Ремонт газопроводов методом наплавки без остановки транспортировки газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Шафиков, Рустам Рашитович

• Шафиков, Рустам Рашитович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Шафиков, Рустам Рашитович

Содержание

Введение

1. Исследование и анализ методов выполнения ремонтных работ на действующих газопроводах

1.1 Ремонт газопроводов полимерно-композитными материалами

1.2 Ремонт газопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой

1.3 Ремонт стальными муфтами

1.4 Ремонт действующих трубопроводов врезкой под давлением

1.5 Сравнение различных методов ремонта действующих трубопроводов

Выводы по 1-ой главе

2. Исследование возможности использования ручной дуговой сварки при ремонте действующих газопроводов

2.1 Применение современных методов оценки риска прожога при ремонте методом наплавки на действующем трубопроводе

2.2 Альтернативный подход, основанный на термомеханической модели

2.3 Проблема водородного растрескивания при сварочном ремонте действующего

газопровода

Выводы по 2-ой главе

3. Экспериментальные исследования температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе

3.1 Проведение экспериментальных исследовании при ремонте методом наплавки на действующем газопроводе

3.2 Методика моделирования процесса сварочной наплавки металла при ремонте на действующем газопроводе

3.3 Экспериментальное исследование температурных циклов при ремонте методом наплавки металла на действующем газопроводе

3.4 Металлографические исследования зоны ремонтной сварочной наплавки

3.5 МКЭ-анализ режимов ремонтной дуговой сварочной наплавки

3.6 Расчет разрушающего давления при ремонте методом наплавки

для стенки трубы с дефектом «коррозионной язвы» сложного профиля

Выводы по 3-ей главе

4. Разработка технологии и организация сварочных работ при ремонте газопровода без остановки перекачки газа

4.1 Разработка технологии ремонта действующего газопровода методом прямой наплавки

4.2 Организация сварочных работ при ремонте газопровода методом прямой наплавки без остановки перекачки газа

4.3 Анализ технологических операций при подготовке и сварочной ремонтной наплавке металла на действующий газопровод

Выводы по 4-ой главе

Общие выводы

Литература

Акт внедрения результатов диссертационной работы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Ремонт газопроводов методом наплавки без остановки транспортировки газа»

Введение

Система магистральных газопроводов является одной из важнейших составных частей экономики страны, обеспечивающей практически все отрасли промышленности сырьем, топливом, энергией. Общая протяженность магистральных газопроводов в настоящее время составляет около 176 тыс. км [1].

Длительная эксплуатация газопроводов неизбежно ведет к появлению и развитию всевозможных дефектов, в связи с чем возрастает роль ремонтно-восстановительных работ. Методы ремонта дефектных участков газопроводов, применяемые ранее (за исключением врезки катушки), до недавнего времени рассматривались, главным образом, как временные методы восстановления несущей способности газопроводов. Ремонт магистральных газопроводов традиционным методом замены участка газопровода (врезка катушки) влечет за собой отключения газопроводов, что наносит значительный ущерб, обусловленный недопоставками газа потребителям, потерей стравливаемого газа на ремонтируемом участке, а также загрязнением окружающей среды.

С интенсивным развитием внутритрубной дефектоскопии и улучшением качества экспертизы безопасности резко увеличился объем выборочного ремонта газопроводов без остановки перекачки газа как наиболее эффективного вида ремонта.

Восстановление несущей способности дефектных участков газопроводов может осуществляться различными способами. К ним относятся как ремонт без применения сварки (ремонт с использованием композитных муфт, стеклопластиковых муфт с резьбовой затяжкой, разъемных болтовых муфт и т.п.), так и ремонт, связанный со сварочными работами (полноохватные стальные муфты типа А и В, стальные муфты с заполнением зазора «труба-муфта», способ «горячей врезки» и прямой сварочной наплавки металла). Наиболее быстрым и эффективным является способ ремонта дефектов ограниченного размера прямой сварочной наплавкой металла.

