ISBN 978-5-89331-312-3

С Российский морской регистр судоходства. 2017

.2 чертежи (схемы) прокладки (трассировки) трубопровода со всеми необходимыми данными для рассмотрения проекта;

.3 перечень комплектующих изделий и оборудования с указанием основных технических характеристик, предприятия (изготовителя) и наличия одобрения Ретисгром или другим компетентным органом.

1.5.3 Документация на грубы.

1.5.3.1    Предъявляемая техническая документация должна содержать сведения о размерах, материалах, способах и технологии сварки стальных труб. На рассмотрение предъявляются:

.1 сертификаты на трубы и протоколы их испытаний (спецификация на поставку труб или технические требования на закупку труб);

2 чертежи разделки кромок труб под сварку,

J чертежи секций труб;

А чертежи плетей труб (при укладке труб плетьми X

.5 технология сварки труб;

.6 виды и объем испытаний;

.7 способы и объем нсразрушаюшего контроля;

.8 сведения о транспортируемой среде;

.9 гидравлический расчет,

.10 чертежи отводов, тройников и переходников;

.11 чертежи трубных вставок («катушек»);

.12 расчеты допускаемых свободных пролетов трубопровода на стадии постройки, испытаний и эксплуатации.

1.5.3.2    Вместе с чертежами необходимо представить следующие процедуры и расчеты:

.1 описание способа укладки подводного трубопровода на морское дно;

.2 необходимые сведения для определения внешних нагрузок (сил и моментов) от ветра, течений, волн, ледовых образований и других параметров, учитываемых при анализе прочности трубопровода, включая случайные нагрузки (от рыболовных тралов, якорей и тд.);

J расчет номинальной толщины стенок труб для соответствующих сочетаний нагрузок;

А результаты необходимых модельных испытаний, которые могут быть использованы для подтверждения или уточнения приведенных обоснований и расчетов;

.5 расчет прочности трубопровода в процессе укладки с установлением безопасных параметров волнения, течения и воздействия ветра;

.6 расчеты, подтверждающие сейсмостойкость подводною трубопровода;

.7 расчеты величины заптубления трубопровода в донный 1рунт в районах с ледовой экзарацией;

.8 расчеты прочности трубных вставок и фланцевых соединений.

I.5.3J Документация на гибкие грубы до;гжна включать следующие сведения и расчеты:

.1 сертификаты на трубы и протоколы их ислыганий (спецификацию на поставку труб или технические требования на закупку труб);

.2 конструктивное исполнение труб и соединительных элементов (концевых фитингов);

J характеристики используемых металлических и полимерных материалов;

.4 методы расчета параметров всех слоен трубы с определением расчетною внутреннею и внешнею давления, сопротивления растяжению и кручению;

.5 область применения гибких труб, включая параметры транспортируемой среды;

.6 допустимые виды внешних воздействий (стоические, динамические, требования по циклическому и временному ресурсу) и допустимые параметры внешней среды;

.7 минимальный радиус изгиба при хранении, укладке и эксплуатации;

.8 расчеты прочности при укладке, эксплуатации и испытаниях, включая расчеты усталостной прочности;

.9 сведения по инспекции и мониториигу, включая расчетное прогнозирование срока эксплуатации трубы.

1.5.4    Документация на грузы, применяемые для балласгнровки трубопроводов:

.1 расчет плавучести (выталкивающей силы) подводною трубопровода;

.2 схема размещения балластных грузов;

3 рабочие чертежи конструкции балластного фуза и/илн балластною покрытия;

.4 расчет балластировки подводного трубопровода при применении обетонированных труб.

1.5.5    Документация на арматуру и ос приводы:

.1 схема размещения запорной и предохранительной арматуры;

.2 сертификаты на арматуру и протоколы испытаний арматуры, подтверждающие сс соответствие транспортируемым средам, предполагаемым условиям 3KciuryarauHH трубопроводов;

.3 схема дистанционного управления трубопроводной арматурой;

.4 рабочие чертежи конструкции привода.

1.5.6    Документация на береговые переходы:

.1 описание конструкции выхода подводного трубопровода на берет;

.2 рабочие чертежи береговою перехода.

1.5.7    Документация по укладке подводного трубопровода на морское дно:

.1 способы и TCXHO.IOI ичсскис схемы укладки с указанием основных параметров;

.2 чертеж траншеи или зоны для укладки;

J описание формирования засыпки траншеи;

.4 конструктивное оформление пересечений с ранее уложенными подводными трубопроводами и кабелями;

.5 расчеты прочности трубопровода при заглублении н донный фунт,

.6 расчеты прочности уложенных плетей трубопровода при их подъеме и стыковке на плаву (захлест);

.7 процедуры и расчеты поддержания на плаву плети трубопровода, в том числе закрепления плети при превышении безопасных параметров высот волн, скоростей течения и ветра, Шубины акватории

1.5.8    Документация на автоматизированные системы управления и системы аварийно-предупредительной сигнализации:

.1 схема системы сигнализации, контролирующей характеристики транспортируемой среды, утечки, параметры насосов и компрессоров, положение запорных органов арматуры;

.2 перечень контролируемых параметров с указанием типов датчиков и приборов, их характеристик;

-3 сертификаты на контрольно-измерительные приборы, источники звука и света у приборов и на другие элементы, входящие в систему сигнализации.

1.5.9    Документация на антикоррозионную защиту и изоляцию:

.1 сертификаты на антикоррозионные покрытия;

.2 обоснование выбора антикоррозионного покрытия трубопроводов;

.3 схема антикоррозионного покрытия и изоляции;

.4 инструкция по подготовке поверхности трубопровода и нанесению защитных покрытий и изоляции;

.5 схема катодной защиты (размещение анодов) или протекторной защиты;

.6 определение массы анодов или протекторов;

.7 документация на электроизолирующие вставки и/или фланцы.

1.5.10    Документация анализа рисков должна быть подготовлена на основании рада. 10. Допускается выполнение анализа рисков для подводного трубопровода в составе соответствующего раздела в проекте обустройства месторождения на морском шельфе.

1.5.11    В случае установки в подводный трубопровод, находящийся в эксплуатации, новых комплектующих изделий, существенно отличающихся ог первоначальных и на которые распространяются требования Правил МПТ, необходимо предъявлять на рассмотрение и одобрение Регистру дополнительную техническую документацию на новые изделия в объеме, требуемом для подводного -трубопровода при строительстве.

