Дефекты допустимые на поверхности пластмассовых труб. Дефектоскопия труб — способы и методы поиска дефектов

Способы кап. ремонта по восстановлению стенки МТП.

Дефекты стенки МТП.

ТЕХНОЛОГИЯ ЗАМЕНЫ ПОВРЕЖДЕННОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

Виды ремонтных работ на линейной части МТП.

Ремонт поврежденного участка тр-да путем его заме­ны производят при обнаружении (наличии):

трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основ­ном металле трубы;

разрыва кольцевого (монтажного) шва;

разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;

вмятины глубиной, превышающей 3,5%диаметра трубы;

царапины глубиной более 30% толщины стенки и длиной 50 мм и более.

В зависимости от принятой технологии ведения работ за­мена участка трубы может осуществляться: с остановкой пе­рекачки нефти по трубопроводу на весь период восстанови­тельных работ, при этом аварийный участок может полно­стью или частично освобождаться от нефти; с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоеди­нения.

После остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авари­ях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и лока­лизация поврежденного участка линейными задвижками.

См. вопр.22

Дефекты стенки трубы - это дефекты, не приводящие к изменению проходного сечения трубы. Они делятся на следующие группы:

потеря металла (коррозия, эрозия, вмятина в прокате, забоина, задир, рванина) - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обус­ловленное технологией изготовления;

риска (царапина) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с переме­щающимся по ней твердым телом;

расслоение - несплошность металла стенки трубы; обычно является раскатанным скоплением неметаллических включений;

изменение толщины стенки - плавное утонение стенки трубы, образовавшееся в процессе изготовления трубы или листового проката;

трещина - разрыв основного металла стенки трубы, характеризующейся малым поперечным размером;

дефект св. шва (непровар, пора, шлаковое включение, подрез, трещина сварного шва) - дефект в самом св. шве или ОШЗ, возникший вследствие нарушения технологии сварки.

По степени влияния на несущую способность нефтепрово­да дефекты классифицируются на опасные и неопасные.

К опасным дефектам относятся:

дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или непосредственно на швах, если их измеренная глубина пре­вышает по величине 3% от номинального наружного диамет­ра трубы;

дефекты, опасные по результатам расчета на статическую прочность (расчетное давление разрушения дефектной трубы ниже заводского испытательного давления);

дефекты стенки, связанные с потерей металла, с остаточ­ной толщиной стенки трубы на уровне технически возмож­ного минимального предела измерения снаряда-дефектоскопа.

Опасные дефекты подлежат выборочному ремонту в соответствии с установленными методами ремонта опасных дефектов.

К неопасным относятся дефекты, для которых расчетное давление разрушения дефектной трубы не ниже заводского испытательного давления. Эксплуатация НП при наличии неопасных дефектов допускается без ограничений на режимы перекачки в межинспекционный период.

По критерию необходимости проведения дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) дефекты подразделяют­ся на требующие ДДК и не требующие ДДК.

Ряд дефектов труб и сварных швов ремонтируют без вырез­ки дефектного участка. Коррозионные язвы могут завари­ваться при ремонте нефтепроводов под давлением перекачи­ваемой нефти до 3,5 МПа.

Повреждения стенки трубопровода глубиной до 5% от толщины трубы (царапины, язвы, задиры, забоины) ликвиди­руют шлифованием. При этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска труб.

Коррозионные повреждения глубиной более 5% от тол­щины стенки труб могут быть отремонтированы в соответ­ствии с "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлени­ем". При наличии сплошной коррозии ремонт нефтепровода производят путем приварки накладных усилительных элемен­тов (заплат, муфт).

Технология заварки коррозионных повреждений состоит из двух этапов: подготовительной работы (зачистка поверх­ности) и непосредственно заварки. Место заварки зачищают до металлического блеска в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров). Зачистку поверхности можно проводить вручную с использованием пес­коструйных аппаратов. Возможно применение других мето­дов очистки (например, химического) для полного удаления продуктов коррозии.

