3.8
и 9.3.4.4,
в зависимости оттого, что применимо.

10.4.4
Условия поставки

10.4.4.1
Поковки и детали, получаемые горячей штамповкой из низколегированной стали, должны
поставляться
в нормализованном состоянии или закаленные и отпущенные.

10.4.4.2
Отливки из низколегированной стали должны поставляться в диффузионно отожженном, нормализованном состоянии, с релаксацией напряжений или в диффузионно отожженном, закаленном и отпущенном состоянии.

10.4.4.3
Детали из стали, выплавленной дуплекс-процессом, должны поставляться в состоянии после
термообработки
и закалки в воде.

10.4.4.4
Для материала деталей, поставляемого в закаленном и отпущенном состоянии, температура
отпуска
должна быть достаточно высокой для эффективной термообработки после сварки в течение последующего изготовления/монтажа.

10.5
Горячая штамповка, ковка, литье и термообработка

10.5.1
Горячая штамповка

10.5.1.1
Горячая штамповка должна проводиться по согласованной технологии в соответствии с инструкциями, приведенными в 10.7.5.

10.5.1.2
Горячая штамповка, включая выдавливание ответвлений из низколегированной стали, должна проводиться в пределах диапазона температур 800 °С – 1000 °С. Должен проводиться соответствующий контроль температуры, а деталь должна остывать в среде неподвижного воздуха.

10.5.1.3
Для материала нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, горячая штамповка должна проводиться в пределах диапазона температур 1000 °С – 1150 °С.

10.5.2
Ковка

10.5.2.1
Ковка должна проводиться при общем соответствии [35]. Каждое кованое изделие должно
подвергаться
горячей обработке настолько глубокой, насколько это необходимо до окончательных размеров и формы с минимальным коэффициентом ковки 4:1.

10.5.2.2
Ремонт поковок сваркой не разрешается.

10.5.3
Литье

10.5.3.1
Литье должно производиться при общем соответствии [36].

10.5.3.2
Отливка должна быть изготовлена из одной плавки и в виде одного куска.

10.5.3.3
Ремонт отливок может проводиться путем шлифования на максимальную глубину в 10 % фактической толщины стенки при условии, что толщина стенки ни в одном из мест не будет ниже минимальной расчетной толщины стенки. Зоны шлифовки должны плавно переходить в основной (нешлифованный) материал.

10.5.3.4
Дефекты, более глубокие, чем допускаемые в 10.5.3.3,
могут быть отремонтированы сваркой. Максимальный объем ремонтной сварки не должен превышать 20 % всей площади поверхности. Выемки под сварку должны быть отшлифованы гладко и однородно и должны иметь форму, подходящую для создания хорошего доступа для сварочных работ.

10.5.3.5
Все ремонтные работы сваркой должны проводиться квалифицированными сварщиками и в соответствии стехнологией сварки, прошедшей аттестацию.

10.5.4
Термообработка

10.5.4.1
Перед началом термообработки ее технология должна быть подготовлена и согласована.

10.5.4.2
Технология термообработки должна содержать, как минимум, информацию о:

– устройстве нагрева;

– печи (если применяется);

– изоляции (если применяется);

– измерительном и регистрирующем оборудовании как для управления печью, так и для регистрации
температуры
деталей;

– интервалах калибровки;

– фиксаторах и условиях загрузки;

– скорости нагрева и охлаждения;

– перепаде температуры;

– температурном диапазоне и времени выдержки;

– максимальном времени, требующемся для переноса детали из печи в бак для отпуска (если применяется);

– скорости охлаждения (условия);

– типе закалочной среды (если применяется);

– начальной и конечной максимальной температуре закалочной среды (если применяется).

10.5.4.3
Перед термообработкой детали должны пройти грубую механическую обработку почти до окончательных размеров.

10.5.4.4
Температура печи должна контролироваться в пределах от ± 10 °С, и к каждой детали должны быть прикреплены термопары в течение всего цикла термообработки.

10.5.4.5
Для деталей, которые должны проходить закалку в воде, время от выемки деталей из печи до погружения их в закалочную среду не должно превышать 90 с для С-Mn стали и низколегированной стали и 60 с для нержавеющих сталей, выплавленных
дуплекс-процессом.

10.5.4.6
Вода должна сильно перемешиваться, предпочтительно за счет поперечного потока, чтобы
гарантировать
быструю и правильную закалку. Начальная и конечная температура воды для закалки должна быть зарегистрирована и не должна превышать 40 °С.

10.5.4.7
Оборудование для термообработки должно проходить калибровку, по крайней мере, раз в год для обеспечения необходимой стабильности и однородности температур.

10.6
Изготовление соединительных деталей, оборудования и элементов конструкций

10.6.1
Общие указания

10.6.1.1
Настоящие требования распространяются на изготовление соединительных деталей, оборудования и элементов конструкций для эксплуатации в подводных
трубопроводах.

10.6.1.2
Если возникают противоречия между требованиями настоящего стандарта и соответствующими нормами или стандартом, используемым при изготовлении деталей и оборудования, у требований
настоящего
стандарта имеется преимущество.

10.6.1.3
Требования к механическим и коррозионным испытаниям приведены в настоящем разделе и приложении В.

10.6.1.4
Требования к специалистам по NDT, оборудованию для NDT, методам, технологии и критериям пригодности приведены в приложении D.

10.6.1.5
Технология сварки, персонал для сварочных работ, операции с расходными сварочными
материалами
должны соответствовать требованиям, изложенным в приложении С.

10.6.1.6
Сварка должна выполняться в соответствии стребованиями 10.8.6.

10.6.1.7
Подрядчик должен быть способен проводить сварные работы, и соединения достигают требуемого качества. Это может относиться к кольцевым сварным швам, наплавке и термообработке деталей после сварки. Если требуется, должна быть представлена соответствующая документация о возможностях
подрядчика.

10.6.1.8
Испытания серийной продукции, требующейся в ходе производства, должны выполняться
способом,
при котором настолько близко, насколько это возможно воспроизводилась бы реальная сварка и испытывалась сварка достаточно крупной части в соответствующем положении. Могут использоваться
обрезки
серийных сварных швов, не прошедших NDT

10.6.1.9
Если требуются испытания серийной продукции, то они должны быть выполнены в количестве, указанном в приложении С.

10.6.1.10
Детали и оборудование, предназначенные для сварных соединений струбой, должны иметь допуски на диаметры и толщины, соответствующие параметрам трубы, для обеспечения приемлемой центровки при сварке. Если сварные соединения из закаленной и отпущенной стали должны проходить PWHT, температура PWHT должна быть, как минимум, на 25 °С ниже температуры отпуска основного материала.

Перед началом производства изготовитель должен разработать MPS. В MPS должны быть описаны способы достижения и контроля заданных свойств продукции входе предлагаемого технологического процесса. В MPS должны быть установлены все характеристики, влияющие на качество и надежность продукции. Должны быть детально описаны все основные этапы производства – от контроля получаемого сырья до отгрузки готовой продукции, в том числе порядок анализов и проверок. Должны быть приведены ссылки на технологию и критерии пригодности, определенные для исполнения всех этапов.

MPS
должны, как минимум, содержать:

– план(ы), описание и схему технологических потоков;

– план обеспечения качества конкретного проекта;

– используемые производственные процессы;

– объем поставки материала; наименование (обозначение) изготовителя и расположение производственных мощностей по изготовлению материала;

– технологию контроля процесса изготовления;

– технологию сварки;

– технологию термообработки;

– технологию NDT;

– технологию испытаний давлением;

– список требуемых механических и коррозионных испытаний;

– технологию контроля размеров;

– технологию маркировки, покрытия и защиты;

– технологию
транспортирования,
погрузки и отправки.

MPS
должны быть приняты в результате соглашения.

10.6.2
Изготовление фланцев

10.6.2.1
Фланцы должны быть изготовлены, проконтролированы, испытаны и подтверждены документацией в соответствии с:

– признанной практикой;

– определяющим стандартом на проектирование;

– техническими условиями на материалы и технологию.

Должны использоваться требуемый исходный материал и методы и технологии, согласованные и прошедшие производственные квалификационные испытания.

10.6.2.2
Фланцы должны быть выкованы до формы, близкой к окончательной. Допускается механическая обработка в объеме до 10 % толщины включительно наружной стенки фланца. Поверхности соприкосновения фланцев должны подвергаться механической обработке, обеспечивающей чистоту поверхности, совместимую с предполагаемыми к использованию прокладками.

10.6.2.3
Механические испытания должны быть проведены в соответствии с 10.6.7.

10.6.2.4
Коррозионные испытания должны быть проведены в соответствии с 10.4.1
и 10.4.3,
в зависимости оттого, что применяется.

10.6.2.5
Неразрушающий контроль и критерии пригодности должны соответствовать приложению D.

10.6.2.6
Объем неразрушающего контроля должен составлять:

–
100 % магнитопорошковой дефектоскопии или капиллярной дефектоскопии;

–
100 % ультразвукового контроля первых 10 фланцев каждого заказанного типоразмера. Если дефектов не обнаруживается, объем ультразвукового контроля может быть снижен до 10 % для каждого типоразмера. Если обнаружены дефекты у первых 5 фланцев или при испытаниях 10 % фланцев, все 100 % фланцев этого типоразмера должны быть подвергнуты испытаниям.

10.6.3
Изготовление трубопроводной арматуры

10.6.3.1
Трубопроводная арматура должна быть изготовлена, проконтролирована, испытана и подтверждена документацией в соответствии с:

– признанной практикой;

– требованиями соответствующего стандарта на проектирование;

– техническими условиями на материал и технологию изготовления.

Должны использоваться требуемые исходные материалы, методы и технологии, согласованные и прошедшие производственные квалификационные испытания.

10.6.3.2
Объем механических (см. 10.6.7)
и коррозионных испытаний, а также NDT, если таковые
требуются,
должен определяться в соответствии стребованиями настоящего раздела (см. 10.4). Типы испытаний и критерии пригодности должны быть в соответствии стребованиями ктрубопроводу или участкам
трубопровода,
на которых будет использоваться трубопроводная арматура.

10.6.3.3
Гидростатические испытания должны проводиться, как установлено в соответствии с применяемыми нормами проектирования, за исключением времени выдержки, которое должно составлять не менее двух часов, даже если нормы допускают более короткий период.

10.6.3.4
Трубопроводная арматура стребованиями к герметичности по отношению к утечкам должна быть подвергнута испытаниям согласно требованиям применяемых норм проектирования (например, арматура райзеров, арматура для технического обслуживания и арматура узлов пуска, приема средств очистки и диагностики). Должны быть рассмотрены эксплуатационные характеристики арматуры как при высокой, так и при низкой разности давления с двух сторон арматуры.

10.6.3.5
Все испытания должны проводиться по согласованным технологиям.

10.6.4
Изготовление оборудования, работающего под давлением и сварных деталей

10.6.4.1
Оборудование, находящееся под действием избыточного давления, как например пункты пуска/приема очистных устройств и ловушки конденсата, и сварные детали, должны быть изготовлены, проконтролированы, испытаны и подтверждены документацией в соответствии с:

– признанной практикой;

– требованиями настоящего стандарта;

– требованиями соответствующего стандарта на проектирование;

– техническими условиями на материал и технологию изготовления.

Должны использоваться требуемые исходные материалы и методы и технологии, согласованные и прошедшие производственные квалификационные испытания.

10.6.4.2
Гидростатические испытания должны проводиться, как требуется в соответствующем стандарте на проектирование, за исключением времени выдержки, которое должно составлять не менее двух часов, даже если стандарт, на который ссылаются, допускает более короткий период.

10.6.5
Изготовление другого оборудования и деталей

10.6.5.1
Другие детали и оборудование, такие как изолирующие фланцы, механические соединительные устройства, тройники, Y-образные элементы и иные фитинги и детали, изготавливаемые горячей штамповкой листового проката, должны быть изготовлены, проконтролированы, испытаны и подтверждены документацией в соответствии с:

– признанной практикой;

– требованиями настоящего стандарта;

– требованиями соответствующего стандарта на проектирование;

– техническими условиями на материал и технологию изготовления.

Должны использоваться требуемые исходные материалы и методы и технологии, согласованные и прошедшие производственные квалификационные испытания.

10.6.5.2
Детали, находящиеся под давлением, должны подвергаться гидростатическим испытаниям, если такие испытания не будут невыполнимыми. Давление при испытаниях
должно
в 1,5 раза превышать
расчетное
давление, а время выдержки должно составлять 2 ч. Если соответствующий стандарт на проектирование требует более высокого давления или более длительной выдержки, тогда должны применяться
более
жесткие требования.

10.6.5.3
При проведении гидростатических испытаний испытательное давление должно регистрироваться с помощью оборудования, имеющего сертификаты калибровки не старше одного года с момента начала действия. В ходе гидростатических испытаний не допускается падение давления или утечки.

10.6.5.4
Изолирующие фланцы должны испытываться в соответствии с требованиями 10.2.8.

10.6.5.5
Квалификационные испытания рукавов и хомутов на соответствие трубопроводам определенных размеров, допуски на размер и отделку поверхности должны проводиться по согласованным
технологиям.

10.6.6
Изготовление элементов конструкций

Элементы конструкций должны быть изготовлены, проконтролированы, испытаны и подтверждены
документацией
в соответствии с:

– признанной практикой;

– требованиями настоящего стандарта;

– требованиями соответствующего стандарта на проектирование;

– техническими условиями на материал и технологию изготовления.

Должны использоваться требуемые исходные материалы, методы и технологии, согласованные и прошедшие квалификационные испытания изготовления/сборки.

10.6.7
Механические испытания горячештампованных, литых и кованых деталей

10.6.7.1
Испытание механических свойств деталей после горячей штамповки, литья или ковки должны проводиться на материале для испытаний, взятом:

– из удлиненной части детали;

– из составляющих единое целое с деталью темплетов для испытаний, которые отбираются от детали после окончательной термообработки;

– путем случайной выборки деталей одного и того же типа и формы, из одной и той же плавки и одной и той же партии термообработки.

Все механические испытания должны проводиться после окончательной термообработки.

10.6.7.2
Толщина материала и уковка (ковка-вытяжка) для составляющих единое целое с деталью
темплетов
для испытаний должны быть репрезентативными для реальной детали.

10.6.7.3
Отдельные темплеты для испытаний не должны применяться, однако могут быть допущены, при наличии соглашения, при условии, что они прошли термическую обработку одновременно с материалом, который они представляют, и толщина материала, уковка и масса являются представительными для реальной детали.

10.6.7.4
Должна быть проведена имитация термообработки образца для испытаний, если сварные швы между деталью и другими элементами, такими как труба, должны подлежать термообработке после сварки на более поздней стадии или если предписан другой тип термообработки.

10.6.7.5
Одна деталь из каждой серии (т.е. деталей одного и того же типоразмера и формы из одной и той же плавки или партии термообработки – то, что относится к более часто повторяющимся событиям) должна быть испытана, как указано далее:

– два образца для испытаний на растяжение, взятых из основного металла в поперечном направлении на 1/3 толщины;

– два набора образцов для испытаний по Шарпи c V-образным надрезом, взятых в поперечном направлении для каждого положения на 2 мм ниже внутренней и наружной поверхностей, и два набора образцов из того же положения для испытаний на растяжение. Надрез должен проходить перпендикулярно к поверхности детали;

– образцы для металлографических испытаний, взятые из того же положения, что и для испытаний по Шарпи для образцов с V-образным надрезом, и при 1/3Т, 1/2Т и 2/3Т. Для каждого образца должно быть выполнено минимум три измерения твердости. Образцы на 1/3Т и 2/3Т должны содержать ближайшую
поверхность
«как она есть» после термообработки (не прошедшую механическую обработку).

10.6.7.6
Расстояние от кромки темплета для испытаний до ближайшей кромки любого образца должно быть не меньше 1/3 толщины. Для сварных деталей испытания также должны включать в себя испытания
сварных
швов в соответствии с приложением С.

10.6.7.7
Образцы для коррозионных испытаний должны быть взяты таким образом, чтобы была испытана поверхность, подвергаемая воздействию коррозионной среды.

10.6.7.8
Механические свойства должны удовлетворять заданным требованиям. Относительное сужение должно составлять, по крайней мере, 35 %. Для толстостенных деталей с SMYS > 420 МПа должен
требоваться
более высокий уровень уковки.

10.6.7.9
Должна быть проверена твердость доступных поверхностей деталей. Испытания должны быть
достаточными
для определения эффективности термообработки. Твердость деталей, предназначенных для эксплуатации не в кислой среде, должна быть не более требований, установленных в таблице 9.3 для С-Мn и низколегированной стали и в таблице 9.6 для сталей, выплавленных
дуплекс-процессом.

Твердость для деталей, предназначенных для эксплуатации в кислой среде, должна соответствовать
значению,
указанному в 9.4.1.

10.7
Изготовление колен

10.7.1
Общие указания

10.7.1.1
Перед началом производства изготовитель должен разработать MPS.

MPS

10.7.1.2
В MPS должны быть описаны способы достижения и контроля заданных свойств продукции в ходе предлагаемого технологического процесса. В MPS должны быть установлены все характеристики, влияющие на качество и надежность продукции. Должны быть детально описаны все основные этапы
производства,
от контроля получаемого материала до отгрузки готовой продукции, в том числе порядок анализов и проверок. Должны быть приведены ссылки на технологии и критерии пригодности, определенные для всех этапов исполнения.

10.7.1.3
В MPS должны, как минимум, содержаться:

– план(ы), описание и схема технологических потоков;

– план обеспечения качества для конкретного проекта;

– используемая технология гибки;

– объем поставки материала; наименование (обозначение) изготовителя и расположение производственных мощностей по изготовлению материала;

– технология контроля процесса гибки;

– технология термообработки;

– технология NDT;

– список требуемых механических и коррозионных испытаний;

– технология контроля размеров;

– технология маркировки, покрытия и защиты;

– технология
транспортирования,
погрузки и отправки.

