Технология сварки ремонта магистральных газопроводов

Технологии сварки при проведении ремонтно-восстановительных работ на промысловых и магистральных газопроводах

Общие требования

Выбор метода ремонта при проведении РВР на газопроводах должен осуществляться с учетом требований настоящего стандарта.

Подготовительные, сварочно-монтажные и завершающие работы в общем объеме огневых работ должны выполняться с учетом требований СТО Газпром 14-2005.

Огневые работы при ремонте газопроводов, как правило, состоят из четырех основных этапов:

вырезка технологических отверстий с установкой ВГУ;

разделение (резка) газопровода под избыточным давлением газа или после освобождения ремонтного участка газопровода от газа;

сварочно-монтажные работы по ремонту газопровода методами, приведенными в 9.5–9.10;

герметизация технологических отверстий вваркой заплат или приваркой патрубков.

Разделительная резка труб в трассовых условиях

Общие требования

При выполнении ремонтно-восстановительных работ на газопроводах могут применяться следующие способы разделительной резки:

кислородная (газовая) резка;

резка энергией взрыва.

Кислородная (газовая) и воздушно-плазменная разделительная резка применяются для всех видов сварочно-монтажных и ремонтных работ на газопроводах, к которым относятся:

орбитальная резка труб при демонтаже дефектных участков газопроводов, вырезке элементов муфт и муфтовых узлов при ремонте газопроводов стальными сварными муфтами;

овальная резка (вырезка) технологических отверстий в газопроводе для последующей установки ВГУ; дефектных участков труб и сварных соединений при ремонте газопроводов вваркой заплат; усиливающих накладок, отверстий в газопроводе и в усиливающих накладках

при сварке прямых врезок; отверстий в полумуфтах при ремонте газопроводов с применением оборудования врезки под давлением;

прямолинейная резка элементов муфт и муфтовых узлов при ремонте газопроводов стальными сварными муфтами.

Для орбитальной резки труб и вырезки овальных и круглых отверстий кислородной (газовой) и воздушно-плазменной резкой может применяться оборудование с электроприводом (механизированная или машинная резка) и/или ручным приводом (ручная резка), в т.ч. от гибкого вала.

Гидроабразивная резка применяется при вырезке технологических отверстий, резке газопроводов при демонтаже дефектных участков. Резка труб энергией взрыва применяется при демонтаже дефектных участков.

Разделительная резка труб в трассовых условиях должна выполняться по отдельным технологическим инструкциям в соответствии с требованиями настоящего стандарта и другими нормативными документами ОАО “Газпром”.

После разделительной резки перед сваркой должна быть выполнена механическая обработка резаных торцов станком подготовки кромок или шлифмашинками с набором абразивных кругов до требуемой разделки, при этом металл резаных торцов должен быть удален на глубину не менее 1,0 мм.

Геометрические параметры разделки кромок торцов труб для ручной дуговой сварки покрытыми электродами после разделительной резки и механической обработки должны соответствовать требованиям рисунка 11.1.

Рисунок 11.1 – Геометрические параметры разделки кромок торцов труб для ручной дуговой сварки покрытыми электродами после разделительной резки и механической обработки

Вырезка технологических отверстий

Вырезка технологических отверстий (не менее двух на ремонтируемом участке газопровода) под избыточным давлением газа производится с целью установки ВГУ для обеспечения безопасности при проведении РВР на газопроводах, при этом последующая герметизация технологических отверстий на участках газопроводов категорий I–IV выполняется вваркой заплат, на участках категорий В – приваркой патрубков.

До начала вырезки технологического отверстия с поверхности трубы должно быть удалено изоляционное покрытие на ширину не менее 200 мм в каждую сторону от границ предполагаемого места вырезки отверстия по периметру трубы и произведена очистка поверхности механическим способом до металлического блеска на ширину не менее 100 мм в каждую сторону от контура предполагаемого места вырезки отверстия. Допускается очистка поверхности трубы пескоструйной обработкой или шлифмашинками с набором абразивных кругов и дисковых проволочных щеток.

С целью выявления недопустимых поверхностных дефектов, а также возможных расслоений металла трубы и для уточнения толщины стенки должен быть проведен визуальный и ультразвуковой контроль участка трубы в месте вырезки и на расстоянии не менее 100 мм от контура предполагаемого технологического отверстия. При толщине стенки, выходящей за пределы минусового допуска, наличии расслоений металла трубы или других недопустимых поверхностных дефектов в контролируемом участке место вырезки технологических отверстий должно быть изменено.

Технологическое отверстие должно располагаться в верхней четверти периметра трубы с отклонением от зенита ±10° и иметь в плане форму овала (эллипса). Овальная форма технологического отверстия выполняется с целью возможности пропуска в отверстие и последующего монтажа заплаты овальной формы в сборе с подкладным кольцом для герметизации технологического отверстия вваркой заплаты или подкладной пластины овальной формы для герметизации технологического отверстия приваркой патрубка.

