Управление эффективности технологии капитального ремонта магистральных нефтепроводов

Совершенствование капитального ремонта магистрального нефтепровода

Вы будете перенаправлены на Автор24

Капитальный ремонт магистрального нефтепровода

Капитальный ремонт — это плановый ремонт, который выполняется с целью восстановления исправности объекта, включающий в себя реставрацию или замену любых его составляющих, в том числе базовых.

Цель капитального ремонта трубопровода заключается в восстановлении и поддержании его первоначальных эксплуатационных характеристик на отдельных его участках. Капитальный ремонта магистрального трубопровода включает в себя комплекс работ по замене и ремонту составляющих, конструкций, и отдельных участков трубопровода с целью максимального увеличения межремонтного срока эксплуатации. К капитальному ремонту магистрального трубопровода относятся:

Помощь со студенческой работой на тему
Совершенствование капитального ремонта магистрального нефтепровода

Ремонт поврежденного участка трубопровода посредством его замены, в случае обнаружения:

• царапин глубиной свыше 30 % от толщины стенки, а также длиной более 50 миллиметров;
• вмятины, глубина которой составляет не менее 3,5 % от диаметра трубы;
• разрыва заводского (продольного) шва;
• разрыва монтажного (кольцевого) шва;
• трещины, длина которой составляет минимум 50 миллиметров в основном или сварном металле трубы.

Замена и ремонт дефектных участков, изоляционного покрытия, линейной части арматуры трубопровода; очистка внутренней части трубопровода от грязи и парафина, а также нанесения изоляционного покрытия.

Замена или ремонт вдольтрассовой эксплуатационной линии.

Ремонт переходов через искусственные и естественные преграды, включающий в себя переукладку, дополнительное заглубление, устройство водоотвода, сооружение или укрепление береговых линий и т.п.

Весь процесс капитального ремонта магистрального трубопровода можно разделить на следующие этапы: подготовительные работы (определение транспортной схемы, планировка отводов, организация временных производственных баз и т.п.), сооружение временных дорог, земляные работы, транспортные и погрузочно-разгрузочные работы, работы по прокладке кабеля связи, демонтаж существующих участков магистрального трубопровода (при необходимости), сварочно-монтажные работы, укладочные работы, сооружение новых участков (новые ответвления или замена старым участкам), укладка трубопровода в траншею, балластировка трубопровода, организация и проведение мероприятий по контролю строительства, рекультивационные работы, испытания трубопровода.

Стоит отметить, что перечисленные работы на некоторых этапы могут проводиться параллельно друг с другом, а также осуществляться в другом порядке.

Совершенствование капитального ремонта магистрального нефтепровода

Результатом совершенствования капитального ремонта магистрального трубопровода являются снижение затрат и увеличение эксплуатационной надежности. Совершенствование капитального ремонта магистральных трубопроводов может достигаться за счет комплексного решения взаимозависимых и взаимосвязанных задач по оптимизации в области техники, технологии и управления процессом ремонта. Основными причинами отказа в работе магистральных трубопроводов являются некачественное проведение строительно-монтажных работ, стресс-коррозия, наружная коррозия, механические повреждения и т.п.

Стресс-коррозия — это коррозионное растрескивание металла труб на участках, на которые воздействуют растягивающее напряжение и коррозионная активная среда.

В настоящее время существует пять основных схем капитального трубопроводов: с ремонт с подсыпкой под трубу, ремонт с подъемом и укладкой его на берме траншеи, ремонт на берме траншеи с разрезкой трубопровода, ремонт с подъемом и укладкой на лежки в траншее, ремонт с прокладкой новой нити. Как показывает практика, ни одна из использующихся схем не отвечает критериям эффективности капитального ремонта.

Совершенствование капитального ремонта магистрального трубопровода может достигаться за счет:

1. Минимизации дополнительных напряжений.
2. Комплексной механизации процесса капитального ремонта.
3. Высокого качества работ.
4. Синхронизация всех видов работ.
5. Организация поточного метода ведения работ.