10.7.1.4
Материалы, используемые для изготовления колен в заводских условиях, должны отбираться с учетом химического состава и влияния способа изготовления на механические свойства, размеры и толщину стенки.

10.7.1.5
Предпочтительный способ изготовления колен – индукционная гибка.

10.7.1.6
Колена могут быть изготовлены из предназначенных
для
этого прямолинейных отрезков трубы без кольцевых сварных швов (труба-заготовка), которые гнут горячим, холодным или индукционным
способом
или из поковок. Секторные колена или колена со складками не разрешены к применению.

10.7.1.7
Труба-заготовка из С-Mn сталей должна поставляться в нормализованном, закаленном и отпущенном состоянии или в состоянии после термомеханической обработки (ТМСР).

10.7.1.8 Колена могут быть изготовлены из резервных отрезков обычной трубы. Следует отметить, что «обычная» труба, в частности, труба, изготовленная из прошедших ТМСР листов, может не обладать достаточной способностью к закаливанию, не может достичь требуемых механических свойств после гибки горячим или индукционным способом и последующей послегибочной термообработки.

10.7.1.9
Деформированная в горячем состоянии труба-заготовка в результате послегибочной термообработки может обладать непостоянством размеров.

10.7.1.10
Труба-заготовка и другие трубы, предназначенные для колен, должны соответствовать всем требованиям, приведенным в разделе 9. Отказ от заводских испытаний давлением в соответствии с 9.5.11.8
для этого случая невозможен.

Механические свойства трубы-заготовки

10.7.1.11
Труба-заготовка, изготовленная из С-Mn сталей и нержавеющих сталей, выплавленных
дуплекс-процессом, должна, как минимум, соответствовать требованиям к трубе и дополнительным требованиям (в зависимости от применимости), приведенным в разделе 9.

10.7.1.12
Требования к твердости для С-Mn сталей и нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, должны быть в соответствии с 9.3.2.5
и 9.3.3.6
соответственно.

Химический состав трубы-заготовки

10.7.1.13
Химический состав трубы-заготовки из С-Mn стали должен соответствовать таблице 9.5. Химический состав трубы-заготовки из нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, должен быть в соответствии стаблицей 9.5.

Металлографические исследования трубы-заготовки из стали, выплавленной дуплекс-процессом

10.7.1.14
Металлографические исследования трубы-заготовки соответствующего назначения из нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, должны проводиться в соответствии с 9.3.3.4
и 9.3.3.5 и приложением В.

Таблица 10.5 – С-Mn сталь для колен, химический состав^{1), 2), 3)}

10.7.2 Труба-заготовка для эксплуатации в морской воде

Для трубы-заготовки соответствующего назначения из нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей или CRA на основе никеля, предназначенной для эксплуатации в морской воде, коррозионные испытания должны проводиться в соответствии с 9.3.3.8
и 9.3.4.4,
в зависимости от того, что является примененимым.

10.7.3
Дополнительные требования к трубе-заготовке

Дополнительные требования, эксплуатация в кислой среде S

10.7.3.1
В общем случае, должны применяться все требования, приведенные в 9.4.1. Химический
состав
трубы-заготовки для колен должен соответствовать таблице 9.7 или 9.8, в зависимости от того, что применимо.

10.7.3.2
Коррозионные испытания могут проводиться на трубе-заготовке при наличии соглашения. В этом случае образцы, представляющие максимальную толщину стенки колена, должны быть взяты из трубы-заготовки и подвергнуты термообработке перед коррозионными испытаниями. Термообработка образцов для испытаний должна включать в себя, кроме какой-либо термообработки после гибки, циклические воздействия тепла, которым материал подвергается в процессе гибки.

Дополнительные требования, свойства остановки разрушений F

10.7.3.3
Требования к свойствам остановки разрушений к коленам не применяются.

10.7.4
Требования к трубе для изготовления колен, не являющейся трубой-заготовкой

При отсутствии труб-заготовок, предназначенных для изготовления колен, выбор трубы для изготовления необходимо проводить исходя из требований 10.7.1
и 10.7.2,
в особенности 10.7.1.8.

10.7.5
Термообработка, требующаяся после гибки

10.7.5.1
Термообработка после гибки для колен, изготовленных индукционным способом из С-Mn сталей, нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей (кроме мартенситных) и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля, требуется, если испытуемый материал после гибки не соответствует требованиям к трубе-заготовке. Термообработка должна соответствовать согласованной технологии, предложенной изготовителем колен. Технология гибки, включая термообработку после гибки, должна пройти квалификационные испытания согласно 10.7.5.

10.7.5.2
Колена, изготовленные из кованых низколегированных сталей, должны быть закалены и отпущены или нормализованы вслед за ковкой.

10.7.5.3
Колена, изготовленные из мартенситных нержавеющих сталей, должны проходить термообработку после горячей штамповки и индукционной гибки согласно рекомендациям изготовителя стали.

10.7.5.4
Колена, изготовленные из плакированного, футерованного материала, должны проходить термообработку после горячей штамповки и индукционной гибки согласно рекомендациям изготовителя стали.

10.7.5.5
Колена, изготовленные холодной гибкой, должны проходить релаксацию напряжений, если общие деформации превышают 3 %. При толщине стенки ниже 25 мм общие холодные деформации могут быть повышены без соответствующих изменений релаксации напряжений в результате соглашения. Общий процент деформации должен быть рассчитан с использованием следующего уравнения

                                        (10.2)

где t_max – максимальная толщина стенки трубы;

r
–
радиус
деформирования.

10.7.6
Квалификационные испытания технологии гибки

10.7.6.1
Технология гибки должна быть утверждена и подтверждена квалификационными испытаниями. Должны быть определены основные показатели для допустимых отклонений параметров гибки.

Примечание –
Технология холодной
формовки может
содержать информацию,
которая касается:

– описания и
последовательности операций;

– используемого оборудования;

– обозначения материала;

– диаметра, толщины
стенки трубы
и радиуса
изгиба;

– начальной и
последующей степеней
деформации;

– положения продольного
шва;

– методов, относящихся
к тому,
как избежать
местного утонения,
морщинистости и
овальности;

– термообработки после
гибки;

– технологии гидростатических испытаний;

– технологии неразрушающего
контроля;

– технологии контроля
размеров.

Технология горячей
штамповки может
содержать информацию,
которая касается:

– последовательности операций;

– нагревательного оборудования;

– обозначения материала;

– диаметра, толщины
стенки трубы
и радиуса
изгиба;

– скоростей нагрева,
охлаждения;

– максимальной и
минимальной температуры
в течение
операций формовки;

– температурного обслуживания,
контроля;

– регистрирующего оборудования;

– положения продольного
шва;

– методов, относящихся
к тому,
как избежать
местного утонения,
морщинистости и
овальности;

– термообработки после
гибки (для
сталей дуплекс:
полный отжиг);

– технологии гидростатических испытаний;

– технологии неразрушающего
контроля;

– технологии контроля
размеров.

Технология индукционной
гибки может
содержать информацию,
которая касается:

– последовательности операций;

– используемого оборудования;

– обозначения материала;

– диаметра, толщины
стенки трубы
и радиуса
изгиба;

– положения сварного
шва;

– температуры гибки
индукционным способом;

– скорости гибки;

– методики охлаждения
(среда, давление,
расположение и
число штуцеров
и т.д.);

– термообработки после
гибки;

– технологии гидростатических испытаний;

– технологии неразрушающего
контроля;

–
технологии контроля
размеров.

10.7.6.2
Технология гибки должна пройти квалификационные испытания, состоящие в механических
испытаниях
и неразрушающем контроле, визуальном контроле и проверке размеров. Если есть соглашение, квалификационные испытания технологии гибки для С-Mn сталей, нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей (кроме мартенситных) и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля можно проводить без термообработки после гибки.

10.7.6.3
Квалификационные испытания технологии гибки должны включать в себя испытания, требуемые в 10.7.6.4
– 10.7.6.10.

Колена из бесшовной трубы

10.7.6.4
Для колен, изготовленных из бесшовных труб, объем испытаний на растяжение и на удар по Шарпи для образцов с V-образным надрезом должен быть в соответствии с приведенным далее:

Испытания на растяжение:

– основного металла на внутреннем радиусе изгиба, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла на наружном радиусе изгиба, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла в начале переходной области на внутреннем радиусе, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного материала в начале переходной области на наружном радиусе, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла прямолинейного участка.

Испытания на удар по Шарпи для образцов с V-образным надрезом:

– основного металла на внутреннем радиусе изгиба, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла на наружном радиусе изгиба, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла в начале переходной области на внутреннем радиусе, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла в начале переходной области на наружном радиусе, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла прямолинейного участка.

Для колен, изготовленных из трубы наружным диаметром менее 300 мм, требуются испытания только в продольном направлении.

Макро-, микроиспытания и измерения твердости:

– одно полное макросечение стенки должно быть взято параллельно продольной оси колена из зон внутреннего и наружного радиусов изгиба и из начальной и конечной переходных областей, а также из
прямолинейного
участка основного металла (всего пять образцов);

– для стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля указанные макросечения должны быть заменены микросечением для проведения полных металлографических исследований;

– измерения твердости должны быть проведены на макро- и микросечениях в соответствии с приложением В;

– измерения твердости должны проводиться на наружной поверхности готового колена. Испытания должны быть проведены со снятием, как минимум, восьми измерений на прямолинейных участках по периметру круглого сечения колена, в начальной и конечной переходных зонах и в середине криволинейного
участка.

Колена из сварной трубы

10.7.6.5
Для колен, изготовленных из сварных труб, в дополнение к испытаниям по 10.7.6.4,
должны
быть
проведены следующие испытания.

Испытания на растяжение:

– испытания на растяжение поперечного сечения сварного шва должны быть проведены в зоне криволинейного участка, в начальной и конечной переходных областях и на прямолинейном участке.

Испытания на удар по Шарпи для образцов с V-образным надрезом:

– металл сварного шва, FL, FL + 2 мм и FL – 5 мм в дуге (четыре образца);

– металл сварного шва в начальной переходной области (один образец);

– металл сварного шва в конечной переходной области (один образец).

Макро-, микроиспытания и испытания твердости:

– два полных макросечения стенки сварного шва должны быть взяты параллельно продольной оси колена из начальной и конечной переходных областей (всего два образца);

– для стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля указанные макросечения должны быть заменены микросечением сварного шва для проведения полных металлографических исследований.

Распространяется на все колена

10.7.6.6
Образцы для испытаний на растяжение должны быть взяты из середины толщины материала. Образцы с V-образным надрезом для испытаний на удар должны быть взяты на 2 мм ниже внутренней
поверхности,
и макро/микрообразцы должны представлять всю толщину материала.

10.7.6.7
Для колен, у которых начальная и конечная переходные области и прямолинейный участок не сохраняются в поставляемом колене, механические испытания этих зон не требуются.

10.7.6.8
Требования к испытаниям на растяжение по Шарпи с V-образным надрезом и твердости должны соответствовать таблицам 9.3 и 9.4 для С-Mn сталей и таблице 9.6 для сталей, выплавленных
дуплекс-процессом. Для стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля металлография должна соответствовать требованиям 9.3.3.8.

10.7.6.9
При наличии дополнительных требований S необходимые испытания должны проводиться в соответствии с разделом 9.

10.7.6.10
Если результаты испытаний не удовлетворяют заданным требованиям к трубе-заготовке, технология гибки, в том числе вся послегибочная термообработка, должна быть подвергнута повторным
квалификационным
испытаниям.

10.7.7
Гибка и термообработка после гибки

10.7.7.1
Перед гибкой толщина стенки должна быть измерена на каждом участке трубы.

10.7.7.2
Если в процессе гибки горячим или индукционным способом операции гибки прерываются, колено, на котором произошла остановка работы, должно быть отбраковано.

10.7.7.3
Продольный шов сварной трубы в ходе гибки должен быть на нейтральной оси.

10.7.7.4
Гибка должна проводиться в соответствии с прошедшей квалификационные испытания технологией и определенными основными параметрами. В течение гибки индукционным и горячим способами
температура
должна контролироваться в пределах ± 15 °С с помощью оптического пирометра. Значения
температуры
должны регистрироваться для каждого колена. Оборудование гибки должно проходить калибровку не реже одного раза в год для обеспечения необходимой стабильности и однородности температуры.

10.7.7.5
Послегибочная термообработка должна проводиться в соответствии с 10.5.4.

10.7.7.6
В каждой партии термообработки, как минимум, одна термопара должна быть прикреплена к одному колену. Для деталей, подлежащих закалке и отпуску (Q/T), температура закалочной среды в ходе операций по закалке должна регистрироваться.

10.7.8
Неразрушающий и визуальный контроль

10.7.8.1
Требования к специалистам по NDT, оборудованию для NDT, технологии и критериям пригодности приведены в приложении D.

10.7.8.2
Колена должны быть подвергнуты струйной очистке, согласно [37], Sa 21/2 для удаления окалины из зоны изгиба перед осмотром и NDT.

10.7.8.3
При условии, что материал проходил 100 %-ный ультразвуковой контроль для выявления
расслоений
в листах или трубах, для каждого колена должны быть проведены нижеследующие испытания.

10.7.8.4
Наружные и доступные части внутренних поверхностей подвергают 100 %-ному визуальному
контролю.
На коленах не должно быть канавок, вмятин, углублений, складок, выступов, уступов и поверхностных сколов. Трещины не допускаются.

10.7.8.5
Незначительная волнистость профиля внутреннего радиуса колена считается приемлемой, если высота и глубина неровностей не превышает 1 % номинального внутреннего диаметра, а отношение длины к высоте превышает 12:1. Расстояние между приемлемыми мелкими волнами профиля внутреннего
радиуса
изгиба колена должно быть больше, чем один номинальный внутренний диаметр.

10.7.8.6
Должен быть проведен 100 %-ный радиографический контроль или ультразвуковой контроль
сварного
шва области изгиба и переходных областей и конечных 250 мм прямолинейной части, если они не испытывались на трубе-заготовке перед гибкой.

10.7.8.7
Должна быть проведена 100 %-ная магнитопорошковая дефектоскопия на дуге в 90° с обеих сторон выпуклой поверхности для ферромагнитной трубы или 100 %-ная капиллярная дефектоскопия совместно с 100 %-ным ультразвуковым контролем той же зоны для неферромагнитной трубы для проверки
отсутствия
поперечных
дефектов.

10.7.8.8
Должны быть выполнены ультразвуковые измерения толщины стенки по окружности на внутреннем и наружном радиусах изгиба и обеих нейтральных осях с шагом в 150 мм по всей длине изгиба. Толщина стенки должна быть не ниже заданного минимума в каждом из этих мест.

10.7.8.9
Твердость наружной поверхности изгиба должна быть испытана в местах, указанных в 10.7.8.8.
Твердость внутренней поверхности должна испытываться на внутреннем и наружном радиусах изгиба и обеих нейтральных осях настолько далеко, насколько позволяет доступ. Твердость для колен, предназначенных к эксплуатации не в кислой среде, не должна превышать требований, приведенных в таблице 9.3 для С-Mn сталей и в таблице 9.6 – для сталей, выплавленных
дуплекс-процессом.

10.7.8.10
После подготовки концов вся зона подготовки концов и 100 мм сварного шва должна быть проверена магнитопорошковой дефектоскопией для ферромагнитной трубы или капиллярной дефектоскопией для немагнитной трубы.

10.7.8.11
По результатам послегибочной термообработки требуется проведение окончательного NDT, в том числе проверка размеров.

10.7.9
Испытания колен на стадии изготовления

10.7.9.1
На стадии изготовления механическим испытаниям должно быть подвергнуто одно колено с самой значительной толщиной стенки для каждого диаметра из изготовленных в одной и той же серии.

10.7.9.2
Испытания колен, изготовленных индукционной гибкой, могут быть выполнены на продолжении трубы, которое подвергалось тем же циклическим воздействиям температуры, что и зона изгиба трубы.

10.7.9.3
Испытания начальных переходных областей не требуются для колен, для которых была проведена полная термическая обработка, восстанавливающая микроструктуру.

10.7.9.4
Для колен, изготовленных из трубы с наружным диаметром менее 300 мм, требуются испытания только в продольном направлении.

Колена из бесшовной трубы

10.7.9.5
Для колен, изготовленных из бесшовных труб, объем механических испытаний должен быть следующим:

Испытания на растяжение:

–
основного металла на наружном радиусе изгиба, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла на наружном радиусе в начале переходной области, продольные и поперечные (всего два образца), если не действуют ограничения 10.7.9.3.

Испытания на удар по Шарпи образцов с V-образным надрезом:

–
основного металла на наружном радиусе изгиба, продольные и поперечные (всего два образца);

– основного металла на наружном радиусе изгиба в начале переходной области, продольные и поперечные (всего два образца), если не действуют ограничения 10.7.9.3.

Макро-, микроиспытания и измерения твердости:

–
одно полное макросечение стенки должно быть взято параллельно продольной оси колена из зон внутреннего и наружного радиусов изгиба и из начальной и конечной переходных областей (если не действуют ограничения 10.7.6.3);

– для стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля указанные макросечения должны быть заменены микросечением для проведения полных металлографических исследований;

– измерения твердости должны быть проведены на макро- и микросечениях в соответствии с приложением В.

Колена из сварной трубы

10.7.9.6
Для колен, изготовленных из сварных труб, в дополнение к испытаниям, требуемым в 10.7.9.5,
должны быть проведены следующие испытания.

Испытания на растяжение:

–
испытания на растяжение поперечного сечения сварного шва в зоне изгиба (один образец);

– испытания на растяжение поперечного сечения сварного шва в начале переходной области (один образец), если не действуют ограничения 10.7.9.3.