1.5.12    В случаях, предусмотренных 1.3.5, объем представленной Регистру технической документации является предметом специального рассмофсния Регистром.

1.5.13    Согласованные с Регистром стандарты на отдельные материалы и изделия мшут заменить соответствующую часть технической документации.

1.5.14    Изменения, вносимые в одобренную Регистром техническую документацию и касающиеся -элементов и конструкций, предусмотренных требованиями Правил МПТ, должны быть до их реализации представлены на одобрение Регистру.

1.5.15    Предъявляемая на рассмофснис и одобрение Регистру техническая документация должна быть разработана таким образом или снабжена такими дополнительными сведениями, чтобы на се основании можно было удостовериться в выполнении положений Правил МПТ.

1.5.16    Расчеты, необходимые для определения парамарон и значений, рег ламентированных Правилами МПТ. должны выполняться в соответствии с указаниями Правил МПТ или по методикам, согласованным с Регистром. Применяемые методики и способы выполнения расчетов должны обеспечивать достаточную точность решения задачи. Расчеты, выполненные на ЭВМ, должны производиться по иро1раммам, имеющим Свидетельство о типовом одобрении программы расчетов для ЭВМ (форма 6.8.5). Регистр может потребовать выполнения контрольных расчетов по любой протрамме. Регистр не проверяет правильность выполнения вычислительных операций при расчетах. Основные положения, касающиеся одобрения программ расчетов на ЭВМ и согласования методик расчетов, изложены в 12.2 части II «Техническая документация» Правил технического набтподсния за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов.

1.5.17    Согласование стандартов и нормативно-технических документов на материалы и изделия производится на срок их действия. При пересмотре стандартов и нормативно-технических документов должна прокзводтъея проверка этих документов с целью учета в них требований действующих на этот момент правил и норм Регистра.

1.5.18    Срок действия одобрения Регистром технической документации — 6 лет. По истечении этого срока или в том случае, если перерыв между датой одобрения и началом постройки трубопровода превышает 3 года, документация должна быть проверена и откорректирована с учетом изменений правил Регистра.

1.5.19    Одобрение технической документации подтверждается путем проставления на ней соответствующих штампов Регистра. Одобрение документации Регистром нс относится к находящимся в ней элементам и конструкциям, на которые нс распространяются требования Правил МПТ.

2.1 ОиЩНЕ ПОЛ(ЖК11ИЯ

2.1.1 Расчетные нагрузки, действующие на подводный трубопровод, должны учитывать

эксплуатационные условия, испытательные нагрузки и нагрузки при монтаже трубопровода. Каждый вид mi ручки, определенный согласно 2 2 — 2.8, должен быть умножен на коэффициент значимости у. Значения коэффициентов приведены в табл. 2.1.1.

2.1.2    Расчетные нагрузки с учетом физических явлений их возникновения могут быть разделены на:

функциональные нагрузки:

внешние (природные) нагрузки;

нагрузки при монтаже, укладке н испытаниях;

случайные и особые (аварийные) нагрузки.

2.1.3    Нагрузки, обусловленные целевым назначением подводной трубопроводной системы и ее эксплуатацией в этих целях, относятся к функциональным нагрузкам (внутреннее давление, температурные воздействия транспортируемой среды, реакция грунта морского дна и т.д.). Необходимо учитывать все функциональные нагрузки, определяющие работоспособность системы на стадиях постройки и эксплуатации.

2.1.4    Внешние (природные) нагрузки на подводную трубопроводную систему определяются факторами окружающей среды и нс могут быть отнесены к функциональным или особым (аварийным) нагрузкам.

2.1.5    Нагрузки при монтаже трубопровода при соблюдении нормативных внешних условий (ветер, волнение, течение, температура воды и воздуха) и технологии монтажа определяются в зависимости от способа укладки, внешних природных условий и особенностей трассы трубопровода.

2.1.6    Случайные нагрузки (воздействия упавших предметов, орудий рыбной ловли и др.) и особые (аварийные) нагрузки, а также вероятности их

появления являются предметом специального рассмотрения Pci негром.

2.2 РЧСЧГ.ГИОГ ДЛИЛ КНИГ

2.2.1    Расчегное давление в трубопроводе р₀, МПа, определяется по формуле

Ро - (Pi ~Рк пап) + Лр.    (2.2.1)

гаср,— внутреннее рабочее давление в трубопроводе, принимаемое в проекте, МПа;

Рш м — мииимаяиюе «нпенсе гидростатическое даяапче ив трубопровод, МПа;

Ар — добавочное расчетное да пение, учитывающее давшие страницами» транспортируемой среды в трубопроводе к иям давление гмдрааличеенхо удара в трубопроводе, МПа. Добавочное расчетное даа.тснис определяется в результате гидравлического расчета трубопровода, одобренного Регистров».

2.2.2    Величина р_ктш определяется но формуле

P_tmn-pjtd_nm-hj2)H)-⁶,    (2.2 2)

где р„ — плотность морской воды, кг/м’;

g — ускорение свободного падения, м/с²; d_mm — минимальный уровень тихой воды по трассе трубопровода. м, учи лапающий прилипло отатапые веления и нагоны с обеспеченностью 10~* 1/год.

А» — расистам высота мхтнм на проектируемом участке трубопровода, м, с обеслсчеимостью 10 * 1/год.

2.2.3    Величина добавочного расчетного давления Лр, МПа, учитывающего явление гидравлического удара, должна быть нс менее величины, определенной по формуле

гас Уш — скорость движение транспортируемой среды а трубопроводе, м/с;

Е моду 1ыюрмдиыюй yupyiocia мапгриала 1руб. МЛд:

К «*сцу*. обыкаоя yvp)tociM грагкиаргируемий сред*. Mila; р.м — плотность транспортируемо* среды, ат/м*;

0*4 — внутренний диаметр трубопровода. мм,

(, — w—I стсипт трубы, мм.

2.2.4 В случае применения специальных конструктивных мер но уменьшению давления гидравли-ческою удара (ограничения скорости закрытия арматуры, применение специальных устройств по защите трубопровода от воздействия переходных процессов и др.) величина Ар в расчетах мажа' быть умснмпсил на величину, согласованную с Регистром.

