Документов в библиотеке
576379

Зарегистрированных пользователей
1160

"ГОСТ Р 54382-2011. Национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования"(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 19.08.2011 N 231-ст)

 

Утвержден и введен в действие

Приказом Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

от 19 августа 2011 г. N 231-ст

 

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

 

ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ

 

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

Oil and gas industry. Submarine pipeline systems.

General requirements

 

ГОСТ Р 54382-2011

 

ОКС 75.200

 

Дата введения

1 марта 2012 года

 

Предисловие

 

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 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. N 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.

 

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 подрядчиком <1>;

- 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 шлангокабелей, 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 соответствии 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 A.

 

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 B (ISO 3183-2:1996. Petroleum and natural gas industries - Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 2. Requirements for class B pipes)

ГОСТ Р ИСО 3183-3:1996. Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 3. Трубы класса требований C (ISO 3183-3:1996. Petroleum and natural gas industries - Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 3. Requirements for class C 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 C (clad pipe, C): 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, навивке 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): p-квантиль (квантиль уровня p или процентиль) и соответствующее значение квантили  определяется как:

 

, (3.1)

 

где F - функция распределения для .

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, a и b.

Примечание. Сочетание нагрузок a - 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 соответствии 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 металла-наполнителя.

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 с увеличением 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 , что определено на основании долгосрочного распределения отдельных волн.

Примечание. Если это значение не определено, приблизительное значение высоты зоны заплеска может быть принято равным , где

 - 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;

BM (Base material) - основной материал;

BS (British Standard) - стандарт Великобритании;

C (Clad pipe) - плакированная труба;

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

CE (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;

ECA (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 Arc Welding 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 Arc Welding) - 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;

M/A (Martensite/Austenite) - мартенситно-аустенитная;

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

MAOP (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 к точечной 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 (Radiographic testing) - радиографический контроль;

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

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

SAWL (Submerged Arc-welding Longitudinal) - продольно-шовная 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;

TMCP (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:

A - площадь поперечного сечения;

;

;

, площадь поперечного сечения стенки трубы;

D - номинальный наружный диаметр;

 - наибольший измеренный внутренний или наружный диаметр;

 - наименьший измеренный внутренний или наружный диаметр;

, номинальный внутренний диаметр;

E - модуль Юнга;

, овальность (относительная);

 - предел текучести, который должен применяться в расчете;

 - 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;

H - высота волны;

 - значительная высота волны;

 - постоянная глубина пластической вмятины;

ID - номинальный внутренний диаметр;

M - изгибающий момент;

 - нормативный изгибающий момент (воспринимаемый трубопроводом);

N - продольное усилие в стенке трубы ("истинное" усилие) (положительное при растяжении);

 - число блоков напряжений;

 - число циклов нагружений до разрушения при постоянной амплитуде;

O - некруглость сечения трубы, ;

OD - номинальный наружный диаметр;

 - нормативное давление коллапса;

 - расчетное давление;

 - наружное давление;

 - давление коллапса при упругих напряжениях;

 - испытательное давление (заводское);

 - нормативное внутреннее давление;

 - аварийное давление;

 - давление "страгивания" (начала лавинного смятия);

 - местное расчетное давление;

 - местное аварийное давление;

 - местное испытательное давление (испытания системы - трассовые);

 - максимальное допустимое рабочее давление;

 - гидростатическое испытательное заводское давление;

 - давление коллапса при пластических деформациях;

 - давление распространения (лавинного смятия);

 - испытательное давление;

R - радиус общего изгиба трубы;

 - предел прочности на растяжение;

 - прочность, эквивалентная остаточному удлинению на x% (действительные напряжения);

 - прочность, эквивалентная полному удлинению на x% (действительные напряжения);

S - эквивалентное продольное усилие (положительное при растяжении);

T - температура эксплуатации;

 - максимальная расчетная температура;

 - минимальная расчетная температура;

 - температура испытаний;

,  - толщина стенки трубы в соответствии с 8.3.3;

 - припуск на коррозию;

 - заводской допуск на толщину стенки трубы;

 - минимальная толщина стенки;