Испытания на удар по Шарпи образцов с V-образным надрезом:

–
металл сварного шва, FL, FL + 2 мм и FL – 5 мм в области изгиба (4 образца);

– металл сварного шва в начале переходной области (один образец), если не действуют ограничения 10.7.9.3.

Макро-, микроиспытания и измерения твердости:

–
одно полное поперечное макросечение стенки сварного шва должно быть взято из области изгиба и одно – из начала переходной области (если не действуют ограничения 10.7.9.3);

– для стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля указанные макросечения должны быть заменены микросечением сварного шва для проведения полных металлографических исследований.

Распространяется на все колена

10.7.9.7
Образцы для испытаний на растяжение должны быть взяты из середины толщины материала. Толщина образцов с V-образным надрезом для испытаний на ударную вязкость должны быть на 2 мм меньше толщины материала со стороны внутренней поверхности, и макрообразцы должны представлять всю толщину материала.

10.7.9.8
Для колен, у которых переходные области и прямолинейный участок не сохраняются в поставляемом колене, механические испытания этих зон не требуются.

10.7.9.9
Требования к испытаниям на растяжение по Шарпи с V-образным надрезом и твердости должны соответствовать таблице 9.3 для С-Mn сталей и таблице 9.4 для сталей, выплавленных
дуплекс-процессом. Для стали, выплавленной дуплекс-процессом, других нержавеющих сталей и коррозионно-стойких сплавов на основе никеля металлография должна соответствовать требованиям 9.3.3.4.

10.7.10
Размеры, допуски и маркировка

10.7.10.1
Размеры и допуски на концах колена должны быть совместимыми с присоединяемой трубой. Рекомендуется использование прямолинейных
тангенциальных
участков, равных по длине одному диаметру. Овальность поперечных сечений должна поддерживаться в пределах заданных отклонений, а радиус колена должен быть достаточно большим (например, пятикратный наружный диаметр) для прохождения средств очистки и диагностики, если это требуется.

10.7.10.2
Контроль размеров должен включать в себя:

– ID на концах колена;

– OD тела колена на внутреннем и наружном радиусах изгиба и обеих нейтральных осях;

– прохождение шаблона, состоящего из двух алюминиевых пластин с диаметром, равным 96 % номинального ID, жестко закрепленных на расстоянии, равном 1,5 × ID;

–
некруглость концов колена – максимум 1,5 %; тела – максимум 3 %;

– наружный радиус колена, измеренный как отклонение от заданного радиуса (радиус центральной
линии
колена плюс 1/2 OD) ± 1 %, максимальное значение должно быть не более 25 мм;

– радиус кривизны оси колена в пределах ± 1 %, максимум ± 12,7 мм;

– прилежащий угол между центральными линиями прямолинейных участков колена в пределах ±0,75°;

– линейная/плоскостная прямолинейность (заданный угол колена, разделенный на 90°×10 мм, максимальное значение не должно превышать 10 мм);

– расположение сварного шва;

– перпендикулярность торцов, угол в пределах ±0,5°, максимум – 3 мм.

10.7.10.3
Колена должны маркироваться в соответствии стребованиями 9.6.1.

10.7.11
Ремонт

10.7.11.1
Ремонт основного металла колена сваркой не допускается.

10.7.11.2
Какой-либо ремонт продольных сварных швов должен проводиться сваркой перед окончательной термообработкой и согласно прошедшей аттестацию технологии сварки должен подвергаться NDT, требуемому в разделе 9.

10.7.11.3
Ремонт поверхностных выемок, углублений и подобных дефектов с помощью шлифования
должен
проводиться при наличии соглашения. Шлифование не должно уменьшать толщину стенки более заданного минимума.

10.8
Изготовление райзеров, компенсаторов и трубных плетей для намотки и буксировки

10.8.1
Общие указания

10.8.1.1
На изготовление райзеров, трубных компенсаторов, трубных плетей и т.д. из С-Mn стали, нержавеющей стали, выплавленной дуплекс-процессом, и плакированной, футерованной стали распространяются следующие требования.

10.8.1.2
Изготовление должно проводиться в соответствии стехническими условиями, устанавливающими требования к методам изготовления, технологии, объему испытаний, критериям пригодности и требующейся документации. Технические условия должны быть приняты на основании соглашения перед началом производства.

10.8.2
Гарантия качества

Требования к гарантии качества должны соответствовать 5.2.5.

10.8.3
Материалы для райзеров, компенсаторов и трубных плетей для намотки и буксировки

Материал труб

10.8.3.1
Труба, изготовленная из С-Mn стали и нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, должна, как минимум, соответствовать требованиям к трубе, включая дополнительные требования при их наличии, приведенным в разделе 9.

10.8.3.2
Кроме того, труба, используемая в трубных плетях для намотки, должна, как минимум, соответствовать дополнительным требованиям Р, приведенным в разделе 9.

10.8.3.3
Применение материала с более высокой прочностью должно допускаться по соглашению.

Примечание – Для сталей c SMYS > 485 МПа может потребоваться
проведение РWНТ зоны сварки, для достижения
требуемого уровня твердости и механических свойств.

Кованый и литой материал

10.8.3.4
Кованый и литой материал должен, как минимум, удовлетворять требованиям 10.4.

10.8.4
Технологии изготовления и подготовка производства

10.8.4.1
Прежде чем начать изготовление, изготовитель должен разработать MPS.

MPS

10.8.4.2
В MPS должны устанавливать порядок изготовления и проверок на всех указанных этапах
производства;
должны быть описаны характеристики, влияющие на качество и надежность продукции. Должны быть детально описаны все основные этапы изготовления, от контроля получаемого материала до отгрузки готовой продукции, в том числе порядок анализов и проверок. Должны быть приведены ссылки на технологии и критерии пригодности, определенные для каждого этапа.

10.8.4.3
MPS
должны, как минимум, содержать:

– план(ы), описание и схему технологических процессов;

– план обеспечения качества для конкретного проекта;

– используемые технологические процессы изготовления;

– объем поставки материала, наименование (обозначение) изготовителя и местоположение производственных мощностей по изготовлению материала;

– технологию контроля процесса изготовления;

– технологию сварки;

– технологию термообработки;

– технологию NDT;

– технологии испытаний давлением;

– список требуемых механических и коррозионных испытаний;

– технологию контроля размеров;

– технологию маркировки, покрытия и защиты;

– технологию
транспортирования,
погрузки и отправки.

10.8.4.4
MPS
должны быть приняты в результате соглашения.

10.8.4.5
Особо должна быть предусмотрена возможность доступа и время, требующееся для соответствующего контроля и проверки процесса изготовления.

10.8.4.6
В ходе изготовления трубных плетей для намотки и буксировки должна контролироваться
последовательность
труб, входящих в трубную плеть, так чтобы разность жесткостей с обеих сторон сварных швов была сведена к минимуму. Это должно достигаться путем подбора толщины стенки, диаметра труб с обеих сторон сварных швов с настолько близкими значениями, насколько это возможно.

10.8.4.7
Особое внимание при изготовлении должно быть уделено контролю веса и распределению
плавучести
трубных плетей, предназначенных для буксировки.

10.8.4.8
Технологии, подготовленные изготовителем, должны быть приняты в результате соглашения.

10.8.5
Получение, идентификация и сопровождение материала

10.8.5.1
Весь материал по прибытию должен быть проверен на наличие дефектов. Должны быть сверены количество и обозначения материала. Поврежденные элементы должны быть четко маркированы, рассортированы и должным образом направлены в отходы.

10.8.5.2
Трубы должны быть проконтролированы на наличие в них сыпучего материала, отходов и других загрязнений и должны проходить внутреннюю очистку перед направлением в сборочный узел. Метод очистки не должен наносить никаких повреждений внутренним покрытиям.

10.8.5.3
Должна быть организована система обеспечения правильного складирования материалов и их отслеживания на соответствие сертификатам материалов. В ходе транспортирования, хранения и всех операций по изготовлению обозначение материала должно быть сохранено.

10.8.5.4
Следует применять систему учета труб, чтобы сохранить записи о номерах сварных швов, NDT, номерах труб, длине труб, коленах, общей длине, установке протекторов, сборочных узлах на линии
трубопровода
и номерах ремонта. Система не должна допускать дублирования записей.

10.8.5.5
Отдельные трубы трубных плетей должны быть маркированы в соответствии с введенной
системой
сопровождения труб с помощью подходящего для эксплуатации в море красителя. Расположение, размер и цвет маркировки должны быть удобными для распознавания с помощью ROV в ходе монтажа. Может понадобиться наносить полосу на верхней части труб, чтобы проверять, не произошло ли какого-либо поворота при монтаже.

10.8.5.6
Если происходит замена поврежденных
труб
или других элементов, должна быть сохранена
последовательная
маркировка.

10.8.6
Обрезка, формовка, сборка, сварка и термообработка

10.8.6.1
Подрядчик должен иметь возможность проводить сварные соединения требуемого качества. Это может относиться к кольцевым и иным сварным швам, наплавке и термообработке после сварки. Соответствующая документация о возможностях подрядчика должна быть доступна для потребителя по его требованию.

10.8.6.2
Должно быть уделено внимание местным воздействиям на свойства материала и углеродные
загрязнения
за счет термической резки. Может потребоваться предварительный нагрев области, подлежащей резке. Углеродные загрязнения должны быть удалены с помощью шлифования поврежденного материала.

10.8.6.3
Формовка материала должна выполняться в соответствии с согласованными технологиями, задающими требования к последовательным стадиям.

10.8.6.4
Последовательность изготовления и сварки должна быть такой, чтобы объем усадки, деформаций и остаточных напряжений был минимальным.

10.8.6.5
Элементы, подлежащие сварке, должны быть правильно выровнены и удерживаться в требуемом положении с помощью зажимов, других соответствующих устройств или прихваточных сварных швов, пока сварка не дойдет до стадии, при которой приспособления для удерживания или прихваточные сварные швы могут быть удалены без угрозы деформации или усадки, в зависимости от того, что относится к
рассматриваемому
случаю.

10.8.6.6
Технологии сварки должны пройти квалификационные испытания. Технологический процесс сварки, персонал (сварщики), обращение с расходными материалами сварки и изготовление должны отвечать требованиям, приведенным в приложении С.

10.8.7
Гидростатические испытания

10.8.7.1
При необходимости должны быть проведены гидростатические испытания.

10.8.7.2
Размеры участка, подлежащего испытаниям, должны быть показаны на схемах или эскизах. Должны быть указаны пределы испытаний, временные заглушки, концевые затворы, а также расположение
средств
измерения и оборудования для испытаний. Высота расположения средств измерения для испытаний должна носить информационный характер для испытательного давления.

10.8.7.3
Концевые затворы и другое временное испытательное оборудование должно быть разработано, изготовлено и проверено на несущую способность при максимальном испытательном давлении и в соответствии с нормативными документами.

10.8.7.4
Испытания линейной запорной арматуры не проводятся, за исключением случаев определения возможных утечек и повреждений арматуры. Арматура рассчитывается и испытывается на значения
испытательного
давления. Должны быть заблокированы или удалены ответвления малых диаметров и измерительные каналы, чтобы избежать возможного загрязнения. Должна быть рассмотрена возможность
предварительного
наполнения полостей корпусов арматуры инертной жидкостью, кроме случаев, когда арматура имеет устройства для уравновешивания давления по седлам арматуры. Вся арматура во время заполнения должна быть полностью открыта.

10.8.7.5
Сварные швы не должны быть покрыты, окрашены или закрыты. При наличии соглашения могут использоваться тонкие первичные покрытия.

10.8.7.6
Средства измерения и испытательное оборудование, применяемые для измерений давления, объема и температуры, должны быть откалиброваны с целью достижения точности, сходимости
результатов
измерений и чувствительности средств измерений. Все средства измерения и оборудование для испытаний должны иметь сертификаты калибровки, действующие, как минимум, 6 месяцев до начала испытаний. Если средства измерений или испытательное оборудование часто использовались, они должны быть откалиброваны непосредственно перед испытанием.

10.8.7.7
Приборы и регистрирующие устройства должны быть проверены на правильность работы
непосредственно
перед каждыми испытаниями. Все оборудование для испытаний должно размещаться в безопасном месте за пределами границы зоны испытаний.

10.8.7.8
На средства измерения и оборудование для испытаний распространяются следующие требования:

– приборы для испытаний должны иметь диапазон измерения, как минимум, превышающий заданное
испытательное
давление в 1,25 раза, точность более ± 0,01 МПа и чувствительность выше 0,005 МПа;

– средства измерения температуры и регистрирующие приборы должны обладать точностью выше ± 1,0 °С;

– должны быть использованы приборы для регистрации давления и температуры, которые обеспечивают графическую регистрацию испытаний давлением на протяжении всего испытания.

10.8.7.9
Перед началом испытаний должны быть проведены и согласованы расчеты, показывающие
влияние
температурных изменений на испытательное давление. Если используются устройства для измерения температуры, они должны располагаться вблизи трубопровода, а расстояние между приборами должно быть выбрано на основании перепадов температуры вдоль трассы трубопровода.

10.8.7.10
Средой испытаний должна быть пресная вода или ингибированная морская вода.

10.8.7.11
Подъем давления должен происходить с постоянной скоростью до значения, равного 95 % испытательного давления. Последние 5 % вплоть до испытательного давления должны подниматься с линейно уменьшающейся скоростью, доходящей до 0,05 МПа в 1 мин. Прежде чем начнется период выдержки, должно быть предоставлено время для стабилизации температуры и давления.

10.8.7.12
Требования к испытательному давлению для испытаний системы давлением приведены в 8.4.2.4.

10.8.7.13
Время выдержки для испытательного давления должно составлять 6 часов.

10.8.7.14
Давление должно регистрироваться в течение периодов повышения давления, стабилизации и выдержки. Температура и давление должны регистрироваться, по крайней мере, каждые 10 мин в течение периода выдержки.

10.8.7.15
В процессе испытаний все сварные швы, фланцы, механические соединения и т.д., находящиеся под давлением, должны осматриваться на наличие утечек.

10.8.7.16
Испытания давлением соответствуют требованиям, если не наблюдается утечек или падения давления. Изменения давления в пределах ± 1,0 % испытательного давления считаются приемлемыми при условии, что причина общих изменений – колебания температуры или носит иной характер. Если наблюдаются более значительные изменения давления, период выдержки должен быть увеличен до тех пор, пока не будет достигнут период выдержки с приемлемыми изменениями давления.

10.8.7.17
Документация, подготовленная в связи с испытаниями трубопроводной системы давлением, должна содержать:

– схемы или эскизы испытаний;

– графики с приборов регистрации давления и температуры;

– логарифмические зависимости для давления и температуры;

– сертификаты калибровки средств измерения и оборудования для испытаний;

– расчет зависимости «давление-температура» и подтверждение пригодности.

10.8.8
Неразрушающий и визуальный контроль

10.8.8.1
Все сварные швы должны подвергаться:

–
100 %-ному визуальному контролю;

–
100 %-ной радиографии или ультразвуковому контролю (для кольцевых сварных швов является
предпочтительным
автоматический ультразвуковой контроль).

10.8.8.2
Рекомендации по применимым и предпочтительным методам NDT приведены в приложении D (см. D.1.4).

10.8.8.3
Требования к автоматическому ультразвуковому контролю кольцевых сварных швов приведены в приложении Е.

10.8.8.4
Если допустимые размеры дефектов основаны на ЕСА, то требуется проведение ультразвукового контроля, предпочтительно автоматического ультразвукового контроля.

10.8.8.5
NDT
должен проводиться после завершения всех операций по холодной формовке, термообработке и гидростатическим испытаниям.

10.8.8.6
Требования к персоналу, методам, оборудованию, технологии и допустимым значениям
дефектов,
выявленных по результатам NDT приведены в приложении D.

10.8.9
Проверка размеров

10.8.9.1
Проверка размеров должна проводиться для того, чтобы определить соответствие требуемым размерам и допускам.

10.8.9.2
Проверка размеров трубных плетей для буксировки должна включать в себя вес и распределение веса и плавучести.

10.8.10
Защита от коррозии

Применение покрытий и монтаж протекторов должны соответствовать требованиям раздела 11.

10.9
Документация, записи, аттестация и маркировка

10.9.1
Документация, записи, аттестация и маркировка

10.9.1.1
Весь основной металл, фитинги и фланцы и т.д. должны поставляться вместе с Актом приемки 3.1.В в соответствии с стандартом [18] или принятым аналогом.

10.9.1.2
Акт приемки должен содержать:

– обозначение продукции, на которую составляется акт, с указанием номера плавки, партии термообработки и т.д.;

– размеры и вес изделий;

– результаты (или ссылки на результаты) всех заданных проверок и испытаний;

– условия поставки и температуру окончательной термообработки.

10.9.1.3
Каждая единица оборудования или деталь должны иметь соответствующую уникальную маркировку, необходимую для опознания. Маркировка должна устанавливать взаимосвязь изделия с относящейся к нему документацией о контроле.

10.9.1.4
Маркировка должна быть такой, чтобы она легко определялась и сохранялась в течение
последующей
эксплуатации.

10.9.1.5
Может понадобиться иная маркировка, требующаяся для обозначения.

10.9.1.6
Оборудование и соединительные детали должны быть в достаточной мере защищены от вредных воздействий со времени изготовления до ввода в эксплуатацию.

11 Защита от коррозии и утяжеляющее
покрытие

11.1
Общие положения

11.1.1 Цель раздела

11.1.1.1
Цель настоящего раздела – формулирование общих правил по:

– концептуальному и рабочему проектированию систем защиты от коррозии;

– проектированию и изготовлению утяжеляющих покрытий из бетона;

– контролю качества в процессе изготовления/монтажа систем защиты от коррозии.

