ВН 39-1.9-005-98. 
ЧАСТЬ 2. ПРОИЗВОДСТВО И ПРИЕМКА РАБОТ

ВН 39-1.9-005-98. ЧАСТЬ 2. ПРОИЗВОДСТВО И ПРИЕМКА РАБОТ
Очистка полости и испытание газопроводов

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ТУ 5264-002-00211642-01 - Конструкции стальные сооружений грузовых и пассажирских канатных дорог. Технические условия

 

 

 

Сварка ->  Нефтегазодобывающее оборудование ->  ВН 39-1.9-005-98 -> 

 

 

ЧАСТЬ 2. ПРОИЗВОДСТВО И ПРИЕМКА РАБОТ

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

При строительстве морских газопроводов следует применять проверенные опытом технологические процессы, оборудование и строительную технику.

 

2. СВАРКА ТРУБ И МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

 

2.1. Соединения труб при строительстве могут выполняться с использованием двух организационных схем:

- с предварительной сваркой труб в двух- или четырехтрубные секции, которые затем свариваются в непрерывную нитку;

- сваркой отдельных труб в непрерывную нитку.

2.2. Сварочный процесс выполняется в соответствии с "Техническими условиями на сварку труб и неразрушающий контроль" одним из следующих способов:

- автоматическая или полуавтоматическая сварка в среде защитного газа плавящимся или неплавящимся электродом;

- автоматическая или полуавтоматическая сварка самозащитной проволокой с принудительным или свободным формированием металла шва;

- ручная сварка электродами с покрытием основного типа или с целлюлозным покрытием;

- электроконтактная сварка непрерывным оплавлением с послесварочной термической обработкой и радиографическим контролем качества сварных соединений.

При сварке двух- или четырехтрубных секций на вспомогательной линии может применяться также автоматическая сварка под флюсом.

"Технические условия" разрабатываются в составе проекта Подрядчиком и утверждаются Заказчиком на основе проведения исследований по свариваемости опытной партии труб и получения необходимых свойств сварных кольцевых соединений, в том числе по их надежности и работоспособности в сероводородной среде, и проведения соответствующей аттестации технологии сварки.

2.3. Перед началом строительных работ способы сварки, сварочное оборудование и материалы, принятые к использованию, должны быть аттестованы на сварочной базе или на трубоукладочном судне в условиях, приближенных к условиям строительства, в присутствии представителей Заказчика и приняты Заказчиком.

2.4. Все операторы автоматической и полуавтоматической сварки, а также сварщики-ручники должны быть аттестованы в соответствии с требованиями DNV (1996) или ВS 8010 с учетом дополнительных требований по стойкости сварных соединений при работе в сероводородной среде.

Аттестация должна проводиться в присутствии представителей Заказчика.

2.5. Сварщики, которые должны выполнять сварку под водой, дополнительно должны пройти соответствующее обучение, а затем специальную аттестацию в камере под давлением с имитацией натурных условий работы на дне моря.

2.6. Сварные кольцевые соединения труб должны соответствовать требованиям "Технических условиях на сварку труб и неразрушающий контроль".

2.7. Кольцевые сварные соединения подвергаются 100 % радиографическому контролю с дублированием 20 % стыков автоматизированным ультразвуковым контролем с записью результатов контроля на ленту.

При согласовании с Заказчиком допускается применение 100 % автоматизированного ультразвукового контроля с записью на ленте 25 % дублирующего радиографического контроля.

Приемка сварных соединений производится в соответствии с требованиями "Технических условий на сварку труб и неразрушающий контроль", которые должны включать нормы допустимых дефектов в сварных швах.

2.8. Кольцевые сварные швы считаются принятыми только после их одобрения представителем Заказчика на основе просмотра радиографических снимков и записей результатов ультразвукового контроля. Документация с записями результатов процесса сварки и контроля сварных стыков труб сохраняется эксплуатирующей трубопровод организацией на протяжении всего срока службы морского трубопровода.

2.9. При соответствующем обосновании разрешается производить соединение плетей трубопровода или ремонтные работы на дне моря, с применением стыковочных устройств и гипербарической сварки. Процесс подводной сварки должен быть классифицирован соответствующими испытаниями.

 

3. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

 

3.1. Морской газопровод должен быть изолирован по всей наружной и внутренней поверхности антикоррозионным покрытием. Изоляция труб должна быть произведена в заводских или базовых условиях.