 - измеренная минимальная толщина стенки, см. таблицы 9.14, 9.15;

t,  - 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:

 - коэффициент линейного расширения;

 - коэффициент анизотропии;

 - параметр напряжений пластического течения в соответствии с 8.4.5.4;

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

 - коэффициент допустимого усталостного дефекта;

 - коэффициент кольцевого сварного шва (сопротивление деформациям);

 - коэффициент деформационного упрочнения;

 - коэффициент прочности материала;

 - деформация;

 - нормативная изгибная деформация;

 - накопленная пластическая деформация;

 - пластическая деформация;

 - коэффициент надежности для аварийной нагрузки;

 - коэффициент условий работы;

 - коэффициент надежности для природной нагрузки;

 - коэффициент сопротивления деформациям;

 - коэффициент надежности для функциональной нагрузки;

 - отношение аварийного давления к расчетному;

 - коэффициент надежности по материалу;

 - коэффициент надежности по давлению;

 - коэффициент безопасности (в зависимости от класса безопасности);

 - кривизна;

 - коэффициент использования;

 - коэффициент трения;

 - плотность;

 - стандартное отклонение переменной (например, толщины);

 - интенсивность напряжений по Мизесу;

 - кольцевое напряжение;

 - продольное, осевое напряжение;

 - коэффициент Пуассона;

 - тангенциальное напряжение сдвига.

4.2.3. Индексные обозначения:

A - аварийная нагрузка;

c - нормативное сопротивление;

d - расчетное значение;

E - природная нагрузка;

e - наружный;

el - упругий;

F - функциональная нагрузка;

h - окружное направление (кольцевое направление);

i - внутренний;

l - осевое (продольное) направление;

M - изгибающий момент;

p - 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 с требованиями 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  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 их опасности, в соответствии с таблицей 5.1.

 

Таблица 5.1

 

Классификация перекачиваемых продуктов

 

Категория
продукта

                    Описание категории продукта               

    A   

 Обычные невоспламеняющиеся жидкости на водной основе         

    B   

 Легковоспламеняющиеся и/или токсичные вещества, которые      
являются жидкостями в условиях температуры окружающей среды   
и атмосферного давления. Типовыми примерами могут быть нефть  
и нефтепродукты. Метанол также является примером              
легковоспламеняющейся и токсичной жидкости                    

    C   

 Невоспламеняющиеся вещества, которые являются нетоксичными   
газами в условиях температуры окружающей среды и атмосферного 
давления. Типовыми примерами могут быть азот, двуокись        
углерода, аргон и воздух                                       

    D   

 Нетоксичный, однофазный природный газ                        

    E   

 Легковоспламеняющиеся и/или токсичные продукты, которые      
являются газами в условиях температуры окружающей среды       
и атмосферного давления и которые транспортируются в виде газов
и/или жидкостей. Типовыми примерами могут быть водород,       
природный газ (не попадающий в категорию D), этан, этилен,    
сжиженный нефтяной газ (такой как пропан-бутан), газовый      
конденсат, аммиак и хлор                                       

 

5.3.2.2. Газы или жидкости, не приведенные в таблице 5.1, должны относиться к категории, содержащей вещества, наиболее сходные по потенциалу опасности с оцениваемыми. 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

 

Обозначение
  класса  

                         Определение                        

     1    

 Зона редкого присутствия человека вдоль трассы трубопровода

     2    

 Часть трубопровода, райзера в зоне около платформы         
(с персоналом) или в зонах с интенсивной человеческой       
деятельностью. При определении класса местоположения 2      
следует основываться на соответствующем анализе рисков.     
Если такой анализ не проводится, то должно быть принято     
минимальное расстояние в 500 м                              

 

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

 

Обозначение
   класса  
безопасности

                        Определение                        

   Низкий  

 Если отказ влечет за собой низкий риск травматизма людей и
незначительные последствия для окружающей среды и экономики,
обычный классификационный уровень для стадии монтажа       

 Нормальный

 Для временных условий, при которых отказ влечет за собой  
риск травматизма людей, существенные загрязнения окружающей
среды или весьма значительные экономические и политические 
последствия, обычный классификационный уровень для         
эксплуатации вне зоны платформы                            

  Высокий  

 Для условий эксплуатации, при которых отказ влечет за собой
высокий риск травматизма людей, существенные загрязнения   
окружающей среды или весьма значительные экономические и   
политические последствия, обычный классификационный уровень
в течение эксплуатации для местоположения класса 2         

 

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.