11.1.1.2
Определение количественных параметров конкретного проекта и функциональных
требований
основывается на соответствующих стандартах и нормативных документах, в том числе на [38] для
электрохимической
защиты и на [39] для заводских покрытий труб.

11.1.2
Применение

11.1.2.1
Настоящий раздел охватывает наружные и внутренние средства защиты от коррозии трубопроводов и райзеров. Его требования также распространяются на бетонные покрытия для придания отрицательной плавучести. Однако он не распространяется на береговые участки трубопроводов на выходах
подводных
трубопроводов.

11.1.2.2
Выбор материалов труб, связанный с защитой от коррозии, рассматривается в разделе 8. Требования и руководящие указания по контролю и мониторингу, связанные с коррозией трубопроводов, можно найти в разделе 13.

11.1.3
Определения

11.1.3.1
Термин «коррозионный контроль», используемый в этом разделе, относится ко всем измерениям, выполняемым для защиты от коррозии, а также к контролю и мониторингу коррозии (см. раздел 13). Защита от коррозии включает в себя применение коррозионно-стойких материалов, учет припусков на коррозию (см. 8.2.7) и различные средства для подавления коррозии.

11.1.3.2 Покрытие (наружное) труб относится к системам покрытий, применяемым при изготовлении (обычно это многослойное покрытие общей толщиной несколько миллиметров), которое предназначается
только
для защиты от коррозии или одновременно для теплоизоляции. Некоторые системы покрытий могут включать в себя дополнительный наружный слой для механической защиты, главным образом, в процессе укладки трубопровода, засыпке камнями или при разработке траншей. Однако на бетонное покрытие труб для предотвращения всплытия (утяжеляющее покрытие) термин «покрытие труб» не распространяется.

11.1.3.3
Покрытие стыков в полевых условиях относится к однослойному или многослойному покрытию, которое применяется для защиты кольцевых сварных швов независимо от того, выполнено ли это покрытие в полевых условиях или на заводе (например, для трубопроводов с укладкой размоткой или
предварительно
изготовленных
райзеров).

11.1.3.4
Определение зон коррозии, включая зону заплеска, атмосферную зону и зону погружения, рассматривается в 11.4.1.

11.2
Общие принципы коррозионного контроля на стадии проектирования

11.2.1
Общие положения

11.2.1.1
Все элементы трубопроводной системы должны иметь соответствующую защиту от коррозии, чтобы исключить отказы, вызванные или инициированные коррозией как снаружи трубопровода, так и изнутри.

Примечание – Любой коррозионный дефект
выражается в виде более или менее равномерного утонения стенок трубы, но более
характерна рассеянная, язвенная коррозия и коррозия в виде бороздок,
расположенных вдоль или перпендикулярно к оси трубы. Другой вид повреждений –
коррозионное растрескивание под напряжением. Равномерная коррозия и
коррозионные бороздки могут взаимодействовать с внутренним давлением или с
внешними эксплуатационными нагрузками, приводя к разрыву стенок за счет
возникновения пластических разрушающих деформаций или хрупкого излома.
Отдельные поверхностные раковины являются наиболее вероятными причинами,
вызывающими утечки через свищи, пронизывающие толщину стенки трубы.

11.2.1.2
Для участков райзеров, находящихся в зоне атмосферных воздействий, наружная коррозия должна контролироваться путем нанесения соответствующего покрытия краской на подготовленную поверхность и применения покрытия в соответствии с настоящим стандартом (см. 11.4). Некоторые коррозионно-стойкие сплавы не нуждаются в такого рода покрытиях.

11.2.1.3
Для участков райзеров, находящихся в зоне заплеска, должно использоваться покрытие в виде толстой оболочки (см. 11.1.3.2) в соответствии с требованиями 11.4. Кроме того, когда катодная защита недостаточна, могут применяться соответствующие припуски на коррозию для контроля за наружной коррозией С-Mn сталей выше наинизшего астрономического уровня отлива (LAT), (см. 8.2.7 и 11.4.1.7). Для коррозионно-стойких сплавов дополнительно могут использоваться наружное плакирование/футеровка.

11.2.1.4
Для трубопроводов и участков райзеров, находящихся в зоне погружения, наружная защита от коррозии обеспечивается покрытием в виде толстой оболочки в сочетании с электрохимической защитой в соответствии с 11.3 и 11.4. Требования и указания по выполнению утяжеляющего бетонного покрытия и электрохимической защиты приводятся в 11.6 и 11.7 соответственно.

11.2.1.4
Для райзеров, помещенных в J-трубах, кожухах, туннелях и аналогичных устройствах, зазоры должны быть заполнены жидкостью, не вызывающей коррозию, и должны быть герметизированы с обоих концов. Должны предусматриваться средства для контроля коррозионной активности жидкости, заполняющей зазоры.

11.2.1.4
Для защиты от внутренней коррозии могут применяться различные методы отдельно или в сочетании друг с другом, исходя из положений 11.9.

11.2.2
Оценка вариантов защиты от коррозии

11.2.2.1
Системы трубопроводов могут подвергаться воздействию коррозии как изнутри, так и снаружи. Возможности защиты от коррозии включают применение коррозионно-стойких труб, использование защитных покрытий, плакирование/футеровку, электрохимическую защиту (снаружи) и химическую обработку или ингибирование (изнутри).

11.2.2.2
Для трубопроводных систем из С-Mn сталей могут предусматриваться соответствующие припуски на коррозию (см. 8.2.7),
которые используются как единственное средство защиты или в дополнение к другим средствам, препятствующим развитию коррозии. Припуск на коррозию служит для компенсации
коррозии
изнутри и/или снаружи трубопровода.

11.2.2.3
Выбор варианта коррозионного контроля должен оцениваться исходя из достижения наиболее эффективного решения сточки зрения затрат с учетом всех требований безопасности и природоохранного законодательства.

Примечание – В частности для внутренней
коррозии решение, удовлетворяющее стратегии наибольшей эффективности затрат,
требует оценки стоимости всех основных затрат, связанных с работой
трубопроводной системы, а также капитальных затрат («анализ затрат за срок
службы»). Если коррозионная активность продукта и эффективность средств
подавления коррозии не могут быть оценены с достаточной точностью, то к
конкретному варианту, который подлежит оценке, следует добавить «стоимость
риска». Стоимость риска – это произведение расчетной вероятности и последствий
(выраженных в денежных единицах) возникновения конкретного отказа (например,
разрушение трубопровода или утечки через микроотверстия). Вероятность таких
отказов должна быть отражена в достоверности оценки коррозионной активности
продукта и оценке эффективности вариантов коррозионного контроля, выполняемых
проектировщиком. В зависимости от состояния системы при отказе его последствия
могут потребовать включения затрат, связанных с техническим обслуживанием,
ремонтом, снижением пропускной способности и вторичным ущербом, связанным с
угрозой для жизни, окружающей среды или с дополнительными капиталовложениями.

11.3
Защитные покрытия трубопроводов

11.3.1
Общие положения

11.3.1.1
Система (защитного) покрытия труб должна выбираться с учетом основных
требований:

– характеристик защиты от коррозии (т.е. качества изоляции), определяемых проницаемостью для воды, растворимых газов и солей, адгезией, отсутствием пор и т.д.;

– стойкости к физической, химической и биологической деградациям, главным образом, в процессе
эксплуатации,
но также в период хранения до монтажа (диапазон рабочих температур и расчетный срок службы являются решающими параметрами);

– требований к механическим характеристикам в процессе монтажа и эксплуатации;

– соответствия методикам изготовления и монтажа, включая покрытия монтажных стыков, (см. 11.5.1)
и ремонт после монтажа в условиях эксплуатации;

– совместимости сбетонным утяжеляющим покрытием (см. 11.6.1),
если оно применяется;

– совместимости с электрохимической защитой и возможности снижения значений необходимого тока для катодной защиты (см. 11.7.1),
если она используется;

– требований к качеству теплоизоляции при соответствующих условиях;

– требований к защите окружающей среды и безопасности для здоровья людей в процессе выполнения покрытия, изготовления, монтажа и эксплуатации.

11.3.1.2
Соединительные детали трубопровода должны иметь защитные покрытия с характеристиками соответствующими характеристикам покрытий труб. Если это нецелесообразно по практическим соображениям, то недостаточно высокие характеристики можно компенсировать применением электрохимической защиты. Однако следует учитывать надлежащим образом опасности, связанные с водородным растрескиванием, при использовании электрохимической защиты (см. 8.2.5.7).

11.3.1.3
Свойства покрытия (функциональные требования), которые имеют существенное значение для покрываемых труб, должны быть заданы в технических условиях потребителя. Могут оговариваться
следующие
характеристики при соответствующих условиях:

– максимальная и минимальная толщина;

– сплошность;

– связанность;

– прочность на растяжение;

– стойкость к ударным воздействиям;

– стойкость к отслаиванию покрытия от материала труб при электрохимической защите;

– гибкость;

– теплоустойчивость или теплопроводность;

– стойкость к истиранию;

– электрическое сопротивление;

– стойкость к гидростатическому давлению;

– растворимость в нефтепродуктах.

Должны быть описаны специальные требования к проектированию для обеспечения контроля
качества.

11.3.1.4
В [39] приводятся подробные требования и рекомендации для изготовления покрытий для труб, в том числе требования к контролю и проверке в связи с контролем качества.

11.3.2
Материалы для покрытий, подготовка поверхности и применение

11.3.2.1
Изготовитель покрытий должен документально подтвердить, что он способен производить
покрытия,
обладающие заданными характеристиками. До начала выполнения работ по нанесению покрытий должны быть проведены квалификационные испытания технологии изготовления покрытия и согласованы с потребителем, особенно для новых изделий при ограниченном опыте изготовления.

11.3.2.2
Все работы по нанесению покрытий должны выполняться в соответствии с имеющимися
техническими
условиями на технологию изготовления. В технических условиях должна быть приведена
следующая
информация:

– материалы покрытия;

– подготовка поверхности;

– нанесение покрытия;

– контроль и испытания;

– ремонт покрытия;

– транспортирование и хранение труб с покрытиями.

11.3.2.3
Должна быть подготовлена и представлена на рассмотрение потребителю программа обеспечения качества, которая должна определять методики, частоту контроля, проверку и калибровку, а также критерии приемки. Должны быть приведены ссылки на соответствующие технические условия и методы испытаний, проверки и калибровки. Должны быть даны рекомендации о том, как следует обращаться с не
соответствующими
требованиями материалами и изделиями.

11.4
Специальные покрытия для райзеров

11.4.1
Общие положения

11.4.1.1
Неблагоприятные условия, способствующие коррозии, возникают в зоне, находящейся выше LAT, где на райзер периодически воздействуют волны, течения и морские брызги (зона заплеска). В особенно тяжелых условиях, сточки зрения коррозии, находятся райзеры, обогреваемые за счет протекающих в них продуктов. В зоне заплеска покрытие райзера может быть повреждено надводными судами или при выполнении работ на море при ограниченных возможностях контроля и технического обслуживания.

11.4.1.2
Часть райзера в атмосферной зоне (т.е. выше зоны заплеска) при той же защите более устойчива к коррозии при атмосферных воздействиях и механических повреждениях. Кроме того, к ней обеспечивается лучший доступ для контроля и технического обслуживания.

11.4.1.3
В зоне погружения и в зоне заплеска, находящейся ниже LAT, соответствующим образом
спроектированная
система катодной защиты способна предотвратить коррозию на любых поврежденных
участках
покрытия райзера. В зоне приливов и отливов электрохимическая защита в периоды отливов не эффективна.

11.4.1.4
Для специальных райзеров деление на зоны защиты зависит от конкретных особенностей
райзера
или конструкции платформы и от существующих условий окружающей среды. Верхняя и нижняя границы зоны заплеска могут быть найдены в соответствии с определениями в разделе 3 (см. 3.106 и 3.107).

11.4.1.5
Для трех зон защиты от коррозии могут применяться различные системы покрытия, рассмотренные выше, при условии их совместимости. Положения перечисленных
требований
11.3.1.1 применимы для всех трех зон.

Примечание – Устройства крепления райзеров
выбираются так, чтобы они были совместимы с конкретными покрытиями труб, а не
наоборот.

11.4.1.6
Для зоны заплеска и атмосферной зоны необходимо дополнительно учитывать:

– склонность к коррозии в местах сквозных повреждений защитного покрытия и в зонах отслаивания
покрытий;

– ремонтопригодность;

– возможность использования имеющихся способов контроля внутренней и/или наружной коррозии;

– совместимость с оборудованием, методами удаления обрастаний морскими организмами (если это явление имеет место);

– защиту от пожаров (если необходимо).

11.4.1.7
В наиболее опасной зоне заплеска следует применять усиленное защитное покрытие или использовать припуски на коррозию для компенсации наружной коррозии вследствие повреждения покрытий (см. 11.2.1.3). Необходимость использования припусков на коррозию и преимущества, которые достигаются при этом, зависят от вида покрытия, условий коррозии, расчетного срока службы, последствий
повреждений
и наличия доступа для контроля и технического обслуживания.

11.4.1.8
Для зоны погружения при выборе покрытий справедливы изложенные в 11.3.1.1
требования. Кроме того, для поверхностных вод в зоне погружения и самой нижней части зоны заплеска необходимо
принимать
во внимание стойкость к обрастанию морскими организмами.

11.4.1.9
Механические и физические характеристики покрытия, перечисленные в 11.3.1.3, также относятся к покрытиям райзеров в зависимости от конкретных зон защиты от коррозии. В технических условиях
потребителя
должны быть заданы необходимые требования к
характеристикам
каждой системы покрытия и к контролю качества.

11.4.1.10
Наружное плакирование на основе сплавов меди Сu может использоваться для комбинированной защиты от коррозии и против обрастания морскими организмами, особенно на участке сопряжения зоны заплеска и зоны погружения (см. 11.2.1.3).
Однако металлические материалы со свойствами, препятствующими обрастанию, должны быть электрически изолированы от электрохимической защиты и от металла защищаемого сооружения для эффективного действия защиты. Многослойные лакокрасочные покрытия и алюминиевые покрытия, наносимые термическим распылением, применяются для защиты атмосферной зоны и зоны погружения, а также для зоны заплеска, если это позволяют требования к эксплуатации и локальные условия (см. 11.4.1.6).

11.4.2
Материалы для покрытий, подготовка поверхности и применение

11.4.2.1
Покрытия для райзера могут наноситься после заводской сварки, а в атмосферной зоне – после монтажа.

11.4.2.2
Все работы по нанесению покрытия должны выполняться в соответствии с проверенной технологией. В техническихусловиях на процесс нанесения покрытия должны быть определены требования к обращению с материалами для покрытий, их хранению, маркировке и проверке.

11.4.2.3
Вопросы, касающиеся требований к квалификационным испытаниям нанесения покрытий, техническим характеристикам технологического процесса нанесения покрытий и программе обеспечения
качества,
рассматриваются в 11.3.2.

11.4.2.4
На некоторые виды покрытий райзеров распространяются требования и рекомендации, содержащиеся в [39].

11.5
Покрытия для монтажных стыков

11.5.1
Общие положения

11.5.1.1
Для труб с утяжеляющим или теплоизоляционным покрытием покрытие монтажных стыков обычно состоит из внутреннего покрытия для защиты от коррозии и наполнителя для получения ровного перехода к покрытию трубы и обеспечения механической защиты внутреннего покрытия. Для трубопроводов и райзеров с теплоизоляционным покрытием наполнитель должен также иметь соответствующие изолирующие свойства.

11.5.1.2
Для выбора покрытия монтажного стыка необходимо учитывать те же основные факторы, что и для покрытий трубопроводов и райзеров, изложенные в 11.3.1.1,
11.4.1.5,
11.4.1.6.
Кроме того, необходим
длительный
период времени для нанесения покрытия и его затвердевания или выдержки в процессе укладки трубопровода с баржи.

11.5.1.3
Характеристики покрытий монтажных стыков райзеров должны быть согласованы с
характеристиками
покрытий труб. В зоне заплеска следует избегать покрытия монтажных соединений, если невозможно обеспечить практически эквивалентные соседнему покрытию их характеристики защиты от коррозии.

11.5.1.4
Характеристики покрытия должны быть заданы в техническихусловиях проекта. При подготовке технических условий следует учитывать аналогичные характеристики для трубопроводов и райзеров, приведенные в 11.3.1.3
и 11.4.1.9
соответственно.

11.5.2
Материалы для покрытий, подготовка поверхности и применение

11.5.2.1
Предприятие-изготовитель должно документально подтвердить, что оно способно производить покрытия, обладающие заданными характеристиками. Программа оценки качества, включающая в себя разрушающие испытания покрытий, должна быть подготовлена до начала работ, если соответствующие результаты предыдущих испытаний непригодны. Для новых систем, которые должны использоваться в морских условиях, программа оценки качества должна включать в себя монтаж на море с последующими разрушающими испытаниями.

11.5.2.2
Все работы по нанесению покрытий должны выполняться в соответствии с прошедшей квалификационные испытания технологией. В технических условиях на технологию нанесения покрытий на монтажные соединения должны быть указаны:

– материалы для покрытия, заполнения;

– подготовка поверхности;

– процесс нанесения покрытия;

– нанесение заполнения (при соответствующих условиях);

– проверка;

– восстановление покрытия, заполнения (если требуется).

11.5.2.3
Подготовка поверхностей, которые необходимо покрыть, обычно сводится к шлифовке или обработке щетками для достижения чистоты поверхности минимум St 2 согласно [37]. Для некоторых систем покрытия необходима пескоструйная очистка до уровня Sa 2,5.

11.5.2.4
Технологический процесс нанесения покрытия должен содержать описание визуальной
проверки
и неразрушающих испытаний покрытий монтажных соединений. Если такая проверка практически неосуществима, то следует контролировать соответствующие параметры, влияющие на качество
покрытия.