Однако риски, связанные со сваркой на действующих трубопроводах, необходимо контролировать, гарантируя, что ремонт сварочной наплавкой выполняется по воспроизводимой технологии в пределах оптимального диапазона тепловложения. Этот оптимальный диапазон предотвращает сквозной прожог, определяемый верхним пределом тепловложения, и наведенное водородом «холодное» растрескивание, связанное с нижним пределом тепловложения.

Технология ремонта сварочной наплавкой, обеспечивающая предотвращение сквозного прожога и водородного растрескивания, основывается, главным образом, на рассмотрении термического цикла наплавки. В то же время химический состав трубной стали и внутреннее давление газа являются дополнительными факторами, влияющими на сквозной прожог и постсварочное растрескивание. Термический цикл зависит не только от энергии сварочного тепловложения, но и от ослабления теплоемкости трубопровода (толщины стенки трубы, типа и скорости потока газа), а также от применяемого предварительного или постсварочного нагрева.

В последние годы для разработки технологии эффективного ремонта газопроводов применяют методы численного исследования в процессе изучения сварки на трубопроводах под давлением. Такие методы нацелены на определение граничных режимов технологии наплавки путем моделирования критического тепловложения на грани сквозного прожога в трубах различной толщины, несущих потоки газа при различных давлениях и скоростях. Расчет времени охлаждения зоны термического влияния (ЗТВ) наплавки от 800°С до 500°С может использоваться как индикатор микроструктуры и твердости сварной зоны в этих моделях и, следовательно, чувствительности ЗТВ к растрескиванию. Конечно, достоверность результатов численного моделирования должна быть подтверждена экспериментами.

Стандарт СТО Газпром 2-2.2-116-2007 [2] разрешает сварочные работы на магистральных газопроводах, находящихся под давление газа, по «горячей врезке» отводов, включая ремонт газопроводов этим методом. Однако способ прямой сварочной наплавкой металла в СТО [2] не рассмотрен. Это связано с

недостаточностью комплексных исследований, подтверждающих возможность безопасного выполнения ремонтной сварочной наплавки на газопроводах без остановки перекачки газа.

Поэтому решение проблемы повышения эффективности эксплуатации газопроводов и снижения ущерба ставит ряд задач, связанных с исследованием условий безопасного и качественного производства сварочных работ, включая разработку научно-обоснованной технологии ремонта газопроводов методом сварочной наплавки без остановки перекачки газа.

Актуальность темы диссертационной работы значительно возрастает по причине необходимости ремонта поверхностных дефектов действующих газопроводов, которые невозможно отключить и освободить от газа по режимам транспортировки (однониточные газопроводы, газопроводы-отводы, стратегические объекты и пр.), что ориентировочно составляет почти 24% от протяженности всей газотранспортной системы. Протяженность таких магистралей по ОАО «Газпром» превышает 42,0 тыс. км.

Целью настоящей работы является разработка технологии эффективного и безопасного ремонта поверхностных дефектов на газопроводах без остановки перекачки газа методом ручной дуговой сварочной наплавки металла. .

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие основные задачи исследований:

- экспериментальное исследование режимов ремонтной сварочной наплавки, исключающих термический прожог стенки трубы и предотвращающих образование закалочных структур с повышенной твердостью, склонных к водородному растрескиванию.

- исследование термических циклов и тепловых полей в стенке трубы при ремонтной наплавке с применением численного моделирования для гарантии безопасности технологии ремонтной наплавки, эксперименты по которой на действующих газопроводах запрещены нормативным документом [2].

- исследование режимов и разработка технологии многопроходного ремонта сварочной наплавкой поверхностных дефектов труб по методу «отпущенного валика», как наиболее эффективного и безопасного вида ремонта.