 

      Стадия     

                   Категория продукта                

           A, C           

          B, D и E       

                  Класс местоположения               

     1     

     2       

      1     

     2     

Временная <1>, <2>

   Низкий  

    Низкий   

   Низкий   

   Низкий  

   Эксплуатации  

   Низкий  

Нормальный <3>

 Нормальный 

  Высокий  

    <1> Монтаж вплоть до ввода в эксплуатацию (временная  стадия)  обычно
относится к классу безопасности "Низкий".                               
    <2> Для отнесения к классам безопасности для  временных стадий  после
ввода в эксплуатацию должны быть особо учтены  последствия  отказа,  т.е.
присвоен класс безопасности выше "Низкого".                             
    <3> Райзеры в ходе штатной  эксплуатации  обычно относятся  к  классу
безопасности "Высокий".                                                 

 

5.3.5. Методология расчета по частным коэффициентам безопасности

5.3.5.1. Фундаментальный принцип методологии расчета по частным коэффициентам безопасности состоит в 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  не превышает расчетного сопротивления 

 

. (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 . 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 должно 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

 

┌─────────────────────────┬────────────┬──────────────────────────────────┐

      Классификация          База      Значение вероятных отказов для 

       предельных        │вероятностей│       класса безопасности       

        состояний                    ├──────────┬───────────┬───────────┤

                                     │ низкого  │нормального│ высокого 

├─────────────────────────┼────────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

                                           -2        -3         -3  

│ Предельное состояние         На         10        10         10    

│по критерию пригодности  │трубопровод │                               

│к нормальной эксплуатации│ в год <1>                                 

│(по текучести), SLS                                                 

├─────────────────────────┼────────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

                                           -3        -4         -5  

│ Основное предельное          На         10        10         10    

│состояние, ULS           │трубопровод │                               

                        │ в год <1>                                 

├─────────────────────────┼────────────┤                               

│ Предельное состояние по │     На                                    

│критерию усталости, FLS  │трубопровод │                               

                         │ в год <2>                                 

├─────────────────────────┼────────────┤                               

│ Особое (чрезвычайное)        На                                    

│предельное состояние, ALS│трубопровод │                               

                         │ в год <3>                                 

├─────────────────────────┴────────────┴──────────┴───────────┴───────────┤

    <1> Или период продолжительности временной стадии.                  

    <2> Вероятность отказа будет эффективно определяться  последним годом│

│эксплуатации или перед проведением инспекции, в зависимости  от  принятой│

│философии инспектирования.                                              

    <3> Относится к общей допустимой вероятности серьезных последствий. 

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

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;

- монтаж защитных 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 с требованиями, 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 точек трубопроводной 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  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  обычно равно 1,10, оно также является максимальным допустимым отношением. Местное аварийное давление может быть выражено как:

 

, (6.1)

 

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

 - плотность находящегося в трубопроводе продукта.

При условии удовлетворения требованиям к системе аварийной защиты от превышения давления отношение аварийного давления к расчетному давлению  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

 

┌─────────────────────────────────────┬───────────────────────────────────┐

        Условие эксплуатации                   Значение давления p     

                                                                  li   

├─────────────────────────────────────┼───────────────────────────────────┤

│ Если расчетное давление равно                        p                

│полному давлению при отключении                        ld              

├─────────────────────────────────────┼───────────────────────────────────┤

│ Испытания системы давлением                          p                

                                                       lt              

└─────────────────────────────────────┴───────────────────────────────────┘

 