Место вырезки технологического отверстия должно находиться на расстоянии не менее 250 мм от продольного или спирального заводских швов и не менее 500 мм от кольцевого шва газопровода (рисунок 11.2).

Рисунок 11.2 – Разметка под вырезку технологических отверстий на прямошовных трубах (а) и спирально-шовных трубах (б) (вид сверху)

Перед вырезкой технологических отверстий независимо от температуры окружающего воздуха должна проводиться просушка газопламенными нагревательными устройствами поверхности ремонтного участка до температуры от 50 °C до 70 °С.

Вырезка технологических отверстий должна выполняться кислородной (газовой), воздушно-плазменной, гидроабразивной резкой с применением специальных устройств типа эллипсограф, “овал”, “круг”, конструкции которых позволяют вырезать отверстия с заданным углом скоса и размерами, с последующей механической зачисткой кромок под сварку, при этом:

угол скоса кромок отверстия должен быть от 25° до 30°, притупление от 0,5 до 2,0 мм при герметизации технологического отверстия вваркой заплаты (рисунок 11.16);

угол скоса кромок отверстия должен быть 90°±5° при герметизации технологического отверстия методом приварки патрубка (рисунок 11.18);

наружные поверхности, примыкающие к кромкам отверстия на ширину не менее 10 мм, должны быть зачищены до металлического блеска.

Ручную кислородную (газовую) вырезку отверстий допускается выполнять в исключительных случаях, так как она не обеспечивает размеры отверстий, угол скоса и чистоту поверхности кромок.

Заплаты или патрубки должны быть изготовлены заранее в стационарных (базовых) условиях в соответствии с требованиями 6.3 и 6.4.

Размеры технологического отверстия овальной формы должны быть не более 250  350 мм (ширина  длина) и не менее 100  50 мм, при этом:

ширина отверстия не должна превышать половину диаметра трубы;

разница между шириной и длиной отверстия должна быть не менее 50 мм;

большая ось отверстия должна располагаться вдоль оси трубы;

рекомендуемая длина большой оси овала на трубах диаметром 1420 мм – 350 мм, 1220 мм – 300 мм, 1020 мм – 250 мм, 720 мм – 200 мм, 530 мм – 150 мм, 426 мм – 150 мм.

Овальное отверстие для герметизации приваркой патрубка должно быть максимально приближенным к форме круга с двумя взаимно перпендикулярными осями, при этом большую ось отверстия рекомендуется располагать вдоль оси газопровода. Овальное отверстие выполняется с целью возможного пропуска и монтажа в отверстии подкладной пластины овальной формы.

Разметка линии реза, резка для монтажа труб, катушек способом “струны”

Трубы ремонтируемого участка газопровода, катушка, ввариваемая в ремонтируемый участок газопровода, должны отвечать следующим требованиям:

а) отклонение от перпендикулярности торцов труб, катушки (косина реза) должно быть в пределах допусков технических характеристик применяемого оборудования орбитальной резки, но не более 2,0 мм;

б) длина катушки должна быть не менее диаметра и должна превышать длину вырезанного или планируемого к вырезке дефектного участка газопровода на величину от 100 до 150 мм в каждую сторону.

До начала выполнения работ по разметке линии реза торцов труб участка ремонтируемого газопровода должны быть выполнены работы по разметке, резке, подготовке под сварку торцов катушки.

Выполнить разметку линий реза каждого торца катушки с применением гибкого прямолинейного шаблона (например, из рулонной ламинированной бумаги), обеспечивающего перпендикулярность наносимой линии к оси катушки.

Выполнить резы на катушке газорезательной машиной или ручным резаком с необходимым скосом кромок, произвести зачистку и притупление кромок механическим способом.

Геометрические параметры разделки кромок торцов катушки должны соответствовать требованиям рисунка 11.1.

Разметку, резку торцов труб участка ремонтируемого газопровода следует выполнять с применением специального устройства, позволяющего находить геометрический центр

труб как точку пересечения двух взаимно перпендикулярных осей поперечного сечения трубы.

1, 2 – трубы участка ремонтируемого газопровода;

3 – штанга устройства нахождения геометрического центра труб; 4 – линейка; 5 – ползун со стопорным кольцом рулетки;

6 – рулетка; 7 – газорезательная машина; 8 – линия реза

Рисунок 11.3 – Резка трубы участка ремонтируемого газопровода способом “струны”

Штанга устройства устанавливается внутрь торца одной из труб участка ремонтируемого газопровода вертикально враспор (рисунок 11.3). Вращением и установкой линейки в диаметрально противоположных направлениях производятся необходимые замеры и корректировка положения ползу-

на на штанге в вертикальном и горизонтальном положениях, при этом ползун с закрепленным концом рулетки устанавливается точно в геометрическом центре поперечного сечения трубы.

На торец второй трубы участка ремонтируемого газопровода устанавливается газорезательная машина специальной конструкции, обеспечивающей возможность коррекции линии реза вдоль оси трубы, к которой присоединяется второй конец рулетки.