2J ТЕМПЕРАТУРНЫЕ ВОЦГИСТНИЯ

2.3.1    Для стальною подводною трубопровода должны быть определены осевые усилия, возникающие при изменениях температуры сгснок труб. Температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально и минимально возможной температурой стенок во время эксплуатации и укладки.

2.3.2    Максимальную и минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации следует определять в зависимости от температуры окружающей среды, начальной температуры перекачиваемой среды, интенсивности теплообмена трубопровода с окружающей средой.

Минимальная температура окружающей среды должна быть определена для трубопровода по результатам инженерных изысканий с обеспеченностью 10 ^: 1/год.

2.3.3    Должны допускаться перемещения трубопровода из-за теплового осевого расширения в зонах около стационарных платформ/подводных конструкций (например, подводного манифольда) и местах изменения трубопроводом своего направления (например, трубных вставок с отводами).

2л весовые воздействия

2.4.1    Погонная суммарная нагрузка от сил веса должна учитывать вес труб, защитных покрытий, бетонных покрытий и балласта, различных деталей трубопровода (анодов, арматуры, тройников и т.х), транспортируемой среды, сил илавучссги. Кроме этого в случае укладки трубопровода в засыпную траншею и/или обвалов*и необходимо учитывать давление грунта засьппси/обваловки

2.4.2    Если трубопровод, заполненный газом или воздухом, имеет положительную плавучесть, то при

укладке его в засыпную траншею предел прочности 1 руига засыпки на сдвиг должен быть достаточен для предотвращения всплытия трубопровода.

2.4.3 Если трубопровод укладывается поверх грунта, и температура перекачиваемой среды может быть отрицательной, при вычиакнии сил плавучести необходимо учитывать возможность обледенения трубогровода.

2-5 КОЧДКИС1 КИК течения

2.5.1    Погонные нагрузки: горизонтальная F_ck вертикальная F_cv и суммарная F_c от течения, П/м, вычисляю юн но формулам:

(2.5.1-1)

Fc.r - c_t*£-D_a-    (2.5.1-2)

Ъ-y/Plk +^.v.    (2.5.1-3)

где У, — проспэга расчетов скорости течение на нормаль а оси трубопровода па глубине установки трубопровода, оирсдеиеыша it а лшпюю i строфическою района С обеспеченностью 10 ^} 1/год на основании инженерных и ласканий. Mile; р» — плотноеп> морской коды, кг/м¹;

С, — коэффициент сопротмолспиа трубопровода, опрсдс-лаеммй согласно 2-5 2; с,— коэффициент сопротивление трубопровода, on ре делаемый согласно 2.5.3;

О_л — нарукги ий диаметр трубы, м.

2.5.2    Коэффициент сопротивления трубопровода с„ ледащего на дне, сягрсослястся по графику на рнс. 2.52

в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости наружной поверхности трубы (антикоррозионного или балластного покрытия) к, которые определяются по формулам:

Re - VJ>Jr,

к -    (2.52-2)

где V “ 1,2 10"* м*/с — *инсм*тхчсс*М KKJKOCTV веды,

средни» не жчинл auciynoa шертомниом ил наружной поверх мости трубы, м.

2.5.3 Коэффициент сопротивления трубопровода с„ лежащего на дне, принимается равным 0,8. В случае отстояния трубопровода от морского дна на расстояние d (см. рис. 2 предложения 6) коэффициенты с, и с, определяются по графику на рис. 2.5.3.

2.6 В01ДКЙС1 ни>: ваш И ВЫ РА

2.6.1 Погонная горизонтальная волновая нагрузка на трубопровод вычисляется как суперпозиция сил сопротивления F_w-a и инерционных сил F_{w i}, Н/м, по формулам:

ускорения волнового движения частиц воды в зависимости от глубины моря, высоты и периода волн с обеспеченностью 10“² 1/год. которые определяются по результатам инженерных изысканий. Допускается использование Справочных данных Регистра по режиму ветра и волнения для назначения высоты и периода волн для тех районов морских акваторий, где зти значения определены.

2.6.3    Суммарная горизонтальная волн оная нагрузка F_{w k}, Н/м, определяется по формуле

/V* - jFi, +Fi_tt.    (2.6.3)

2.6.4    Вертикальная погонная волновая нагрузка F_HV, Н/м, вычисляется по формуле

F** “ Cy-b£-D„    (2.6.4)

гае с, — см. 2.6.5.

2.6.5    Коэффициенты с_л с< и с_у онрсдслякпся в зависимости от характеристик волнения, параметров подводного трубопровода и его трассы в соответствии с приложением 6, в котором также рассмотрено совместное воздейовме волн и течений.

2.6.6    Погонные нагрузки от ударов волн на поверхность трубопровода F^, Н/м, в зоне всплеска определяются по формуле

к'н “ 1.6рУаО_т    (2.6.6)

гас V*—проспан расчетной скорости поверхностного волнового движения частиц воды ив нормаль к оси трубопровода, олрсастснюя д и_акного географического р««ока с обсс-ПСЧС1ВЮС1ЫО 10~³ I/rta для наиба тсс волноопааюго направиавгя на основании инженерных изысканий. м’с.

Гщ. - Cj*£-D.-,    (2.6.1-1)

F₄t =    (2.6.1-2)

гае р*./>,— согласно формулам (2.5.1-1) и (2-5.1-2);

К»в.-см. 26.2;

Cj, с, — коэффициенты осироти теки* при аолмояом движении частиц воды — см. 2.6.5.

2.6.2 Проекции расчетных скорости V_w , м/с, и ускорения а„, м/с², волнового движения частиц воды на нормаль к оси трубопровода на г лубине установки трубопровода определяются для данного географического района с обеспеченностью 10“² 1/год для наиболее волноопасного направления по результатам непосредственных инженерных изысканий по трассе подводного трубопровода

В приложении 5 приводятся рекомендуемые данные для указанных компонентов скорости и

2.6.7 Погонные ветровые нагрузки F_w-J, Н/м. для участков трубопровода, находящихся выше уровня тихой воды на расстоянии г, м, вычисляются по формуле

F*._d - 0,23рХ>*°-³Л_в.    (2.6.7)

где р, — плотность воздуха, «т/м* ;

V_mj — расчетная скорость астра, опрсделсхпая для даюгого географического района с обеспеченностью 10”* 1/год на основании инженерных изысканий, м/с.