В случае обнаружения вмятин глубиной до 3,5% от диа­метра тр-да разрешается выправлять их с помощью безударных устройств.

Повреждения тр-да в виде свищей и трещин дли­ной до 50 мм ремонтируют без опорожнения от перекачи­ваемого продукта приваркой накладных элементов заплат, хомутов, муфт.

Размеры накладных элементов и муфт должны перекры­вать место дефекта не менее чем на 40 мм от его краев. За­плата должна иметь эллипсовидную форму. Длина муфты без технологических колец должна быть в пределах 150-300 мм. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца.

23. Кап. ремонт дефектов с вырезкой «катушки».

Данная схема может быть использована при выборочном ремонте участков нефтепровода, имеющих опасные дефекты, т.е. нарушение геометрии стенок труб (вмятины, гофры) выше допустимых пределов.

Ремонт производится с вырезкой дефектного места ТП и заменой на новый с остановкой перекачки. Длина вырезаемого дефектного участка должна быть больше самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны. Мини­мально допустимая длина "катушки" - не менее диаметра ре­монтируемого нефтепровода.

Работа начинается с подготовки рабочей документации по данным внутритрубной дефектоскопии.

Ремонт дефектного участка на месте начинается с вскры­тия дефектного участка и подготовительных работ по откач­ке нефти.

Вскрытие дефектного участка и разработка котлована для производства демонтажно-монтажных работ осуществляются одноковшовым экскаватором. Подкоп под нефтепроводом можно выполнить одновременно при вскрытии экскаватором с поворотным ковшом или вручную.

Очистка вскрытого участка нефтепровода от старого изо­ляционного покрытия выполняется очистным устройством или вручную, после чего проводится тщательный осмотр ТП на отсутствие выхода продукта.

Промерив расстояние между обработанными концами нефтепровода, подготавливают "катушку" из заранее опрессованной трубы или трубу в целом.

При наличии приспособления для разметки трубы возмож­на первоначальная подготовка "катушки" заданной длины, по габаритам которой производятся разметка и подготовка кон­цов нефтепровода.

"Катушку" к ТП пристыковывают трубоуклад­чиком или автокраном, собирают стык с применением на­ружных центраторов и фиксируют стыкуемые концы при помощи прихваток равномерно по периметру.

Требования к квалификации сварщиков, сборке, сварке и контролю качества сварных соединений нефтепроводов оста­ются такими же, как и при строительстве новых нефтепро­водов.

Контроль качества сварных швов - визу­альный и радиографический независимо от категории участ­ков ТП. При удовлетворительном качестве сварно­го шва технологические отверстия заглушаются металличес­кими пробками и обвариваются после заполнения трубопро­вода нефтью до выхода на рабочий режим.

Если при опорожнении трубопровода нефть откачивалась в земляной амбар или резинотканевые резервуары, то необ­ходимо закачать ее в ремонтируемый нефтепровод до возоб­новления перекачки по нему воды и демонтировать схему об­вязки нефтепровода с закачивающим насосным агрегатом.

Следующей значительной и сложной технологической опе­рацией является удаление воздуха из нефтепровода.

Очистку и нанесение изоляционного покрытия на нефте­провод ремонтируемого участка выполняют соответствующи­ми очистными и изоляционными устройствами или вручную. Это зависит от протяженности участка, диаметра труб и типа изоляционного покрытия.

Работы заканчиваются рекультивацией плодородного слоя почвы, планировкой и очисткой близлежащей территории, восстановлением трассовых сооружений, знаков и т.д., если они были нарушены в процессе производства работ.

Дефекты трубопроводов определяют по результатам диагностического контроля ВТД и ДДК.

Классификация дефектов секции по типам и параметрам содержится в РД-23.040.00-КТН-011-11.

Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные с изменением формы трубы. К ним относятся: вмятина, гофр, сужение.