Выполнить рез торца трубы газорезательной машиной с необходимым скосом кромок, при этом плоскость линии реза торца трубы будет перпендикулярна оси, соединяющей центры плоскостей обоих торцов труб участка ремонтируемого газопровода.

Произвести зачистку и обработку кромки отрезанного торца трубы механическим способом, при этом геометрические параметры разделки кромки торца трубы должны соответствовать требованиям рисунка 11.1.

Аналогичным образом выполнить разметку, резку торца первой трубы участка ремонтируемого газопровода, для чего переставить устройство для нахождения геометрического центра труб в торец второй трубы газопровода и выставить ползун с закрепленным концом рулетки в геометрический центр поперечного сечения трубы.

Выполнить замеры длины катушки и рассчитать необходимый размер разрыва с учетом скоса кромок и зазоров.

Полученный линейный размер отложить от торца второй трубы газопровода на наружную поверхность первой трубы, установить газорезательную машину на торец первой трубы и произвести рез торца с корректировкой линии реза с помощью рулетки, закрепленной в центре торца второй трубы газопровода, при этом после резки плоскости линий реза обоих торцов труб участка ремонтируемого газопровода будут параллельны и перпендикулярны оси, соединяющей центры торцов, а расстояние между торцами соединяемых участков газопровода будет соответствовать размеру катушки с учетом зазоров и скоса кромок.

Произвести зачистку и обработку кромки отрезанного торца трубы механическим способом, при этом геометрические параметры разделки кромки торца трубы должны соответствовать требованиям рисунка 11.1.

Разметка линии реза, резка для монтажа труб, катушек реечным способом

Трубы ремонтируемого участка газопровода, катушка, ввариваемая в ремонтируемый участок газопровода, должны отвечать требованиям, приведенным в 11.2.3.1.

До начала выполнения работ по разметке линии реза торцов труб участка ремонтируемого газопровода должны быть выполнены работы по разметке, резке, подготовке под сварку торцов катушки.

Геометрические параметры разделки кромок торцов труб ремонтируемого участка газопровода, катушки должны соответствовать требованиям рисунка 11.1.

Для перенесения размеров катушки на концы труб ремонтируемого участка газопровода необходимо:

выполнить замер длины катушки не менее чем в восьми местах, равномерно расположенных по периметру, при этом минимальное значение следует обозначить отметкой “НИЗ”;

провернуть катушки относительно продольной оси таким образом, чтобы отметка “НИЗ” была в нижнем положении (6 00 ч);

вывесить трубоукладчиком катушку сверху на концы труб ремонтируемого участка газопровода (рисунок 11.4), при этом катушка отметкой “НИЗ” должна соприкасаться с верхней образующей труб соединяемых участков газопровода либо иметь зазор от 1,0 до 2,0 мм; продольные заводские сварные швы катушки и труб ремонтируемого участка газопровода должны быть смещены относительно друг от друга на величину не менее 100 мм.

Рисунок 11.4 – Установка катушки на концы труб ремонтируемого участка газопровода

С помощью отвеса в вертикальной плоскости по боковым образующим установить соосность вертикальных осей ввариваемой катушки и концов труб ремонтируемого участка газопровода (рисунок 11.5).

Приложить к одному из торцов ввариваемой катушки в двух точках (0 00 ч, мак-

симальный низ) и к образующей поверхности трубы газопровода прямолинейную (прямоугольную в сечении) деревянную или металлическую рейку (из легкого сплава) и выполнить отметку маркером или мелком на поверхности трубы в месте соприкасания (рисунок 11.6). В случае применения деревянной рейки рекомендуется для увеличения жесткости прикрепить по всей длине металлический уголок (из легкого сплава).

Рисунок 11.5 – Проверка соосности катушки по отвесу

Рисунок 11.6 – Установка реек и выполнение отметок линии фактического реза торцов катушки

Переставить рейку на противоположную образующую трубы и выполнить вторую отметку на поверхности трубы в месте соприкасания.

Выполнить третью отметку в зените поверхности трубы газопровода в месте соприкасания низа катушки.

Наложить на поверхность газопровода гибкий прямолинейный шаблон (например, из рулонной ламинированной бумаги) таким образом, чтобы прямолинейный край шаблона проходил через две выполненные отметки, одна из которых расположена в зените, другая – на боковой поверхности трубы, и начертить линию фактической косины реза торцов катушки на одной половине периметра трубы. Аналогичным образом начертить

линию фактической косины реза торцов катушки на другой половине периметра трубы.

Прочерченная линия реза должна быть четкой, без изломов, раздвоений и являться визуальным продолжением плоскости торца катушки.

Допускается применять для разметки фактической косины реза торцов катушки намеленный шнур, прикладываемый к трем отметкам на поверхности трубы и отбивающий линию фактиче-

ской косины реза торцов катушки поочередно на

Рисунок 11.7 – Выполнение отметок

линии реза труб ремонтируемого участка газопровода

верхней и нижней полуокружностях трубы ремонтируемого участка газопровода (рисунок 11.7).