2.7 ПКРГ.МКМНЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ НА [ТОЧКИ

2.7.1 Для подводных трубопроводов, укладываемых на донный грунт без заглубления или в открытой подводной траншее и имеющих на своей трассе свободные пролеты, должны бьпь определены переменные (циклические) гидродинамические

нагрузки, вызванные ник рекой вибрацией — срывом вихрей с поверхности трубы при ее обтекании потоком нодм.

2.7.2    Явление возникновения указанных переменных гидродинамических нагрузок следует рассматривать для подводных трубопроводов при числах Рейнольдса Яе^ЗОО, определяемых но формуле (2.5.2-1).

2.7.3    Для подводных трубопроводов, указанных в 2.7.2, должны быть определены переменные гидродинамические нагрузки, действующие вдоль и поперек потока, частоты действий этих нагрузок, а также частоты собственных колебаний подводного грубоirpoвода для исключения явлений резонанса.

2.7.4    При определении переменных гидродинамических нагрузок должны быть учтены стационарные компоненты гидродинамического потока (течение) и периодически меняющиеся скорости и ускорения потока воды в придонной области, вызванные волнением.

2.7.5    Для определения динамического отклика подводных трубопроводов, находящихся в условиях вихревой вибрации, должны быть определены следующие гидродинамические параметры:

.1 приведенная скорость

У я - (Ус* У~УЛО„    (2.7.5.1)

гае h — собстаеииая частота данной формы колебаний. с“\

V,— согласно формулам (2.5.1-1) и (2.5.1-2Х Ут - CM. 1А2;

.6 коэффициент устойчивости

гас Сг — полный коэффициент демпфирование данной формы колебания; т,    эффект ншиш масса, кк'м.

2.7.6    Полный коэффициент (,_Т демпфирования данной формы колебания равен сумме:

.1 коэффициента конструкционного демпфирования ^_ttr. обусловленного силами внутреннего трения в материале трубы. В первом приближении принимается ^ - 0,005, при наличии бетонного балластного покрытия ^ - 0,01 — 0,02;

.2 коэффициента демпфирования трунта в первом приближении может быть принято ^ов-0.01;

.3 коэффициента гидродинамического демпфирования (в области захвата ^в 0).

2.7.7    Эффективная масса кг/м, вычисляется по формуле

m, - jm(s)b\s)dsi¹(s)ds.    (2.7.7)

1ЯС ф(т> — предполагаемая форма кокбаний трубопровода, удовлетворяющая тряпичным ус юаням; m{s) — масса единицы длины трубопровод включающая массу трубы с покрытиями, присоединенную массу и массу транспортируемой среды, кг/м;

/. — длина свободного пратета, м.

2Л СТЙСМИЧКСКИК К(Ш» ИС1 НИИ

2.8.1    Прочность стальных подводных трубопроводов должна быть проверена на действие сейсмических нагрузок в соответствии с 3.7. Оценка сейсмостойкости подводных трубопроводов проводится расчетным путем на следующие воздействия:

проектное землетрясение повторяемостью 1 раз в 100 лет.

максимальное расчетное землетрясение повторяемостью I раз в 500 лет.

2.8.2    Основные требования к расчетным внешним воздействиям для оценки сейсмостойкости подводных трубопроводов приведены в приложении 8.

ЧАСТЬ L МОРСКИЕ ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

5.4

Контроль и норм».! дефектности сварных

соединений ................

66

1

Общие положения.............

5

5.5

Применение инженерной оценю!

1.1

Область распространения.........

5

критичности дефектов для определения

1.2

Термины и определения..........

5

допускаемых дефектов при сварке

1.3

Классификация...............

7

кольцевых стыковых швов.........

71

1.4

Объем освидетельствований........

8

6

Балластировка подводных трубопроводов .

77

1.5

Техническая документация........

10

6.1

Общие положения.............

77

2

Расчетные нагрузки, действующие

6.2

Сплошные балластные покрытия.....

78

на подводные трубопроводы......

13

7

Зашита от коррозии...........

80

2.1

Общие положения............

13

7.1

Общие положения.............

80

2.2

Расчетное давление...........

13

7.2

Зашита от внутренней коррозии......

80

2.3

Температурные воздействия.......

14

7.3

Зашита от внешней коррозии.......

81

2.4

Весовые воздействия...........

14

7.4

Электрохимическая защита........

83

2.5

Воздействие течения...........

14

7.5

Электроизолирующие неганки.......

89

2.6

Воздействие волн и ветра........

15

7.6

Системы мониторинга коррозии......

89

2.7

Переменные гидродинамические нагрузки

15

8

Монтаж и испытания трубопроводов . .

91

2.8

Сейсмические воздействия........

16

8.1

Общие положения.............

91

3

Прочность подводных трубопроводов .

17

8.2

Трассы трубопроводов и донные фунты .

91

3.1

Общие положения............

17

8.3

Допптплильныс меры но защите трубопровода

3.2

Определение толщины стенки стального

в районах интенсивной ледовой экзарации

95

трубопровода..............

17

8.4

Морские операции при укладке трубопро-

3.3

Расчет стального подводного трубопровода на

водой ...................

97

устойчивость (смятие) под действием шд ро-

8.5

Способы укладки трубопроводов на морское

статического давления..........

18

дно....................

98

3.4

Расчет стального подводного трубопровода на

8.6

Испытания подводных трубопроводов

локальное смятие............

19

давлением ................

101

3.5

Расчет стального подводного трубопровода на

9

Техническое обслуживание и ремонт .

103

лавинное смятие.............

19

9.1

Техническое обслуживание.......

103

3.6

Расчет стального подводного трубопровода на

9.2

Ремонт подводных трубопроводов. . . .

104

усталостную прочность.........

20

10

Оценка безопасности..........

107

3.7

Расчет стального подводного трубопровода на

10.1

Область распространения........

107

сейсмические воздействия........

21

10.2 Определения и пояснения........

107

3.8

Расчет прочности конструктивных элементов

10.3 Основные принципы..........

108

трубопровода »тз гибких труб.......

22

10.4 Основные требования к проведению

4

Материалы...............

25

анализа риска..............

109

4.1

Общие положения............

25

10.5

Методы проведения анализа риска. . . .

112

4.2

Освидетельствование и техническое наблю-

дение ..................

25

4.3

Методы испытаний стальных проката и труб

31

ЧАСТЬ II. РАЙЗКРЫ

4.4

Выбор материалов из стали.......

37

4.5

Сталь для подводных трубопроводов. . .