Глубина гофра определяется как сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости, измеренных от образующей трубы.

К дефектам стенки трубы относятся: потеря металла, уменьшение толщины стенки, механическое повреждение, расслоение, расслоение с выходом на поверхность, расслоение в околошовной зоне, трещина, трещиноподобный коррозионно-механический дефект.

Потери металла делятся на объединенные и одиночные.

Объединенная потеря металла – это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения четырех толщин стенки трубы в районе дефектов.

Одиночная потеря металла - это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение четырех толщин стенки трубы в районе дефекта.

Механические повреждения поверхности стенки трубы, классифицируемые по ГОСТ 21014 как «риска», «царапина», «задир», «продир», «поверхностная вмятина», идентифицируются по данным ВИП как «риска».

Дефекты сварного соединения (шва) – это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне. Типы и параметры дефектов сварных соединений регламентируются соответствующими нормативными документами. К дефектам сварного шва относятся:

Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, которые по данным ВИП идентифицируются как «несплошность плоскостного типа» поперечного, продольного, спирального сварного шва;

Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов, которые по данным ВИП идентифицируются как «аномалия» поперечного, продольного, спирального сварного шва;

Смещение кромок – несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стьпсовых сварных соединениях, которое по данным ВИП идентифицируется как «смещение» поперечного, продольного, спирального сварного шва;

Косой стык – сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к ДРУГУ-

Разнотолщинность стыкуемых труб с отношением толщин стенок более 1,5 является дефектом (за исключением стыков, вьшолненных по специальным техническим условиям, с соответствующей записью в журнале сварки в составе исполнительной документации).

Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов, является «дефектным сварным стыком». В базах данных, содержащих сведения о дефектах, учету подлежат «дефектные сварные стыки» без указания в них количества дефектов.

При изготовлении холоднодеформированных стальных труб возможно появление дефектов в виде брака, причинами которых могут быть: применение некачественной исходной заготовки (бесшовной или сварной), нарушение деформационно-скоростных режимов прокатки и волочения, режимов формовки и сварки труб, нарушение режимов термической обработки, правки, резки и других отделочных операций, применение изношенного технологического инструмента.

На рис. 83- 85 показаны дефекты холоднодеформиронанных стальных труб. При неправильной настройке стана на трубах возможно появление самых разных дефектов. Так, при больших зазорах между калибрами на станах ХПТ металл затекает в них во время рабочего хода клети. При этом на поверхности рабочего конуса появляются острые боковые выступы (усы), которые при обратном ходе клети вдавливаются в металл, образуя на поверхности труб глубокие рванины, расположенные по спирали в соответствии с yглом поворота заготовки и называемые закатами. При установке завышенной подачи на трубах возможны закаты, волнистость по наружной поверхности (выводящая трубы за пределы допусков по диаметру и овальности), а также разностенность.

Рис.83 – Виды брака бесшовных холоднокатаных стальных труб:

а – усы; б – наружная волнистость; в – вмятины

Рис.84 – Виды разрушения труб при прокатке на стане ХПТ

Рис.85 – Трещины и морщины на внутренней поверхности особотолстостенных труб после безоправочного волочени (сечение на фото справа, ×100)

При смещении одного калибра относительно другого на поверхности труб образуются вмятины. Обычно они появляются на поверхности трубы по спирали в соответствии с углом поворота трубы.

Задиры на внутренней поверхности образуются при прокатке труб из низколегированных и коррозионностойких сталей в результате налипания частиц металла на поверхность оправки.

Завышенные обжатия по диаметру и толщине стенки (иногда при отсутствии необходимого инструмента) могут привести к трещинам на поверхности труб (рис. 84).

Неправильная настройка механизма поворота, в результате которого поворот происходит слишком рано (труба еще не освободилась от калибров) или поздно (на трубу уже начали накатываться калибры), приводит к поперечным рискам (задирам) на наружной поверхности труб.