3.2. Изоляционное покрытие должно соответствовать требованиям "Технических условий на наружное и внутреннее антикоррозионное покрытие труб" на весь период службы трубопровода по следующим показателям: прочность при разрыве, относительное удлинение при рабочей температуре, прочность при ударе, адгезия к стали, предельная площадь отслаивания в морской воде, грибостойкость, сопротивление вдавливанию.

3.3. Изоляция должна выдерживать испытания на пробой при напряжении не менее
5 кВ на миллиметр толщины.

3.4. Изоляция сварных стыков, крановых узлов и фасонной арматуры должна по своим характеристикам соответствовать требованиям, предъявляемым к изоляции труб.

Изоляция мест подключения устройств электрохимической защиты и контрольно-измерительной аппаратуры, а также восстановленная изоляция на поврежденных участках должны обеспечивать надежную адгезию и защиту от коррозии металла труб.

3.5. При выполнении изоляционных работ должен производиться:

- контроль качества применяемых материалов;

- пооперационный контроль качества этапов изоляционных работ.

3.6. В период транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ и складирования труб должны быть предусмотрены специальные меры, исключающие механические повреждения изоляционного покрытия.

3.7. Изоляционное покрытие на законченных строительством участках трубопровода подлежит контролю методом катодной поляризации.

3.8. Электрохимическая защита системы морских трубопроводов производится с помощью протекторов. Все оборудование электрохимической защиты должно быть рассчитано на полный срок эксплуатации системы морских газопроводов.

3.9. Протекторы должны быть изготовлены из материалов (сплавов на основе алюминия или цинка), прошедших натурные испытания и отвечающих требованиям "Технических условий на материал для изготовления анодов", разрабатываемых в составе проекта.

3.10. Протекторам необходимо иметь два соединительных кабеля с трубой. Протекторы браслетного типа устанавливают на трубопроводе таким образом, чтобы избежать их механического повреждения при транспортировке и укладке трубопровода.

Дренажные кабели защитных устройств следует присоединять к трубопроводу с помощью ручной аргонодуговой или конденсаторной сварки.

При согласовании с Заказчиком можно использовать ручную электродуговую сварку электродами.

3.11. На морском трубопроводе должны быть обеспечены потенциалы непрерывно по всей его поверхности в течение всего периода эксплуатации. Для морской воды минимальные и максимальные значения защитных потенциалов приведены в Таблице 2. Указанные потенциалы рассчитаны для морской воды с соленостью от 32 до 28 %о при температуре от 5 до 25° С.

 

Таблица 2.

 

Минимальные и максимальные защитные потенциалы

 

Электрод сравнения

Минимальный защитный потенциал, В

Максимальный защитный потенциал, В

Медносульфатный насыщенный

-0,95

- 1,10

Хлоросеребряный

-0,90

- 1,05

Цинковый

+0,15

0,00

 

3.12. Электрохимическая защита должна быть введена в действие не позднее 10 суток с момента окончания работ по укладке трубопровода.

 

4. ВЫХОДЫ ТРУБОПРОВОДА НА БЕРЕГ

 

4.1. Для выхода трубопровода на берег могут быть использованы следующие способы строительства:

- открытые земляные работы с устройством шпунтовых ограждений на береговой полосе;

- направленное бурение, при котором трубопровод протаскивают через предварительно пробуренную скважину на прибрежном участке;

- тоннельный способ.

4.2. При выборе способа строительства трубопровода на участках выхода на берег следует учитывать рельеф береговых участков и другие местные условия в районе строительства, а также оснащенность строительной организации техническими средствами, используемыми для производства работ.

4.3. Выходы трубопровода на берег с применением наклонно-направленного бурения или тоннеля должны быть обоснованы в проекте экономической и экологической целесообразностью их применения.

4.4. При строительстве трубопровода на прибрежном участке с применением подводных земляных работ могут быть применены следующие технологические схемы:

- плеть трубопровода требуемой длины изготавливается на трубоукладочном судне и протягивается к берегу по дну ранее подготовленной подводной траншеи с применением тяговой лебедки, установленной на берегу;

- плеть трубопровода изготавливается на береговой площадке, проходит гидростатические испытания и затем вытягивается в море по дну подводной траншеи с помощью тяговой лебедки, установленной на трубоукладочном судне.