Наметить с помощью отвеса, опущенного с зенита каждого торца катушки (наибольшая длина катушки), отметку на газопроводе (рисунок 11.8). В случае перпендикулярности реза торцов к оси катушки отвес, опущенный с зенита, покажет точку на нижней части кромки катушки.

Рисунок 11.8 – Разметка линии предполагаемого реза торцов труб ремонтируемого участка газопровода

Перенести расстояние от точки до нанесенной на газопровод линии фактической косины реза катушки по периметру необходимым количеством точек (минимум четыре: 0 00 ч, 3 00 ч, 6 00 ч, 9 00 ч).

Отбить по нанесенным точкам намеленным шнуром или провести с помощью гибкого шаблона линию предполагаемого реза.

Аналогично нанести линию фактического реза с учетом толщины стенки газопровода, необходимого угла скоса кромок, притупления и зазора (рисунок 11.9). В случае отсутствия косины реза торцов катушки размеченная на газопроводе линия фактической косины реза катушки является линией предполагаемого реза.

Δ – параметр, учитывающий толщину стенки газопровода, угол скоса и притупление кромок, а также зазор между свариваемыми кромками

Рисунок 11.9 – Разметка линии фактического реза торцов труб ремонтируемого участка газопровод

Убрать с газопровода выставленную сверху заготовленную катушку, сохраняя при этом положение катушки минимальной длиной строго вниз по отметке “НИЗ”.

Выполнить резы на газопроводе газорезательной машиной или ручным резаком с необходимым скосом кромок, произвести зачистку и притупление кромок механическим способом.

Размагничивание труб и соединений перед сваркой

Общие требования

Участки газопроводов при проведении РВР подлежат размагничиванию в случаях наличия остаточного магнетизма в металле труб после проведения диагностики газопроводов с применением внутритрубных передвижных магнитных дефектоскопов, применения магнитопорошковой дефектоскопии сварных соединений, а также нахождения участков газопровода вблизи линии электропередач и др.

Участки газопроводов перед сваркой подлежат размагничиванию, если намагниченность превышает 20 Гс * .

Намагниченность перед сваркой следует классифицировать на уровни:

слабый – менее 20 Гс;

средний – от 20 до 100 Гс;

высокий – более 100 Гс.

Для снижения влияния магнитного дутья и улучшения стабильности горения дуги при сварке газопроводов с остаточной намагниченностью до 20 Гс необходимо:

провести симметричное заземление труб;

обеспечить каждый пост сварки отдельным обратным кабелем с минимальным расстоянием между обратным кабелем и местом сварки;

располагать сварочные кабели параллельно свариваемым кромкам;

не допускать контакта электрододержателя или оголенного сварочного провода с поверхностью газопровода;

проводить сварку в направлении крепления обратного кабеля, наклон электрода при сварке должен быть в сторону, противоположную отклонению сварочной дуги.

Для размагничивания участка газопровода до допустимых пределов намагниченности – не более 20 Гс – необходимо создать размагничивающее магнитное поле с боль-

Намагниченность может также измеряться в А/м (ампер/метр), Э (эрстедах). 1 Гс = 1 Э = 80 А/м; 1 А/м = 1,25×10 — 2 Э = 1,25×10 — 2 Гс.

шей величиной магнитного поля и противоположным направлением. Полное размагничивание труб из ферромагнитных сталей невозможно.

Размагничивание следует выполнять с применением методов размагничивания:

а также другими методами, согласованными к применению с ОАО “Газпром” и разработчиком настоящего стандарта.

При импульсном методе размагничивания зона трубы, расположенная под размагничивающими обмотками (соленоидом), перемагничивается импульсами магнитного поля за счет обратной связи по остаточному магнитному полю размагничиваемой зоны (величина каждого последующего импульса определяется уровнем остаточного магнитного поля, сформированного предшествующим импульсом), в результате чего уровень первоначальной намагниченности в сварном соединении снижается.

При остаточной величине магнитного поля более 20 Гс сварное соединение рекомендуется к размагничиванию компенсационным методом.

При методе циклического перемагничивания на зону трубы, находящуюся под размагничивающими обмотками (соленоидом), воздействует знакопеременное затухающее магнитное поле, в результате чего уровень первоначальной намагниченности этой зоны последовательно снижается.

При остаточной величине магнитного поля более 20 Гс сварное соединение рекомендуется к размагничиванию компенсационным методом.

При компенсационном методе в зонах, прилегающих к сварному соединению, с помощью размагничивающих обмоток (соленоида) генерируется магнитное поле, большее по величине и противоположное по знаку магнитного поля намагниченного стыка. В результате сложения этих магнитных полей уровень намагниченности сварного соединения компенсируется до допустимой величины магнитного поля (менее 20 Гс).