Методы решения поставленных задач

Анализ технологии ремонта действующих трубопроводов способом дуговой сварочной наплавки проведен на основании изучения литературно-патентных источников за последние 25 лет. В результате анализа выбраны следующие методы решения поставленных задач:

- обоснование эффективности технологии ремонтной наплавки путем экспериментального исследования температурных циклов наплавки и скорости охлаждения ЗТВ;

- оценка эффективности технологии ремонтной наплавки по результатам металлографического исследования зон наплавки с определением допустимого тепловложения по измерениям размеров и твердости ЗТВ (в ед.НУ);

- численное моделирование (МКЭ) температурных циклов и тепловых полей по сечению стенки трубы при ремонтной наплавке, как альтернатива натурным экспериментам по наплавке на действующих газопроводах, запрещенных нормативной документацией (НД);

- проверка эффективности ремонтной наплавки методом оценки несущей способности трубопровода с применением модели термической «коррозионной язвы».

Исследования в работе проведены с опорой на теоретические и практические работы отечественных и зарубежных ученых в области ремонтной сварочной наплавки на действующих трубопроводах, - акад. B.JI. Березин, А.Г. Гумеров, H.H. Рыкалин, A.C. Собачкин, О.И. Стеклов, W.A. Bruce, J. Goldak, D.L. Hicks, J.F. Kiefner, W.S. Kim, M. Painter, J.B.Wade и другие.

Научная новизна полученных результатов заключается в комплексном подходе к решению проблемы ремонта поверхностных дефектов на действующем газопроводе с применением сварочной наплавки, начицая с экспериментальных исследований различных параметров наплавки и заканчивая определением

технико-экономических показателей ремонта газопровода.

Выполненные исследования технологических режимов процесса ремонта газопровода позволили научно обосновать организационно-технологическую схему производство ремонтно-восстановительных работ.

Обоснована эффективная и безопасная технология ремонта поверхностных дефектов действующего газопровода с учетом критериев термического, металлографического и термомеханического анализа.

Впервые разработана методика использования модели термической «коррозионной язвы» с применением МКЭ.

Защищаемые положения

1. Научное обоснование технологии эффективного ремонта поверхностных дефектов на действующем газопроводе методом сварочной наплавки, разработанной на основе экспериментального исследования режимов ремонтной наплавки, исключающих термический прожог стенки трубы и предотвращающих образование закалочных структур с повышенной твердостью, склонных к водородному растрескиванию;

2. Экспериментально-теоретическое обоснование методики определения технологически допустимых предельных величин тепловложения по данным термического и металлографического анализа зон ремонтной наплавки;

3. Обоснование оценки допустимого давления газд в зоне ремонтной наплавки с привлечением модели термической «коррозионной язвы»;

4. Экспериментально-теоретическое обоснование технологий многопроходного ремонта сварочной наплавкой по методу «отпущенного валика», как наиболее эффективного и безопасного вида ремонта глубоких поверхностных дефектов труб.

Практическая ценность и реализация результатов работы Научно обоснована и предложена наиболее экономичная технология ремонта поверхностных дефектов на действующем газопроводе методом сварочной наплавки. Эта технология гарантирует выполнение быстрого и наиболее эффективного вида ремонта поверхностных повреждений газопровода

без риска теплового прожога стенки трубы и постсварочного растрескивания шва наплавки. Результаты работы были внедрены в ООО «Газпром трансгаз Уфа» для подготовки сварщиков, выполняющих работы по ремонту газопроводов.

Достоверность результатов обеспечивается статистическим анализом полученных данных, научным обоснованием используемых зависимостей, принятых допущений и ограничений, представлением результатов моделирования по МКЭ и сравнением их с экспериментальными.

Достоверность результатов обеспечивается статистическим анализом полученных данных, научным обоснованием используемых зависимостей, принятых допущений и ограничений, представлением результатов моделирования по МКЭ и сравнением их с экспериментальными данными.