4.5. Строительство морского трубопровода на прибрежных участках производится в соответствии с требованиями "Технических условий на строительство трубопровода при пересечении береговой линии", разрабатываемых в составе проекта.

 

5. ПОДВОДНЫЕ ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

 

5.1. Технологические процессы разработки траншеи, укладки трубопровода в траншею и его засыпки грунтом должны быть максимально совмещены во времени с учетом заносимости траншеи и переформирования ее поперечного профиля. При засыпке подводных траншей должны быть разработаны технологические мероприятия, снижающие до минимума потери грунта за границами траншеи.

Технология разработки подводных траншей должна быть согласована с природоохранными органами.

5.2. Параметры подводной траншеи должны быть по возможности минимальными, для чего следует обеспечивать повышенную точность их разработки. Требования повышенной точности распространяются также и на засыпку трубопровода.

В зоне трансформации морских волн следует назначать более пологие откосы с учетом переформирования поперечного сечения траншеи.

5.3. Параметры подводной траншеи на участках, глубины которых с учетом
сгонно-нагонных и приливно-отливных колебаний уровня воды, менее осадки землеройной техники, следует принимать в соответствии с  нормами эксплуатации морских судов и обеспечения безопасных глубин в границах рабочих перемещений землеройной техники и обслуживающих её судов.

5.4. Объемы временных отвалов грунта должны быть сведены к минимуму. Местоположение складирования разрабатываемого грунта должно быть выбрано с учетом минимального загрязнения окружающей среды и согласовано с организациями, контролирующими экологическое состояние района строительства.

5.5. Если проектом разрешается использовать для засыпки траншеи местный грунт, то при строительстве многониточной трубопроводной системы допускается траншею с уложенным трубопроводом засыпать грунтом, отрываемым из траншеи параллельной нитки.

 

6. УКЛАДКА С ТРУБОУКЛАДОЧНОГО СУДНА

 

6.1. Выбор метода укладки морского трубопровода производится на основе его технологической выполнимости, экономической эффективности и безопасности для окружающей среды. Для больших глубин моря рекомендуются методы укладки трубопровода по S-образной и J-образной кривой с использованием трубоукладочного судна.

6.2. Укладка морского трубопровода производится в соответствии с требованиями "Технических условий на строительство морского участка трубопровода", разрабатываемых в составе проекта.

6.3. Трубоукладочное судно до начала производства строительных работ должно пройти испытания, включая испытания сварочного оборудования и неразрушающих методов контроля, оборудования для изоляции и ремонта сварных стыков труб, натяжных устройств, лебедок, приборов контроля и систем управления, обеспечивающих перемещение судна по трассе и укладку трубопровода на проектные отметки.

6.4. На мелководных участках трассы трубоукладочное судно должно обеспечивать укладку трубопровода в подводную траншею в пределах допусков, определяемых проектом. Для контроля положения судна относительно траншеи следует использовать сканирующие эхолоты и гидролокаторы кругового обзора.

6.5. Перед началом укладки трубопровода в траншею следует выполнить подчистку подводной траншеи и произвести контрольные промеры с построением продольного профиля траншеи. При протаскивании трубопровода по дну моря необходимо выполнить расчеты тяговых усилий и напряженного состояния трубопровода.

6.6. Тяговые средства выбирают по максимальному расчетному тяговому усилию, которое в свою очередь зависит от длины протаскиваемого трубопровода, коэффициента трения и веса трубопровода в воде (отрицательной плавучести).

Значения коэффициентов трения скольжения должны назначаться по данным инженерных изысканий с учетом возможности погружения трубопровода в грунт, несущей способности грунта и отрицательной плавучести трубопровода.

6.7. Для уменьшения тяговых усилий при укладке, на трубопровод могут быть установлены понтоны, уменьшающие его отрицательную плавучесть. Понтоны должны быть проверены на прочность от воздействия гидростатического давления и иметь устройства для механической отстропки.

6.8. Перед укладкой трубопровода на глубоководном участке необходимо выполнить расчеты напряженно-деформированного состояния трубопровода для основных технологических процессов:

- начало укладки;

- непрерывная укладка трубопровода с изгибом по S-образной или J-образной кривой;

- укладка трубопровода на дно во время шторма и его подъем;

- окончание укладочных работ.