При импульсном методе и методе циклического перемагничивания существенно уменьшается влияние неоднородностей величины магнитного поля по всему периметру сварного соединения на результаты размагничивания. Размагничивание целесообразно проводить в два этапа, применяя на первом этапе импульсный метод или метод циклического перемагничивания (для уменьшения влияния намагниченного газопровода на ненамагниченную трубу, катушку, соединительную деталь, кран и др.), а на втором этапе (если это

необходимо) применяя компенсационный метод размагничивания соединений труб, катушки, соединительной детали, крана и др.

Оборудование для размагничивания труб и сварных соединений импульсным методом, методом циклического перемагничивания, компенсационным методом приведено в таблице Д.8 приложения Д.

Величину остаточной намагниченности определяют датчиками магнитного поля типа ИМП (ИМП-97, ИМП-003), ИМД (ИМД 9606, “Дельта”), ТМ (ТМ9606) в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51070.

Размагничивание автоматизированными установками и специальными устройствами

Размагничивание труб импульсным методом или методом циклического перемагничивания выполняется в следующей последовательности:

смонтировать размагничивающие обмотки (соленоид) на расстоянии от 80 до 100 мм (“КП-1420”, “СУРА-БМ”) или на расстоянии от 500 до 600 мм (“АУРА-7001-3”) от торца трубы (газопровода) (рисунок 11.10);



– пульт дистанционного управления (“АУРА-7001-3”, “СУРА-БМ”);

– торцевой датчик магнитного поля (“АУРА-7001-3”)

Рисунок 11.10 – Схема монтажа оборудования для размагничивания трубы импульсным методом или методом циклического перемагничивания

подключить размагничивающие обмотки (соленоид) и пульт дистанционного управления (“АУРА-7001-3”, “СУРА-БМ”) к автоматизированной установке;

установить неподвижно торцевой датчик магнитного поля, подключенный к пульту дистанционного управления, на торце трубы, плотно прижав его внутреннюю поверхность к торцу (“АУРА-7001-3”);

провести размагничивание торцов трубы импульсным методом (“АУРА-7001-3”) или методом циклического перемагничивания (“КП-1420”, “СУРА-БМ”) в автоматическом режиме;

измерить величину магнитного поля;

если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, отключить автоматизированную установку от сети, произвести демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида);

если величина магнитного поля превышает 20 Гс, необходимо выполнить размагничивание труб компенсационным методом в соответствии с требованиями 11.3.2.3.

Размагничивание соединений перед сваркой импульсным методом или методом циклического перемагничивания выполняется в следующей последовательности:

смонтировать размагничивающие обмотки (соленоид) симметрично относительно кромок в одном направлении (рисунок 11.11);

соединить размагничивающие обмотки последовательно и подключить их к автоматизированной установке;

установить неподвижно щелевой датчик магнитного поля, подключенный к пульту дистанционного управления, в зазор соединения труб (“АУРА-7001-3”);

провести размагничивание соединения труб импульсным методом (“АУРА-7001-3”) или методом циклического перемагничивания (“КП-1420”, “СУРА-БМ”) в автоматическом режиме;

измерить величину магнитного поля по периметру соединения;

если величина магнитного поля в соединении труб не превышает 20 Гс, отключить автоматизированную установку от сети, произвести демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида) и приступить к сварке корневого слоя шва;

если величина магнитного поля в соединении труб превышает 20 Гс, необходимо выполнить размагничивание компенсационным методом в соответствии с требованиями 11.3.2.3.



– размагничивающие обмотки (соленоид);

– автоматизированная установка; 4 – пульт дистанционного управления (“АУРА-7001-3”, “СУРА-БМ”);





5 – щелевой датчик магнитного поля (“АУРА-7001-3”)

Рисунок 11.11 – Схема монтажа оборудования для размагничивания соединения перед сваркой импульсным методом или методом циклического перемагничивания

Размагничивание соединений перед сваркой компенсационным методом проводится в случаях, если величина магнитного поля в соединении труб после размагничивания импульсным методом или методом циклического перемагничивания превышает 20 Гс, и выполняется в следующей последовательности:

смонтировать размагничивающее оборудование аналогично требованиям 11.3.2.2;

провести размагничивание сварного соединения компенсационным методом в автоматическом или ручном режимах;

измерить величину магнитного поля;

если величина магнитного поля в сварном соединении не превышает 20 Гс, приступить к сварке корневого слоя шва;

корректировать, в случае необходимости, при сварке корневого слоя шва уровень размагничивающего поля, изменяя ток в размагничивающих обмотках или перемещая соленоид относительно кромок свариваемых труб;

отключить автоматизированную установку от сети и измерить величину магнитного поля по периметру соединения после сварки корневого слоя шва. Если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, провести демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида), если величина магнитного поля превышает 20 Гс, провести размагничивание перед сваркой последующих слоев шва.

