Технологический процесс современных способов сварки нефтепроводов

ВВЕДЕНИЕ

Нефтепровод — инженерно-техническое сооружение трубопроводного транспорта, предназначенное для транспорта нефти потребителю.

Конструкция, к которой относится нефтепровод, особо опасный вид конструкций, так как транспортировка нефти осуществляется под давлением.

Актуальностью тематики дипломного проекта является то, что сварка нефтепроводов — основной и наиболее ответственный этап в технологическом процессе строительства трубопроводов, определяющий надежность всей трубопроводной системы в период эксплуатации.

На современном этапе развития сварочного производства в связи с развитием научно-технической революции резко возросло изучение свариваемых толщин, материалов, видов сварки. В настоящее время сваривают материалы толщиной от несколько микрон до нескольких метров.

Современные способы строительства магистральных трубопроводов и резервуарных конструкций позволяют в значительной степени механизировать процессы сварки и более широко применять сварочные автоматы и полуавтоматы.

Цель дипломного проекта заключается в разработке технологического процесса современных способов сварки нефтепроводов.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Рассмотреть характеристику нефтепровода;

2. Выполнить расчетно-технологическую часть;

3. Произвести проверку прочности и устойчивости трубопровода;

4. Дать характеристику современным способам сварки.

В состав дипломного проекта входят:

1. Теоретическая часть;

2. Расчетно-технологическая часть;

3. Опытно-экспериментальная часть;

4. Планово-экономическая часть;

5. Техника безопасности.

1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Развитие в улучшении качества прокладываемых магистральных трубопроводов, транспортирующих нефть и газ, не стояло на месте. За несколько лет было разработано ряд инноваций в сфере повышения коррозионной стойкости сварных труб. Заключаются они в том, что изготовленные трубы изнутри обрабатываются специальным антикоррозионным покрытием, которое на долгое время может обеспечить бесперебойную работу магистралок, по сравнению с трубой без данного покрытия. Сварные трубы, подвергающиеся подобной обработке, получили название «Трубы с внутренним полимерным покрытием» или коротко — ППТ. Гладкое полимерное покрытие внутри трубы позволяет довольно значимо увеличить скорость транспортировки жидкости в трубопроводах.

Технологический процесс сборки и сварки ППТ труб на монтаже отличен от сборки и сварки обычных труб. В виду своей специфичности и особой технологии изготовления, трубы ППТ имеют на концах увеличенный диаметр относительно основного. Данное утолщение применено для возможности использования вставных втулок внутрь трубы, которые предназначены для защиты сварных соединения от попадания на них транспортируемых, агрессивных к металлу веществ — нефти или газа.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосними станциями. На расстоянии в 10−30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Поскольку применение трубопроводов экономически выгодно, а работают они в любую погоду и в любое время года, это средство транспортировки нефти действительно незаменимо — особенно для России, с ее огромными территориями и сезонными ограничениями на использование водного транспорта.

По своему назначению нефтеи нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

— промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

— магистральные — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов из районов их добычи производства или хранения до мест потребления;

— технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ, необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

По магистральным нефтепроводам нефть и нефтепродукты транспортируются на значительные расстояния, нередко до 2000 км и более. Диаметр магистрального нефтепровода от 200 до 1220 мм.

Основные параметры магистрального нефтепровода: протяжённость, производительность, диаметр, давление и число перекаченных станций. Первые два параметра задаются, остальные определяются расчётом.

Наиболее экономичными считаются трубы диаметром 900—1000 мм и выше. Основное внимание при эксплуатации нефтепроводов уделяется повышению их пропускной способности путём ввода новых промежуточных перекаченных станций, расширения и реконструкции действующих объектов.

Настоящая Инструкция регламентирует вопросы сварки нефтепроводов следующими способами и технологическими вариантами:

— ручной электродуговой сваркой покрытыми электродами;

— полуавтоматической сваркой в среде углекислого газа проволокой сплошного сечения;

— полуавтоматической сваркой самозащитной порошковой проволокой;

— автоматической сваркой под флюсом;

— автоматической сваркой в среде защитных газов проволокой сплошного сечения с использованием комплексов CRC — Evans AW;

— автоматической сваркой в среде защитных газов с использованием комплексов CWS .02;

— автоматической сваркой в среде защитных газов проволокой сплошного сечения с использованием головок П-200;

— автоматической сваркой в среде защитных газов проволокой сплошного сечения с использованием головок М220 Мод;

— автоматической сваркой в среде защитных газов порошковой проволокой с использованием головок М220 Мод (М300);

— ручной аргонодуговой сваркой неплавящимся электродом.

2. РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ручной электродуговый сварка трубопровод

2.1 Характеристика нефтепровода Нефтепровод обеспечивает транспорт нефти и ее производных продуктов по трубам.

Конструкция, к которой относится нефтепровод, особо опасный вид конструкций, так как транспортировка нефти осуществляется под давлением.

Нефтепровод является одним из самых экономичных способов перемещения большого количества нефти или газа по земле. Такие конструкции делаются из стальных или пластиковых патрубков, внутренний диаметр которых разнится от 10 до 120 см.

Стали, применяемые для нефтепроводов, делятся на два вида — углеродистые и низколегированные, поставляемые в соответствии проката, и углеродистые и низколегированные, поставляемые после термической обработки.

2.2 Характеристика ручной электродуговой сварка Рассмотрим один из самых распространенных способов ручная электродуговая сварка. Так как ручная электродуговая сварка выполняется в трассовых условиях, то подвода электроэнергии нет, и поэтому в данной работе выбран генератор ГД-2×2501 двухпостовой и выпрямитель ВД-405.

Для нефтепровода применяем марку электрода ЛБ-52У диаметром 3,0 мм для сварки корневого слоя и диаметром 4,0 мм для заполняющих и облицовочного слоев с основным типом покрытия.

Сварка производится двумя сварщиками и выполняется непрерывно до полного заполнения разделки стыка.

Ручную дуговую сварку выполняют в 2−4 слоя, благодаря чему плотность сварочного шва возрастает, а провар корня шва оказывается более глубоким. Первый слой должен иметь вогнутую поверхность и обеспечивать провар корня стыка. Последующие слои должны сплавляться с предыдущими и с кромками стыка. Последний облицовочный слой должен иметь плавный переход к основному металлу и мелкочешуйчатую поверхность.

2.3 Методы контроля качества Для качественного создания сварных швов необходимо выполнить визуально-измерительный контроль качества, радиационный и ультразвуковой.

Визуально-измерительный контроль качества основан на получении первичной информации о контролируемом объекте при визуальном наблюдении или с помощью оптических приборов и средств измерений. Шаблон УШС-1 (универсальный шаблон сварщика) служит для измерения зазора между кромками свариваемых деталей.

Перед проведением визуального контроля поверхность в зоне контроля должна быть очищена от ржавчины, окалины, грязи, краски, масла, брызг металла, и других загрязнений, препятствующих осмотру.

Дефекты, обнаруженные при визуальном контроле, должны быть устранены до проведения контроля другими методами.

Радиационный контроль качества основан на регистрации и последующем анализе определенного вида ионизирующего излучения, взаимодействующего с контролируемым изделием.

Сущность радиационного контроля заключена в том, что материалы, подвергаемые такому исследованию, поглощают генерируемое специальной аппаратурой излучение по-разному.

Фиксируя изменения интенсивности прошедшего излучения, радиаци-онный контроль выявляет точное местоположение всевозможных дефектов. Он успешно обнаруживает различные трещины, несплошности, «раковины», инородные включения и так далее.

Ультразвуковой контроль сварных соединений и материалов основывается на возможности ультразвука распространятся в контролируемом изделии, отражаясь от границ материалов и внутренних дефектов. Он является эффек-тивным способом выявления дефектов сварных швов и металлических изделий, залегающих на глубинах от 1−2 миллиметров до 6−10 метров.

2.4 Проверка прочности и устойчивости трубопровода Проверка прочности подземных трубопроводов ведется согласно п. 8.23 СНиП 2.05.06−85*.

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производим из условия где: продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях (принимаемый равным единице, при сжимающих (определяемый по формуле где: расчетное сопротивление растяжению, МПа;

кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

где: n — коэффициент надежности по нагрузке, n=1,10;

номинальная толщина стенки трубы, мм.

Продольные осевые напряжения определяются по формуле 1.7:

Так как продольные осевые напряжения сжимающие (, то коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определим используя формулу 2.4.3:

Получили Таким образом, условие прочности выполняется.

2.4.1 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций подземного трубопровода Расчет нефтепровода на пластические деформации ведется по методике отраженной в п. 8.6 СНиП 2.05.06−85*.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насопи) трубопроводов проверку необходимо производить по двум условиям:

где: максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (принимаемый равным единице, при сжимающих (определяемый по формуле где: кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

Значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

где:? — минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м.

Определим кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления:

Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

Отрицательное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий (при замыкании трубопроводов в холодное время):

Принимаем в дальнейшем расчете большее по модулю значение:

Так как принятое значение то рассчитаем значение коэффициента по формуле 2.4.1.3

Коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций (в насопи) трубопроводов производим проверку по условиям:

Условия проверки на недопустимые пластические деформации выполняются.