Исследование и анализ методов выполнения ремонтных работ на действующих газопроводах

1.1 Ремонт газопроводов полимерно-композитными материалами

Ремонт полимерно-композитными материалами применяется в индустрии трубопроводного транспорта в течение 30 лет как средство усиления секций трубы, стенки которой ослаблены коррозией [3]. Как показала практика и опыт, ремонт трубопроводов композитными материалами не ограничен только коррозионными повреждениями; возможности ремонта такого типа шире.

Композит сочетает в себе высокую прочность усиливающих стекловолоконных нитей, находящихся в матрице термоусадочного полимера. Действие композитного ремонта заключается в распределении кольцевой нагрузки в стенке трубы; при этом напряжение текучести трубной стали ограничивается наложенной с внешней стороны композитной муфтой так, чтобы можно было бы безопасно поддерживать максимально допустимое рабочее давление в трубопроводе [4].

Типичный и эффективный композитный ремонт состоит из трех компонентов: 1) композитной структуры; 2) адгезива, используемого для связи композита с трубой в каждом последующем слое накладываемой обмотки; 3) высокой сжимающей нагрузки, передаваемой наполнителем, наложенным на дефект трубы. На рисунке 1.1 показан ремонт композитной муфтой «Клок Спринг»

Композитная

Рисунок 1.1- Ремонт дефектов трубы полимерно-композитной муфтой

«Клок Спринг»

Муфтовая технология «Клок Спринг» имеет ряд преимуществ. Такие муфты технологичны, работа с муфтами не требует больших навыков, муфты устанавливаются быстро без применения сварки и они дешевле, чем стальные [5].

Механизм работы ремонтного соединения заливного композита основан на высокой степени проникновения на молекулярном уровне и высокой адгезии соединения. Механизм ремонтного соединения муфтового композита работает как бандаж, прочностные свойства которого определяются свойствами материала и суммарной толщиной установленной на трубе спиральной муфты.

При установке композитных муфт на газопровод кольцевые напряжения в стенке трубы снижаются до уровня продольных, что позволяет создать зону безопасного напряженного состояния длиной 300 мм по каждую сторону муфты.

Ремонт наружных дефектов трубопровода полимерно-композитными муфтами

В результате проведенных исследований для протяженных дефектов разработан комбинированный метод [4-6], осуществляемый по следующей технологии.

- Пескоструйная очистка поверхности трубы в зоне дефекта. Обычно зачищают и центрируют на дефекте пояс вокруг цилиндрической поверхности трубы шириной ~ 0,5м.

- Инспекция дефекта. С очисткой поверхности было выполнена полная инспекция площади дефекта с потерей металла. Для единичного дефекта используют глубинные калибры; для множественных (составных) дефектов применяют лазерные сканеры. Затем выполняли ультразвуковой контроль толщины стенки трубы для подтверждения того, что номинальная толщина стенки, окружающей зону коррозионного поражения, была равна исходной, 0мм, тем самым, исключая какие-либо внутренние повреждения. Окончательно проводили инспекцию по методу магнитных частиц, чтобы убедиться, что зона дефекта свободна от какого-либо поверхностного растрескивания.

- Химическая очистка - обезжиривание поверхности трубы.

- Нанесение композита «Диамант» на всю поверхность дефекта с толщиной слоя до полного восстановления толщины стенки трубы.

- Установка композитной муфты («Клок Спринг». «КСМ ВНИИСТ» или "\VrapMaster"). Прежде всего, тщательно контролировали температуру окружающего воздуха, чтобы обеспечить правильную пропорцию смешанного адгезива. Во время подачи материала из питателя в зону дефекта, ремонтная бригада медленно обматывает композитную обертку на соседнюю с дефектом площадь трубы (но не на площадь самого дефекта), равномерно намазывая адгезив между каждым последующим слоем. Адгезив также наносится в зону дефекта (с выровненным наполнителем) и вокруг него, а затем обмотка перемещается в конечную позицию, надвигаясь на дефект. Образцы адгезива и материала композита берутся для анализов для страхования качества. Ремонтная обертка затем плотно натягивается вокруг трубопровода с применением натяжного рычага перед закреплением самоклеящейся лентой.