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 впоследствии 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 монтаж трубопровода, 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 от того, 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, обусловленные различием плотности, и другие возможные явления, связанные 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 соответствующие 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 к технологии 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 к технологии 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 к технологии 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 к технологии 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 с документами, 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 с теоретическими 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 с требованиями, 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, близких 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 ( , ) и соответствующими условиями течения и ветра. Значение нормативной нагрузки определяется как максимальное при наиболее вероятных параметрах природной среды (т.е. волн, течений и ветра) , равное

 

, (7.1)

 

где  - функция распределения вероятностей ;

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  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

 

┌──────────────┬──────────────┬──────────────┬──────────────┬─────────────┐

    Ветер         Волны        Течения         Лед      │Землетрясения│

├──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┤

        -2            -2            -1                              

      10            10            10                                

├──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┤

        -1            -1            -2                              

      10            10            10                                

├──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┤

        -1            -1            -1            -2                

      10            10            10            10                  

├──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┤

                                                               -2   

                                                             10     

└──────────────┴──────────────┴──────────────┴──────────────┴─────────────┘

 

7.3.6.4. Для трубопровода, лежащего на морском дне, при  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  режимах должно применяться значение 10-летнего периода  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 от того, 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 явных ограничений 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 спирально-шовные 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 спирально-шовных 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, с тем 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 C-Mn стали для потенциально коррозионно-опасных продуктов категорий B, D и E 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  в течение испытаний системы давлением должно удовлетворять следующим требованиям:

- нормальный и высокий класс безопасности при обычных условиях эксплуатации

 

; (8.1)

 

- низкий класс безопасности при обычных условиях эксплуатации

 

. (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 P;

- 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 C-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

 

  Условия проектирования <1>

          Уровень NDT для труб          

         I         

         II        

       Дополнительное требование U      

    Да   

   Нет  

    Да   

   Нет  

 Расчет на действие внутреннего
давления                      

 Высокое 
<2>

 Низкое 

 Высокое 
<2>

 Низкое 

 Местная потеря устойчивости  
при контролируемых нагрузках  

 Высокое 

 Низкое 

 Высокое 

 Низкое 

 Местная потеря устойчивости  
при контролируемых перемещениях

 Высокое 

 Низкое 

    Не применимо   

    <1> Условия  контролируемых  нагрузок  и  контролируемых  перемещений
определены в разделе 8.3.1.                                              
    <2> Обозначение "Высокое"  и  "Низкое"  в  приведенной  выше  таблице
характеризует уровень значения параметра, который следует применять.    

 

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 

 

┌───────────────────────────┬─────────────────────────────────────────────┐

│ Обозначение коэффициента       Значения коэффициента прочности для    

         прочности         ├───────────────┬─────────────────────────────┤

                           │обычных условий│ дополнительных требований U │

├───────────────────────────┼───────────────┼─────────────────────────────┤

           альфа                0,96                  1,00            

                U                                                     

├───────────────────────────┴───────────────┴─────────────────────────────┤

    Примечание. Для испытаний системы давлением коэффициент альфа  должен│

                                                                 U      

│равняться 1,00, что дает 96%-ное значение  SMYS  допускаемого  кольцевого│

│напряжения как для материалов, удовлетворяющих дополнительному требованию│

│U, так и для материалов, которые ему не удовлетворяют.                  

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

8.2.6.3. Механические свойства различных марок материалов определены относительно комнатной температуры. Должны учитываться изменения свойств материалов при температурах выше 50 °C для C-Mn стали и выше 20 °C для сталей 22Cr и 25Cr. 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  и 

 

┌──────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────┐

         Наименование                          Значение                

├──────────────────────────────┼──────────────────────────────────────────┤

│ Нормативное минимальное            f  = (SMYS - f       ) x альфа     

│значение предела текучести           y            y, temp         U    

                                                                        