2.4.2 Проверка общей устойчивости трубопровода Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы будем производить из условия где: — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, МН;

продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, МН.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики.

В частности, для прямолинейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода определяется по формуле:

где: кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа;

F — площадь поперечного сечения трубы, см2.

Площадь поперечного сечения трубы определяется по формуле:

Значение кольцевого напряжения от расчетного внутреннего давления принимаем 272,3 МПа.

следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случаи пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по следующей формуле где: сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м;

сопротивление поперечным вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины, Н/м;

I — момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м4.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных нефтепроводов в случаи упругой связи трубы с грунтом находим по формуле

(2.4.2.5)

где: коэффициент нормального сопротивления грунта (коэффициент постели грунта при сжатии), МН/м3.

Рассчитаем продольное критическое усилие

1. Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м:

где: предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом определим используя следующую формулу где: среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом, Н/м2;

угол внутреннего трения грунта, град.

сцепление грунта, Па.

Величину определим по формуле где: коэффициент надежности по нагрузке от давления (веса) грунта, принимаемый по Таблице 13* СНиП 2.05.06−85 [4], 0,80;

высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до дневной поверхности, м;

удельный вес грунта, ;

нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом,, определяемая по формуле где: расчетная нагрузка от массы трубы, ;

расчетная нагрузка от изоляции трубопровода ;

расчетная нагрузка от веса продукта,, которая учитывается при расчете газопроводов и при расчете нефтепроводов, если в процессе их эксплуатации невозможно их опустошение и замещение продукта воздухом.

a. Нагрузка от веса трубы,, рассчитываем по формуле:

где: коэффициент надежности по нагрузке от действия массы (собственного веса) трубопровода и обустройств, принимаемый по Таблице 13* СНиП 2.05.06−85 [4];

нормативное значение нагрузки от собственного веса трубы, ;

плотность стали, ;

g — ускорение свободного падения, g=9,806 65 .

Принимаем значение так как при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а так же в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции, должны приниматься те значения коэффициентов надежности по нагрузке которые указаны в скобках.

b. Нагрузка от веса изоляции трубопровода, .

Лента «Полилен» — четырехслойная лента на основе термосветостабилизированного полиэтилена и бутилкаучука, изготовленная методом со-экструзии — предназначена для изоляции при строительстве и ремонте подземных газонефтепродуктопроводов с целью защиты их от коррозии при температурах эксплуатации от -600С до +500С.

Размеры ленты должны соответствовать нормам, указанным в Таблице 2.4.2.1.

Таблица 2.4.2.1

Свойства ленты должны соответствовать нормам, указанным в Таблице 2.4.2.2.

Таблица 2.4.2.2

Обертка липкая полиэтиленовая Полилен-ОБ предназначена для защиты от механических повреждений изоляционных покрытий наружной поверхности подземных трубопроводов при температурах эксплуатации от -600С до +500С. Размеры обертки должны соответствовать нормам, приведенным в Таблице 2.4.2.3. Свойства обертки должны соответствовать нормам, указанным в Таблице 2.4.2.4.

Таблица 2.4.2.3

Таблица 2.4.2.4

Для изоляции трубопровода применяются импортные изоляционные липкие ленты. На нефтепроводах наиболее часто используют ленты типа «Полилен» (2 слоя ленты и 1 слой обертки).

где: нормативное значение нагрузки от веса ленты, ;

нормативное значение нагрузки от веса обертки, .

где: толщина двух слоев ленты и одного слоя обертки соответственно, м;

плотность ленты и обертки соответственно, .

c. Нагрузка от веса продукта, .

Нормативный вес транспортируемой нефти в 1 м трубопровода, , следует определять по формуле:

где: коэффициент надежности по нагрузке от массы продукта, ;

плотность нефти при нормальных условиях (902,776), .

.

Таким образом, определим среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом.

Значение угла внутреннего трения и сцепления грунта принимаем по Таблице 2.4.2.5.

Таблица 2.4.2.5 Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов Средней полосы России

16 градусов, 25 кПа.

Предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом:

Сопротивление грунта продольным перемещениям отерзка трубопровода единичной длины:

2. Сопротивление поперечным вертикальным перемещениям отерзка трубопровода единичной длины,, рассчитываем по формуле:

Момент инерции сечения трубопровода на рассматриваемом участке, м4, определим по формуле Получили 2,5 < 20,26 МН — условие общей устойчивости выполняется со значительным запасом.

3. ОПЫТНО-ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ Самый универсальный способ сварки это ручная электродуговая сварка, так же мировым лидером по производству комплексов и применению технологического процесса автоматической сварки в среде защитных газов неповоротных стыков магистральных нефтеи газопроводов является американская фирма «CRC-Evans AW».