После консервирования в течение двух часов, края муфты скашивали с использованием шпатлевки. Затем площадь ремонта обтягивалась и обматывалась крепежной лентой с 55%-ным перекрытием, как требовала исходная спецификация трубопровода для полевых соединений [4]. По завершении общий диаметр на отремонтированной секции был не более чем на 25мм больше диаметра исходной трубы. По вышеприведенной технологии допускается ремонт композитными муфтами коррозионных дефектов, вмятин и сварных швов таблица 1.1. Композитными муфтами ремонтируют вмятины глубиной не более 4% от наружного диаметра трубы Д, (для = 1420 мм стрела прогиба вмятины не должна превышать 50 мм). Ремонт дефектных сварных швов производят с помощью трех композитных муфт шириной 100 мм: две муфты накладывают встык по каждую сторону шва, а третью - внахлест по центру шва [3,4].

Необходимое количество слоев композиционных муфт N зависит от диаметра, толщины стенки и механических свойств ремонтируемой трубы, размеров дефекта, прочностных характеристик полимерных конструкционных материалов, используемых при ремонте. При ремонте без предварительного

автоматизированного расчета требуемое количество слоев композиционных муфт - 8, муфты должны устанавливаться без зазора и полностью закрывать дефект. Автоматизированный расчет позволяет оптимизировать требуемое количество слоев композиционной муфт N в диапазоне от 6 до 12. Длина композиционной ленты Ь определяется для трубы диаметром П по соотношению:

Ь=ЫлО+ЗООмм (1.1)

Таблица 1.1

№ п/п Тип дефекта Допускаемые размеры дефектов Метод ремонта

Глубина, % Длина, мм Ширина, мм

1 Каверны, коррозия <12 Без ограничений Без ограничений Ремонт композиционными материалами не требуется

2 Каверны, питтинги <65 <0,5л/Я5 <2пВЛ2 Ремонт заливными ПКМ

3 Линейные дефекты <35 <0,3 л/115 <2лЯ/360

4 Общая коррозия при отсутствии дефектов по п/п 2,3 <40 Без ограничений Без ограничений Ремонт муфтовым ПКМ

40...50 <0,Зл/Яб <2пК/3

50...60 <2,Зл/Я5 <2яИ/8

5 Общая коррозия при отсутствии дефектов по п/п 2,3 <40 Без ограничений Без ограничений Комбинированный ремонт

40...50 <0,З^Я5 <2л№

50...60 <2,3<К5 <2лК/8

1.2 Ремонт газопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой

затяжкой

Для повышения усиливающего эффекта ремонтной конструкции на предприятии «Севмаш» была разработана и изготовлена экспериментальная

стеклопластиковая муфта (ЭСМ), состоящая из двух отформованных полуколец с болтовой затяжкой. Масса муфты в сборе ~150кг, диаметр болтов 38мм, количество - 10шт. Дефекты, ремонтируемые муфтами типа ЭСМ, разделяются на следующие типы: коррозионные (участки неравномерной и местной коррозии, язвы, питтинги), механические (царапины, забоины, задиры), формы сечения трубы (вмятины), металлургические (плены, закаты, каверны). Муфта ЭСМ может быть использована в качестве дополнительной усиливающей конструкции при первичном ремонте трещиноподобных дефектов методом шлифовки [5].

Были проведены полигонные испытания с целью сравнения усиливающего эффекта муфты ЭСМ и спиральных муфт отечественного производства [5]. Испытаны спиральные муфты двух типов:

- композиционно-спиральная муфта «ГАРС» (ТУ 2296-152-05786904-99);

- композиционно-спиральная лента «KCJT» (ТУ 92-115-14-98).