Неправильная установка оправки в очаге деформации, когда ее передний конец попадает в предкалибрующий участок и наносит острыми кромками на внутренней поверхности трубы кольцеобразные отпечатки, также является причиной брака. При холодной прокатке очень важно выполнение требования по чистоте заготовок и смазки: попавшие частицы окалины «схватываются» с оправкой, а на внутренней поверхности труб образуются задиры и раковины. Применение инструмента некачественного, - изготовленного с отступлением от требований нормалей или же вышедшего из строя при эксплуатации, также приводит к браку.

Например, установка на стан калибров с недостаточной шири-ной ручья или несоответствие профиля ручья калибров конусности оправки являются причиной закатов. При износе калибрующего участка калибров на трубах появляются вмятины.

В табл. 35 приведены основные виды брака труб при прокатке на станах ХПТ, ХПТР и меры устранения дефектов.

Таблица 35. Основные виды брака при холодной прокатке стальных труб на станах ХПТ, меры предупреждения и устранения

При волочении труб возможно появление брака разных видов, причиной которых являются: низкое качество трубной заготовки (передельной трубы), нарушение технологического процесса волочения, низкое качество изготовления технологического инструмента (волок и оправок), неисправность волочильных станов и др. Ниже рассмотрены основные виды дефектов на трубах, которые встречаются при волочении.

Обрывы концов труб происходят в результате неправильно со-ставленного маршрута волочения (чрезмерно большие обжатия), неправильной настройки стана и калибровки технологического инструмента, отсутствия смазки, нарушения режима нагрева при забивке головок, высокой скорости волочения во время захвата трубы, неправильного выбора волок и оправок и т. д. Риски и задиры при волочении труб - из-за некачественной химической обработки, плохой подготовки труб к волочению, некачественной забивки головок, перекоса волоки, несоосности волочения, бракованного инструмента, налипания металла на инструмент, попадания твердых частиц в очаг деформации и т. д. В процессе настройки стана на первых трубах эти дефекты сразу же выявляются, и их необходимо устранить. Превышение допусков по диаметру труб происходит из-за неправильного выбора размеров волоки или оправки. Брак по диаметру иногда исправляют переназначением труб на другой (меньший) размер. Повышение допусков по толщине стенки является причиной неправильно выбранного размера технологического инструмента волок и оправок). Овальность труб образуется при правке труб, а также волочении в овальной волоке. Этот брак исправляют дополнительной правкой в правильных станах, однако требуется контроль абсолютного размера диаметра, так как при правке возможно изменение диаметра. Разностенностъ поперечного сечения труб обусловлена только наличием ее на заготовке. При короткооправочном волочении исходная поперечная разностенность почти не изменяется, а при волочении без оправки и на плавающей оправке она уменьшается. При волочении на длинной оправке разностенность определяется условиями обкатки, поэтому при изготовлении готовых труб после волочения на длинной оправке применяют безоправочное волочение. Поперечная разностенность появляется также из-за овальности волоки или оправки или несовпадения оси трубы с осью волочения. В этом случае работа стана должна быть остановлена и устранены причины, вызывающие разностенность труб. Пропуски в виде необжатых мест на трубах, подвергнутых справочному волочению, появляются из-за большой кривизны заготовки, а также неправильной настройки стана. Кольцеватость на трубах появляется из-за упругой деформации стержня, особенно при волочении длинных труб (Lr = 8...12 м) на короткой оправке. Дрожание труб происходит в процессе волочения на короткой оправке из-за некачественной смазки и плохой сушки труб перед волочением. Дрожание проявляется больше всего при волочении труб большой длины и с малым внутренним диаметром, т е. когда стержень оправки тонкий, но большой длины, и имеет большие продольные упругие деформации. Оправка перемещается периодически в очаге деформации, а на трубах образуются кольца. Этот дефект не всегда является браковочным признаком, но значительно снижает производительность стана и повышает обрывность труб. Устранить его можно повторной подготовкой труб или переходом на другой способ волочения, например, на плавающей оправке. Продольные трещины (растрескивание труб) образуются при волочении особотолстостенных труб без оправки, при превышении допустимой разовой или суммарной деформаций; при волочении труб без термической обработки за несколько проходов (см. рис.3). Объясняется это наличием больших (превышающих допустимые) остаточных тангенциальных растягивающих напряжений на наружной поверхности труб. Указанный вид брака характерен только для безоправочного волочения и исправлению не подлежит. При оправочном волочении неравномерность деформации по толщине стенки почти отсутствует и растрескивания труб не наблюдается. Для избежания появления этого дефекта на трубах следует строго придерживаться технологического маршрута изготовления труб.