11.6
Бетонное утяжеляющее покрытие

11.6.1
Общие положения

11.6.1.1
Бетонное утяжеляющее покрытие предназначено для придания отрицательной плавучести
трубопроводу
и обеспечения защиты от механических повреждений изоляционного покрытия при монтаже и в течение всего срока эксплуатации трубопровода.

11.6.1.2
Требования к исходным материалам (цементу, заполнителю, воде, добавкам, арматуре) и
характеристикам
покрытия (функциональные требования) должны быть заданы в технических условиях nonht, bntkz. Приведенные ниже характеристики покрытия могут быть заданы при соответствующих
условиях:

– вес в воде, отрицательная плавучесть;

– толщина;

– плотность бетона;

– прочность на сжатие;

– водопоглощение;

– стойкость к ударным нагрузкам (например, способность выдерживать удары трала);

– гибкость (прочность на изгиб);

– стойкость к растворению.

Рекомендуемые минимальные требования к некоторым из указанных выше характеристик приведены в 11.6.2.3.
Некоторые рекомендации по общим требованиям к стальной арматуре приводятся в 11.6.2.4
и 11.6.2.5. Специальные требования проекта к контролю качества (включая сопровождение труб и документацию) также должны быть приведены в документации потребителя.

11.6.2
Составляющие бетона и нанесение покрытия

11.6.2.1
Прежде чем начнется нанесение покрытия, изготовитель должен документально подтвердить, что материалы, технологические процессы и оборудование, которые будут использованы, обеспечат
нанесение
покрытия с заданными характеристиками. Должны быть проведены предварительные испытания для документального подтверждения определенных характеристик покрытия, таких, например, как стойкость к ударным нагрузкам и гибкость (прочность на изгиб).

11.6.2.2
Все работы по покрытию должны выполняться в соответствии с прошедшими квалификационные испытания техническими условиями на технологию изготовления. Должны быть приведены следующие сведения:

– материалы для покрытия;

– проектирование и монтаж арматуры;

– нанесение и отвердение покрытия;

– контроль и испытания;

– восстановление покрытия (см. 11.6.2.10);

– транспортирование и хранение труб с покрытием.

11.6.2.3
Составляющие для изготовления бетона и метод его изготовления должны выбираться так, чтобы обеспечить рекомендуемые минимальные требования к характеристикам покрытия, пригодного для применения:

– минимальная толщина – 40 мм;

– минимальная прочность на сжатие (т.е. среднее значение для трех образцов бетона на трубу) – 40 МПа [40];

– максимальное водопоглощение – 8 % (по объему) (проверка трубы с нанесенным покрытием в соответствии с согласованной методикой);

– минимальная плотность – 1900 кг/м³ [40].

11.6.2.4
Бетонное покрытие должно быть армировано стальными стержнями, сваренными в каркас, или проволочной стальной сеткой. Для сварного каркаса рекомендуется, чтобы шаг между расположенными по кольцу стержнями составлял максимум 120 мм. Диаметр стальных стержней должен быть не менее 6 мм. Средняя площадь поперечного сечения стальной арматуры в кольцевом направлении должна составлять, как минимум, 0,5 % площади продольного сечения бетона. Соответствующая площадь поперечного сечения стальной арматуры в продольном направлении должна быть минимум 0,08 % площади поперечного сечения бетона.

11.6.2.5
При использовании одного слоя арматуры он должен размещаться в пределах средней трети бетонного покрытия. Рекомендуемое минимальное расстояние от антикоррозионного покрытия должно
составлять
15 мм, в то время как рекомендуемая минимальная толщина защитного слоя бетона должна быть 15 мм для покрытий с минимальной толщиной £ 50 мм и 20 мм для покрытий с минимальной толщиной > 50 мм. Защитный слой для арматуры с проволочной сеткой должен быть не менее 25 мм. Необходимо
исключить
возможность электрического контакта с протекторами электрохимической защиты.

11.6.2.6
Бетон может наноситься одним из трех способов:

– набрызг;

– набивка;

– с помощью скользящей опалубки.

11.6.2.7
Восстановленный или повторно используемый бетон может применяться при условии, что имеется документальное подтверждение его соответствия заданным характеристикам.

11.6.2.8
Метод отвердения должен учитывать любые неблагоприятные климатические условия. Процесс отвердения должен обеспечивать незначительную потерю влаги в течение семи дней или минимальную прочность на сжатие 15 МПа.

11.6.2.9
Должен быть детально описан порядок ремонта и повторного нанесения покрытия. Как минимум, все участки с открытой арматурой должны быть восстановлены. Участки с недостающим покрытием, превышающие 10 % общей площади покрытия, должны покрываться повторно.

11.6.2.10
Порядок ремонта необработанных бетонных покрытий или покрытий с пустотами должен быть согласован.

11.6.3
Контроль и проверка

Должна быть подготовлена и передана на рассмотрение потребителю программа обеспечения качества. В ней должны быть приведены методики и частота проведения контроля, испытаний и калибровки, критерии приемки и требования к документации. Должны быть даны ссылки на соответствующие технические условия и методы контроля, испытаний и калибровки. Должны быть указания по обращению с материалами и изделиями, не соответствующими требованиям.

11.7
Проектирование электрохимической защиты

11.7.1
Общие положения

11.7.1.1
Трубопроводы и райзеры в зоне погружения должны быть снабжены системой электрохимической защиты для обеспечения необходимой защиты от коррозии при любых дефектах, возникающих в процессе нанесения покрытия (включая монтажные соединения), а также при повреждениях покрытия при монтаже и эксплуатации.

Примечание – Электрохимическая защита
может обеспечиваться с использованием протекторов («гальванических
протекторов») или с помощью тока, подаваемого от выпрямителя. Обычно системы с
протекторами являются более предпочтительными.

11.7.1.2
Системы катодной защиты должны обеспечивать подавление электрохимического потенциала конструкции «труба – морская вода» (или «труба – осадочные отложения») в пределах от минус 0,80 В до минус 1,1 В относительно Ag/AgCl/морская вода. Потенциал, более отрицательный, чем минус 1,1 В относительно Ag/AgCl/морская вода, может быть достигнут при подаче тока от внешнего источника. Такие потенциалы могут вызывать вредные вторичные эффекты, включая отслаивание защитного покрытия от основного материала труб и водородное растрескивание материала трубопровода и сварных швов.

Примечание – В элементах трубопроводной
системы из С-Mn стали и ферритной стали,
мартенситной или ферритно-аустенитной нержавеющей стали, если они в процессе
эксплуатации подвергаются значительным пластическим деформациям, может
возникать водородное растрескивание при наличии катодной защиты даже с
указанными выше пределами потенциалов. Такие повреждения в первую очередь можно
исключить конструктивными мерами за счет ограничения больших деформаций. Кроме
того, особое значение приобретает надлежащее покрытие элементов, которые могут
подвергаться местной деформации.

11.7.1.3
Системы катодной защиты с протекторами обычно рассчитываются для обеспечения защиты от коррозии в течение всего расчетного срока службы защищаемого объекта.

Примечание – Поскольку переоборудование
протекторов («жертвенных протекторов») обычно связано с очень большими
затратами (если вообще практически целесообразно), то должна учитываться
надлежащим образом вероятность увеличения исходного расчетного срока службы.

11.7.1.4
Системы трубопроводов, подключенные к другим установкам в открытом море, должны иметь
совместимые
системы катодной защиты, если в нихне обеспечиваются электрически изолированные фланцы. При любом выходе на берег морского трубопровода с катодной защитой с протекторами или с подаваемым током следует оценивать необходимость установки изолированных фланцев.

Примечание – При отсутствии изолированных
фланцев нельзя избежать некоторого взаимного влияния систем катодной защиты
электрически связанных конструкций в открытом море. Поскольку расчетные
параметры подводных трубопроводов обычно более консервативны по сравнению с
параметрами других систем, некоторые утечки тока с райзера и протекторов трубопровода,
близких к трубе, не могут быть исключены, что в ряде случаев приводит к
преждевременным расходам. Когда конструкция имеет правильно спроектированную
систему катодной защиты, такие утечки токов не имеют существенного значения,
поскольку утечки тока в сети будут снижаться со временем и в конечном счете
совсем исчезнут, если только система защиты другой конструкции не имеет
дефектов.

11.7.2
Проектные параметры и расчеты

11.7.2.1
Подробная методика для расчетов конструкции и рекомендации по выбору параметров, связанных с системами катодной защиты с протекторами, приведены в [38].

11.7.2.2
Конструктивные особенности протектора зависят от вида покрытия трубы. Для трубопроводов с утяжеляющим покрытием толщина протекторов равна толщине покрытия. Для трубопроводов и райзеров
степлоизоляционным
покрытием для улучшения эффективности ихпроцессов конструкция в целом должна
обеспечивать
уменьшение нагрева протектора (например, за счет установки протекторов на наружной стороне покрытия).

Каркас протектора, опоры и устройства крепления должны проектироваться так, чтобы обеспечивать
необходимый
коэффициент использования, гарантировать непрерывность распределения защитного тока по длине трубопровода и обеспечивать возможность обслуживания протектора на всех этапах изготовления, монтажа и эксплуатации.

11.7.2.3
Поверхность протектора, обращенная к трубе, должна быть покрыта слоем краски толщиной минимум 100 μ
(выбирается краска на эпоксидной или эквивалентной основе).

11.7.2.4
Чтобы предотвратить соскальзывание при монтаже и во время эксплуатации, конструкция
протекторов,
которые должны устанавливаться поверх покрытия, должны быть рассчитаны на непосредственную сварку каркаса протектора с накладными пластинами на трубопроводе. Рабочий проект протектора должен выполняться с учетом вероятности потери протекторов в процессе монтажа и связанных с этим последствий для качества всей системы. Должны быть предусмотрены меры на случай аварийной ситуации. Рекомендуется, чтобы расстояние между следующими друг за другом протекторами не превышало 150 м. (При больших расстояниях необходимо учитывать электрическое сопротивление трубопровода, вероятность повреждения протекторов и принимать во внимание меры в случае аварийных ситуаций).

11.7.2.5
Для протекторов, закрепленных на трубопроводе или райзере, каждый сегмент протектора
необходимо
подключать кабелем к защитному сооружению.

11.7.2.6
Для протектора каждого типоразмера должны быть подготовлены габаритные чертежи, включая устройства крепления. Должны быть уточнены параметры соединительных кабелей там, где они применяются. На чертежах следует указывать чистый вес протекторов и допуски на размеры.

11.7.2.7
Подробная техническая документация включает в себя:

– исходные условия, в том числе проектный срок службы и ссылки на относящиеся к проекту стандарты, технические условия, руководящие указания, и т.д.;

– расчеты площади поверхности и потребляемой мощности тока.

Кроме того, проектная документация для систем с протекторами должна содержать:

– расчеты массы протекторов;

– расчеты сопротивления протекторов;

– расчеты необходимого числа протекторов;

– габаритные чертежи протекторов (включая чертежи устройств крепления и данные кабелей, подключаемых к разъемам при соответствующих условиях).

11.7.2.8
Для проектной документации систем с подачей токов от внешнего источника даются ссылки на [38].

11.8
Изготовление и установка протекторов

11.8.1
Изготовление протекторов

11.8.1.1
В технических условиях потребителя должны быть подробно изложены требования к изготовлению протекторов, в том числе, к размерам и весу, требования к контролю качества (допуски на дефекты, и характеристики при испытаниях и т.д.), маркировке и документации.

11.8.1.2
Для протектора каждого типоразмера изготовитель должен выпустить подробный чертеж, показывающий расположение и размеры протекторных вставок, общий вес протектора и другие данные, как указано в документации на покупку (см. 11.7.2.6).

11.8.1.3
Протекторы изготовливают в соответствии с техническими условиями на технологический
процесс.
Общие требования к изготовлению протекторов приводятся в [38].

11.8.1.4
Методика испытаний характеристик материалов протектора приводится в приложении А[38].

11.8.1.5
Детали, привариваемые ктрубе, должны изготавливаться из соответствующей стали, пригодной для сварки. Для трубопроводов из нержавеющей стали такие детали необходимо приваривать к накладным пластинам из того же материала или из материала, совместимого с трубой. Для С-Mn сталей
эквивалент
углерода или значение Р_ст любой накладной пластины не должен превышать значения, заданного для материала трубы.

11.8.1.6
Подробные требования к допускам на вес и размеры приведены, например, в [41].

11.8.1.7
Все протекторы должны проходить визуальный контроль на отсутствие трещин и других значительных
дефектов.
Соответствующие требования приведены в [41].

11.8.1.8
Должна быть подготовлена и представлена на рассмотрение потребителя программа обеспечения качества, в которой должны быть определены методы и частота проведения контроля и проверок и критерии приемки. Должны быть приведены ссылки на соответствующие методики контроля, проверок и калибровки.

11.8.1.9
Маркировка протекторов должна обеспечивать возможность оперативного контроля горячего
клеймения.
Протекторы должны поставляться в соответствии со стандартом [18], Сертификатом проверки 3.1.В или в соответствии с аналогичным стандартом.

11.8.2
Установка протекторов

11.8.2.1
Протекторы могут устанавливаться вблизи берега, например при сварке трубопроводов на барже и при подъеме на поверхность трубопровода при буксировке. При укладке с барабана протекторы
трубопровода
обычно закрепляются в открытом море.

11.8.2.2
Протекторы должны устанавливаться согласно методике, в которой описано транспортирование протекторов, их установка и последующий контроль.

11.8.2.3
Сварка или пайка устройств крепления протекторов и соединительных кабелей должна выполняться в соответствии с прошедшими квалификационные испытания технологиями (см. приложение С).

11.8.2.4
Для труб, которые должны иметь утяжеляющее бетонное покрытие, необходимо исключить
электрическую
связь бетонный арматуры с протекторами. Промежутки между продольно разрезанными
оболочками
протектора могут быть заполнены мастикой из асфальта или подобными заполнителями. Все следы утечек заполняющего компаунда должны быть удалены с наружных поверхностей протекторов.

11.9
Проектирование, изготовление и нанесение защиты от внутренней коррозии

11.9.1
Общие положения

11.9.1.1
Наиболее распространенные продукты, транспортируемые по системам трубопроводов, являются потенциально опасными сточки зрения коррозии для труб из обычной С-Mn стали.

11.9.1.2
Выбор системы защиты трубопроводов и райзеров от внутренней коррозии оказывает серьезное влияние на рабочий проект и поэтому на стадии концептуального проекта необходима соответствующая оценка (см. 8.2.2 и 11.2.2).
Следует рассматривать следующие варианты защиты от коррозии:

a) обработка перекачиваемого по трубопроводу продукта для удаления растворенной воды и/или веществ, вызывающих коррозию;

b) использование труб или внутренней (металлической) футеровки / плакирования, устойчивых к коррозии;

c) применение органических покрытий, защищающих от коррозии, или футеровки (обычно в сочетании с перечислением а) или d);

d) химическая обработка, т.е. добавление химических веществ, подавляющих коррозию.

Кроме того, необходим надлежащий учет преимуществ, связанных с использованием припусков на коррозию (см. 11.2.2).

11.9.1.3
Должна учитываться необходимость временной защиты от коррозии в процессе хранения, транспортирования и заливки водой. Дополнительные средства включают в себя применение концевых
заглушек,
смазки или минерального воска для защиты от ржавчины и химической обработки для заполнения водой (с использованием биоцида и/или средств для удаления кислорода).

Примечание – Использование биоцида для
обработки воды при заполнении является наиболее важным средством (даже в
течение короткого времени), т.к. начинающийся рост бактерий, который возникает
при заливке, может развиться в процессе эксплуатации и привести к дефектам,
связанным с коррозией. В стальных трубопроводах из С-Mn стали без покрытия могут пропускаться средства для
удаления кислорода, поскольку кислород, растворенный в морской воде, будет
быстро поглощаться, не вызывая значительного уменьшения толщины стенок.
Нанесение пленки или «пассивация» с помощью ингибиторов коррозии в
действительности не требуются и могут даже оказывать вредное влияние.

11.9.2
Защита от внутренней коррозии за счет обработки продукта

Управление процессом коррозии за счет обработки перекачиваемого по трубопроводу газа или нефти может включать в себя, например, удаление воды (обезвоживание) или кислорода (дезоксигенирование) из морской воды, используемой для закачки. Должна быть выполнена оценка последствий эксплуатационных отказов из-за ухудшения характеристик материалов. Должна быть рассмотрена необходимость припусков на коррозию и использование дублированных систем обработки продуктов. Должен быть обеспечен
оперативный
контроль коррозионных характеристик продукта в нисходящем потоке обрабатывающей установки. Для трубопроводов, предназначенных для вывоза нефти, содержащей остаточную воду, должна быть рассмотрена биоцидная обработка в качестве резервного варианта (см. 11.9.5).

11.9.3
Защита от внутренней коррозии при использовании труб из CRA

11.9.3.1
Выбор коррозионно-стойких материалов проводится с оценкой возможностей С-Mn стали, когда делается заключение, что этот материал не обеспечивает соответствующую надежность и/или с учетом эффективности затрат в зависимости от необходимой эксплуатационной надежности (см. 11.2.2).

11.9.3.2
Последующий выбор коррозионно-стойкого материала должен рассматриваться с учетом:

– механических характеристик;

– простоты изготовления, в особенности, возможности сварки;

– внутренней и наружной коррозионной стойкости, в частности по отношению к растрескиванию под влиянием окружающей среды.

Примечание – Необходимо учитывать также
возможности закупки, цикл заказа и стоимость.

11.9.3.3
Следует надлежащим образом рассматривать возможности потенциальных кандидатов на поставку труб и соединительных
деталей
трубопроводов, изготавливаемых из CRA.