6.9. Укладку трубопровода следует выполнять строго в соответствии с проектом организации строительства и проектом производства работ.

6.10. В процессе укладки трубопровода должны непрерывно контролироваться кривизна трубопровода и напряжения, возникающие в трубопроводе. Значения этих параметров должны определяться на основе расчетов нагрузок и деформаций до начала укладки трубопровода.

 

7. БЕРЕГОЗАЩИТНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

 

7.1. Крепление береговых склонов после укладки трубопровода производится выше максимального расчетного уровня воды и должно обеспечивать защиту берегового склона от разрушения под воздействием волновых нагрузок, дождевых и талых вод.

7.2. При производстве берегозащитных работ следует применять проверенные опытом экологически чистые конструкции, технологические процессы и работы выполнять в соответствии с требованиями "Технических условий на строительство трубопровода при пересечении береговой линии и берегозащитные мероприятия".

 

8. КОНТРОЛЬ ЗА КАЧЕСТВОМ СТРОИТЕЛЬСТВА

 

8.1. Контроль за качеством строительства должен осуществляться независимыми техническими подразделениями.

8.2. Для достижения необходимого качества строительных работ необходимо обеспечить контроль качества выполнения всех технологических операций по изготовлению и монтажу трубопровода:

- процесс доставки труб от завода-изготовителя до монтажной площадки должен гарантировать отсутствие механических повреждений на трубах;

- контроль качества обетонированных труб должен осуществляться в соответствии с техническими требованиями на поставку обетонированных труб;

- поступающие трубы, сварочные материалы (электроды, флюс, проволока) должны иметь Сертификаты, соответствующие требованиям технических условий на их поставку;

- при сварке труб необходимо осуществлять систематический пооперационный контроль за процессом сварки, визуальный осмотр и обмер сварных соединений и проверку всех кольцевых сварных швов неразрушающими методами контроля;

- изоляционные материалы, предназначенные для монтажных стыков труб не должны иметь механических повреждений. Контроль качества изоляционных покрытий должен предусматривать проверку сплошности покрытия с применением дефектоскопов.

8.3. Морская землеройная техника, трубоукладочные баржи и обслуживающие их суда должны быть оснащены автоматической системой ориентации, предназначенной для постоянного контроля планового положения этих технических средств в процессе их работы.

8.4. Контроль глубины залегания трубопровода в грунте должен выполняться с помощью методов телеметрии, ультразвуковых профилографов или водолазных обследований после укладки трубопровода в траншею.

Если глубина залегания трубопровода в грунте оказывается недостаточной, предпринимаются исправительные мероприятия.

8.5. В процессе укладки трубопровода необходимо производить контроль основных технологических параметров (положение стингера, натяжение трубопровода, скорость перемещения трубоукладочного судна и др.) на предмет их соответствия проектным данным.

8.6. Для контроля за состоянием дна и положения трубопровода необходимо периодически с помощью водолазов или подводных аппаратов производить обследование, которое позволит выявить фактическое расположение трубопровода (размывы, провисы), а также возможные деформации дна вдоль трубопровода, вызванные волнением или подводными течениями в этой зоне.

 

9. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЕ

 

9.1. Морские трубопроводы подвергаются гидростатическим испытаниям после укладки на морское дно в соответствии с требованиями "Технических условий на испытания и ввод в эксплуатацию морского газопровода", разрабатываемых в составе проекта.

9.2. Предварительное испытание плетей трубопровода на берегу выполняется лишь в том случае, если проектом предусматривается изготовление плетей трубопровода на берегу и их укладка в море способами протаскивания в направлении к трубоукладочному судну.

9.3. До начала гидростатических испытаний необходимо произвести очистку и контроль внутренней полости трубопровода с применением скребков, оснащенных приборами контроля.

9.4. Минимальное давление при гидростатических испытаниях на прочность принимается в 1,25 раза выше расчетного давления. При этом кольцевые напряжения в трубе во время испытания на прочность не должны превышать 0,96 от предела текучести металла труб.

Время выдержки трубопровода под давлением гидростатического испытания должно составлять не менее 8 часов.

Трубопровод считается выдержавшим опрессовку, если в течение последних четырех часов испытаний не было зарегистрировано падений давления.