Рассмотрим подробно автоматическую сварку в среде защитных газов с использованием комплексов CWS.02, автоматическую сварку в среде защитных газов проволокой сплошного сечения с использованием головок М220 Мод (М300) и ручную электродуговую сварку.

3.1 Автоматическая сварка в среде защитных газов с использованием комплексов CWS .02

Оборудование PWT CWS.02 фирмы «Pipe Welding Technology» предназначено для односторонней автоматической сварки в защитных газах сплошной или порошковой электродной проволокой неповоротных стыков труб диаметром 26 — 1220 мм.

Оборудование оснащено компьютерной системой управления, позволяющей программировать режимы сварки для разных пространственных положений, параметров и толщин стенок свариваемых труб и управлять работой сварочных головок.

Сварку корневого слоя производят на медной технологической подкладке, установленной между рядами жимков внутреннего центратора, входящего в состав оборудования.

Перед началом сварки разработанная для конкретного объекта технология вносится в компьютер, входящий в состав комплекса оборудования, записывается на носители специальной конструкции, которые устанавливаются в блоки управления процессом сварки, смонтированные на агрегатах питания.

Технологический процесс сварки неповоротных стыков труб с применением оборудования CWS .02 включает следующие основные операции:

— раскладку труб на бровке траншеи;

— обработку на торцах труб специальной разделки кромок кромкострогальными станками и зачистку участков поверхности труб прилегающих к торцам;

— установку на торце каждой трубы направляющих поясов для сварочных автоматов;

— просушку или предварительный подогрев концов труб;

— сборку стыка;

— автоматическую сварку стыка.

Трубы или трубные секции укладывают на инвентарных лежках под углом 15 — 20 градусов к оси траншеи таким образом, чтобы обеспечивалась возможность обработки торцов кромкострогальными станками. Для этого высота инвентарных лежек должна обеспечивать расстояние между грунтом и нижней образующей поверхности трубы не менее 450 мм.

В процессе раскладки необходимо провести осмотр труб.

Обработку торцов труб следует производить специальными кромкострогальными станками, входящими в состав оборудования.

При зашлифовке продольных швов толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска.

После обработки кромок следует зачистить с помощью шлифмашинки до чистого металла участок внутренней поверхности трубы, прилегающей к торцу, на расстоянии 5 мм от торца по всему периметру.

После обработки следует зашлифовать наружное усиление заводского продольного или спирального шва на длине от торца 10 мм таким образом, чтобы его величина на торце была в пределах 0,5 — 1,0 мм.

Установку поясов производят с помощью шаблонов, задающих одинаковое расстояние поясов от торца трубы. Пояс устанавливается на торец трубы, обращенный в сторону движения сварочно-монтажной колонны.

Предварительный подогрев (просушку) концов труб следует производить наружными или внутренними кольцевыми газовыми подогревателями. Допускается также применение специализированных установок для индукционного нагрева торцов.

Температура стыка в момент начала сварки должна быть не менее температуры предварительного подогрева или 50 °C в случае просушки.

Контроль температуры подогрева следует производить на расстоянии 10 — 15 мм от торца трубы не менее чем в трех точках, равномерно расположенных по периметру.

Сборку стыка следует производить на специальном внутреннем пневматическом центраторе, входящем в состав комплекса оборудования. Центратор устанавливают таким образом, чтобы медная технологическая подкладка находилась в плоскости стыка.

Перед началом работ следует произвести с помощью газовой горелки просушку медного подкладного кольца путем нагрева его секторов до температуры 20 — 50 °C.

Стык следует собирать без зазора. Допускаются локальные зазоры не более 1,0 мм. В случае, если при сборке не удается закрыть зазор в стыке, то рекомендуется собрать стык таким образом, чтобы локальные зазоры, величиной не более 1,0 мм, располагались в верхней части стыка.

Распределенное смещение кромок в собранном стыке рекомендуется допускать не более 2 мм. Если распределенное смещение кромок выше 2 мм и качество сборки не может быть улучшено поворотом стыкуемой трубы вокруг горизонтальной оси, то следует заменить трубу, подаваемую на сборку.

После сборки стыка следует простучать его по всему периметру кувалдой с ударной частью из цветного металла для более плотного прилегания зазоров медного подкладного кольца к внутренней поверхности трубы. Зазоры между элементами медного подкладного кольца и внутренней поверхностью трубы не должны превышать 0,5 мм.

Монтаж трубопровода следует проводить на инвентарных деревянных лежках. Для удобства работы операторов-сварщиков величина просвета между образующей поверхности трубы должна составлять не менее 0,5 м.