38

1

Общие положения...........

113

4.6

Материалы гибких полимерно-металлических

1.1

Область распространения........

113

труб и их соединительных элементов . .

43

1.2

Определения и сокращения.......

N3

4.7

Стальные фланцы............

45

1.3

Классификация.............

114

4.8

Стальные отводы и фитинги.......

48

1.4

Объем освидетельствований.......

115

5

Сварка .................

55

1.5

Техническая документация.......

115

5.1

Общие положения............

55

2

Расчетные нагрузки..........

117

5.2

Испытания на свариваемость.......

56

3

Требования к определению динамического

5.3

Технологические требования к процессам

отклика райзера на внешние воадсйствия

изготовления сварных конструкций

и нагрузки ...............

119

подводных трубопроводов........

60

3.1

Общие требования............

119

3.2    Определение статической упругой линии

райзсра..................

3.3    Определение динамического отклика. . .

3.4    Критерии локальной прочности груб

райзера..................

4    Материалы...............

4.1    Общие положения............

4.2    Металлические трубы райзеров.....

4.3    Трубы райзеров из полимерных композиционных материалов...........

4.4    Полимерно-металлические трубы райзеров

5    Защита от коррозии..........

6    Постройка, монтаж и испытания райзеров

7    Техническое оба!ужи ван ие и ремонт

райзеров.................

7.1    Общие положения............

7.2    Техническое наблюдение за райэсрами в

эксплуатации...............

7.3    Ремонт райзеров.............

Приложение 1. Рекомендации по обеспечению надежности и безопасности подводных трубопроводов на морском грунте .

Приложение 2. Количественные показатели

анализа риска.............. 134

Приложение 3. Методы анализа риска . .    137

Приложение 4. Метлики специальных

испытаний стальных труб и проката. . .    144

Приложение 5. Определение значений скорости и ускорения волновою движения

частиц воды в придонном слое..... 153

Приложение 6. Определение коэффициенте

дня расчета волновых нагрузок..... 160

Приложение 7. Модель динамического отклика подводных трубопроводов при вихревой вибрации......... 163

верке прочности стальных подводных трубопроводов при сейсмических воздействиях ................ 165

Приложение 9. Прочность и устойчивость труб райзеров из полимерных композиционных материалов.......... 169

1.1 ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ

1.1.1    Требования настоящей части Правил классификации и постройки морских подводных трубопроводов (далее — Правила МПТ) распространяются на трубопроводы, проектируемые, строящиеся и эксплуатируемые в шельфовых зонах морей, подводные переходы участков сухопутных магистральных трубопроводов до ближайшего от уреза воды запорного устройства, транспортирующие жидкие, газообразные и двухфазные углеводороды. а также другие среды, способные транспортироваться по трубопроводам.

При проведении технического наблюдения кроме Правил МПТ Российский морской регистр судоходства (далее — Регистр) использует Руководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов (далее — Руководство МПТ) и Руководство по техническому наблюдению за промышленной безопасностью опасных производственных объектов и их технических устройств, нормы и правила национальных органов техническою надзора.

1.1.2    В каждом конкретном случае объем технического наблюдения Регистра оговаривается специальным соглашением с владельцем трубопровода н/или организацией, занимающейся его эксплуатацией, и согласовывается. в случае необходимости. в национальных органах технического надзора.

1.1.3    Правила МПТ нс распространяются на гибкие шланги. Гибкие шланги должны отвечать требованиям разд. 6 части VIII «Системы и трубопроводы» Правил классификации и постройки морских судов. В зависимости от условий применения к гибким шлангам в составе подводных трубопроводов могут быть предъявлены дополнительные требования.

1.1.4    Требования, содержащиеся в Правилах МПТ, относятся к составу документации на морские подводные трубопроводы, объемам освидетельствований, прочности, материалам и сварке, устойчивости на грунте, защите от коррозии, способам укладки, величине заглубления в донный грунт в замерзающих акваториях, испытаниям, эксплуатации и оценке безопасности морских подводных трубопроводов.

1.1.5    Правила МПТ применимы к однониточным, многониточным трубопроводам и трубопроводам типа «груба в трубе».

1.1.6    Правила МПТ Moiyr применяться к существующим подводным трубопроводам, построенным без технического наблюдения Регистра, с целью проведения освидетельствования технического состояния и оценки возможности присвоения класса Регистра.

1.1.7    Регистр может дать согласие на применение материалов, конструкций, устройств и изделий иных, чем предусмотрены Правилами МПТ, при условии, что они являются одинаково эффективными по отношению к определенным в Правилах МПТ. В указанных случаях Регистру должны быть представлены данные, позволяющие установить соответствие •лих материалов, конструкций, устройств и п<дслий условиям, обеспечивающим безопасность гранснор-гировки сред по подводным трубопроводам.

1.1 Л В случае, изложенном в 1.1.6. Регистр вправе потребовать проведения специальных испытаний, а также сократить сроки между периодическими освидегельствованиями или увеличить объем этих освидетельствований.

1.1.9    Подводные трубопроводы, выполненные по другим нормам, правилам или стандартам, могут быть одобрены Регистром альтернативно или в дополнение к Правилам МПТ. В обоснованных случаях трубопроводы должны быть приведены в соответствие с требованиями Правил МПТ в сроки, согласованные с Регистром.

1.1.10    При проектировании, строительстве и эксплуатации подводных трубопроводов должны быть учтены применимые требования национальных надзорных органов.

1.2 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИИ

Атмосферная зона — часть трубопровода, расположенная выше 'юны всплеска.

Величина заглубления — разность между уровнями расположения верхней образующей трубопровода и естественным уровнем грунта морского дна.

Высота зоны всплеска —вертикальное расстояние между верхним и нижним пределами колебаний зоны всплеска.

Гибкие трубы для морских подводных трубопроводов — полимерно-мсталличсскис трубы с концевыми соединительными фитингами, допускающие значительные отклонения

от прямолинейности без существенного роста изгибных напряжений (как правило, расчетное давление для гибких труб должно составит, не менее 1,6 МПа).

Глубина моря — расстояние по вертикали, измеренное от дна моря до среднего уровня воды, плюс суммарная высота астрономического и пггормового приливов.

Давление избыточное — разность двух абсолютных давлений — наружного гидростатического и внутреннего.