Муфту ЭСМ устанавливали по следующей технологии. На очищенную поверхность трубы о1220x12мм с искусственным дефектом в виде продольного надреза (шириной 10мм) наносили слой эпоксидного клея с асбестовыми волокнами. Такой же состав наносили на внутренние поверхности полумуфт, устанавливали их на трубу и затягивали болтовые соединения моментом 650 Н/м, что обеспечивало обжатие трубы контактным давлением порядка 1,8-1,9 МПа.

Муфты «ГАРС» и «KCJI» устанавливали путем намотки вручную стеклопластиковой ленты в 9 слоев на трубу с дефектами с одновременным введением между слоями упрочняющей клеевой композиции «Монолит+» (ГАРС» и композитного материала ПГР-4 (KCJT) в соответствии с прилагаемыми инструкциями. Ленту «ГАРС» после намотки натягивали с помощью специального рычажного приспособления. Перед монтажом этих муфт дефектные места на трубе были усилены мультиметаллом «РЭМ-сталь». Дефект под муфтой ЭСМ был заполнен эпоксидным клеем с асбестовыми волокнами.

Режимы нагружения: опрессовка плети трубы давлением 7МПа, ступенчатое нагружение 0-5,5 МПа со снятием показаний приборов, циклическое

нагружение 0-5,8 МПа - всего 200 циклов, а также три разрушающих подъема давления.

Выполнено два ремонта плети - после разрыва трубы под муфтой «ГАРС» (Рмах = 8,1 МПа) и после разрыва трубы с муфтой «КСЛ» (Рмах^ 8,8 МПа). В первом случае ремонт выполнен путем вварки овальной заплаты 280-180мм на место вырезанного дефекта, во втором - путем вырезки дефектной катушки и повторным монтажом плети. Третий разрушающий цикл выполняли, когда на плети оставалась только муфта ЭСМ, которая выдержала первые два разрушающих цикла таблица 1.2.

Таблица 1.2

Тип муфты Расчетное разрушающее давление без муфты, МПа Фактическое разрушающее давление с муфтой, МПа Состояние муфты при разрыве трубы в месте дефекта Коэффициент эффективности при предельном давлении Коэффициент усиления в упругой области

ЭСМ 7 10,6 Разрыв внизу на 7 часов 1,5 1,27-1,57

ГАРС 7,7 8,1 Муфта не разрушилась 1,05 1,07-1,23

КСЛ 8 8,8 Разрыв на месте дефекта 1,1 1,03-1,12

Расчетное разрушающее давление для каждого дефекта без муфты определялось по пределу прочности металла трубы ав= 575 МПа.

Механизм и результаты разрушений оказались разными для каждой муфты. При давлении 8,1 МПа раскрылся дефект под муфтой «ГАРС», причем трещина не вышла за пределы дефекта, а раскрытие кромок не превысило 3-4мм. Муфта сохранила свою целостность без видимых повреждений и осталась на месте. После ремонта и второго разрушающего подъема давления раскрылся дефект под муфтой КСЛ, которая разрушилась в виде разрыва поперечного сечения над дефектом всех 9 слоев ленты, при этом в месте разрыва муфта

расслоилась и по всему периметру отошла от трубы. Длина разрыва трубы по образующей достигла 2,13м. В обоих случаях эффект упрочняющего состава «РЭМ-сталь» не проявился.

Муфта ЭСЛ разрушилась при давлении 10,6 МПа в условиях пластического течения металла за пределами муфты, когда кольцевые напряжения в бездефектной зоне трубы достигли 530 МПа. По данным тензометрии после 200 циклов нагрузки остаточная деформация муфты ЭСМ составила 5-7,5% от максимального значения деформации при давлении воды (среды испытания) 5.5-6,0 МПа. У спиральных муфт данный показатель выше 710%.

Результаты испытания показали более высокую упрочняющую эффективность муфты ЭСМ [5].