Сварку всех слоев шва производят «на спуск». На стыке при сварке каждого слоя работают два автомата.

Параметры режима сварки каждого слоя предварительно запрограммированы и записаны на картриджах специальной конструкции, вставленных в блоки управления каждого агрегата питания. Перед началом сварки конкретного слоя сварщик-оператор с помощью переключателя, установленного на сварочной головке, задает порядковый номер свариваемого стыка.

В процессе сварки стыка сварщик имеет возможность с пульта дистанционного управления корректировать положение электродной проволоки поперек стыка, вылет, и в узких пределах амплитуду колебаний электродной проволоки и напряжение на дуге.

Сварку корневого слоя выполняют снаружи трубы. Формирование сварного шва происходит на медной технологической подкладке, установленной на раторе.

Сварку корневого шва на участках с зазорами следует производить при увеличенном (до 15 мм) вылете электродной проволоки. При этом сварку корневого слоя следует производить в следующей последовательности:

— произвести сварку участков стыка, собранных без зазора;

— произвести сварку участков стыка с зазорами.

3.2 Автоматическая сварка в среде защитных газов проволокой сплошного сечения с использованием головок М220 Мод (М300)

Система М220 Мод (М300) предназначена для односторонней автоматической сварки неповоротных стыков труб в среде защитных газов проволокой сплошного сечения и порошковой проволокой и рекомендуется к применению при реализации в полевых условиях комбинированной технологии сварки труб диаметром 426 — 1220 мм. Рекомендуемая область применения: сварка непротяженных участков линейной части нефтепроводов, участков подводных переходов, стыков захлестов, толстостенных соединений труб с деталями трубопроводов и т. п.

Процесс автоматической сварки корневого слоя шва в среде защитных газов методом STT головками М220 Мод (М300) состоит из следующих основных операций:

— осмотр кромок и неизолированных участков наружной поверхности труб, исправление или вырезка участков труб с поверхностными дефектами. Расстояние от грунта до нижней образующей трубы, размещенной на лежках, должно быть не менее 450 мм.

— зачистка до чистого металла на ширину не менее 10 — 15 мм прилегающих к торцам внутренней и наружной поверхности труб. Следует зашлифовать наружное усиление заводского продольного или спирального шва на длине 10 — 15 мм от торца, таким образом, чтобы его высота на торце была в пределах 0,5 — 1,0 мм.

— установка на торцах труб направляющих поясов с помощью специального шаблона. Направляющие пояса следует устанавливать на торец трубы, обращенный в сторону движения монтажной колонны.

— предварительный подогрев стыка. В том случае, если подогрев не требуется, следует произвести просушку торцов труб путем нагрева до +20…50°С при наличии следов влаги или наледи на кромках. Замер температуры осуществлять не менее чем в 3-х точках по периметру стыка на расстоянии 10 — 15 мм от торцов труб.

— сборка стыка. Сборка производится без прихваток на внутреннем гидравлическом центраторе. Зазор должен составлять 2,1 — 2,4 мм в верхней части периметра стыка и 2,4 — 3,0 мм — на остальном периметре стыка. Наружное смещение должно быть распределено по периметру стыка. Величина наружного смещения кромок — не более 2,0 мм.

— установка сварочных головок, корректировка их положения и проверка настройки параметров режима сварки. Настройка основных параметров режима должна производиться заблаговременно на пульте управления головки М220 Мод (М300) и на источнике Инвертек СТТII. В процессе работы выполняется периодический контроль параметров режима и технического состояния сборочно-сварочного оборудования.

— сварка корневого слоя шва на параметрах режима. Сварка осуществляется двумя сварочными головками, при этом каждая сваривает один из полупериметров труб;

— запиливание начала и окончания сварного шва после сварки первого полупериметра шва шлифкругом толщиной 2,5 — 3,0 мм.

— тщательная обработка шлифкругом поверхности корневого слоя.

3.3 Ручная электродуговая сварка Ручная дуговая сварка — это сварка покрытым металлическим электродом. Является наиболее старой и универсальной технологией дуговой сварки.

Технология ручной дуговой сварки подразумевает собой метод, при использовании которого сварочный ток (постоянный или переменный) подводится, непосредственно, от источника питания к электроду и изделию для образования, а также поддержания электрической дуги.

Чтобы выполнить сварку необходимо иметь в распоряжении аппарат для сварки труб, это может быть:

— Сварочный трансформатор.

— Сварочный инвертор.

— Сварочный выпрямитель.

Под действием электрической дуги — металлический стержень электрода расплавляется.

После чего — расплавленный металл, в форме отдельных капель, которые покрыты шлаком, проходит в сварочную ванну, где происходит его смешивание с основным металлом, в результате чего расплавленный шлак всплывает.

При плавлении покрытия электрода вокруг дуги, а также над сварочной ванной начинает образовываться газовая атмосфера, которая оттесняет воздух из зоны сварки, чтобы предотвратить его взаимодействие с расплавленным металлом.

Газовая атмосфера насыщена парами легирующих элементов основного металла и электродного металла.

Техника ручной дуговой сварки способствует зажиганию дуги кратковременным касанием электрода свариваемого изделия.

Чаще всего, зажигание дуги происходит прямым отрывом электрода впоследствии короткого замыкания или скользящим движением конца электрода.

Ручная дуговая сварка труб имеет ряд достоинств:

Во-первых, при применении данной технологии появляется возможность выполнения сварочных работ в местах, имеющих ограниченный доступ.

Во-вторых, он обеспечивает возможность производить работы в любых пространственных положениях.

Также при выполнении данных работ можно осуществлять сварку практически для любых сталей, в силу широкого выбора марок электродов.

4. ПЛАНОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчет расхода электроэнергии электросварочными установками Расход электроэнергии на сварку в общем виде определяются по формулам Эсв= + Рх. х (?-T), кВт. ч (4.1.1)

где: U — напряжение сварочной дуги, принимаемое по технологическому режиму, В;

J — сила тока (определяется замером или по технологическому режиму), А;

T — время горения дуги, ч;

? — КПД источника питания дуги (определяется по паспортным данным);

— мощность холостого хода источника питания дуги (определяется опытным путем. При сварке на переменном токе расход электроэнергии на холостой ход незначителен и им можно пренебречь), кВт;

? — полное время работы источника дуги (определяется расчетом), ч.

Время горения дуги для наплавки 1 кг металла определяется по формуле:

T =, ч (4.1.2)

где: — коэффициент наплавки, представляющий собой количество металла в граммах, наплавляемого за 1 час горения дуги при J=1А (при электросварке на переменном токе электродами с толстым покрытием kн= 6 — 18 г/(А.ч), при автоматической электросварке под флюсом kн= 11 — 24 г/(А.ч)).

Расход электроэнергии при ручной дуговой электросварке определяется на 1 кг наплавляемого металла по формуле:

Эр=, кВт. ч (4.1.3)

где: Сх — коэффициент, учитывающий потери холостого хода источника питания (при переменном токе и при питании аппарата через сварочный трансформатор и отключении его на холостом ходу коэффициент Сх может быть принят равным 1; на постоянном ходе Сх=1,17).

Вес наплавленного металла подсчитывается по формуле:

Pн= F*L* ?, кг (4.1.4)

где: F — площадь поперечного сечения шва, см2;

L — длина шва, см;

? — удельный вес наплавленного металла (для малоуглеродистых сталей ?= 7,8 г/см3).

Таблица 4.1.1 — Удельный расход электроэнергии при ручной дуговой электросварке, автоматической и полуавтоматической, электрошлаковой сварке

Расход электроэнергии на точечную сварку определяется на сварку для одной точки по формуле:

Эт =, кВт. ч (4.1.5)

где: Uт — напряжение холостого хода по ступеням во вторичном контуре сварочной машины, В (для укрупненных расчетов можно принять: при сварке черных металлов Uт=3В; при сварке цветных металлов Uт=10В);

Jт — сварочный ток, А (определяется из карт технологического процесса);

cos? — коэффициент мощности машины (может быть принят 0,6 для стационарных машин и 0,3 для переносных);

? — КПД сварочного трансформатора (принимается по паспортным данным);

Tсв — время сварки одной точки, сек (находится из карт технологического процесса).

Ниже приведены удельные расходы электроэнергии при различных видах сварки.

Таблица 4.1.2 — Удельный расход электроэнергии при стыковой сварке оплавлением

Таблица 4.1.3 — Удельный расход электроэнергии при точечной сварке на автоматических машинах

Таблица 4.1.4 — Удельный расход электроэнергии при роликовой электросварке деканированной стали

Так как в нашем случаи используется ручная электродуговая сварка то рассчитываем по формуле 4.1.3

Эр = 2,6 кВт. ч На сварку одного нефтепровода диаметром 720 мм затрачивается 4 часа, стоимость 1 кВт составляет 2,5 руб., а следовательно затраты на электроэнергию рассчитываем следующим образом:

Затраты на электроэнергию = время на сварку стыка*стоимость 1 кВт. ч* расход электроэнергии при ручной дуговой электросварке = 4*2,5*2,6 = 26 руб.

5. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ Охрана труда включает систему технических, санитарно-гигиенических и правовых мероприятий, обеспечивающих безопасные для жизни и здоровья человека условия труда. Техника безопасности является одним из разделов охраны труда, состоящего из системы организационных, технических мероприятии и средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных факторов.

Закон запрещает использовать профессиональный труд детей и подростков, не достигших 16-летнего возраста. К сварочным работам допускаются лица обоего пола не моложе 18 лет, прошедшие специальное обучение, имеющие удостоверение на право производства работ и получившие II квалификационную группу по технике безопасности при эксплуатации электроустановок. Женщинам запрещается выполнять сварочные работы в закрытых емкостях, на высотных сооружениях связи выше 10 м. При поступлении на работу сварщики должны пройти предварительный медицинский осмотр, а затем в процессе работы в установленном порядке проходить периодические медицинские осмотры.

Рабочим-сварщикам бесплатно выдают спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. При потолочной сварке, кроме того, сварщик должен пользоваться асбестовыми или брезентовыми нарукавниками.

Техника безопасности на монтажных прощадках:

— участки монтажной площадки, на которых ведется сварка трубопроводов, должны быть ограждены ширмами, щитами из листовой стали или фанеры, обработанной огнестойким материалом, занавесями из асбестового полотна или брезента на высоту не менее навесами из асбестового полотна или брезента на высоту не менее 1,8 м;

— ограждения должны быть окрашены в серый, желтый или голубой цвет матового тона.

— рабочие места сварщиков, расположенные выше уровня земли (пол) более чем на 1 м, необходимо ограждать;

— при невозможности или нецелесообразности устройства ограждений рабочие должны быть снабжены предохранительными поясами;

— места закрепления карабина предохранительного пояса должны быть заранее указаны мастером или производителем работ и ярко окрашены;

— при одновременной работе сварщиков на разных высотах по одной вертикали должны быть установлены козырьки, щиты и настилы, защищающие рабочих от брызг расплавленного металла и падающих предметов;

— на монтажной площадке необходимо вывешивать плакаты, предупреждающие о возможности облучения глаз и ожогов кожного покрова.

Женщины не допускаются к сварке внутри трубопроводов. Все люки, штуцера и другие отверстия должны быть открыты. У каждого торца трубопровода должен постоянно дежурить наблюдающий, который располагается так, чтобы в течение сварочных работ видеть и слышать сварщика. Рубильник (пускатель) сварочного оборудования должен находиться вблизи одного из наблюдающих. Наблюдающий, находящийся за спиной сварщика, должен держать конец сигнальной веревки, другой конец должен быть надежно прикреплен к предохранительному поясу или обвязан вокруг сварщика. Электросварщик должен иметь щиток с принудительной подачей свежего воздуха. Можно работать со щитком без принудительной подачи воздуха при условии применения принудительной вентиляции внутри трубопровода. Скорость движения воздуха должна быть не менее 0,25 и не более 1,5 м/с. В зимнее время воздух следует подавать с температурой не менее 20 °C. Целесообразно использовать переносные местные отсосы, снабженные приспособлениями для их быстрого и надежного крепления вблизи зоны сварки. Освещение внутри трубопровода должно осуществляться от понижающего трансформатора напряжением не более 12 В.

Сварщик должен быть обеспечен диэлектрическим резиновым коврикам, диэлектрическими галошами или ботами, резиновыми перчатками и резиновым шлемом. Сварщики должны носить каски с брезентовыми наплечниками для защиты шеи и плеч. Рекомендуется использовать каску в сочетании со сварочным наголовным щитком. Каску-щиток следует комплектовать приспособлением, удерживающим щиток в верхнем положении. При сварке трубопроводов в колодцах, траншеях, а также для защиты от соприкасания с холодным и влажным грунтом или металлом следует использовать подстилки, маты, наколенники и подлокотники из огнестойких материалов с эластичной прослойкой.

Строительно-монтажная площадка или цех должны быть обеспечены первичными средствами тушения пожара (огнетушители, ящики с песком, бочки с водой), шанцевым инструментом и противопожарным оборудованием (мотопомпы, автонасосы, ручные насосы). Ликвидация пожара наиболее эффективна в момент его возникновения с помощью простейших средств тушения пожара — ведер с водой, песка, огнетушителей. Поэтому сразу же при возникновении пожара рабочим, находящимся поблизости, необходимо принять срочные меры для его ликвидации. Для тушения керосина, бензина и других веществ, которые нельзя погасить водой или обычными жидкопенными огнетушителями, применяют сухой песок или специальные густопенные огнетушители. При возникновении пламени его следует как можно быстрее забросать песком. Для тушения водой эффективно применять гидропульты, которые подают воду струей на 12—18 м под небольшим напором.

Поражение электрическим током занимает значительный удельный вес в производственном травматизме, поэтому защита от поражения электрическим током должна ежедневно быть в центре внимания инженерно-технического персонала и рабочих.

В случае поражения электрическим током необходимо до прибытия врача оказать пострадавшему первую помощь: прежде всего, не касаясь пострадавшего, следует освободить его от действия электрического тока, выключив рубильник или вывинтив пробки в щите. Если этого нельзя сделать, можно перерезать или перерубить провода топором на деревянной рукоятке (каждый провод отдельно). При этом необходимо следить за тем, чтобы спасающий не попал под действие тока. Поэтому рукоятку применяемого инструмента следует обернуть сухой шерстяной, шелковой или прорезиненной тканью. Когда нельзя быстро отключить электрический ток, нужно оттащить пострадавшего от провода, а при поражении —от оборвавшегося конца провода, отбросив провод, например, сухой палкой. Оттаскивать пострадавшего следует только за концы одежды, не прикасаясь к его телу незащищенными руками. После освобождения пострадавшего от действия электрического тока дальнейшие действия зависят от состояния его организма. Прежде всего нужно вызвать врача. Если у пострадавшего есть дыхание и пульс, его необходимо осторожно отнести от места поражения, удобно уложить, расстегнуть одежду, снять пояс и предложить соблюдать покой. Если пострадавший не подает признаков жизни, следует немедленно приступить к искусственному дыханию. Даже в тех случаях, когда естественное дыхание не появляется, нужно не оставлять попыток оживить пострадавшего. Искусственное дыхание можно делать в течение 2 ч. После того как пострадавший придет в сознание, он должен продолжать лежать под присмотром.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Мною выполнен дипломный проект по теме «Технологический процесс современных способов сварки нефтепроводов».

Перечислили ряд способов сварки нефтепроводов, выбрали современные способы, такие как «автоматическая сварка в среде защитных газов с использованием комплексов CWS .02, автоматическая сварка в среде защитных газов проволокой сплошного сечения с использованием головок М220 Мод (М300) и ручная электродуговая сварка». Дали им подробную характеристику.

Система автоматической сварки компании CRC-EVANS обеспечивает самые высокие в мире показатели производительности сварки магистральных трубопроводов.

Так же проведена проверка прочности и устойчивости трубопровода. По итогу все условия выполняются.

Выяснили, что трубы с полимерным покрытием имеют ряд важных эксплуатационных особенностей.

Применение данной технологии прокладки магистральных нефтеи газопроводов позволяет существенно улучшить качество выполняемых работ, в частности повышение коррозионной стойкости труб и сварных швов. Так же позволяет увеличить срок эксплуатации построенных объектов. Это в свою очередь дает возможность экономить на скором ремонте изношенности трубопроводов, запорных арматур и защитных обратных клапанов, которые быстро изнашивались от ржавчины, переносимой транспортируемой жидкостью вследствие коррозии труб.

Рекомендуется в настоящее время использовать самый современный способ сварки — ручная электродуговая сварка. Это наиболее распространенный и универсальный способ сварки.

В ходе прохождения преддипломной практики меня не допустили к сварке трубопровода, так как это особо ответственная конструкция, но объяснили тонкости сварки трубопровода.

Я наблюдала за процессом ручной электродуговой сварки. Так же выполняла сварку катушки в вертикальном положении.

СПИСОК ИНФОРМАЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ Нормативная литература

1. ГОСТ 25 812–83 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;

2. ОНТП 51−1-85 «Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные газопроводы»;

3. РСН 68−87 «Проектирование объектов промышленного и гражданского назначения Западно-Сибирского нефтегазового комплекса»

4. СНиП 2.05.06−85* «Магистральные трубопроводы»;

5. СниП III-42−80* «Магистральные трубопроводы»;

6. СНиП 2.01.07−85 «Нагрузки и воздействия»;

7. СНиП 2.02.04−88 «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах»;

8. СНиП 23−01−99* «Строительная климатология»;

Основная литература

1. Инструкция по гидравлическому и топливному расчету МГ, включая ГП, прокладываемые в Северных районах;

2. Магистральные газонефтепроводы: учебное пособие / Зубарев В. Г. — Тюмень: ТюмГНГУ, 2010 — 80с.

3. Нефтегазовое строительство / И. И. Мазур, В. Д. Шапиро — М.: Изд-во ОМЕГА-Л, 2010. — 774с.;

4. Овчинников В. В. «Расчет и проектирование сварных конструкций», М: Академия, 2010.

5. Овчинников В. В. «Технология дуговой, плазменной сварки и резки металлов», М: Академия, 2012.

.ur