Длина провисающего участка трубопровода — длина участка трубопровода, нс соприкасающеюся с морским дном или опорными устройствами.

Допустимые напряжения — максимальные суммарные напряжения в трубопроводе (продольные, кольцевые и тангенциальные). допустимые нормами.

Заглубление трубопровода — размещение подводного трубопровода ниже естественного уровня грунта морского дна.

Зона всплеска — участок трубопроводной системы, периодически омываемый водой в результате действия волн, течений и изменений уровня воды.

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

Испытание на герметичность — гидравлическое испытание давлением, устанавливающее отсутствие утечки транспортируемой среды.

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

Ледовое образование — плавающее на поверхности акватории твердое тело, образованное из морского или пресноводного льда и обладающее целостностью (например, стамуха, торос, айсберг и т.д.).

Киль ледового образования — подводная часть ледового образования.

Минимальный предел текучести — минимальный предел текучести, указанный в сертификате качества предприятия (изготовителя) или стан дар гс, но которым нос г являются стальные трубы или изделия. В расчетах принимается условие, что при минимальном пределе текучести остаточное удлинение нс превышает 0.2 %.

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

Номинальная толщина стенки — толщина стенки трубы, указанная в стандарте, но которому поставляются трубы.

Отрицательная плавучесть трубопровода — сила, направленная вниз и равная весу конструкции трубопровода на воздухе за вычетом веса воды или обводненною 1рунта в объеме погруженного в воду или обводненный грунт трубопровода.

Подводный трубопровод — часть трубопроводной транспортной системы, расположенная ниже уровня воды, включающая собственно трубопровод, устройства электрохимической зашиты и другие технические устройства, обеспечивающие транспортирование сред при заданном гсхноло1ичссюм режиме.

Постройка трубопровода — комплекс технологических процессов по изготовлению, укладке и заглублению, если имеется, морского трубопровода.

Рабочее давление — наибольшее избыточное внутреннее давление транспортируемой среды, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.

Стингер — устройство, устанавливаемое на трубоукладочном судне или барже и предназначенное для обеспечения безопасной кривизны трубопровода и уменьшения его изгибиых напряжений в процессе укладки.

Стояк — вертикальная часть подводной трубопроводной системы, закрепленная на опорном блоке (опорном основании) морской стационарной платформы с внешней стороны.

Транспортируемые среды — жидкие, газообразные и двухфазные углеводороды, а также другие среды, способные транспортироваться по трубопроводам.

Тр у б о з а г л у б и т с л и — специализированные подводные устройства, н том числе плавучие сооружения с навесным специализированным оборудованием, предназначенные для заглубления уложенных поверх морского дна трубопроводов в грунт или для предварительной разработки траншей.

Трубоукладчик (трубоукладочное судно) — специализированное судно, предназначенное для укладки подводного трубопровода.

Укладка подводного трубопровода — комплекс технологических операций, состоящий в сборке и сварке труб, а также других необходимых операций для формирования плети трубопровода, и процесс перемещения плети на воду и/или донный трунт тем или иным безопасным способом.

Укладка трубопровода с применением барабана — укладка трубопровода с трубоукладочного судна посредством разматывания со специального барабана предварительно намотанной плети трубопровода.

Укладка трубопровода с применением наклонного бурения — сочетание процессов наклонного бурения и укладки подводною трубопровода.

Укладка трубопровода /-методом — укладка трубопровода свободным погружением на дно моря с применением наклонной или вертикальной рампы при глубинах более 300 м, состоящая из двух этапов: на первом этапе трубопровод опускается вертикально (или почти вертикально) с трубоукладочного судна методом наращивания до момента касания морскою дна; на втором этапе происходит изгиб трубопровода, в процессе которою по мере движения трубоукладочного судна трубопровод ложится на дно моря.

Укладка трубопровода 5-методом — укладка трубопровода свободным погружением на дно моря, при этом участок трубопровода, находящийся между точкой касания дна и стингером, принимает форму 5-образной кривой.

Уровень эксплуатационной надежности — совокупность требований к параметрам подводного трубопровода и материалу труб, отвечающая определенным условиям безопасной эксплуатации и классификации трубопровода.

Утяжеляющее (балластное) покрытие — покрытие, наносимое на трубопровод с целью придания ему отрицательной плавучести я зашиты от механических повреждений.

Экзарация — вспахивание донного грунта килями ледовых образований.

1.3 КЛАССИФИКАЦИЯ

1.3.1 Присваиваемый Регистром подводному трубопроводу класс состоит из основного символа, дополнительных знаков и словесных характеристик, определяющих его назначение и конструкцию.

1-3.2 Основной символ класса, присваиваемый Раис гром подводному трубопроводу, состоит из следующих знаков; SP®. SP* или SP*

В зависимое!и от того, под наблюдением какого надзорного органа построен подводный трубопровод, основной символ класса устанавливается следующим образом:

.1 подводным трубопроводам, построенным по правилам и под техническим наблюдением Регистра, присваивается класс с основным символом SP$;

.2 подводным трубопроводам, построенным по правилам и под наблюдением признанного Регистром классификационною общества или национального надзорного органа, присваивается класс с основным символом SP*;

-3 подводным трубопроводам, построенным без наблюдения признанного Регистром классификационного общества или национального надзорного органа, присваивается класс с основным символом SP*.

IJJ К основному символу класса добавляется один из дополнительных знаков¹:

I.. 1,1. 1.2, 13, G, Gl, G2, G3 — назначаемых в соответствии с табл. 133 для стальных подводных трубопроводов;

FT — для подводных трубопроводов из 1нбких груб.

1.3.4    К основному символу класса и дополнительному знаку добавляются словесные характеристики:

1СОфафичсский район;

вид транспортируемой среды;

рабочее давление, МПа,

максимальная температура транспортируемой среды. °С;

номинальный диаметр трубы, мм/количсство ниток, птт.

Например. SP&I.I. Baltic Sea. Crude Oil. 6 MPa. 40 °C. 325/2.

1.3.5    Рспзстр может присвоить класс подводному трубопроводу по окончании постройки, а также

Т «блина 1.3-3

Дополнмтельммс знаки к основному символу плюса стальных морских падучи» трубояроасасж

Примечание. При предьявлемии япмплехса требований к трубопроводу дополнительный мак утыкается с применением двух соответствующих индексов (например. G2/3 — газопровод для агрессивных сред в сейсмически опасном регионе).