Одновременное размагничивание двух соединений перед сваркой компенсационным методом проводится после размагничивания труб импульсным методом или методом циклического перемагничивания и выполняется в следующей последовательности:

произвести монтаж трубы или катушки, соединительной детали, крана и др.;

смонтировать размагничивающие обмотки (соленоид) в одном направлении симметрично относительно трубы или катушки, соединительной детали, крана и др. (рисунок 11.12);

соединить размагничивающие обмотки последовательно и подключить их к автоматизированной установке;

провести одновременное размагничивание соединений компенсационным методом в автоматическом или ручном режимах;

измерить величину магнитного поля по периметру каждого соединения;

если величина магнитного поля в сварных соединениях не превышает 20 Гс, приступить к сварке корневого слоя шва;

корректировать, в случае необходимости, при сварке корневого слоя шва уровень размагничивающего поля, изменяя ток в размагничивающих обмотках или перемещая соленоид относительно кромок свариваемых труб;

отключить автоматизированную установку от сети и измерить величину магнитного поля по периметру соединения после сварки корневого слоя шва. Если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, провести демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида), если величина магнитного поля превышает 20 Гс, провести размагничивание перед сваркой последующих слоев шва .





1 – труба; 2 – размагничивающие обмотки; 3 – автоматизированная установка; 4 – пульт дистанционного управления; 5 – щелевой датчик магнитного поля;

6 – труба или катушка, соединительная деталь, кран и др.

Рисунок 11.12 – Схема монтажа и подключения оборудования для одновременного размагничивания двух соединений перед сваркой

Размагничивание соединений перед сваркой при знакопеременном магнитном поле компенсационным методом выполняется в следующей последовательности:

выровнять остаточное магнитное поле по периметру соединения путем генерирования нескольких импульсов магнитного поля максимальной величины противоположной полярности аналогично требованиям 11.3.2.2;

измерить величину магнитного поля по периметру сварного соединения;

если величина магнитного поля в соединении труб не превышает 20 Гс, отключить автоматизированную установку от сети, произвести демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида) и приступить к сварке корневого слоя шва;

если величина магнитного поля в сварном соединении превышает 20 Гс и/или магнитное поле по периметру соединения имеет различное направление, провести размагничивание кромок труб отдельными участками с одним направлением магнитного поля компенсационным методом в ручном режиме аналогично требованиям 11.3.2.4 с последующей сваркой корневого слоя шва на этих участках;

отключить автоматизированную установку от сети и измерить величину магнитного поля по периметру соединения после сварки корневого слоя шва. Если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, провести демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида), если величина магнитного поля превышает 20 Гс, провести размагничивание перед сваркой последующих слоев шва.

Размагничивание источниками сварочного тока

Размагничивание труб источниками сварочного тока импульсным методом выполняется в следующей последовательности:

провести намотку сварочного кабеля (от 18 до 20 витков) на расстоянии от 10 до 20 мм от торца трубы (рисунок 11.13), при этом торцы двух размагничиваемых труб должны находиться на расстоянии не менее 2500 мм;

определить исходную величину и направление магнитного поля по периметру трубы в восьми контрольных точках;



1 – труба; 2 – сварочный кабель; 3 – сварочный источник питания постоянного тока; 4 – металлическая пластина; 5 – разъемный контакт

Рисунок 11.13 – Схема монтажа оборудования для размагничивания труб импульсным методом

установить минимальный ток на источнике сварочного тока (в интервале от 30 до 70 А), замкнуть контакт на пластину;

измерить величину магнитного поля по периметру трубы в восьми контрольных точках. Если величина магнитного поля не изменилась или увеличилась, необходимо изменить полярность тока на соленоиде;

установить максимальный ток на источнике сварочного тока (в интервале от 240 до 300 А), замкнуть контакт на пластину, выдержать в течение 6–12 с, затем разомкнуть контакт и отключить источник питания;

выполнить демонтаж размагничивающих обмоток (соленоида).

Размагничивание соединений перед сваркой источниками сварочного тока компенсационным методом выполняется в следующей последовательности:

определить исходную величину и направление магнитного поля по периметру сварного соединения в восьми контрольных точках;

провести намотку сварочного кабеля сечением 35; 50 мм 2 на оба конца труб (рисунок

), при этом намотка должна быть в одном направлении, равномерной, плотной и однорядной, количество витков, наматываемых на конец трубы с большей величиной магнитного поля, – от 7 до 11, трубы с меньшей величиной магнитного поля – от 3 до 5 витков;

подключить сварочный кабель к источнику постоянного тока;

включить сварочный источник и постепенно увеличивать величину тока с минимального значения, одновременно контролируя изменение величины магнитного поля;

если величина магнитного поля в сварном соединении увеличивается, отключить источник питания и изменить полярность (поменять концы сварочного кабеля на источнике питания);



1 – труба; 2 – сварочный кабель; 3 – сварочный источник питания постоянного тока

Рисунок 11.14 – Схема монтажа оборудования для размагничивания соединений перед сваркой компенсационным методом

если величина магнитного поля в соединении труб не превышает 20 Гс, приступить к сварке корневого слоя шва, по мере выполнения которого величину тока снижают, одновременно контролируя величину магнитного поля в зазоре труб;

отключить источник питания и измерить величину магнитного поля по периметру соединения после сварки корневого слоя шва. Если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, провести демонтаж сварочного кабеля, если величина магнитного поля превышает 20 Гс, провести размагничивание перед сваркой последующих слоев шва.