Продольные складки от головки труб образуются при волочении тонкостенных и особотонкостенных труб без оправки в результате потери устойчивости трубы. Для устранения данного дефекта следует уменьшить степень деформации при безоправочном волочении или использовать другой способ волочения. Местное сужение поперечного сечения в виде ужимов образуется на наружной поверхности тянутых труб из-за вмятины на заготовке, волнистости, неравномерной по длине термической обработки и некачественной обкатки при длиннооправочном волочении. Данный дефект образуется при безоправочном волочении труб.

Возможны и другие виды брака, например, по газопроницаемости и проч., устранение которых требует лучшего качества заготовки и проведения специальных дополнительных операций.

Ремонт и улучшение поверхности бесшовных труб выполняют удалением местных дефектов, а также применением операций обточки, расточки, шлифовки и полировки наружной поверхности труб. Очищают внутреннюю поверхность труб продувкой сжатым воздухом под давлением 0,3…0,55 МПа. Длинномерные трубы (> 4 м) продувают воздухом с двух сторон, что обеспечивает более качественную очистку внутренней поверхности труб. После обезжиривания труб осматривают их внутреннюю поверхность, пользуясь перископом.

На рис. 86 - 90 показаны дефекты холоднодеформированных сварных труб.

Рис.86 – Разрушение концов стальных сварных труб при холодной прокатке

Рис.87 – Дефекты в виде задиров и рисок на внутренней поверхности труб после холодной прокатки (а) и волочения (б). (заготовка получена индукционной сваркой)

Рис.88 – Дефект в виде заката в месте сварного шва на внутренней поверхности холоднокатаных труб

Рис.89 – Характер расположения трещин на внутренней поверхности холоднокатаных сварных труб

Рис.90 – Дефекты глубиной до 0,2 мм и более на сварных трубах после короткооправочного волочения: а – микротрещина; б – закат, который образуется из-за непровара и смещения кромок на исходной заготовке

Контроль качества труб.

Для обеспечения соответствия качества труб требованиям ГОСТов и технических условий трубы подвергают контролю и испытаниям, большинство методов которых стандартизовано. Многие из них общие для всех видов металлопродукции, другие специфичны - используются для контроля качества труб специального назначения и обусловлены условиями применения труб и изделий из них.

Некоторые виды труб в соответствии с требованиями стандартов проходят испытание на гидравлическое давление в специальных прессах, где концы труб фиксируются в зажимах; внутрь трубы подается вода под давлением. Величина давления определяется стандартами в зависимости от назначения труб.

Готовые трубы подвергаются, в соответствии с требованиями ГОСТа, механическим и технологическим испытаниям на прочность и удлинение при растяжении, на твердость, раздачу, сплющивание, бортование, ударную вязкость, коррозионную устойчивость.

Контроль размеров готовых труб - наружного и внутреннего диаметров, толщины стенки, овальности наружной и внутренней поверхности, эксцентриситета, продольной и поперечной разностенности, кривизны, длины, отклонений фактических размеров и формы от номинальных выполняется измерительным инструментом - толщиномерами, длинномерами или ультразвуковыми методами.

Готовые трубы по качеству и химическому составу контролируют различными дефектоскопами, стилоскопами и другими приборами.