Одновременно с представленными исследованиями продолжался поиск новых конструктивных и технологических решений по полимерным муфтам. Была запатентована полимерная муфта для ремонта трубопроводов с локальными коррозионными дефектами и способ ее установки [6]. Муфта содержит две отдельные предварительно отформованные половины, снабженными по концам входящими друг в друга петлевыми блоками. Обе половины муфты в нагретом состоянии устанавливают на трубопровод, перекрывая дефектное место и обеспечивая совпадение осей отверстий петлевых блоков соединяемых половин, после чего петлевые блоки фиксируются накладными осями. При охлаждении муфта плотно охватывает дефектное место, снижая кольцевые напряжения в стенке трубопровода. Эксплуатационная надежность дефектного участка возрастает. Разработаны также способ ремонта трубопровода и муфта для его осуществления. Основное отличие от рассмотренных выше - волнообразный профиль ее контура по окружности.

Рассмотренные выше полимерные муфты не нашли широкого применения из-за сложности их изготовления. Муфта ЭСМ излишне массивна, имеет высокую стоимость, конструкция содержит чувствительные для стеклопластика

концентраторы напряжения в местах стыковых стенок с приливами под болтовые соединения, в которых действуют максимальные напряжения изгиба.

Опираясь на результаты проведенных испытаний полимерных муфт, специалисты ООО «Газпром трансгаз Ухта» разработали более совершенную конструкцию, сочетающую достоинства испытанных муфт с повышенной прочностью [7]. Муфта РСМ-1220 выполнена в виде двух стеклопластиковых полуколец 1, соединяемых между собой болтами 2 (8 шт.) по четыре болта в

разъеме рисунок 1.2.

А

2 3

\

А-А

У/ШШШ

Рисунок 1.2 - Конструкционная схема муфты РСМ-1220 Каждое полукольцо получено методом однонаправленной намотки стекловолоконного шнура на шаблон и пропитки его эпоксидным клеем. Концевые участки полуколец содержат петлевые захваты 3 со стальными закладными осями 4. Поперек осей выполнены резьбовые отверстия под болты. Ширина полотна муфты - 320мм, толщина - 7,2мм, диаметр оси - 64мм, размер резьбы - М24. Материал осей и шпилек - Ст.ЗОХГСА (закаленная). Масса муфты в сборе - 56 кг. Каждый болт выполнен с правой и левой резьбой, разделенной шестигранной головкой под ключ, а усилия стяжки передаются на стальные оси,

которые натягивают полотна полуколец муфты без создания в ней изгибных моментов, характерных для прочих стяжных муфт.

Муфту устанавливают на трубопровод 5, нанося между поверхностью трубы и муфтой клеевой состав 6, затем затягивают болты 2, обеспечивая необходимое обжатие дефектного участка трубопровода 5. Для определения эффективности муфты РСМ-1220 были проведены полигонные испытания.

Три муфты РСМ-1220 А, Б и В устанавливали на трубную плеть со снятым изоляционным покрытием. Каждая муфта перекрывала по два искусственных дефекта, один - на верхней образующей трубы (12 ч), другой - на боковой образующей (9 ч по ходу воды). Причем верхние дефекты перекрывались примерно серединой полотна каждой полумуфты, а боковые располагались в области одного из разъемов муфт. Размеры дефектов: длина 193-215мм, ширина -3,5мм, усредненная глубина под муфтой А - 8,1мм, Б - 6,7мм, В - 4,6мм. Места установки муфт зачищали до металлического блеска, обезжиривали ацетоном, затем на внутренние поверхности полумуфт и дефектные места наносили клеевой компаунд на основе полиэфирной смолы. После этого проводили затяжку болтов; момент ~450 Н-м. При затяжке резьбовых соединений осевое усилие растяжения в болте <2б определяется по формуле (1.2):

0,б =Мзат/0,15с1, (1.2)

где Мзат- момент затяжки резьбового соединения, Н-м;

- наружный диаметр резьбы, м. Усилие, стягивающее полотно муфты составит:

2 = и* (1.3)

где п — количество болтов в разъеме муфты.