11.9.4
Защита от внутренней коррозии с помощью органических покрытий или футеровочных материалов

11.9.4.1
Если необходимо оценить применение внутренних покрытий или футеровки в качестве варианта защиты от коррозии, то должны учитываться следующие факторы:

– химическая совместимость со всеми продуктами, пропускаемыми по трубопроводу, а также с продуктами, контакт с которыми возможен в процессе монтажа, ввода в эксплуатацию и при эксплуатации, включая влияние добавок (см. 11.9.5);

– стойкость к эрозии под действием продукта или механических повреждений при очистке трубопроводов внутритрубными устройствами;

– стойкость к быстрому падению давления;

– надежность контроля качества в процессе нанесения покрытия;

– надежность покрытия (внутреннего) монтажных стыков при соответствующих условиях;

– последствия отказов и дублирующие средства для уменьшения влияния коррозии.

Примечание – Внутреннее покрытие
трубопроводов (например, наплавка тонкой пленки с использованием эпоксидной
смолы в качестве связующего материала применяется, главным образом, с целью
уменьшения трения в трубопроводах для осушенного газа («покрытие, наносимое
поливом»). Хотя не следует ожидать, что внутренние покрытия полностью
предотвратят разрушения от коррозии, если по трубопроводу перекачиваются
коррозионно-активные продукты; всякое покрытие с соответствующими
характеристиками может оказаться эффективным в уменьшении видов отказов,
вызываемых мембранными напряжениями и, следовательно, обеспечит возможность
сохранения давления в трубопроводе.

11.9.5
Защита от внутренней коррозии с использованием химической обработки

11.9.5.1
При химической обработке перекачиваемых продуктов с целью управления коррозией могут
использоваться:

– ингибиторы коррозии (например, с «образованием пленки»);

– химические вещества для буферных растворов с целью поддержания заданного рН;

– биоциды (для подавления коррозии, вызываемой бактериями);

– гликоль или метанол (добавляемые в больших концентрациях для ингибиторов, препятствующих
образованию
гидратов), связывающие воду;

– диспергирующие добавки (для образования эмульсии воды с нефтью);

– поглотители (для удаления коррозионных составляющих при низких концентрациях).

11.9.5.2
На стадии концептуального проекта должна быть выполнена подробная оценка надежности
химической
обработки. Важными факторами, которые должны быть учтены, являются:

– ожидаемая эффективность снижения коррозии для реального продукта, который будет подвергнут
химической
обработке, включая возможное влияние окалины, осадков и прочих загрязнений, связанныхс этим продуктом;

– возможность распределения ингибитора по трубопроводной системе, по всей ее длине и периметру труб с помощью перекачиваемого продукта;

– совместимость с трубопроводной системой и материалами, в частности, супругими полимерами и органическими покрытиями;

– совместимость со всеми добавками, которые могут закачиваться в трубопровод;

– угроза здоровью людей и соответствие требованиям охраны окружающей среды;

– средства для закачивания и аппаратура/методы контроля эффективности действия ингибиторов;

– последствия отказов для обеспечения надлежащей защиты и использования дублирующих средств.

Примечание
– Для трубопроводов, по которым перекачивается необработанный продукт из
скважины или другие продукты с высокой коррозионной активностью, при высоких
требованиях к безопасности и надежности необходимо проверять эффективность
химической очистки с помощью встроенного контроля с использованием приборов,
обеспечивающих измерение толщины стенок по всей длине трубопровода (см. раздел 13).

12 Монтаж

12.1
Общие положения

12.1.1
Цель раздела

Цель настоящего раздела – определение требований к изысканиям, расчетам и документации, которые должны быть подготовлены и согласованы для монтажа и, кроме того, формулирование требований к монтажу и испытаниям законченной трубопроводной системы, которые не рассматриваются в других разделах стандарта.

12.1.2
Применение

Настоящий раздел применим к монтажу и испытаниям трубопроводов и жестко закрепленных райзеров, спроектированных и изготовленных в соответствии с настоящим стандартом.

12.1.3
Анализ вида и последствий отказов и исследования опасности и работоспособности

12.1.3.1
Систематический анализ состояния оборудования и монтажных работ должен выполняться для выявления возможных критических точек и действий, которые могут привести к возникновению опасных условий или усугубить их и для принятия эффективных мер для исправления ситуации. Глубина анализа должна обеспечивать выявление необходимых действий в критических ситуациях, а также должен учитываться полезный опыт предыдущих работ.

12.1.3.2
Особое внимание должно быть уделено прокладке участков трубопровода, проходящих вблизи
существующих
объектов и коммуникаций или проходящих в прибрежной зоне, где существует повышенная опасность, связанная с судоходством, якорными стоянками и т.д. Для важных работ должны быть проведены методические HAZOP.

Примечание – Руководящие указания по
проведению FMEA приводятся в [42]
(часть 0, глава 4, раздел 2).

12.1.4
Технические условия на монтаж и испытания, чертежи

12.1.4.1
Должны быть подготовлены технические условия и чертежи, охватывающие монтаж и испытания систем трубопроводов, райзеров, защитных конструкций и т.д.

12.1.4.2
Технические условия и чертежи должны содержать достаточно подробные требования к способам монтажа, технологии выполняемых работ и к конечным результатам работ.

12.1.4.3
В требованиях должны отражаться исходные данные для проектирования и результаты, которые должны быть достигнуты. Должны быть указаны виды и объем проверок и испытаний, критерии приемки и связанная с ними документация для подтверждения соответствия характеристик и работоспособности
системы
трубопроводов требованиям настоящего стандарта. Должны быть определены также объем и виды необходимой документации, протоколов и сертификатов.

12.1.4.4
Должны быть включены требования к руководству по монтажу и объему испытаний, обследованию и критерию приемки, необходимые для оценки инструкции по монтажу.

12.1.5
Инструкции по монтажу

12.1.5.1
Инструкции по монтажу должны быть подготовлены всеми подрядчиками (по каждому виду работ).

12.1.5.2
Инструкция по монтажу представляет собой совокупность инструкций, относящихся к конкретным выполняемым работам. Методы и оборудование, используемые подрядчиком, должны отвечать
специальным
требованиям. Инструкция по монтажу должна учитывать все факторы, которые влияют на качество и надежность выполняемых работ, в том числе, в обычных и непредвиденных обстоятельствах; в ней рассматриваются все операции монтажа, включая проверки и точки контроля. В инструкции должны
отражаться
результаты FMEA, HAZOP
и определены параметры, которые необходимо контролировать, а также приведены допустимые диапазоны значений отклонений параметров в процессе монтажа.

Должны быть включены следующие документы:

– инструкция по организации подготовительного периода строительства и мобилизационным мероприятиям;

– инструкция по строительству;

– инструкция по испытанию и контролю качества системы;

– инструкция по охране здоровья, безопасности и защите окружающей среды;

– инструкция по действиям в аварийных ситуациях.

Инструкции должны содержать:

– описание средств взаимодействия;

– вопросы, связанные с организацией работ, ответственностью и связью;

– описание и порядок работы вводимых в работу оборудования и систем, необходимые для строительства и монтажа;

– ограничения и условия, налагаемые конструктивной прочностью в соответствии с проектом;

– ограничения на работу в связи с условиями окружающей среды;

– ссылки на принятый порядок работы в нормальных условиях и при непредвиденных обстоятельствах.

12.1.5.3
Подрядчик подготавливает технологии работы при нормальных и непредвиденных обстоятельствах, которые включают в себя:

– цель и объем работы;

– ответственность персонала;

– используемые материалы, оборудование и документацию;

– порядок выполнения работы, в соответствии сзаданными требованиями;

– порядок контроля работы и его отражение в соответствующей документации.

12.1.5.4
Инструкция по монтажу должна корректироваться, исправляться, если это необходимо в процессе проведения монтажных работ.

12.1.5.5
Инструкции по монтажу должны согласовываться по вопросам:

– пересмотра методик, порядка выполнения работ и методов вычислений;

– пересмотра и пригодности технологического процесса;

– оценки характеристик судна и оборудования;

– пересмотра необходимой квалификации персонала.

12.1.5.6
Требования к инструкции по монтажу и приемке приведены в различных подразделах. Результаты FMEA или HAZOP (см. 12.1.3)
также должны использоваться при определении объема и степени проверки оборудования и технологических процессов.

12.1.5.7
В случаях, когда изменения характеристик процесса могут привести к нежелательным результатам, должны быть заданы значения основных параметров и их допустимых пределов.

12.1.6
Обеспечение качества

Подрядчик, выполняющий монтаж, должен иметь внедренную систему контроля качества, соответствующую требованиям [17], или аналогичную систему. Дополнительные требования к обеспечению качества приведены в 5.2.5.

12.1.7
Сварка

12.1.7.1
Требования к сварочным процессам, аттестации технологии сварки, выполнению сварки и сварщикам приведены в приложении С.

12.1.7.2
Требования к механическим и коррозионным испытаниям для аттестации технологии сварки приведены в приложении В.

12.1.7.3
Механические характеристики и коррозионная стойкость сварной конструкции должны соответствовать требованиям, приведенным в технических условиях на монтажи инструкциях по проведению
испытаний.

12.1.7.4
При ремонте сваркой на установках для ремонта сварных соединений, где участок трубопровода при сварке подвергается растяжению и изгибу, должен быть проведен расчет ремонтной сварки. При расчете необходимо учитывать снижение значений пределов текучести и прочности на растяжение материала вследствие подвода тепла от дефектной выемки, предварительного подогрева и сварки, а также изменения прочности в связи с динамическими нагрузками, связанными с погодными условиями, и эффектом
снижения
прочности в монтажных стыках. Расчет выполняется в соответствии стребованиями ЕСА (см. 8.4).

Напряжения в оставшихся участках не должны превышать 80 % SMYS.

12.1.7.5
Расчет ремонтной сварки подлежит согласованию.

12.1.7.6
Корень шва и первый (горячий) проход должны быть выполнены на первом сварочном посту до перемещения трубы. Допускается перемещение трубы на более ранней стадии, если выполненный
расчет
показывает, что это можно делать без риска повреждения наплавленного при сварке материала. При расчете должны учитываться значения максимально допустимого отклонения от прямой линии и высоты наплавленного при сварке металла, возможные технологические дефекты, состояние опор для труб и любые динамические воздействия.

12.1.8
Визуальный контроль и контроль неразрушающими методами

12.1.8.1
Требования к методам, оборудованию, технологии, критериям приемки, а также квалификационным испытаниям и аттестации персонала для выполнения визуального и NDT приведены в приложении D.

12.1.8.2
Требования к AUT приведены в приложении Е.

12.1.8.3
Неразрушающий контроль кольцевых сварных швов должен предусматривать 100 %-ный
ультразвуковой
или радиографический контроль. Радиографический контроль рекомендуется дополнить
ультразвуковым
контролем для повышения вероятности обнаружения и/или более точного определения
значений
характеристик, размеров дефектов.

12.1.8.4
Для стенок толщиной от 25 мм должен использоваться автоматизированный ультразвуковой
контроль.

12.1.8.5
Ультразвуковой контроль (UT) должен применяться для:

– оценки высоты, на которой находится трещина, и/или для определения глубины трещины;

– оценки дефектов типа несплавления в начале монтажа или возобновления работы после временного
прекращения
сварочных работ и если радиографическая проверка является основным способом NDT (100 %-ный контроль первых 10 сварных швов для сварочных процессов с высоким напряжением). Для стенок толщиной более 25 мм в процессе монтажа рекомендуется делать дополнительные проверки участков методом случайного отбора;

– проверки в дополнение к радиографическому контролю стенок толщиной более 25 мм для уточнения
значений
характеристик и размеров дефектов при неоднозначных результатах измерений;

– проверки в дополнение к радиографическому контролю при «неблагоприятной» форме выявленных
дефектов;

–
100 %-ной проверки расслоений в полосе шириной 50 мм на концах отрезанной трубы.

12.1.8.6
Если при ультразвуковом контроле выявляются неприемлемые дефекты, не обнаруживаемые радиографическими методами, то ультразвуковой контроль используется для 100 %-ной проверки следующих 10 сварных швов. Если результаты такой расширенной проверки неудовлетворительны, то сварку следует отложить до тех пор, пока не будут установлены и устранены причины дефектов.

12.1.8.7
Для «золотых стыков» («гарантийных стыков») (критических сварных швов, например при захлестах-стыковке отдельных плетей трубопровода, которые не могут подвергаться испытаниям давлением и т.д.) необходим 100 %-ный ультразвуковой контроль, 100 %-ный радиографический контроль и 100 %-ная магнитопорошковая дефектоскопия или 100 %-ная капиллярная дефектоскопия в случае сварки труб из неферромагнитных материалов. Если ультразвуковой контроль выполняется автоматически (приложение Е), то радиографический контроль и магнитопорошковая/капиллярная дефектоскопия могут быть исключены из NDT по согласованию.

12.1.8.8
Для подтверждения полного устранения дефектов перед ремонтной сваркой, а также для 100 %-ного контроля расслоений на концах отрезанной трубы перед ремонтной сваркой должна использоваться магнитопорошковая или капиллярная дефектоскопия в случае неферромагнитных материалов.

12.1.8.9
Визуальная проверка должна включать в себя:

–
100 %-ный осмотр выполненных сварных швов на наличие поверхностных дефектов, правильность
формы
и соответствие размеров;

–
100 %-ный осмотр видимой поверхности трубы до покрытия монтажного соединения;

–
100 %-ный осмотр законченного покрытия монтажного соединения.

12.1.9
Производственные испытания

12.1.9.1
WPS, используемые при выполнении сварочных работ на трубопроводах, предусматривают
проведение
одних производственных испытаний.

12.1.9.2
Производственные испытания не требуются при сварочных работах, предназначенных специально для сварки стыковых соединений плетей трубопровода, фланцев, тройниковых соединений и т.д.

12.1.9.3
Производственные испытания по согласованию могут быть исключены в случаях, когда настоящий стандарт не предусматривает испытаний на вязкость разрушения при аттестации технологии сварки или для труб из С-Mn стали при SMYS < 450 МПа.

12.1.9.4
Объем производственных испытаний должен быть расширен, если:

– подрядчик имеет ограниченный опыт применения сварочного оборудования и сварочных работ;

– выполненный контроль сварки признан неудовлетворительным;

– повторно обнаружены серьезные дефекты;

– имеются данные о несоответствии требованиям для режима сварки;

– смонтированный трубопровод не подвергался испытаниям системы давлением (см. 8.2.2.3).

12.1.9.5
Объем производственных испытаний должен быть согласован с режимами контроля и проверок и должен соответствовать концепции проекта трубопровода.

12.1.9.6
Производственные испытания должны включать в себя контроль неразрушающими, механическими методами и испытания на коррозионную стойкость в соответствии стребованиями, приведенными в приложении С.

12.1.9.7
Если результаты производственных испытаний неприемлемы, то должны быть внесены соответствующие коррективы и предприняты необходимые упреждающие действия, а также расширен объем
производственных
испытаний.

12.2
Трасса трубопровода, изыскания и подготовка

12.2.1
Изыскания трассы трубопровода перед строительством

12.2.1.1
Изыскания перед укладкой трубопровода в дополнение к изысканиям, выполненным в процессе подготовки к проектированию согласно разделу 6, необходимы, если:

– истекло время, в течение которого действительны результаты исходных изысканий;

– существует вероятность изменений морского дна;

– трасса трубопровода проходит в районах моря, характеризуемых высокой активностью;

– появились новые установки в районе прокладки трубопровода.

12.2.1.2
Изыскания, предшествующие монтажу, если они необходимы, должны выявить:

– новые/ранее не учтенные потенциальные опасности для трубопровода и монтажных работ;

– места крушений, подводные объекты и другие препятствия, такие как участки разработки полезных
ископаемых,
пустой породы, скальных пород и гальки, которые могут мешать или создавать помехи монтажным работам;

– состояние морского дна (подтверждает необходимость изысканий согласно разделу 6);

– существование любой другой опасности, обусловленной характером проводимых работ.

12.2.1.3
К предмонтажным изысканиям трассы трубопровода должны быть заданы объем и требования.

12.2.2
Подготовка морского дна

12.2.2.1
Подготовка морского дна может потребоваться для:

– удаления препятствий и потенциальных опасностей, мешающих монтажным работам;

– устранения нагрузок и деформаций, связанных с особенностями морского дна, например из-за неровных склонов, песчаных волн, глубоких впадин и возможной эрозии и размывов, превышающих
проектные
нормы;

– подготовки пересечений страссами трубопроводов и кабелей;

– засыпки углублений и удаления выступов для исключения неприемлемых свободных пролетов;

– выполнения любых других подготовительных операций, обусловленных особенностями последующих работ.

12.2.2.2
Если перед укладкой трубопровода необходимо разработать траншею, то следует определить профиль поперечного сечения траншеи и обеспечить достаточную его ровность, чтобы исключить
возможность
повреждения трубопровода, покрытия и протекторов.

12.2.2.3
Должны быть определены объем подготовительных работ на морском дне и требования к этим работам. При определении объема подготовительных работ необходимо указать значения допусков на местоположение трассы трубопровода.

12.2.3
Пересечение трубопроводов и кабелей

12.2.3.1
Подготовка к пересечению трубопроводов и кабелей должна выполняться в соответствии с техническими условиями, в которых подробно рассмотрены меры, которые должны быть приняты для исключения возможности повреждения трубопроводов и кабелей. Работы должны проходить под контролем ROV для подтверждения надлежащего расположения и конструкций опор. Опоры и профиль насыпи над
существующими
объектами должны быть выполнены в соответствии с принятым проектом.

12.2.3.2
Технические условия должны устанавливать требования в отношении:

– минимального расстояния между трубопроводом и существующими объектами;

– координат пересечения;

– маркировки имеющегося объекта;

– подтверждения положения и ориентации существующих объектов обеими сторонами; -трассирования и профилирования пересечения;

– якорной стоянки судна;

– установки опорных конструкций или гравийной подушки;

– методов предотвращения размывов и эрозии около опор;

– методов контроля и мониторинга;

– требований к допускам;

– других условий.