Помимо геометрических размеров к готовым трубам предъявляют также требования по шероховатости поверхности, химическому составу, структуре (макро- и микроструктуре) металла, межкристаллитной коррозии, загрязненности металла неметаллическими включениями. Контроль химического состава, макроструктуры межкристаллитной коррозии, микроструктуры, загрязненности металла неметаллическими включениями относится к общим методам испытаний металлопродукции. Поэтому в процессе производства таких труб контроль их качества выполняют с применением ультразвуковой дефектоскопии и дефектоскопии вихревыми токами, а также люминесцентным методом с использованием проникающих жидкостей.

Ультразвуковой метод контроля позволяет оценить точность геометрических размеров, качество наружной и внутренней поверхности труб, сплошность металла, величину зерна и другие параметры.

Для производства парогенераторных труб, применяемых в ядерно-энергетических установках с водой под высоким давлением, применяют стали и сплавы, обладающие высокой коррозионностойкостью и имеющие наименьшую склонность к образованию трещин и коррозии под напряжением.

4 – облицовочный шов.

Ремонту сваркой подлежат трубы, имеющие отдельно расположенные единичные дефекты, которыми считаются дефекты, имеющие расстояние между собой:

ü не менее 300 мм при максимальном размере дефекта менее или равном 35 мм;

ü не менее 500 мм при максимальном размере дефекта от 35 до 60 мм.

При этом количество дефектов на один погонный метртрубы не должно превышать двух.

Ремонту сваркой не подлежат следующие дефекты на трубах:

ü дефекты, размеры которых превышают значения, приведены в табл. 9.7; коррозионные каверны и

ü раковины, расположенные на соединительных узлах и деталях;

ü дефекты, расположенные на расстоянии менее 300мм от продольных и кольцевых сварных швов;

ü дефекты, имеющие трещины или видимое расслоение металла, а также расположенные на вмятинах. Заварка дефектов на трубах выполняется ручной электродуговой сваркой электродами основного типа.

Перед заваркой дефект обрабатывается механическим способом (шлифовальной машинкой или фрезой) с целью (рис. 9.9.б):

· получения формы кратера, обеспечивающего равномерное и качественное положение металла;

· полного удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных микротрещин.

Прилегающие к кратеру участки зачищаются до металлического блеска на ширину не менее 15 мм с предварительным удалением остатков изоляционного покрытия, ржавчины, грязи, масляных пятен.

Подогрев металла труб перед сваркой устанавливается согласно табл. 9.8.

Таблица 9.8

Предварительный подогрев металла труб

Подогрев труб осуществляется, как правило, электрическими или газовыми нагревателями. Контроль температуры выполняется приборами типа ТП-1.

Заварка дефектов труб с пределом прочности от 42 до 55 кгс/мм 2 производится с использованием электродов марок УОНИ 13/55, «Гарант», LВ52A(И) диаметром 2,5¸4,0 мм, заварка дефектов труб с пределом прочности 55-57 кгс/мм 2 – электродами марок «Шварц 3К», ВСФ-60 или аналогичных.

Наплавка металла на дефект включает: первый наплавочный слой, заполняющие слои, контурный шов, облицовочный шов (рис. 9.9.в). Первый наплавочный слой и контурный шов выполняются электродами диаметром 2,5¸3,25 мм, заполняющие и облицовочный – электродами диаметром 3,0¸4,0 мм на сварочных режимах, приведенных в табл. 9.9.

Таблица 9.9

Режим заварки дефектов

При заварке дефектов количество направляемых слоев должно составлять не менее двух (без учета контурного слоя шва). Сварка выполняется валиками шириной не более 20мм с взаимным перекрытием не менее3 мм. Контурный слой шва выполняется с колебаниями перпендикулярно к граничной линии (рис. 9.9.г), при этом ширина данного шва , составляет от 8 до 14 мм. Сварные швы накладываются плотно с мелкой чешуйчатостью (0,5¸0,7 мм), что обеспечивает плавный переход к основному металлу трубы.