9.5. Проверку герметичности морского газопровода производят после испытания на прочность и снижения испытательного давления до расчетного значения в течение времени, необходимого для осмотра трубопровода.

9.6. Удаление воды из трубопровода должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или газа.

Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел из газопровода не разрушенным. В противном случае пропуск контрольного поршня-разделителя по трубопроводу необходимо повторить.

9.7. Если в процессе испытаний произойдет разрыв трубопровода или утечка в нем, то дефект должен быть устранен, а морской трубопровод подвергнут повторному испытанию.

9.8. Сдача морского трубопровода в эксплуатацию производится после окончательной очистки и калибровки внутренней полости трубопровода, проведения исходной диагностики и заполнения трубопровода транспортируемым продуктом.

9.9. Результаты производства работ по очистке полости и испытанию трубопровода, а также удалению воды из трубопровода должны быть оформлены актами по утвержденной форме.

 

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

10.1. В морских условиях все виды работ требуют тщательного выбора технологических процессов, технических средств и оборудования, обеспечивающих сохранность экологической среды региона. Разрешается использовать лишь те технологические процессы, которые обеспечат минимальное отрицательное воздействие на окружающую среду и быстрое ее восстановление после завершения строительства системы морских газопроводов.

10.2. При проектировании системы морских газопроводов все мероприятия по охране окружающей среды должны быть включены в надлежащим образом утвержденный план оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС).

10.3. При сооружении системы морских газопроводов необходимо строгое выполнение природоохранных требований российских стандартов. На акваториях, имеющих промысловое рыбохозяйственное значение, необходимо предусматривать мероприятия по сохранению и восстановлению биологических и рыбных ресурсов.

Сроки начала и окончания подводных земляных работ с использованием средств гидромеханизации или взрывных работ устанавливаются с учетом рекомендаций органов рыбоохраны, исходя из сроков нереста, нагула, миграции рыбы, а также циклов развития планктона и бентоса в прибрежной зоне.

10.4. В план ОВОС должен входить комплекс конструктивных, строительных и технологических мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды при строительстве и эксплуатации системы морских газопроводов.

В процессе разработки ОВОС учитываются следующие факторы:

- исходные данные по природным условиям, фоновому экологическому состоянию, биологическим ресурсам акватории, характеризующим естественное состояние региона;

- технологические и конструктивные особенности системы морского газопровода;

- сроки, технические решения и технология выполнения подводно-технических работ, перечень технических средств, используемых для строительства;

- оценка современного и прогнозируемого состояния окружающей среды и экологического риска с указанием источников риска (техногенных воздействий) и вероятных ущербов;

- основные экологические требования, технические и технологические решения по защите окружающей среды при строительстве и эксплуатации морского газопровода и мероприятия по их реализации на объекте;

- мероприятия по обеспечению контроля за техническим состоянием системы морских газопроводов и оперативному устранению аварийных ситуаций;

- мониторинг по состоянию окружающей среды в регионе;

- размеры капитальных вложений в природоохранные, социальные и компенсационные мероприятия;

- оценка эффективности намечаемых природоохранных и социально-экономических мер и компенсаций.

10.5. В процессе эксплуатации системы морских газопроводов необходимо прогнозировать возможность разрыва трубопровода и выброса продукта с оценкой ожидаемого ущерба биоте моря с учетом возможного скопления рыбы (нерест, миграция, период нагула) вблизи створа системы трубопроводов и осуществлять реализацию защитных мер для трубопровода и окружающей среды, предусмотренных для таких случаев проектом.

10.6. Для защиты и сохранения природной среды на акватории моря и в береговой зоне необходима организация постоянного надзора за соблюдением природоохранных мер в процессе всего периода техногенного воздействия, вызванного производством работ при строительстве и эксплуатации системы морских газопроводов.