11.3.3.3 Размагничивание соединений перед сваркой источниками сварочного тока при знакопеременном магнитном поле компенсационным методом выполняется в следующей последовательности:

определить исходную величину и направление магнитного поля по периметру сварного соединения в восьми контрольных точках;

провести размагничивание компенсационным методом аналогично требованиям

11.3.3.2 отдельных участков периметра сварного соединения с наибольшей величиной и одним направлением магнитного поля с последующей сваркой корневого слоя шва на этих участках;

изменить полярность тока на источнике питания и выполнить размагничивание участков периметра сварного соединения с другим направлением магнитного поля с последующей сваркой корневого слоя шва на этих участках;

отключить источник питания и измерить величину магнитного поля по периметру соединения после сварки корневого слоя шва. Если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, провести демонтаж сварочного кабеля, если величина магнитного поля превышает 20 Гс, провести размагничивание перед сваркой последующих слоев шва.

11.3.4 Размагничивание постоянными магнитами

11.3.4.1 Размагничивание соединений перед сваркой постоянными магнитами выполняется в следующей последовательности:

определить исходную величину и направление магнитного поля по периметру сварного соединения в восьми контрольных точках;

выбрать постоянные магниты с учетом условия, что величина их магнитного поля должна быть больше величины остаточного магнитного поля сварного соединения. Допускается соединять магниты в пакеты (два и более) для увеличения величины магнитного поля и поверхности контакта с трубой с целью увеличения размагничивающего действия.

установить магниты на участок сварного соединения, подлежащий размагничиванию, при этом сварное соединение должно располагаться между полюсами магнитов, а полюса магнитов должны быть противоположны полюсам намагниченных труб (рисунок 11.15);

проверить индикатором магнитного поля правильность установки магнитов: для изменения направления магнитного поля необходимо повернуть магниты на 180° (или поменять местами полюса), для уменьшения величины магнитного поля необходимо переместить магниты по поверхности труб на некоторое расстояние от места размагничивания, для увеличения величины магнитного поля магниты следует приблизить к месту размагничивания;





а) П-образные магниты; б) цилиндрические магниты

Рисунок 11.15 – Схема размагничивания сварных соединений постоянными магнитами

после размагничивания участка сварного соединения измерить величину магнитного поля, если она не превышает 20 Гс, приступить к сварке корневого слоя шва на этом участке;

провести вышеуказанные операции по размагничиванию отдельных участков сварного соединения, перемещая постоянные магниты и корректируя, при необходимости, величину и направление магнитного поля;

измерить величину магнитного поля по периметру соединения после сварки корневого слоя шва. Если величина магнитного поля не превышает 20 Гс, провести сварку последующих слоев шва, если величина магнитного поля превышает 20 Гс, провести размагничивание перед сваркой последующих слоев шва.

Подготовительные работы, предварительный подогрев, сборка и сварка. Общие требования

Ремонт газопроводов методом замены или прокладки лупингов, сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами должен выполняться в соответствии с требованиями операционно-технологических карт сборки и сварки, разработанных по аттестованным технологиям сварки, согласованных главным сварщиком или лицом, ответственным за сварочное производство – специалистом сварочного производства IV уровня профессиональной подготовки в соответствии с ПБ 03-273-99 [4] и утвержденных организацией, выполняющей сварочные работы. Типовые формы операционно-технологических карт сборки и сварки приведены в приложении Е.

Подготовка, сборка, предварительный подогрев соединений труб, труб с СДТ, ЗРА при ремонте газопроводов методом замены или прокладки лупингов следует выполнять в соответствии с требованиями 10.2, 10.3 СТО Газпром “Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть I”.

Подготовительные работы при ремонте газопроводов сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами следует выполнять с учетом требований, приведенных в соответствующих разделах технологий ремонта настоящего стандарта.

До начала ремонта газопроводов сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами с поверхности ремонтного участка газопровода механическим способом удаляется изоляционное покрытие и производится очистка поверхности на ширину не менее 200 мм от границ предполагаемых сварных соединений. Допускается очистка поверхности пескоструйной обработкой, шлифмашинками с набором абразивных кругов и дисковых проволочных щеток.

Для уточнения толщины стенки, выявления возможных расслоений металла трубы, поверхностных и внутренних дефектов проводится визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой контроль участков трубы по наружному контуру примыкания к границам предполагаемой выборки (вырезки) на ширину не менее 100 мм.

Допускается при необходимости применение дополнительных физических методов неразрушающего контроля (магнитный, капиллярный).

Дефекты наружной поверхности труб, СДТ механического происхождения (риски, продиры, царапины), размеры которых превышают предельно допустимые по специальным ТУ, ГОСТ, следует устранять механическим способом с шероховатостью поверхно-

сти после шлифовки не более R z 40, при этом толщина стенки концов труб, СДТ после механической обработки не должна выйти за пределы минусовых допусков.

Производство ремонтных сварочных работ не допускается при температуре ниже -40 °С. При ветре более 5,0 м/с, а также при выпадении осадков производить сварочные работы следует в инвентарных укрытиях.

Ремонт дефектов труб и сварных соединений газопроводов сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами следует выполнять ручной дуговой сваркой электродами с основным видом покрытия. Допускается применять ручную аргонодуговую сварку, механизированную сварку с учетом требований 11.4.1, при этом операционно-технологические карты должны быть согласованы с разработчиком настоящего стандарта.

До начала ремонта выполняется предварительный подогрев выборки дефектного участка или свариваемых кромок, включая зоны прилегающих к ним участков поверхности газопровода на расстоянии не менее 100 мм от границ выборки или свариваемых кромок, до температуры, соответствующей требованиям таблицы 11.1.

Для предварительного, сопутствующего (межслойного) подогрева кромок свариваемых соединений следует применять установки индукционного нагрева, установки нагрева с применением электронагревателей сопротивления или комбинированного действия, приведенные в таблицах Д.4–Д.7, а также газопламенные нагревательные устройства (кольцевые газовые подогреватели, однопламенные горелки и др.). Перечень оборудования может дополняться с учетом требований 8.4.

Контроль температуры предварительного подогрева свариваемых соединений газопламенными нагревательными устройствами должен выполняться непосредственно перед выполнением прихваток, первого (корневого) слоя шва контактными приборами на наружной поверхности не менее чем в четырех местах, равномерно расположенных по периметру, на расстоянии от 10 до 15 мм в обе стороны от свариваемых кромок.

Таблица 11.1 – Температура предварительного подогрева при ремонте сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами











Процесс подогрева кромок свариваемых соединений установками индукционного нагрева, радиационного нагрева способом электросопротивления и нагрева с применением электронагревателей комбинированного действия должен контролироваться в автоматическом режиме, при этом контроль температуры подогрева должен выполняться не менее чем в 4-х точках, равномерно расположенных по периметру, с применением термопар и записью температуры подогрева на диаграмме автоматического регистрирующего потенциометра. Одна из этих термопар должна быть регулирующей и устанавливаться в зените газопровода.

Места крепления термопар должны находиться на расстоянии не более 25 мм от края предполагаемого сварного шва вне зоны сварочной дуги.

В случае снижения температуры предварительного подогрева в процессе сборки и сварки ниже значений, регламентированных 11.4.9, необходимо выполнить подогрев до регламентированной температуры предварительного подогрева.

Допускается при снижении температуры предварительного подогрева свариваемых кромок не более чем на 10 °С ниже регламентированного значения +50 °С, не более чем на 20 °С ниже регламентированного значения +100 °С и не более чем на 30 °С ниже регламентированных значений +150 °С и +200 °С выполнять подогрев газопламенными устройствами (ручными, кольцевыми, однои многосопловыми горелками).

В процессе сварки температура предыдущего слоя сварного шва перед наложением последующего слоя должна быть в интервале от +50 °С до +250 °С. Если температура опустилась ниже +50 °С, следует произвести сопутствующий (межслойный) подогрев до температуры +50 +30 °С.

Для ремонта ручной дуговой сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами должны применяться электроды с основным видом покрытия, приведенные в таблице Г.2 приложения Г. Перечень электродов может дополняться с учетом требований 7.4.

Назначение сварочных электродов должно определяться исходя из классов прочности сталей ремонтируемого газопровода и конструктивных элементов сварных соединений, при этом при сварке сталей различных классов прочности сварочные материалы назначаются:

для соединений одной толщины стенки – по меньшему классу прочности;

для соединений разной толщины стенки – по большему классу прочности.

Для сварки корневого, первых (одного, двух) заполняющих слоев шва рекомендуется применять электроды диаметром от 2,5 до 3,25 мм. Для сварки заполняющих и облицовочного слоев шва – диаметром от 3,0 до 4,0 мм.

Для ремонта ручной дуговой сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами должны применяться сварочные агрегаты, сварочные установки, укомплектованные источниками сварочного тока и вспомогательным оборудованием. Сварочное оборудование, рекомендованное к применению, приведено в таблицах Д.1, Д.2, Д.3 приложения Д. Перечень сварочного оборудования может дополняться с учетом требований 8.3.

Ручная дуговая сварка электродами с основным видом покрытия выполняется постоянным током обратной полярности, рекомендуемые режимы ручной дуговой сварки электродами с основным видом покрытия приведены в таблице 11.2.

Таблица 11.2 – Рекомендуемые режимы ручной дуговой сварки электродами с основным видом покрытия при ремонте сваркой (наплавкой, заваркой), вваркой заплат или приваркой патрубков, сварными стальными муфтами

Источник

Читайте также:  Ремкомплект для ремонта автошины