Рис. 9.10. Механическая обработка наплавленного участка

Таким образом, производится сварка (заварка) одиночных каверн.

Групповыми кавернами считается скопление каверн не менее 10 на 100 см 2 поверхности трубы.

При диаметре и глубине групповых каверн, заметно ослабляющих стенку трубы, часть стенки трубы с кавернами вырезается и на ее место вваривается заплатка заподлицо с поверхностью трубы, .

Заплатка для вварки заподлицо с поверхностью труб изготавливается овальной формы из труб с толщиной стенок, равной толщине стенок ремонтируемого газопровода, из стали той же марки или с такими же физико-механическими характеристиками. Размеры заплат должны быть шириной не более 250мм (по кольцу трубы), но не более половины диаметра трубы, и длиной не более 350 мм (по оси). Минимальный размер заплат: ширина – 100 мм, длина – 150 мм (по тем же направлениям). Во всех случаях между длиной и шириной заплаты должна быть разница в пределах 50¸100 мм.

Размеры ввариваемых заплат при ремонте газопроводов различных диаметров приведены в табл. 9.10.

Таблица 9.10

Размеры ввариваемых заплат

Края ввариваемых заплат обрезаются со скосом кромок. Отверстие в трубе вырезается по форме заплаты также со скосом кромок. На кромках заплаты и отверстия делается притупление. Для обеспечения полного провара заплаты ввариваются с подкладными кольцами (рис. 9.11.а).

Подкладное кольцо изготавливается из листовой стали толщиной 3¸4 мм и шириной 20¸30 мм и приваривается к заплатке с внутренней стороны так, чтобы его края выступали за края заплаты на 10¸12 мм. Зазор между кромками заплаты и трубы для обеспечения провара должен составлять 2¸5 мм. Заплата заваривается электродами типа УОНИ 13/55. При толщине заплаты до 12 мм сварной шов заваривается в три слоя. Корень шва выполняется электродами диаметром 3 мм, последующие слои – электродами диаметром 3¸4 мм. Сварка выполняется обратно – ступенчатым швом по всему периметру заплаты в три-четыре ступени (рис. 9.11.б). Для прижатия заплаты к трубе на время прихватки используются устанавливаемым над отверстием приспособлением, представляющим собой П-образную скобу с винтом посередине, снабженным захватным устройством. На заплате для этого также приваривается маленькая скоба.

Рис. 9.12. Схема расположения надрезов и заплат:

А =В =С =500 мм; D =1500 мм; L =9360 мм

расстояние между концентраторами по периметру – 200 мм

Для исследований была отобрана труба диаметром 820 и толщиной стенки 9 мм, изготовленная из стали 19Г и находившаяся в эксплуатации 27 лет, со следующими характеристиками:

ü продольные напряжения s т = 407 МПа, s вр =555 МПа;

ü поперечные напряжения s т = 456 МПа, s вр = 557 МПа.

На наружную поверхность трубы было нанесено 5 одинаковых надрезов: с длиной – 200; глубиной – 3,5 и шириной 3 мм. Схема нанесения надрезов показана на рис. 9.12.

Для приближения к условиям эксплуатации трубу подвергли гидравлическим испытаниям в циклическом режиме. Размах циклов составлял: P min = 2,0 МПа; P max = 4,0 МПа.

Анализ состояния трубы проводился поэтапно после выдержки под нагрузкой в 200 циклов.

Надрез №5 был заверен до начала испытаний последовательно на каждом этапе заваривался один надрез, вырезалось окно размером 150´200 мм и вваривалась заплата. После 600 циклов были заварены четыре надреза (№№ 2,3,4,5) и вварены заплаты №№ 6,7,8. Затем трубу подвергли нагрузке в 5000 циклов, после чего надрез №1 был вырезан и вместо него была вварена заплата. Последовательность ремонта надрезов и вварки заплат приведена в табл. 9.11.