├──────────────────────────────┼──────────────────────────────────────────┤

│ Нормативное минимальное      │ f  = (SMTS - f       ) x альфа  x альфа 

│значение предела прочности      u            u, temp         U        A │

│на растяжение                                                          

├──────────────────────────────┴──────────────────────────────────────────┤

    f        и f        - значения  отклонений   пределов   текучести   и│

     y, temp    u, temp                                                 

│прочности  на   растяжение   соответственно   под  влиянием  температуры;│

│альфа  - коэффициент  прочности   материала,   по  таблице  8.1; альфа  -│

     U                                                                A 

│коэффициент  анизотропии,   равный  0,95   для    осевого   (продольного)│

│направления (т.е. альфа  из уравнения (8.23)),  исходя  из  требований  к│

                       c                                                

│релаксационным   испытаниям   в    технических    условиях    на    трубы│

│(см. таблицу 9.3, примечание 4),   или  равный  1,0  для  всех  остальных│

│случаев.                                                                

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

Примечание. Если нет другой информации о влиянии отклонений от нормы предела текучести, могут быть использованы рекомендации для C-Mn стали, нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, 22Cr или 25Cr, 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 Cr.

 

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 . 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 

 

┌────────────┬────────────────────────────────────────────────────────────┐

│Обозначение │     Значение коэффициента в зависимости от типа трубы     

│коэффициента├───────────────────┬───────────────────┬────────────────────┤

                 Бесшовная          UO и TRB              UOE        

├────────────┼───────────────────┼───────────────────┼────────────────────┤

  альфа            1,00               0,93                0,85       

       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 C-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 C-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 C-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 °C 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

 

. (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 = H, где H - 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)

 

, (8.4)

 

где  - приращение внутреннего давления по сравнению с его значением непосредственно после укладки;

 - 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

 

; (8.5)

 

- условия эксплуатации

 

. (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

 

, (8.7)

 

- в ином случае

 

. (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 от точки, в которой график зависимости "напряжения-деформации" материала отклоняется от линейной зависимости (см. рисунок 8.2).

 

 

Рисунок 8.2. Определение пластических деформаций

 

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

 

8.3.4.6. Интенсивность пластических деформаций  определяется по формуле

 

, (8.9)

 

где  - пластическая часть главной продольной деформации;

 - пластическая часть главной кольцевой деформации;

 - пластическая часть главной радиальной 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 (чрезвычайное) предельное состояние (ALS): особое (чрезвычайное) 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.

 

 

Рисунок 8.3. Схема проведения расчетов конструкции

 

Цикл расчета должен повторяться для каждой соответствующей стадии.

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  не превосходит расчетного сопротивления 

 

. (8.10)

 

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

 

. (8.11)

 

В специфических формах это соответствует следующему:

 

 (8.12)

 

Коэффициенты результатов действия нагрузок , , ,  и  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 , входящее в приведенное выше выражение , местное испытательное давление должно рассчитываться как

 

,

 

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

 

8.4.2.5. Расчетное сопротивление  обычно может быть выражено как

 

. (8.13)

 

Нормативное сопротивление материала  приведено в 8.2.6.

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

 

Таблица 8.4

 

Коэффициент надежности по материалу 

 

┌────────────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐

│Обозначение коэффициента предельного│Значение коэффициента надежности для│

             состояния              ├──────────────────┬─────────────────┤

                                       SLS/ULS/ALS           FLS      

├────────────────────────────────────┼──────────────────┼─────────────────┤

               гамма                       1,15             1,00      

                    m                                                 

└────────────────────────────────────┴──────────────────┴─────────────────┘

 

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

 

Таблица 8.5

 

Коэффициенты безопасности 

 

┌─────────────────────────────────────────┬───────────────────────────────┐

               Вид расчета                  Коэффициент безопасности   

                                             для класса безопасности   

                                         ├──────────┬───────────┬────────┤

                                         │ низкого  │нормального│высокого│

├─────────────────────────────────────────┼──────────┼───────────┼────────┤

│ Расчет на действие внутреннего давления │  1,046      1,138   │ 1,308 

│<1>                                      │ <2>, <3> │             <4>  

├─────────────────────────────────────────┴──────────┴───────────┴────────┤

    <1> Число значащих цифр задается для того, чтобы  это соответствовало│

│требованиям коэффициентов по стандарту ИСО.                             