присвоить или возобновить класс трубопровода, находящеюся в экенлуагации.

1.3.6 Присвоение подводному трубопроводу класса Ра негра означает подтверждение соотвег-ствия трубопровода предъявляемым к нему требованиям Правил МПТ и взятие трубопровода под техническое наблюдение на определенный срок с проведением всех предписанных Регистром освиде-тельегвований для подтверждения cooiветст ву ющего класса.

1J.7 Подтверждение класса означает подтверждение Регистром соответствия техническою состояния трубопровода присвоенному классу и продление технического наблюдения Регистре на установленный период.

1.3.8    Класс подводному трубопроводу присваивается или возобновляется Регистром, как правило, на пятилетний срок, однако в обоснованных случаях Регистр может присвоить или возобновить класс на менъптий период.

1.3.9    В случае, если подводный трубопровод нс предъявляется к обязательному освидетельствованию в предписанный срок; если он не был предъявлен к освидетельствованию после ремонта; если на нем введены конструктивные изменения, не согласованные с Регистром, или если ремонт трубопровода был осуществлен без технического наблюдения Регистра, то Классификационное свидетельство морского подводного трубопровода (см. 1.4.5) теряет силу, что влечет за собой приостановку класса.

1.3.10    Снятие класса означает прекращение технического наблюдения Регистра, при этом возобновление его действия является предметом специального рассмотрения Регистром.

1.3.11    Снятие класса или отказ Регистра от осуществления технического наблюдения может произойти в случаях, когда владелец трубопровода или организация, занимающаяся его эксплуатацией, систематически нарушают Правила МПТ, а также, если сторона, заключившая с Регистром договор об освидетельствованиях, нарушает его.

1.3.12    Используемые материалы и изделия должны подвергаться необходимым освидетельствованиям и испытаниям в процессе изготовления в установленном Регистром порядке и объеме.

\А ОБЪЕМ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ

1.4.1    Общие положения.

1.4.1.1    Объем работ по освидетельствованию и классификации включает следующие этапы деятельности:

рассмотрение и одобрение технической документации;

освидетельствование материалов и изделий, предназначенных для стротсльС1ва и ремонта трубопроводов;

наблюдение за строительством и ремонтом подводных трубопроводов;

освидетельствования подводных трубопроводов в процессе эксплуатации;

присвоение, подтверждение, возобновление и восстановление класса, внесение соответствующих записей и выдача документов Регистра.

1.4.1.2    Изменения, осуществляемые строителями и владельцами, касающиеся материалов и конструкций подводного трубопровода, на которые распространяются требования Правил МПТ, должны быть одобрены Регистром до их реализации.

1.4.1.3    Спорные вопросы, появляющиеся при проведении освидетельствования, могут быть представлены владельцами трубопроводов непосредственно в Главное управление Раистра.

1.4.2 Освидетельствование материалов и изделий.

1.4.2.1    Изготовление материалов и изделий следует производить по технической документации, одобренной Pei Петром

При проведении освидетельствований Регистр может проверить выполнение конструктивных, технологических, производственных нормативов и процессов, нс рептаментированных Правилами МПТ. но влияющих на выполнение их требований

1.4.2.2    Новые или впервые предъявляемые для освидетельствования Регистру материалы, изделия или технологические процессы должны иметь одобрение Рсгостра. Образцы материалов, изделий или новые технологические процессы после одобрения Регистром технической документации должны быть подвергнуты испытаниям по upoipaMMC и в объеме, согласованном с Регмегром.

1.4.2.3    Формы технического наблюдения, осуществляемого Регистром при изготовлении материалов и изделий, могут быть следующими:

освидетельствование инспектором; освидетельствование Рсгосгром нрсдприя1ия; освидетельствование в форме рассмотрения Раистром технической документации;

освидетельствование по поручению Ра истра. Выбор формы освидетельствования осуществляет Регистр при заключении соглашения о техническом наблюдении за подводным трубопроводом.

1.4.2.4    В процессе освидетельствовании маго-риалы и изделия должны подвергаться необходимым испытаниям в установленном Регистром порядке и объеме. Эти материалы и изделия должны иметь установленные Регистром документы, а в необходимых

случаях — клейма, подтверждающие его освидетельствование, и маркировку, позволяющую установить их соответствие этим документам.

1.4.3 Техническое наблюдение за строительством, эксплуатацией и ремонтом подводных трубопроводов.

1.4.3.1    Техническое наблюдение за строительством подводных трубопроводов выполняют инспекторы Pci негра в соответствии с одобренной Регистром технической документацией. Объем проводимых осмотров, измерений и испытаний, осуществляемых в ходе техническою наблюдения, устанавливается Регистром с учетом конкретных условий для данного трубопровода.

1.4.3.2    Владельцы подводных трубопроводов обязаны соблюдать в период эксплуатации сроки периодических и других предписанных Регистром освидетельствований и соответствующим образом подготавливать трубопровод к освидетельствованиям.

1.4.3.3    Владельцы подводных трубопроводов обязаны заявлять Регистру о всех имевших место в период между освидетельствованиями аварийных случаях и ремонтах подводного трубопровода и его комплектующих, на которые распространяются требования Правил МПТ.

1.4.3.4    В случае установки в подводный трубопровод в период эксплуатации или ремонта новых комплектующих изделий, на которые распространяются требования Правил МПТ, к ним применяются положения 1.4.2, 1.4.3.1 — 1.4JJ.

1.4.4    Виды и периодичность освидетельствований.

1.4.4.1 Подводные трубопроводы подвергаются следующим освидетельствованиям:

первоначальным, периодическим (очередным, ежегодным и промежуточным) и внеочередным.

Первоначальные освидетельствования разделяются на освидетельствования, проводимые при постройке подводного трубопровода под техническим наблюдением Регистра, и освидетельствования подводного трубопровода, построенного под наблюдением признанного Регистром классификационного общества или национального надзорного органа.

Очередное освидетельствование проводится для возобновления класса, как правило, через каждые S лег эксплуатации подводною трубопровода при условии прохождения ежегодных и одного промежуточного освидетельствования.

Ежегодные освидетельствования проводятся для подтверждения класса каждый календарный год с отклонением от предписываемой даты очередного освидетельствования в пределах 3 мес. до и после этой даты.

Промежуточное освидетельствование проводится я расширенном объеме для подтверждения

действия класса между очередными освидетельствованиями.