Особое место среди способов совершенствования капитального ремонта трубопровода занимает минимизация дополнительных напряжений. Достигается минимизация напряжений (а, следовательно, и совершенствуется процесс капитального ремонта магистрального трубопровода) за счет правильной расстановки технологического оборудования. Все напряжения от оборудования должны быть в упругой зоне, при этом должна отсутствовать перегрузка поддерживающих механизмов. Также одним из условий является выдержка расстояния между изоляционными и очистными машинами. Одним из последних нововведений в области минимизации дополнительных затрат и совершенствования процесса капитального ремонта трубопровода является использование специальных термоусаживающих материалов. Такие материалы используются для изоляции труб (не имеющих заводской изоляции), нанесения защитной обертки, изоляции труб методом стальной обертки, ремонт повреждений полиэтиленового покрытия, гидроизоляции теплопроводов и т.п.

Источник

Разработка технологии ремонта магистральных нефтепроводов

Анализ дефектов магистральных нефтепроводов. Разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки. Расчет параметров процесса сварки. Меры по обеспечению безопасности и комфортности технологического процесса.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	03.11.2012
Размер файла	2,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

НД — Нормативный документ

МН — Магистральный нефтепровод

ДПР — Дефект, подлежащий ремонту

ПОР — Дефект первоочередного ремонта

КС — Компрессорная станция

НРС — Нефтераспределительные станции

РД — Руководящий документ

ВКЗ — Вынужденные короткие замыкания

DWTT — Испытания падающим грузом

СИЗ — Средства индивидуальной защиты

Магистральный трубопроводный транспорт является важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России. В стране создана разветвленная сеть магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов, которые проходят по территории большинства субъектов Российской Федерации. Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки нефтепродуктов на внутренний и внешний рынки.

Транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам вызывает необходимость в обеспечении надежной работы трубопроводных систем.

Отказы на магистральных трубопроводах наносят не только большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства в смежных отраслях, но могут сопровождаться загрязнением окружающей среды, возникновением пожаров и даже человеческими жертвами.

Анализ технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактически сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих систем достигают 25-30 лет. В настоящее время действующие объемы имеют следующий возрастной состав:

* 38 % нефтепроводов эксплуатируется свыше ё30 лет;

* 37 % нефтепроводов находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;

* 25 % нефтепроводов находится в эксплуатации менее 20 лет;

* 31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;

* 24 % резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;

* 7 % резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.

В последние годы, как показывают статистические данные, на трубопроводах наблюдается тенденция роста количества аварий. Отказы происходят в основном из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных работ, по вине эксплуатационного персонала и по другим причинам. Имеющиеся на стенках трубопроводов различные дефекты, групповые или сплошные коррозионные язвы снижают несущую способность трубопроводов и могут привести к отказам. Аварии на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, однако, даже незначительный разрыв стенок трубопровода может нанести огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения потребителя нефтью. Сохранение работоспособности линейной части трубопроводов является одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта. В этом плане большое значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.

В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопроводов, имеющих участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного; на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги; производят ремонт стенок трубопроводов путем заварки коррозионных язв; установкой приварных или композитных ремонтных конструкций (муфт, патрубков) на трубопроводы. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то участки трубопроводов, трубы и детали трубопроводов вырезают целиком и заменяют на новые.

Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связаны с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю, попаданием его в грунт и в водоемы со значительными безвозвратными потерями. Возросшие требования к охране окружающей среды, к обеспечению работоспособности магистральных трубопроводов и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.

Наиболее эффективным является восстановление ослабленных стенок трубопроводов без остановки перекачки продукта. В зависимости от вида дефектов и распределения их на поверхности трубопровода могут быть приняты различные методы ремонта.

Целью дипломного проекта является разработка технологии ремонта линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки.

Задачами дипломного проекта являются:

1) Анализ дефектов магистральных нефтепроводов;

2) Обоснование выбора метода ремонта и расчет параметров процесса сварки;

3) Выбор методов и расчет параметров неразрушающего контроля;

4) Расчет экономической эффективности разработанной технологии;

5) Анализ опасных вредных факторов и выбор основных решений по обеспечению безопасности технологического процесса.

1. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Патентно-информационный обзор

Патентно — информационный обзор был проведен по основным странам за последние 3-7 лет и позволил выявить основные направления и тенденций в разработке технологии ремонта и контроля магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта. Выявленные аналоги представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Выявленные аналоги

Индекс МКИ, НКИ класс

Выявленные авторские свидетельства и патенты

Бюллетень “Открытия, изобретения, промышленные образцы, товарные знаки”

Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты

Бюллетень “Изобретения за рубежом”. Патенты

По итогам проведенного анализа патентно — информационного обзора можно сказать, что технология ремонта нефтепровода на данный момент не слишком развита, что видно по количеству патентов в данной области, поэтому стоит продолжать разработки в данном направлении.

магистральный дефект нефтепровод сварка

1.2 Конструктивное исполнение магистральных трубопроводов

1.2.1 Общие сведения

К магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:

· нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов или нефтехимических комплексов, пунктов налива, портов);

· нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов ил нефтехимических комплексов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива, отдельных промышленных предприятий и портов);

· товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефтеперекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.

Нефть из скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения — установку комплексной подготовки нефти, на которых она отстаивается, обезвоживается, очищается от различных примесей, отделяется от нефтяного газа и т.д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию, а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями нефть перекачивается до конечной насосной станции, а затем потребителю.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра подразделяются на четыре класса:

– I — от 1000 до 1400мм

– II — от 500 до 1000мм

– III — от 300 до 500мм

– IV — менее 300мм

1.2 .2 Состав сооружений магистральных нефтепроводов

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 [16] включают:

– трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке;

– установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов;

– устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов;

– противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода;

– емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов;

– постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода;

– пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Рисунок 1 — Схема сооружений магистрального нефтепровода

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например, для исключения возможности замерзания скопившейся воды). Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи [3].

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями, закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода [4].

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

1.2.3 Конструктивные решения магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы, как правило, прокладывают подземно. В исключительных случаях трубопроводы могут быть проложены по поверхности земли в насыпи (наземно) или на опорах (надземно). Такие прокладки допускаются в пустынях, горах, болотах, на вечномерзлых и неустойчивых грунтах, на переходах через естественные и искусственные препятствия.

Прокладка трубопровода осуществляется одиночно или в составе параллельных трубопроводов в общем техническом коридоре. Число ниток в техническом коридоре регламентируется предельным количеством суммарного объема транспортируемого продукта.

Глубина заложения трубопровода (от верха трубы) зависит от диаметра, характеристик грунтов местности и должна быть не менее (в м):

– при условном диаметре менее 1000 мм 0,8

– при условном диаметре 1000 мм и более 1

– на болотах и торфяных грунтах подлежащих осушению 1,1

– в песчаных барханах (считая от межбарханных впадин) 1

– в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин 0,6

– на пахотных и орошаемых землях 1

– при пересечении искусственных каналов (от дна каналов) 1,1

Расстояния от оси подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий, зданий и сооружений принимаются в зависимости от класса и диаметра трубопроводов, степени ответственности объектов и необходимости обеспечения их безопасности.

Расстояния между параллельными нитками (при одновременном строительстве и строительстве параллельно действующему трубопроводу) принимаются из условий технологии поточного строительства, гидрогеологических особенностей района, обеспечения безопасности при производстве работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации.

Ширина траншеи по низу принимается не менее (мм):

– для трубопроводов диаметром до 700 — D;

– для трубопроводов диаметром 700 и более

– при диаметрах 1200 и 1400 мм и при траншеях с откосом свыше 1:0,5, ширину траншеи допускается уменьшить до D+500 мм.

1. 2 .4 Требования к трубам и металлу для их производства

Для строительства магистральных нефтепроводов применяются сварные трубы диаметром 325-1220 мм, изготавливаемые из углеродистой и низколегированной стали. Трубы для магистральных трубопроводов могут подвергаться термической обработке. Используются трубы прямошовные (с одним или двумя продольными швами) и спиральношовные. Для строительства магистральных нефтепроводов, кроме участков категорий В, I и II согласно СНиП 2.05.06-85 [16], допускается применение труб, изготовленных путем соединения кольцевым швом двух коротких труб. Трубы изготовливаются с применением дуговой (ДС) или высокочастотной (ВЧС) сварки.