 


Приложение 1

(обязательное)

 

ОБОЗНАЧЕНИЯ И ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

 

D - номинальный диаметр трубопровода, мм;

t - номинальная толщина стенки трубопровода, мм;

sх - суммарные продольные напряжения, Н/мм2;

sy - суммарные кольцевые напряжения, Н/мм2;

tху - тангенциальные срезающие напряжения, Н/мм2;

К - расчетный коэффициент надежности, принимаемый по таблице 1;

sт - минимальное значение предела текучести металла труб, принимаемое по государственным стандартам и техническим условиям на стальные трубы, Н/мм2;

Р - расчетное внутреннее давление в трубопроводе, Н/мм2;

Ро - наружное гидростатическое давление, Н/мм2;

Рx - сила лобового сопротивления, Н/м;

Рz -подъемная сила, Н/м;

Ри - инерционная сила, Н/м;

G - вес трубопровода в воде (отрицательная плавучесть), Н/м;

m - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,1;

f - коэффициент трения;

Рс - расчетное наружное гидростатическое давление на трубопровод с учетом овальности трубы, Н/мм2;

Рсг - критическое наружное давление для круглой трубы, Н/мм2;

Ру - наружное давление на трубопровод, вызывающее текучесть материала труб, Н/мм2;

Рр - наружное гидростатическое давление, при котором произойдет распространение возникшего ранее смятия трубы, Н/мм2;

eо - допустимая деформация изгиба для трубопровода;

eс- критическая деформация изгиба, вызывающая смятие в результате чистого изгиба трубы;

u - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга для материала труб, Н/мм2;

Н - критическая глубина воды, м;

g - ускорение силы тяжести, м/с2;

r - плотность морской воды, кг/м3;

U - овальность трубопровода;

R - допустимый радиус кривизны трубопровода при укладке на больших глубинах моря, м.

 


Приложение 2

(рекомендуемое)

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

Морской газопровод - горизонтальная часть трубопроводной системы, расположенная ниже уровня воды, включающая сам трубопровод, устройства электрохимической защиты на нем и другие устройства, обеспечивающие транспортирование газообразных углеводородов при заданном технологическом режиме.

Охранная зона прибрежных участков газопровода - участки магистрального газопровода от береговых компрессорных станций до уреза воды и далее по дну моря, на расстояние не менее 500 м.

Трубные элементы - детали в конструкции трубопровода, такие как фланцы, тройники, колена, переходники и запорная арматура.

Утяжеляющее покрытие - покрытие, наносимое на трубопровод с целью обеспечения ему отрицательной плавучести и защиты от механических повреждений.

Отрицательная плавучесть трубопровода - сила, направленная вниз, равная весу конструкции трубопровода на воздухе за вычетом веса воды, вытесненной в объеме погруженного в нее трубопровода.

Минимальный предел текучести - минимальный предел текучести, указанный в сертификате или стандарте, по которому поставляются трубы.

При расчетах принимается, что при минимальном пределе текучести суммарное удлинение не превышает 0,2 %.

Расчетное давление - давление, принятое как постоянно действующее максимальное давление, оказываемое транспортируемой средой на трубопровод в процессе его эксплуатации и на которое рассчитана трубопроводная система.

Всплеск давления - случайное давление, вызываемое сбоем установившегося режима потока в трубопроводной системе, не должно превышать расчетное давление более чем на 10 %.

Давление избыточное - разность двух абсолютных давлений, наружного гидростатического и внутреннего.

Испытательное давление - нормированное давление, при котором производится испытание трубопровода перед сдачей его в эксплуатацию.

Испытание на герметичность - гидравлическое испытание давлением, устанавливающее отсутствие утечки транспортируемого продукта.

Испытание на прочность - гидравлическое испытание давлением, устанавливающее конструктивную прочность трубопровода.

Номинальный диаметр трубы - наружный диаметр трубы, указанный в стандарте, по которому поставляются трубы.

Номинальная толщина стенки - толщина стенки трубы, указанная в стандарте, по которому поставляются трубы.

Надежность морского трубопровода - способность трубопровода непрерывно транспортировать продукт в соответствии с установленными проектом параметрами (давление, расход и другие) в течение заданного срока эксплуатации при установленном режиме контроля и технического обслуживания.

Допускаемые напряжения - максимальные суммарные напряжения в трубопроводе (продольные, кольцевые и тангенциальные), допускаемые нормами.

Заглубление трубопровода - положение трубопровода ниже естественного уровня грунта морского дна.

Величина заглубления - разница между уровнями расположения верхней образующей трубопровода и естественным уровнем грунта морского дна.

Длина провисающего участка трубопровода - длина трубопровода, не соприкасающегося с морским дном или с опорными устройствами.

Прокладка морского трубопровода - комплекс технологических процессов по изготовлению, укладке и заглублению морского трубопровода.


 

 

 

 

 

 

 

           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге