Технология ремонта сварных соединений

траектория трещины указывает на основную причину повреждения: действие статических эквивалентных напряжений, превышающих проектный уровень вследствие влияния дополнительных при эксплуатации изгибающих нагрузок. По результатам обследования была выявлена опора с отклонением от проектной затяжки, устранена неисправность.

Рис. 5. Схемы укрепления сварных соединений усиливающей наплавкой

а — тройникового соединений наплавкой воротникового типа;

б — стыкового соединения наплавкой цилиндрического типа

Выбор ремонтной технологии определялся утоненной толщиной стенки после удаления абразивным инструментом поврежденного металла глубиной AS — 4 мм. Расчетная толщина стенки при решений (2) составила S ₀ = 35 мм; фактическая по результатам УЗТ составила 8ф = 42 мм и утоненная при расчете по (3) ограничивалась толщиной S_y = 38 мм. Запас по толщине стенки, оцененный по (1), оказался достаточным Ks = 1, 09 > [ Ks ] для принятия решения оставить в эксплуатацию сварное соединение без подварочного шва, При этом целесообразным явилось назначить ежегодный контроль такого соединения с местной выборкой методами МПД и МАР (рис. 4а).

Пример 2. Тройниковое сварное соединение Д к „ = 325 мм и S K = 60 мм (ё ш _н=245 мм и S m = 45 мм из стали 15Х1М1Ф паропровода после наработки т_н =68 тыс. ч при t = 545°С и р = 255 кгс/см2 (25,5 МПа). Повреждение: продольная трещина со стороны сферической части корпуса тройника (на «спинке») в ЗТВ на расстоянии 3,5-4 мм от границы сплавления с угловым швом; глубина трещины hTp до 8 мм и длина 1тр до 100 мм с развитием по механизму ползучести. По результатам УЗК и МПД качество остальной части сварного соединения высокое.. Подварочных швов не было, повреждение первое. Характер повреждения с учетом длительной эксплуатации свидетельствуют, что основной причиной повреждения сварного тройника могла быть его недостаточная конструкционная прочность, что подтвердилось по результатам расчета значении параметров (4). (6). Так, был установлен пониженный запас по толщине стенки KKS = 1,28 [0, 75]. Нужно отметить, что ввиду отсутствия данных по S 2 (4 МПа).. Повреждение: 5 сквозных поперечных трещин (рис. 1д), расположенных параллельно друг другу через 12-15 мм, развивались преимущественно с корневой части шва к наружной поверхности, охватывая как металл шва, так и примыкающие ЗТВ соединения и частично основной металл примыкающих труб. Усталостные трещины развивались вследствие недопустимо высоких термических циклических нагрузок, обусловленных периодическими забросами воды в паропровод. Такой вид повреждения вызван эксплуатационными причинами.

Поврежденное сварное соединение с прилегающими участками труб подлежат удалению с последующим размещением и вваркой патрубка с выполнением кольцевых новых швов по штатной сварочной технологии РД 153-34.1- 003-01 (РТМ-1с). Одновременно подлежат устранению эксплуатационные причины, вызвавшие повреждение сварного соединения.

Пример 6. Сварное стыковое соединение паропровода Д_н = 159 мм с S = 18 мм из стали 12Х1МФ после т_н = 240 тыс. ч при t = 505°С и 140 кгс/см 2 (14 МПа). Повреждение в виде кольцевой (продольной) трещины, распространившейся от шлакового включения с выходом на наружную поверхность сварного шва 09Х1МФ.

Технология ремонта включает операции по удалению поврежденного металла с получением формы выборки (рис. 36), выполнение подварочного шва с подогревом электродами Э-09Х1М без послесварочной термической обработки (табл. 2 и 3), с последующей механической обработкой поверхности отремонтированного соединения и контроля качества с учетом основных положений сварочно-ремонтной технологии.

Пример 7. Сварное стыковое соединение паропровода Д_н= 920 мм с S = 32 мм из стали 15Х1М1Ф-ЦЛ после т_н =90 тыс. ч при t = 545° С и р = 35 кгс/см 2 (3,

МПа). Сквозная кольцевая (продольная) трещина развивалась по границе сплавления сварного шва 09Х1МФ с ремонтной наплавкой 09Х1МФ, нанесенной ранее на торцевую часть центробежнолитой трубы в зоне местной выборки (рис. 2в). Общая ширина шва в месте ремонтной наплавки составляла около 55мм и в остальной части периметра стыка — примерно 30 — 35 мм. Причино

повреждения является технологический фактор — значительное разупрочнение сварного соединения из-за увеличенной ширины шва за счет наплавки. Для соединений с менее легированным швом 09Х1МФ по сравнению с более жаропрочным основным металлом 15Х1М1Ф при увеличенной ширине наплавленного металла срок службы сокращается в 2 — 3 раза по сравнению с соединениями, выполненными по штатной оптимальной технологии. Поврежденное сварное соединение ремонту не подлежит юно должно быть вырезано и переварено путем вварки в паропровод нового патрубка двумя кольцевыми швами по штатной сварочной технологии РД 153-34.1-003-01 (РТМ-1с). Кроме того, на повреждение сварного соединения мог влиять и эксплуатационный фактор. В первую очередь должны быть обследованы опоры, расположенные ближе к поврежденному стыку; опорно-подвесная система должна быть доведена до проектного состояния.

Пример 8. Места приварки накладок и упоров к паропроводным трубам для обеспечения необходимого расположения опор. Трещины возникают после 30 — 80 тыс. ч эксплуатации при t > 510° С в угловых швах, развиваясь от корневой части к наружной поверхности шва 09 X 1 МФ и/или по околошовной зоне хромомолибденованадиевой стали с наружной поверхности вглубь металла труб. Технологические причины повреждения связаны с необоснованной отменой послесварочной термической обработки или нарушением требуемых режимов высокого отпуска, а также недостаточной высотой угловых швов и/или наличием подрезов — концентраторов напряжений.

Технология ремонта таких узлов заключается в подварке. поврежденных швов с предварительным удалением поврежденного металла абразивным инструментом; заключительными операциями является проведение высокого отпуска кольцевого участка паропроводных труб с упорами-накладками, включающих подваренные швы, и визуальный контроль качества швов.

Грохот вибрационный ГВ-06

3.5 Сварочные работы по ремонту технологического оборудования

3.5.1 Ремонт сварных соединений

Ремонт сварных соединений включает операции по выявлению дефектов соединения, подготовку дефектных мест под заварку и сам процесс сварки.

Способы определения дефектов разнообразны и зависят от характера работы соединения. П

ростейшим способом проверки является внешний осмотр, который имеет целью выявить дефекты сварки, выходящие на поверхность. Эти дефекты представляют собой поры, трещины, непровары, прожоги и др. При осмотре пользуются лупой. Плотность шва может быть определена керосиновой пробой. Для этого на проверяемый участок с наружной стороны наносят тонкий слой разведенного в воде мела. После просушки на внутреннюю поверхность соединения накладывают тряпку, обильно смоченную керосином, и если через 10—15 мин на слое мела появятся потемнения (влажность), то это указывает на неплотность сварного шва или трещины. Эти дефекты обычно устраняют подваркой.

Читать еще: Технология электронно лучевой сварки

Сварные соединения, несущие большие нагрузки, к качеству которых предъявляются самые высокие требования, например в котлах высокого давления и т. п., подвергают рентгеновскому просвечиванию, магнитному и ультразвуковому контролю.

Подлежащие восстановлению детали подвергают определенной подготовке. Замасленные детали вываривают в горячем растворе каустической соды, затем их промывают теплой водой. Поверхности деталей также промывают в органических растворителях (керосине и др.), очищают пескоструйной обработкой, зачисткой напильником и другими способами. Затем детали тщательно осматривают. Если в них имеются трещины, то их подготовляют к заварке следующим обрезом. AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA

После очистки поверхности на концах трещины сверлят отверстия диаметром 3—3,5 мм, чтобы трещина не распространялась дальше. По всей длине трещины прорубают вручную или выполняют на станке фаску. Если толщина детали превышает 12 мм, фаску снимают с обеих сторон. Иногда для большей прочности сварного шва вдоль трещины устанавливают несколько шпилек. Заваривают трещину дуговой или газовой сваркой.

Мелкие трещины на неответственных местах заделывают короткими поперечными швами, которые, охлаждаясь, стягивают трещину. Трещины на деталях из алюминиевых сплавов разделывают до получения канавки глубиной и толщиной до 3 мм. Трещины на деталях толщиной до 10 мм не разделывают.