Спиральношовные трубы не допускается применять для участков, входящих в состав крановых узлов, узлов подключения, узлов пуска и приема очистных устройств линейной части магистральных нефтепроводов, а также для изготовления соединительных деталей трубопроводов, в том числе гнутых отводов и кривых вставок.

В качестве исходной заготовки для производства труб используется листовой или рулонный прокат в горячекатаном, термически обработанном или термомеханически упрочненном состоянии [17].

Конструкционная прочность металла труб обеспечивается на основе использования листовой или рулонной стали с требуемыми качественными показателями, гарантируемых характеристик геометрических параметров, сплошности и механических свойств, а также применения регламентируемых технологических процессов производства и контроля труб.

Конструкционная прочность сварных соединений труб обеспечивается на основе гарантируемых характеристик применяемой стали, регламентируемых формы, сплошности и механических свойств сварного соединения, а также использования регламентируемых процессов сварки труб, последующей обработки и контроля сварных соединений.

С целью обеспечения конструкционной прочности изготавливаемые трубы должны отвечать комплексу различных технических требований.

Требования к трубам устанавливаются стандартами и техническими условиями, разрабатываемыми на основе СНиП, ГОСТ 20295-85, СП 34-101-98 [13] и других действующих нормативных документов.

Сортамент труб (номинальный наружный диаметр и номинальная толщина стенки) должен соответствовать требованиям действующих стандартов и технических условий.

Отклонение наружного диаметра ( D _н) корпуса труб от номинальных размеров не должно превышать ± 2,0 мм.

Отклонение наружного диаметра торцов труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм не должно превышать ± 1,6 мм для труб диаметром 820 мм и более и ± 1,5 мм для труб диаметром менее 820 мм.

Разность фактических диаметров по концам одной и той же трубы не должна превышать 1,6 мм при номинальном наружном диаметре труб менее 530 мм, и 2,4 мм при номинальном наружном диаметре труб 530 мм и более.

Номинальная толщина стенки труб принимается кратной 0,1 мм. Допуск на толщину стенки труб определяется согласно действующим стандартам, при этом для труб с коэффициентом надежности по материалу согласно СНиП 2.05.06-85[16] , равным 1,34, минусовый допуск на толщину стенки должен быть не более 5 % номинальной толщины стенки.

При изготовлении труб из нескольких стыкуемых конструктивных элементов или листов разность фактических толщин стенок этих элементов или стенок листов, не должна превышать 1 мм.

Длина поставляемых Производителем труб находится в пределах 10500-11600 мм. По согласованию между Заказчиком и Производителем труб могут поставляться трубы длиной до 18000 мм.

Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — 0,2 % длины трубы.

Другие требования к размерам труб принимают в соответствии с действующими стандартами.

Поперечное сечение трубы должно быть круглым. Обнаруживаемые визуально местные перегибы и гофры, а также вмятины глубиной более 6 мм на поверхности трубы не допускаются.

Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % при толщине стенки трубы менее 20 мм. Овальность труб с толщиной стенки 20 мм и более не должна превышать 0,8 %.

Отклонение профиля поверхности от окружности номинального диаметра на участке длиной 200 мм со сварным соединением не должно превышать 0,15 % номинального диаметра трубы.

Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торца трубы относительно образующей (косина реза) не должно превышать 1,0 мм при диаметре труб до 530 мм и 1,6 мм при диаметре трубы 530 мм и более.

Концы труб должны иметь форму и размеры скоса и притупления кромок, соответствующие применяемой технологии сварки при строительстве и ремонте трубопроводов. Требования к профилю торцов труб оговаривают при заказе. При отсутствии указанных требований для труб с номинальной толщиной стенки менее 15 мм выполняют фаску с углом скоса 30° и допускаемыми отклонениями + 5°/- 0°. Для труб с номинальной толщиной стенки 15 мм и более используют фигурную форму разделки кромок, размеры которой устанавливают нормативной документацией. Притупление должно быть в пределах 1-3 мм (см. рисунок 2,3).

Сварные соединения труб должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без острых углов, несплавлений и других дефектов формирования шва.

Трубы для магистральных нефтепроводов изготавливают категорий прочности до К65 включительно. Конкретный химический состав стали определяют по согласованию между Заказчиком и Производителем труб в зависимости от категории прочности, исполнения (обычное, хладостойкое) и технологии изготовления труб. Химический состав применяемых сталей должен соответствовать требованиям стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке [16].

Рисунок 2 — Типы разделки кромок труб для ручной дуговой сварки, односторонней автоматической сварки под флюсом, автоматической дуговой сварки порошковой проволокой с принудительным формированием, полуавтоматической сварки в защитных газах: а — для труб диаметром 57-1420 мм с толщиной стенки толщиной до 16 мм; б — для труб диаметром 273-1420 мм с толщиной стенки более 15 мм; в — для автоматической сварки труб в защитных газах

При изготовлении труб с применением ДС содержание углерода не должно превышать 0,22 % в углеродистой, 0,20 % в низколегированной и 0,18 % в низколегированной стали с микролегирующими добавками ниобия, ванадия, титана и других элементов (далее микролегированной стали). Низколегированная и микролегированная сталь должна содержать не более 0,010 % серы, 0,020 % фосфора и 0,010 % азота. В углеродистой стали допускается не более 0,025 % серы, 0,030 % фосфора.

Для труб диаметром до 1020 мм = 6,0-10,9 мм Для труб диаметром 720-1420 мм = 11,0-18,0 мм

Рисунок 3 — Типы разделки кромок труб для двусторонней автоматической сварки под флюсом

Сталь для хладостойких труб диаметром 1020 мм и более должна содержать не более 0,12 % углерода и 0,30 % кремния, 0,006 % серы, 0,016 % фосфора, 0,007 % азота, если эти требования оговорены Контрактом.

При изготовлении труб с применением ВЧС применяется сталь с содержанием не более 0,10 % углерода, 0,006 % серы, 0,020 % фосфора, 0,008 % азота. Отношение содержания марганца и кремния должно находиться в пределах от 4 до 10.

Сталь хорошо должна хорошо сваривается способами дуговой и контактной стыковой сварки, применяемыми при изготовлении труб, строительстве и ремонте трубопроводов.

Свариваемость стали обеспечивается на основе нормирования характеристик химического состава, структуры, сплошности, механических свойств исходной заготовки, а также регламентирования требований к конструктивному исполнению и технологическому процессу получения и контроля сварных соединений.

При условии обеспечения требуемых механических свойств и характеристик свариваемости (С_э, Р_см) металла допускаются следующие отклонения по верхнему пределу содержания химических элементов, %:

Требования к механическим свойствам основного металла и сварных соединений труб устанавливают с учетом обеспечения нижеследующих нормативных показателей.

Отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву основного металла труб не должно превышать 0,75 для углеродистой стали, 0,8 для низколегированной стали, 0,85 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,9 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Максимальные значения предела текучести и временного сопротивления разрыву основного металла не должны превышать нормативные показатели более чем на 98,1 МПа. Допускается превышение регламентируемых значений предела текучести на 19,2 МПа при условии, что отношение предела текучести к временному сопротивлению разрыву не будет превышать 0,75 для низколегированной стали, 0,8 для микролегированной нормализованной и термически упрочненной стали, 0,85 для микролегированной стали контролируемой прокатки, включая бейнитную. Относительное удлинение металла труб на пятикратных образцах должно быть не менее 20 %.

Временное сопротивление разрыву сварных соединений труб должно быть не ниже нормы, установленной для основного металла.

Ударная вязкость на образцах с острым надрезом, изготовленных из основного металла труб с номинальной толщиной стенки 6 мм и более, должна удовлетворять требованиям, указанным в таблице 2.

Таблица 2 — Ударная вязкость основного металла труб на образцах с острым надрезом

Условный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа (кГс/см 2 )

Ударная вязкость при минимальной температуре эксплуатации нефтепровода, Дж/см 2 (кГс м/см 2 ), не менее

Основной металл труб, образцы типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 KCV (см. в приложении)

Сварное соединение труб, образцы типа IX — XI по ГОСТ 6996 (см. в приложении)

Источник