Внеочередное освидетельствование проводится после аварий, ремонте и друтх необходимых случаев.

1.4.4.2    Первоначальное освидетельствование осуществляется с целью присвоения соответствующего класса подводному трубопроводу, впервые предъявляемому Регистру для классификации. К первоначальному освидетельствованию предъявляются также подводные трубопроводы, ранее имевшие класс Регистра, но утратившие его по каким-либо причинам. Первоначальное освидетельствование заключается в тщательном осмотре, проверках, испытаниях и замерах, объем которых каждый раз устанавливается Рсшстром н зависимости от внешних условий эксплуатации, возраста трубопровода, мероприятий, предусмотренных для его защиты, технического состояния трубопровода, покрытий, арматуры и т.п.

1.4.4.3    Первоначалыюму освидетельствованию подвср1ак>тся подводные трубопроводы, построенные не по правилам Регистра, без технического наблюдения Регистра, классификационного общества. признанного Регистром, или национального надзорного opiaiia. В этом случае первоначальное освидетельствование, обьсм которого устанавливает Регистр, предполагает детальное и полное освидетельствование, сопровождающееся в необходимых случаях испытаниями трубопроводов и комплектующею оборудования с целью подтверждения того факта, что они полностью соответствуют требованиям Правил МПТ. Если на подводный трубопровод и соответствующую техническую документацию имеются документы, выданные классификационным обществом или национальным надзорным органом, первоначальное освидетельствование осуществляется в объеме очередного освидетельствования. В случае отсутствия необходимой технической документации на подводный трубопровод в полном объеме, протрамма освидетельствования может быть увеличена но тому комплектующему оборудованию, на которое эта документация отсутствует.

1.4.4.4    Освидетельствования, проводимые при строительстве подводных трубопроводов, имеют целью проверки соответствия материалов, комплектующих изделий И ГСХН0Л01ИЧССКНХ процессов их изготовления требованиям технического проекта и рабочей документации на подводный трубопровод. Обьсм освидетельствования н каждом конкретном случае определяется Регистром.

Датой освидетельствования подводного трубопровода по окончании строительства является дата фактического завершения освидетельствования и выдачи Классификационного свидетельства морского подводного трубопровода (см. 1.4.5).

1.4.4.5    Очередное освидетельствование для возобновления класса имеет целью установить, что техническое состояние подводного трубопровода удовлетворительно и соответствует требованиям Правил МПТ, и предполагает проведение испытаний трубопровода, арматуры, автоматизированных систем управления, систем аваринно-иредуирс-дительной сигнализации, защиты и индикации. Очередные освидетельствования, объем которых определяется Регистром, проводятся через установленные им периоды, как правило, пятилетие.

1.4.4.6    Обязательное ежегодное освидетельствование предполагает освидетельствование подводного трубопровода, включая арматуру, автоматизированные системы управления, системы аварийно-предупредительной сигнализации, защиты, индикации и другое комплектующее оборудование, в объеме, подтверждающем то, что трубопровод и его комплектующее оборудование продолжают отвечать требованиям Правил МПТ. что подтверждает класс подводного трубопровода.

Объем ежегодных освидетельствований устанавливается Регистром.

1.4.4.7    При очередных освидетельствованиях трубопроводов их испытания давлением должны совмещаться с проверкой в действии обслуживающих их насосных перекачивающих и компрессорных станций, запорной и предохранительной арматуры, дистанционных приводов.

1.4.4.8    Промежуточное освидетельствование подводного трубопровода осуществляется между очередными освидетельствованиями вместо второго или третьего ежегодного освидетельствования по согласованию с Регистром. Объем освидетельствования устанавливается Регистром.

1.4.4.9    Внеочередные освидетельствования подводных трубопроводов или отдельных их компонентов проводятся при предъявлении к освидетельствованию во всех случаях, кроме первоначального и периодических освидетельствований. Внеочередное освидетельствование проводится для оценки допустимости выявленных дефектов или повреждений после аварии, в том числе, сопровождающихся нарушением герметичности трубопровода, разливом жидких или выбросом газообразных транспортируемых сред

Объем освидетельствований и порядок их проведения определяет Регистр, исходя из предназначения освидетельствования, возраста и технического состояния подводного трубопровода.

1.4.4.10    Внеочередное освидетельствование после аварии имеет целью выявить вид и характер повреждения, объем работ по устранению последствий аварии, а также определит», возможность и условия сохранения класса зрубопровода после их устранения.

1.4.5 Документы, выдаваемые Регистром по результатам освидетельствований.

1.4.5.1    Документы Регистра выдаются при подтверждении удовлетворительной оценки технического состояния объекта освидетельствования, установленной в ходе проведения освидетельствований и испытаний.

1.4.5.2    Документом, подтверждающим выполнение Правил МПТ, являсгся Классификационное свидетельство морского подводного трубопровода (форма 9.9.2).

1.4.53 В процессе технического наблюдения за подводными зрубонроводами Pci метр выдаст акты освидетельствования МПТ по окончании постройки (форма 9.9.1), акты сжсгодного/промсжуточного/ очередного освидетельствования МПТ (форма 9.93) и. в случае необходимости, иные документы.

1.4.5.4    Регистр вправе признавать полностью или частично документы иных классификационных обществ, органов технического над юра и других opt анизаций.

1.4.5.5    Классификационное свидетельство морского подводного трубопровода теряет силу в следующих случаях:

но истечении срока его действия;

если подводный трубопровод и комплектующие его изделия не будут предъявлены к периодическому освидетельствованию в предусмотренный срок с учетом порядка отсрочек периодических освидетельствований, определяемого Правилами МПТ;

после проведения ремонта без технического наблюдения Регистром или замены новыми комплектующих изделий, на которые распространяются требования Правил МИТ;

если подводный трубопровод нс содержится в надлежащем техническом состоянии, обеспечивающем его безопасность;

при нарушении назначения и условий •жеилуата-ции, указанных в символе класса.

1.5 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

1.5.1    До начала строительства подводного трубопровода на рассмотрение Регистру должна быть представлена техническая документации, позволяющая удостовериться, что требования правил Регистра по отношению к данному подводному трубопроводу выполняются.

Объем технической документации указан в 1.5.2 — 1.5.11. Следует также учитывать дополнительные указания по составу документации, содержащиеся в последующих разделах Правил МПТ.

1.5.2    Общая часть:

.1 спецификация;