При ремонте деталей постановкой накладок поверхность вокруг трещины зачищают так, чтобы края ее отстояли от трещины на 25-30 мм.

3.5.1 Классификация сварки.

Сварка – технологический процесс получения неразъемных соединений материалов посредством установления межатомных связей между свариваемыми частями при их местном или пластическом деформировании, или совместным действием того и другого. Сваркой соединяют однородные и разнородные металлы и их сплавы, металлы с некоторыми неметаллическими материалами (керамикой, графитом, стеклом и др.), а также пластмассы.

Сварка – экономически выгодный, высокопроизводительный и в значительной степени механизированный технологический процесс, широко применяемый практически во всех отраслях машиностроения.

Физическая сущность процесса сварки заключается в образовании прочных связей между атомами и молекулами на соединяемых поверхностях заготовок. Для образования соединений необходимо выполнение следующих условий: освобождение свариваемых поверхностей от загрязнений, оксидов и адсорбированных на них инородных атомов; энергетическая активация поверхностных атомов, облегчающая их взаимодействие друг с другом; сближение свариваемых поверхностей на расстояния, сопостовимые с межатомным расстоянием в свариваемых заготовках.

В зависимости от формы энергии, используемой для образования сварного соединения, все виды сварки разделяют на три класса: термический, термомеханический и механический.

К термическому классу относятся виды сварки, осуществляемые плавлением с использованием тепловой энергии (дуговая, плазменная, электрошлаковая, электронно-лучевая, лазерная, газовая и др.).

К термомеханическому классу относятся виды сварки, осуществляемые с использованием тепловой энергии и давления (контактная, диффузионная и др.).

К механическому классу относятся виды сварки, осуществляемые с использованием механической энергии и давления (ультразвуковая, взрывом, трением, холодная и др.).

Свариваемость – свойство металла или сочетания металлов образовывать при установленной технологии сварки соединение, отвечающее требованиям, обусловленным конструкцией и эксплуатацией изделия.

Дуга – мощный стабильный разряд электричества в ионизированной атмосфере газов и паров металла. Ионизация дугового промежутка происходит во время зажигания дуги и непрерывно поддерживается в процессе ее горения. Процесс зажигания дуги в большинстве случаев включает в себя три этапа: короткое замыкание электрода на заготовку, отвод электрода на расстояние 3-6 мм и возникновение устойчивого дугового разряда.

Короткое замыкание выполняется для разогрева торца электрода и заготовки в зоне контакта с электродом. После отвода электрода с его разогретого торца (катода) под действием электрического поля начинается термоэлектронная эмиссия электронов. Столкновение быстродвижущихся по направлению к аноду электронов с молекулами газов и паров металла приводит к их ионизации. По мере разогрева столбца дуги и повышение кинетической энергии атомов и молекул происходит дополнительная ионизация за счет их соударения. Отдельные атомы также ионизируются в результате поглощения энергии, выделяемой при соударении других частиц. В результате дуговой промежуток становится электропроводным и через него начинается разряд электричества. Процесс зажигания дуги заканчивается возникновением устойчивого дугового разряда.

Источником теплоты при дуговой сварке служит электрическая дуга, которая горит между электродом и заготовкой. В зависимости от материала и числа электродов, а также способа включения электродов и заготовки в цепь электрического тока различают следующие способы дуговой сварки:

а) Сварка неплавящимся (графитным или вольфрамовым) электродом, дугой прямого действия, при которой соединение выполняется путем расплавления только основного металла, либо с применением присадочного металла.

б) Сварка плавящимся (металлическим) электродом, дугой прямого действия, с одновременным расплавлением основного металла и электрода, который пополняет сварочную ванну жидким металлом.

в) Сварка косвенной дугой, горящей между двумя, как правило, неплавящимися электродами. При этом основной металл нагревается и расплавляется теплотой столба дуги.

г) Сварка трехфазной дугой, при которой дуга горит между электродами, а также между каждым электродом и основным металлом.

Питание дуги осуществляется постоянным или переменным током. При применение постоянного тока различают сварку на прямой и обратной полярностях. В первом случае электрод подключают к отрицательному полюсу (катод), во втором – к положительному (анод).

РЕМОНТ ДЕФЕКТОВ ТРУБ И СВАРНЫХ ШВОВ

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.

Читать еще: Технология сварки накс

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.

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.

Читать еще: Карта технологического процесса ручной дуговой сварки

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.