12.2.4
Подготовительные работы при выходе на берег

12.2.4.1
Должны быть определены и четко обозначены места расположения других
трубопроводов,
кабелей или выводных коллекторов в зоне выхода трубопровода на берег.

12.2.4.2
Такие препятствия, как мусор, скальные породы, крупная галька, которые могут мешать или ограничивать монтажные работы, должны быть удалены. Морское дно и береговая зона должны быть приведены в состояние, предусмотренное в проекте, чтобы исключить повышенные напряжения в трубопроводе в процессе монтажа и избежать повреждений покрытия или протекторов.

12.3
Морские операции

12.3.1
Общие положения

12.3.1.1
Требования настоящего подраздела распространяются на суда, выполняющие монтаж
трубопроводов
и райзеров и обеспечивающие техническую поддержку. Требования относятся только к работам на море в процессе монтажа. Специальные требования к судам, на борту которых находится оборудование для монтажа, рассматриваются в соответствующих подразделах.

12.3.1.2
До начала работ должны быть проведены организационные мероприятия с основным персоналом и установлены линии связи. Должна быть установлена связь с другими заинтересованными
сторонами.

12.3.1.3
Весь персонал должен иметь достаточную квалификацию для выполнения намеченных работ. Ведущие специалисты должны иметь необходимый опыт речевой связи на используемом при работе языке.

12.3.1.4
Укомплектованность персоналом должна соответствовать требованиям [43]. Несамоходные
суда
должны комплектоваться персоналом и иметь организацию на тех же принципах, что и самоходные суда того же типа и размера.

12.3.2
Суда

12.3.2.1
Все суда должны быть действующего класса в соответствии с нормами признанного классификационного общества. Действующий класс распространяется на все системы, необходимые с точки зрения безопасности работы. Дополнительные требования к судам должны задаваться в технических условиях, устанавливающих
требования
к:

– якорям, якорным цепям и якорным лебедкам;

– якорным стоянкам;

– системам позиционирования и привязки к местности;

– системам динамического позиционирования и навигационным системам;

– системам сигнализации, в том числе системам дистанционной сигнализации, если они необходимы;

– общей мореходности судна в данном регионе;

– кранам и подъемному оборудованию;

– оборудованию для монтажа трубопроводов в соответствии с 12.4;

– другим требованиям, обусловленным характером работ.

12.3.2.2
Должна быть разработана документально оформленная программа технического обслуживания, распространяющаяся на все системы, жизненно важные для безопасности и эксплуатационных характеристик судна, относящихся к выполняемым работам. Программа технического обслуживания должна быть представлена в руководстве по техническому обслуживанию или в аналогичном документе.

12.3.2.3
Должен выпускаться отчет по анализу состояния работ, проводимых по рекомендациям и требованиям органов власти и/или учреждений, осуществляющих надзор за эксплуатацией судов и выполнением работ по техническому обслуживанию в соответствии с планом за соответствующий период.

12.3.2.4
До подтверждения пригодности судна и его основного оборудования специальным требованиям для выполнения намеченных работ должен быть проведен его осмотр или обследование.

12.3.3
Якорные стоянки, схема расположения якорей и постановка судна на якоря

12.3.3.1
Системы якорной стоянки судна, удерживаемого в данном положении с помощью якорей (с или без помощи подруливающего устройства) при выполнении работ на море, должны соответствовать
следующим
требованиям:

– приборы для измерения натяжения якорных цепей и длины якорных цепей должны устанавливаться
в помещении с пультом управления или на мостике, а также на стойке управления лебедкой;

– дистанционно управляемые лебедки должны контролироваться с помощью телевизионных камер или равноценных устройств из помещения с пультом управления или с мостика.

12.3.3.2
Схемы размещения якорей предварительно определяются для каждого судна, использующего якоря для его удержания в заданной точке. Различные конфигурации схем размещения якорей могут
потребоваться
для разных участков трубопровода, особенно поблизости от неподвижных объектов и других подводных установок или других
трубопроводов
или кабелей.

12.3.3.3
Схема размещения якорей должна выбираться в соответствии с результатами расчета постановки на «мертвые якоря» с использованием компьютерных программ, с подтверждением того, что она обеспечивает необходимую устойчивость положения судна в предполагаемом месте стоянки, в нужное время года и на время работы. Должны учитываться также расстояние до других объектов и возможность
ухода
с места стоянки в аварийной ситуации.

12.3.3.4
Системы удержания в заданной точке, основанные на применении якорей, должны иметь
равноценные
дублирующие или резервные системы, гарантирующие безопасность соседних судов при частичном отказе системы.

12.3.3.5
Каждая схема размещения якорей должна быть четко указана на карте в соответствующем
масштабе.
Необходимо позаботиться о согласовании различных уровней нулевого отсчета глубины, если они используются.

12.3.3.6
Должны быть заданы минимальные расстояния между якорем, его собственной цепью и любыми имеющимися неподвижными подводными установками или другими трубопроводами или цепями как при нормальной работе, так и в аварийных ситуациях.

12.3.4
Системы позиционирования

12.3.4.1
Должны быть определены требования к системе позиционирования и ее точности для судна каждого типа и применения.

12.3.4.2
Точность системы позиционирования на горизонтальной поверхности должна соответствовать точности, необходимой для штатной работы и съемки размещения трубопровода, опорных конструкций или якорей с заданными значениями допусков, а также для установки опорных точек для местных систем позиционирования.

12.3.4.3
Монтаж в районах интенсивного судоходства и работы, требующие точного относительного
положения,
могут привести к необходимости применения местных систем более высокой точности, такой например, как акустическая сейсмическая система с преобразователями данных. Может также потребоваться применение ROV для контроля.

12.3.4.4
Система позиционирования должна обеспечивать информацию, характеризующую:

– положение относительно используемой координатной сетки;

– географическое положение;

– смещения относительно заданных положений;

– смещения относительно положения антенны.

12.3.4.5
Система позиционирования должна иметь 100 %-ное резервирование, чтобы оставаться
работоспособной
при возникновении ошибок и неисправностей.

12.3.4.6
Прежде чем начинать монтажные работы, для анализа системы позиционирования должна быть предоставлена документация, подтверждающая, что система настроена и способна работать с заданной точностью.

12.3.5
Динамическое позиционирование

12.3.5.1
Суда, использующие системы динамического позиционирования для удержания судна в заданной точке и определения его местоположения, должны быть спроектироваными, оборудоваными и пригодными к эксплуатации в соответствии с [44] или согласно более ранним требованиям Норвежского
морского
директората (NMD) для следующего класса и должны иметь соответствующее обозначение класса, принятого признанным классификационным обществом, как указано ниже.

Примечание – Ссылка на применение
требований NMD является справочной.

Суда водоизмещением более 5000 т:

–
класс 1 предназначен для работы на удалении более 500 м от существующих объектов;

– класс 3 предназначен для работы на удалении менее 500 м от существующих объектов и для выполнения работ по стыковке плетей трубопроводов, монтажу райзеров;

– класс 3 предназначен для подводных работ с участием персонала или других работ, где неожиданные изменения горизонтального положения судна могут привести к фатальным последствиям для персонала.

Суда водоизмещением менее 5000 т:

–
класс 1 предназначен для работы на удалении более 500 м от существующих объектов;

– класс 2 предназначен для работы на удалении менее 500 м от существующих объектов и для выполнения работ по стыковке участков трубопровода, монтажу райзеров;

– класс 3 предназначен для подводных работ с участием персонала или других работ, где неожиданные изменения горизонтального положения судна могут привести к фатальным последствиям для персонала.

12.3.5.2
По согласованию, а также время от времени суда водоизмещением более 5000 т, выполняющие работы на расстоянии менее 500 м от существующих объектов или выполняющие операции по стыковке участков трубопроводов и монтажу райзеров, могут быть класса 2 при условии, что последствия
пожара
и затопления не могут оказать серьезного влияния на безопасность монтажа и работоспособность
трубопровода.

12.3.6
Краны и подъемное оборудование

Краны и подъемное оборудование, включая подъемные механизмы, подъемные приспособления, канаты, прокладки, серьги и проушины должны соответствовать действующим нормативным требованиям. Сертификаты на оборудование, действительные для работы и условий, при которых оно может использоваться, должны находиться на борту судна и быть доступными для проверки.

12.3.7
Установка якорей и управление буксирами

12.3.7.1
Суда, устанавливающие якоря, должны быть оборудованы:

– системой позиционирования на поверхности с достаточной точностью для спуска якоря в пределах зоны в 500 м от имеющихся объектов и трубопроводов;

– вычислительными средствами и средствами связи для взаимодействия с судами, осуществляющими укладку трубопровода, разработку траншеи и другими судами, устанавливающими якоря.

12.3.7.2
Должна быть отработана методика установки якорей, гарантирующая, что:

– якорь располагается в соответствии со схемой размещения;

– требования владельцев других объектов и трубопроводов для установки якорей вблизи монтажа известны и линии связи с ними установлены;

– местоположение подтверждено до начала спуска якоря;

– положение якоря контролируется все время, особенно вблизи других объектов и трубопроводов;

– выполнены любые другие требования, связанные схарактером работ.

12.3.7.3
Все якоря, транспортируемые над подводными объектами, должны быть закреплены на палубе судна.

12.3.7.4
При спуске якоря необходимо следить за якорной цепью и цепной подвеской, чтобы выдерживать минимальный промежуток между якорной цепью и подводным объектом или препятствием.

12.3.8
Порядок действий в аварийных ситуациях

Должен быть разработан порядок действий в аварийных ситуациях при выполнении работ на море, включающий в себя:

– прекращение работ на месте, в том числе аварийное оставление места работ и в случае, когда якорь невозможно извлечь;

– неисправности системы швартовки;

– другие требования, обусловленные характером работ.

12.4
Монтаж трубопровода

12.4.1
Общие положения

12.4.1.1
Требования, изложенные в настоящем подразделе, распространяются на монтаж трубопроводов независимо от метода монтажа. Дополнительные требования, касающиеся специальных методов монтажа, приводятся в следующих подразделах.

12.4.1.2
Должно быть обеспечено взаимодействие с другими заинтересованными сторонами, на которые могут оказывать влияние выполняемые работы. Необходимо определить ответственность всех заинтересованных сторон и установить линии связи.

12.4.2
Инструкция по монтажу

12.4.2.1
Подрядчик, обеспечивающий укладку трубопровода, должен подготовить инструкцию по монтажу. Она должна включать всю документацию, необходимую для выполнения монтажных работ по укладке трубопровода в соответствии с заданными требованиями.

12.4.2.2
В инструкции по монтажу должны быть предусмотрены все возможные аспекты, в том числе:

– область применения, включая изменения и корректировку, если имеется;

– руководящий персонал, контролеры, сварщики и персонал NDT;

– связь и отчетность;

– навигация и позиционирование;

– установка якорей, схемы размещения якорей и цепные линии (если применяются);

– система динамического позиционирования (если применяется);

– мониторинг, контроль и регистрация напряжений/деформаций и конфигурации на всех этапах монтажных работ;

– граничные рабочие условия;

– нормальная укладка трубопровода;

– установка протекторов (если используются);

– монтаж трубопроводов на промежуточных опорах над находящимися под ним объектами (если применяется);

– монтаж
трубопроводов
над находящимися под ним объектами (если применяется);

– укладка трубопровода в зонах особого внимания, например, на морских путях, около платформ, подводных установок, при подходе к берегу;

– система управления тяговым усилием судна;

– оставление места работ и возвращение;

– начало работ и укладка;

– метод определения местной потери устойчивости;

– монтаж в составе трубопровода сборочных узлов и оборудования;

– транспортирование труб, доставка, укладка в штабель и хранение;

– поддержание чистоты внутри трубопровода в процессе сооружения;

– сопровождение труб;

– ремонт поврежденного покрытия труб;

– ремонт внутреннего покрытия;

– внутренняя очистка труб до и после сварки;

– аттестация сварщиков;

– сварочное оборудование, центраторы, разделка кромок, технология сварки, сварка труб, ремонт сварного соединения, испытания сварных соединений;

– оборудование для NDT, визуальный контроль и технология NDT, визуальный контроль и NDT сварных швов;

– объем расчетов при ремонте сварного шва на ремонтной базе, определяемый согласно ЕСА (см. 12.1.7);

– покрытие монтажных стыков и ремонт покрытия монтажных стыков;

– контроль точки касания трубопровода с морским дном;

– ремонт трубопровода при смятии без образования трещины и при ее наличии с попаданием воды внутрь трубопровода;

– пересечения трубопроводов;

– обеспечение зимней укладки трубопровода, предотвращение обледенения, удаление льда, низкотемпературные запасы стали и бетонного покрытия и т.д.

12.4.2.3
Инструкция по монтажу должна быть подкреплена расчетами и методиками, в том числе для нештатных ситуаций, в объеме, охватывающем выполняемые работы.

12.4.2.4
Если используемый метод монтажа приводит к накоплению пластических деформаций, превышающих 0,3 %, то для кольцевых швов должна быть документально зафиксирована ЕСА. ЕСА должна
определять
необходимую вязкость разрушения для заключения о значениях
допустимых
дефектов согласно критерию приемки, который приводится в приложении D (таблицы D.4, D.5), или подтверждать выполнение этих критериев с учетом значений, полученных при аттестации технологии сварки.

12.4.2.5
В качестве альтернативы критерий приемки при проверке дефектов может устанавливаться
по ЕСА на основе значений вязкости разрушения, полученных при аттестации технологии сварки (приложение D).

12.4.2.6
Если накопленные пластические деформации составляют 2 % или более, то испытания на вязкость разрушения и оценки механики разрушения должны быть подтверждены в соответствии с 12.5.

12.4.3
Анализ и оценка инструкции по монтажу, важные параметры и их обоснованность

Обзор методов, технологий и расчетов

12.4.3.1
Обзор методов, технологий и расчетов включает в себя:

– анализ последствий отказов;

– HAZOP;

– технологию монтажа;

– действия в аварийных ситуациях;

– инженерную оценку критического состояния кольцевых сварных швов;

– инженерную оценку критического состояния длины отремонтированных сварных швов;

– другие оценки, составляющие неотъемлемую часть задач, выполняемых при монтаже.

Экспертиза и квалификационные испытания технологий

12.4.3.2
Экспертиза и квалификационные испытания или аттестация технологий должны проводиться для:

– технологии сварки при изготовлении и ремонте сварного шва (см. приложение С);

– технологии NDT и оборудования автоматического NDT (см. приложения D и Е);

– технологии нанесения покрытия и ремонта монтажных стыков;

– технологии ремонта внутренних и наружных покрытий.

Квалификационные испытания судов и оборудования

12.4.3.3
Квалификационные испытания судов и оборудования, выполняемые до начала работ, должны включать в себя:

– проверку системы динамического позиционирования;

– комплексный анализ и испытания динамической системы позиционирования, системы натяжения (имитация тяги судна, отказа натяжного устройства и проверка резервной системы натяжения);

– оценочную проверку системы натяжения (комбинация проверок устройств натяжения, проверка при отказе одного устройства натяжения, когда остаются в работе два из трех устройств, проверка резервирования отдельных устройств натяжения, имитация потери силового питания и питания сигнальных цепей);

– проверку фрикционного зажима (отказоустойчивость и проверка зажимов при движении судна);

– проверку датчика деформаций с находящимся на расстоянии индикатором;

– проверку геометрии опор трубопровода;

– проверку конструкции стингера и приборов управления;

– анализ данных настройки (калибровки) устройств, которые определяют критические, важные для работы параметры, включая сварочные аппараты и установки автоматического NDT;

– анализ данных технического обслуживания устройств, от которых зависят критические, важные для работы параметры, включая сварочные аппараты и установки автоматического NDT;

– анализ данных
технического
обслуживания, калибровки устройств, от которых зависят критические, важные для работы параметры на судах поддержки.

Оценка квалификации персонала

12.4.3.4
Оценка квалификации персонала включает в себя:

– проверку квалификации, документов, подтверждающих квалификацию сварщиков;

– проверку квалификации, документов, подтверждающих квалификацию контролеров и персонала службы контроля качества (QC);

– проверку квалификации, документов, подтверждающих квалификацию операторов установок NDT.

12.4.3.5
Документы, подтверждающие пригодность судна и содержащие данные проверок оборудования, должны находиться на борту судна и должны быть доступными для работы.

12.4.3.6
Обязательные значения должны быть заданы для:

– допустимых
изменений
напряжений/деформаций и набора параметров настройки управления, выход которых за установленные пределы может приводить к возникновению критических условий при монтаже;

– отклонений настроек/характеристик оборудования, которые могут приводить к возникновению критических ситуаций или усугублять их;

– изменений конструкции сварных соединений и параметров технологии сварки за допустимые пределы, как указано в приложении С;

– изменений метода NDT, оборудования для выполнения NDT или методов калибровки этого оборудования по отношению к указанным в приложениях D и Е;

– длины, глубины отремонтированного участка сварного шва, где труба подвергается воздействию
изгибных,
продольных напряжений. Максимальная длина или глубина выемки определяется расчетами ЕСА (см. 12.1.7.4);

– изменений технологии покрытия монтажных соединений;

– ограничения на условия монтажа;

– других
требований,
обусловленных характером выполняемых работ.

12.4.3.7
Действие инструкции по монтажу распространяется на плавучие средства для прокладки
трубопроводов
(монтажно-строительные участки), оценка которых показала, что они пригодны для монтажа
трубопроводов,
и на укладываемые трубопроводы и их участки, рассматриваемые здесь.

12.4.4
Ограничения на условия монтажа

12.4.4.1
Ограничения на условия монтажа должны быть определены и согласованы.