    <2> Класс безопасности "Низкий"  определяется при  испытании  системы│

│давлением,  которое,  в  соответствии  с  требованиями,  проводится   при│

│давлении на 3% выше аварийного  давления.  Следовательно,  при  работе  с│

│классом безопасности "Низкий" коэффициент безопасности будет на 3% выше. │

    <3> Для испытаний системы давлением  альфа  должен  быть  равен 1,00,│

                                              U                         

│что  задает  допускаемые  кольцевые  напряжения  в  96%   SMYS  как   для│

│материалов, которые удовлетворяют дополнительным требованиям U, так и для│

│материалов, не удовлетворяющих им.                                      

    <4> Для  участков  трубопроводов с  классом  местоположения  1  может│

│применяться коэффициент  для  класса  безопасности  "Нормальный",  равный│

│1,138.                                                                  

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

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 a и b ссылаются в 8.4.5 посредством определения в уравнении (8.12).

 

Таблица 8.6

 

Коэффициенты надежности по нагрузкам

и сочетания нагрузок

 

┌──────────┬─────────┬────────────────────────────────────────────────────┐

│Предельное│Сочетание│   Значения коэффициента надежности по нагрузкам   

│состояние │нагрузок ├──────────────────┬─────────┬───────────┬───────────┤

                   │функциональные <1>│природные│ случайные │от давления│

                   ├──────────────────┼─────────┼───────────┼───────────┤

                         гамма       │ гамма      гамма     гамма   

                              F            E          A         P  

├──────────┼─────────┼──────────────────┼─────────┼───────────┼───────────┤

│SLS и         a           1,2           0,7        -        1,05   

          ├─────────┼──────────────────┼─────────┼───────────┼───────────┤

│ULS           b           1,1           1,3        -        1,05   

├──────────┼─────────┼──────────────────┼─────────┼───────────┼───────────┤

│FLS                       1,0           1,0        -         1,0   

├──────────┼─────────┼──────────────────┼─────────┼───────────┼───────────┤

│ALS                       1,0           1,0       1,0        1,0   

├──────────┴─────────┴──────────────────┴─────────┴───────────┴───────────┤

    <1> Если действие функциональной нагрузки снижает результаты действия│

│сочетания нагрузок, гамма  должно быть принято как 1/1,1.               

                         F                                               

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

8.4.3.2. Сочетание нагрузок a из таблицы 8.6 учитывается при наличии влияния трубопроводной системы. Поэтому оно не учитывается для местных проверочных расчетов, которые обычно предназначены для  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 

 

┌────────────────────────────────────────────┬────────────────────────────┐

          Наименование условия работ        │Значение коэффициента гамма │

                                                                       C│

├────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────┤

│ Трубопровод, лежащий на неровном морском               1,07           

│дне или находящийся в состоянии "змейки"                               

├────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────┤

│ Непрерывное жесткое опирание                           0,82           

├────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────┤

│ Испытание системы давлением                            0,93           

├────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────┤

│ Другие                                                 1,00           

├────────────────────────────────────────────┴────────────────────────────┤

    Примечание. Условие "неровное морское дно" относится к  трубопроводам│

│со свободными пролетами. Тот же коэффициент должен  использоваться,  если│

│трубопровод находится в состоянии "змейки" на неровном морском дне.     

    "Непрерывное жесткое опирание" означает условия, при которых основная│

│часть нагрузки также  относится  к  условию  контролируемых  перемещений.│

│Примером может служить намотка на барабан или протаскивание в J-трубах. 

    Может потребоваться одновременное применение нескольких коэффициентов│

│условий  работы,  например,  при  испытании  трубопроводов  давлением  на│

│неровном морском дне  результирующий  коэффициент  условий  работы  будет│

│равным 1,07 x 0,93 = 1,00.                                              

└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

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  задается следующим выражением:

 

, (8.15)

 

- предельное состояние по текучести

 

, (8.16)

 

- предельное состояние по прочности (разрыв)

 

. (8.17)

 

Примечание. В приведенных выше формулах x должен заменяться на  или , в зависимости от применения.

 

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  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  - расчетный изгибающий момент (см. уравнение (8.12));

 - расчетная эквивалентная продольная сила;

 - расчетная разность избыточного давления;

 - пластический момент сопротивления, ;