12.4.4.2
Ограничения на условия монтажа определяются на основе расчетов напряжений и деформаций, FMEA или HAZOP, и должны рассматриваться по отношению к реальным, критическим значениям
параметров,
которые показывают измерительные приборы. На ограничения условий монтажа должны даваться ссылки в методиках определения напряжений/деформаций и при контроле конфигурации трубопровода. Непрерывный контроль и запись показаний измерительных приборов, необходимых для получения
информации
о достижении ограничений на условия монтажа, должны осуществляться на всех этапах монтажа.

12.4.4.3
Критерии ограничений на условия монтажа, которые могут быть представлены на согласование, основываются на определенных данных о состоянии моря для регионов, где имеются сведения об условиях окружающей среды за прошлые годы и доступны регулярные прогнозы погоды.

12.4.4.4
Регулярные прогнозы погоды известных метеорологических центров должны поступать на борт плавучего средства для укладки трубопроводов и дополнять данные прошлых лет о состоянии окружающей среды.

12.4.4.5
Если критические условия близки к предельным, можно начинать подготовку к спуску плети
укладываемого
трубопровода на дно (временному прекращению укладки). Если эти условия зависят только от погоды и если прогноз погоды показывает, что условия будут улучшаться, то спуск можно отложить по согласованию.

12.4.4.6
Решение о возвращении к работам на трубопроводе должно основываться на сравнении
действительного
состояния моря с состоянием, при котором такие работы ограничены с учетом прогноза погоды.

12.4.5
Технология монтажа

Технология монтажа, соответствующая требованиям настоящего стандарта, в том числе всем требованиям технических условий на монтаж и проверки, должна быть представлена подрядчиком на согласование.

12.4.6
Порядок действий в аварийных ситуациях

12.4.6.1
Порядок действий в аварийных ситуациях, соответствующий требованиям настоящего стандарта, в том числе всем требованиям технических условий на монтаж и проверки, должен быть представлен подрядчиком на согласование. Действия в аварийных ситуациях должны, по крайней мере, распространяться на случаи:

– отказа динамической системы позиционирования;

– отказа системы натяжения;

– неисправности якоря и якорных цепей;

– неисправности ROV;

– неисправности системы позиционирования;

– другие критические аварийные ситуации, которые рассматриваются в FMEA и HAZOP.

12.4.7
Плавучие средства и оборудование для укладки трубопроводов и приборное
обеспечение

12.4.7.1
Устройства натяжения должны работать в безотказном режиме и должны обеспечивать необходимые силу натяжения и удерживающую силу; должны иметь достаточный запас усилий торможения и давления обжатия, чтобы поддерживать контролируемое напряжение в трубах. Приложенные силы должны
регулироваться
таким образом, чтобы исключить повреждение трубопровода или покрытия.

12.4.7.2
Поэтому конструкция системы натяжения судна, с которого осуществляется монтаж, должна быть такой, чтобы:

– устройства натяжения, тормоза и удерживающие зажимы могли поддерживать трубопровод при любых непредвиденных приливах;

– система натяжения имела достаточное резервирование, предотвращающее одновременный выход из строя натяжных устройств;

– удерживающая способность натяжного устройства имела достаточный запас, чтобы выход из строя отдельных натяжных устройств не приводил к риску нарушения работоспособности трубопровода;

– в случае отказа натяжного устройства или системы управления натяжным устройством монтаж
трубопровода
до ее восстановления не начинался.

12.4.7.3
Если позволяет метод укладки, трубопровод должен поддерживаться по всей длине судна и на стингере с помощью роликов, рельсов или направляющих, что позволяет трубе перемещаться по направлению оси. Опоры должны предотвращать повреждения покрытия трубы, покрытий монтажных соединений, протекторов и смонтированных в трубопроводе сборочных узлов, а ролики должны свободно вращаться. Регулировка опор в вертикальном и горизонтальном направлениях
должна
обеспечивать плавное
перемещение
трубы с судна на стингер, чтобы нагрузка на трубопровод оставалась в заданных пределах. Высота опор и расстояние между ними должны отсчитываться относительно четкой и легко распознаваемой базовой линии. Геометрия опор трубопровода должна быть проверена до укладки, и принятая высота и шаг между опорами должны иметь постоянную маркировку или какое-либо другое обозначение.

12.4.7.4
Для обеспечения плавного перехода трубопровода с судна на забортный конец стингера они (стингеры) должны быть отрегулированы в соответствии стребованиями конструкции и гарантировать, что нагрузка на трубопровод остается в заданных пределах. Проверка геометрических размеров стингера должна быть выполнена до укладки труб. Если стингер может регулироваться в процессе укладки, необходимо иметь возможность определения положения стингера и его конфигурации по отношению к положению меток или по индикатору. Всплывающий стингер должен быть снабжен индикатором, указывающим положение роликов относительно водной поверхности.

12.4.7.5
В процессе укладки датчик смятия должен постоянно протягиваться по трубопроводу, если только аналогичный контроль деформаций не обеспечивается другими средствами. Способ, который обеспечивает такую же эффективность контроля, должен быть указан в документации. Возможны исключения, когда датчик местной потери устойчивости не может быть использован вследствие особенностей метода монтажа, например при монтаже размоткой с барабана или при малых диаметрах труб, когда зазор между внутренней стенкой трубы и диском датчика местной потери устойчивости очень мал, и контакт с усилением
сварного
шва может привести к ложному срабатыванию индикатора. Датчик местной потери устойчивости
должен
устанавливаться таким образом, чтобы можно было контролировать критические участки (расстояние после прикосновения к нижней точке). Диаметр диска датчика местной потери устойчивости должен
выбираться
с учетом внутреннего диаметра трубопровода и значений допусков на овальность, толщины стенок и несоосности внутреннего наплавленного валика сварного шва.

12.4.7.6
Должны обеспечиваться возможности временной укладки трубопровода на дно с помощью лебедки и его возврата (возобновления работ) при заполнении водой или должны быть предусмотрены
другие
способы возврата трубопровода.

12.4.7.7
Должно быть установлено достаточное число средств измерений и устройств для обеспечения возможности контроля основного оборудования и всех существенных параметров, необходимых для проверки напряжений и/или деформаций, контроля конфигурации и контроля эксплуатационных ограничений.

Необходимы следующие средства измерения:

для устройств натяжения:

–
регистрирующие устройства общей силы натяжения трубопровода;

– для контроля силы натяжения на каждом устройстве натяжения;

– для контроля положения натяжного устройства и изменчивости точки приложения («мертвая зона»);

– для измерения показаний приложенного натяжения, фиксации и давления обжима;

для стингера:

–
подводная(ые) видео камера(ы) и видеомагнитофон для контроля положения трубопровода относительно последнего ролика на стингере (если предполагается ограниченная видимость под водой, то для контроля положения трубопровода относительно роликов на стингере необходимо использовать гидроакустический локатор);

– индикаторы реакции (вертикальный и горизонтальный) для первого и последнего ролика стингера;

– устройства контроля пространственного положения стингера и глубины наконечника для шарнирного
стингера;

для датчика контроля смятия трубопровода:

–
регистрирующее устройство растягивающего усилия и длины натяжного троса при соответствующих условиях;

для лебедок:

–
лебедки для временного опускания трубопровода на дно и лебедки для его возврата должны иметь
регистрирующие
устройства растягивающего усилия и длины натяжного троса;

– якорные лебедки должны соответствовать требованиям 12.3.3;

для судна:

– для контроля положения судна;

– для контроля перемещения судна, включая бортовую, килевую, поперечно-горизонтальную и вертикальную качки;

– для измерения глубины воды;

– для контроля осадки и дифферента судна;

– для измерения скорости и направления течения;

– для контроля силы и направления ветра;

– для прямого или косвенного измерения кривизны и деформации придонной изогнутой части укладываемого трубопровода.

До начала работ необходимо обеспечить калибровку всей измерительной техники, а также доступность соответствующих документов о калибровке на борту судна. Вся используемая измерительная техника должна иметь в необходимом количестве запасные части для обеспечения возможности непрерывной
работы.

Основные устройства должны иметь резервный экземпляр.

На мостике судна должна быть предусмотрена возможность непосредственного считывания и обработки записей основных средств измерений и измерительных
устройств.

Должна обеспечиваться возможность установления соответствия между записываемыми данными и номерами труб.

12.4.7.8
Необходимо дополнительное оборудование для контроля места укладки трубопровода и других работ, которые являются критическими для работоспособности трубопровода или представляют опасность для закрепленных на дне установок или других подводных объектов или трубопроводов. Системы ROV должны быть способными работать при состоянии моря, которое ожидается при выполнении рассматриваемых работ.

12.4.7.9
Могут потребоваться другие измерительные и регистрирующие системы, если они важны для монтажных работ.

12.4.8
Требования к монтажу

12.4.8.1
Транспортирование и хранение материалов на судах снабжения и трубоукладочных судах должны гарантировать, что будут исключены повреждения труб, покрытий, сборочных узлов и приспособлений. Грузоподъемные канаты и другое используемое оборудование должны быть рассчитаны на предотвращение повреждений. Трубы должны храниться на стеллажах и должно использоваться подходящее
крепление.
Максимальная высота складирования труб определяется из условия недопущения чрезмерных
нагрузок
на трубы, покрытия и протекторы. Все изделия, перевозимые для монтажа, должны быть зарегистрированы.

12.4.8.2
По прибытии все изделия должны быть проверены на отсутствие повреждений; необходимо
проверить
число и маркировку полученных изделий. Поврежденные изделия должны быть отделены, восстановлены или возвращены на берег с четкой маркировкой.

12.4.8.3
Трубы и устанавливаемые в трубопровод сборочные узлы должны быть проверены на отсутствие в них сыпучих материалов, мусора и других загрязнений и очищены изнутри перед установкой. Метод очистки не должен приводить к повреждению внутренних покрытий.

12.4.8.4
Система контроля труб должна обеспечивать регистрацию числа сварных швов, числа труб, результатов NDT, длины труб, суммарной длины, установку протекторов, сборочных узлов, устанавливаемых в трубопровод, и число ремонтов. Система должна быть способна определять дублированные записи.

12.4.8.5
Отдельные трубы трубопровода должны маркироваться согласно правилам установленной
системы
контроля, при этом должны использоваться быстро сохнущие краски для морского применения. Положение, размер и цвет маркировки должны быть пригодными для считывания системой ROV в процессе монтажа и последующих осмотров. Может понадобиться нанесение полосы на верхней образующей
трубопровода,
чтобы оценить его кручение, которое может произойти в процессе монтажа. При удалении
поврежденных труб
должна обеспечиваться последующая маркировка.

12.4.8.6
Трубы должны иметь конусообразную фаску надлежащей формы, которая должна быть проверена для подтверждения соответствия допускам и осмотрена на предмет отсутствия повреждений. Должны использоваться внутренние установленные в трубопроводе центраторы, если не показано, что их использование практически нецелесообразно. Перед началом сварки необходимо убедиться в обеспечении
приемлемой
соосности, необходимых зазоров между свариваемыми кромками и в расположении в шахматном порядке продольных сварных швов.

12.4.8.7
Установленные в трубопроводе сборочные узлы должны быть проверены на соответствие
требованиям
технических условий и должны быть защищены от повреждений в процессе прохождения
через
натяжные устройства и над опорами трубопровода.

12.4.8.8
Покрытие и проверка монтажных соединений должны соответствовать требованиям, приведенным в разделе 11.

12.4.8.9
Значения параметров, которые должны контролироваться измерительными устройствами, и допустимый диапазон отклонений значений параметров в процессе монтажа должны быть определены в технологии контроля конфигурации трубопровода, мониторинга его натяжения и напряжений. Функционирование важных для работы измерительных устройств должно подтверждаться через регулярные промежутки времени, а неисправные или несоответствующие требованиям приборы должны ремонтироваться или заменяться.

12.4.8.10
Диаграмма распределения нагрузки для датчика местной потери устойчивости, если он используется (см. 12.4.7.5),
должна проверяться через регулярные промежутки времени. Датчик местной потери устойчивости подлежит извлечению и осмотру при подозрении на местную потерю устойчивости. Если проверка показывает наличие местной потери устойчивости или проникновение воды, то необходимо
исследовать
ситуацию и исправить.

12.4.8.11
Прежде чем судно-трубоукладчик покинет рабочий участок, необходимо убедиться, что начало укладки трубопровода и место опускания его конца находятся в соответствующих
заданных точках
и
обеспечена
необходимая защита трубопровода и уложенного конца.

12.4.8.12
Укладка трубопровода в перегруженных районах, поблизости от имеющихся установок и на пересечениях
с трубопроводами
и кабелями выполняется с использованием местных систем позиционирования, обеспечивающих заданную точность, и с соответствующей схемой размещения якорей. Должны быть приняты меры для защиты от повреждений имеющихся объектов, кабелей и трубопроводов. Такие работы и опускание трубопровода до достижения нижней точки должны выполняться под контролем ROV.

12.4.8.13
Должны быть определены и подготовлены специальные технологии для выполнения других
критических
операций, таких как укладка трубопровода по кривой с малым радиусом, на участках с обрывами, работа с очень большими или очень малыми силами натяжения и т.д.

12.4.8.14
В случае местной потери устойчивости, прежде чем начинать ремонт, необходимо провести
обследование
трубопровода для определения границ дефекта и применимости технологии ремонтных работ. После выполнения ремонта должно быть проведено обследование трубопровода на длине, достаточной для гарантии отсутствия дефектов.

12.4.8.15
В случае утраты или значительных повреждений утяжеляющего и антикоррозионного покрытия или протекторов и их кабелей/соединительных устройств ремонт и осмотр должны выполняться в соответствии с принятыми технологиями.

12.4.8.16
Прежде чем опустить конец укладываемого трубопровода на морское дно, все внутреннее
оборудование,
за исключением датчика местной потери устойчивости, должно быть снято и все сварные стыки, включая стыки на оставленном и поднятом концах, должны быть полностью заполнены. В случае, если трос необходимо отсоединить от судна, буй и подвесной трос должны быть закреплены на оставленном и поднятом концах. Буй должен быть достаточно большим, чтобы оставаться на поверхности с учетом воздействия веса подвесного троса, а также воздействий гидродинамических нагрузок от волн и течения.

Другой возможный способ опускания конца трубопровода на морское дно может осуществляться с помощью захватывающих устройств ROV. Натяжение лебедки и длина троса должны контролироваться, и в процессе операций опускания и возврата не допускается превышение заданных значений этих параметров.

Перед возвратом трубопровод должен быть обследован по длине на значительном расстоянии от оставленного и поднятого концов, достаточном, чтобы убедиться в отсутствии повреждений.

12.4.8.17
Указанное обследование выполняется с помощью непрерывного контроля касания нижней точки или с помощью предназначенного для этих целей судна и должно соответствовать требованиям, приведенным в 12.10.

12.5
Дополнительные требования к методам монтажа трубопроводов при допущении
пластических
деформаций

12.5.1
Общие положения

12.5.1.1
Требования настоящего подраздела распространяются на методы по монтажу трубопроводов, которые вызывают накопленные пластические деформации более 2 % в процессе монтажа и эксплуатации трубопровода, когда учитываются все SNCF. Должны выполняться также соответствующие требования, приведенные в 12.4.

12.5.1.2
Специфические проблемы, связанные с такими методами монтажа, должны рассматриваться
в технических условиях на монтаж и испытания.

12.5.1.3
Трубы, используемые при таких методах монтажа, должны удовлетворять дополнительным
требованиям
для труб с пластическими деформациями Р (см. 9.4.3).

12.5.1.4
Для монтажной сварки последовательность труб, входящих в плеть трубопровода, должна
контролироваться
таким образом, чтобы отклонение жесткости с обеих сторон сварки поддерживалось в принятых в расчете пределах. Это достигается за счет согласования толщины стенок/диаметра труб и действительных пределов текучести материала с обеих сторон сварного шва с возможно большей
точностью.

12.5.1.5
Выбор расходных сварочных материалов и сварка плетей трубопровода производится в соответствии стребованиями, приведенными в приложении С.

12.5.1.6
Должен проводиться 100 %-ный АUТ в соответствии стребованиями, приведенными в приложении Е.

12.5.2
Инструкция по монтажу

Инструкция по монтажу должна быть подготовлена подрядчиком и передана на согласование потребителю. Кроме требований, изложенных в 12.1.5,
и соответствующих требований 12.4.2,
она включает в себя:

– оценку (при контролируемых перемещениях) уровня деформаций как накапливаемых, так и максимальных для каждого отдельного цикла деформаций;

– метод контроля и допустимые отклонения кривизны трубы между точкой схода с направляющих и входом в правильный пресс;

– описание правильного пресса;

– предлагаемые методики оценки метода монтажа с помощью аппарата механики разрушений и проверки их приемлемости.

12.5.3
Оценка инструкции по монтажу

12.5.3.1
Кроме требований 12.4.3,
оценка инструкции по монтажу должна включать в себя:

– аттестацию технологии сварки в соответствии со специальными требованиями, приведенными в приложении С, включая испытания на CTOD или критические испытания J и δ-R или испытания на сопротивление устойчивому росту трещин (J-R);

– критическую оценку производства при определении способности к деформации без разрушения ε_с;

– определение пригодности критической оценки производства с помощью испытаний;

– проверку износостойкости покрытий труб;

– проверку правильного пресса и результирующей прямолинейности трубы.

12.5.3.2
Критическая оценка производства выполняется в соответствии с требованиями 8.4.10.

12.5.3.3
Нормативная способность к деформации без разрушения ε_с, определяемая по ЕСА, должна быть подтверждена реальными испытаниями трубы с кольцевым сварным швом, например полномасштабными испытаниями на изгиб. Объем испытаний и детали методики испытаний подлежат согласованию, но должны быть рассмотрены все аспекты, существенные для неустойчивого разрушения, включая:

– механические свойства материала труб и кольцевых сварных швов, в том числе более высокую
прочность
металла шва и возможное влияние деформационного старения;

– геометричес