Режимы нагрузки: опрессовка плети давлением 6,5МПа, подъемы давления в режиме 0-5МПа для производства измерений - четыре цикла, циклическое нагружение плети в режиме 0-5,4МПа - 200 циклов, три разрушающих цикла 0-Рразр. Получены следующие результаты. Усредненные значения кольцевых напряжений в муфте и трубе под муфтой вдали от дефектов при давлении воды О и 5 МПа показывают эффект снижения кольцевых напряжений, равный 41-45% .

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шафиков, Рустам Рашитович, 2015 год

Литература

1. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Гумеров А.Г., и др. Защита трубопроводов от коррозии. - Том 2. - СПб.: Недра, 2007. - 708с.

2. СТО Газпром 2-2.2-116-2007 Инструкция по технологии производства работ на газопроводах врезкой под давлением.

3. Информационно-аналитический обзор «Отечественный и зарубежный опыт сооружения, эксплуатации, ремонта и реконструкции магистральных газопроводов» Этап 1. Новые технологические решения, применяемые при ремонте магистральных газопроводов. М., ОАО Газпром, 2006.

4. ВСН 39-1.10-001-99 Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами М., ОАО Газпром, 2000.

5. Романцов C.B. Экспериментальные исследования и практические разработки по стеклопластиковым муфтам в ООО «Севергазпром» // Транспорт и

подземное хранение газа: Науч.-техн. сб. М., ООО «ИРЦ Газпром», 2005, № 5.

#

6. Полимерная муфта для ремонта труб и локальными коррозионными дефектами и способ ее установки //Патент №2219423 Россия.

7. СТП 8828-168-04 Методы ремонта дефектных участков газопроводов диаметром 1020-4420 мм стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой. ООО «Севергазпром», Ухта 2004.

8. Кифнер Д.Ф. Ремонт дефектов трубопроводов полноохватывающими муфтами. // The Welding Journal, июнь 1977.

9. Применение сварки при устранении дефектов на действующих трубопроводах. Майский A.A., Гумеров А.Г. и др. М: ВНИИОЭНГ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов., 1980. - №14. - 52с.

10. Мазель А.Г., Гобарев Л.А., и др. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением. //Строительство трубопроводов, 1996, №1, с. 16-22.

11. Kiefner J.F., Duffy A.R. A Study of Two Methods for Repairing Defects in Line Pipe. American Gas Associztion, March 1974.

12. Kiefner J.F.,e.a. Further Studies of Two Methods for Repairing Defects in Line Pipe. American Gas Associztion, March 1978.

13. Мазель А.Г., Гобарев JI.А., Нагорнов K.M., Рыбаков А.И. Сварные муфты для ремонта трубопроводов. // Газовая промышленность, 1996, №9-10, с.55-57.

14. Тарабрнн Г.Г., Осипов В.А., Фокин М.Ф. Определение эффективности укрепления дефектных участков нефтепроводов с помощью герметичных бандажей. / НТИС. Сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. — 1984. Вып. 12, с.22-25.

15. Corder I. 'Repairing Transmission pipelines by Epoxy-Filled Shells: The Safest, Best and Cheapest Method', IGE 58th Autuumn Meeting, London (November 24-25, 1992).

16. Hawke B. (BG pic) One-stop epoxy-filled sleeve repair technique meets needs. Pipe line & Gas Industry, 1997, Aug., pp.47-51.

17. Kiefner J.F., Maxey W.A. 'Test Validate Pipeline Sleeve Repair Technology' Oil & Gas Journal, August 1989.

18. Goddard D.H. 'Repair of High Pressure Natural Gas Pipelines Using Leak Clamps as the Method of Repair', American Gas Assossiation Operating Section Proceedings (1989).

19. Jong-hyun Baek, Woo-sik Kim, Young-pyo Kim (KOGAS). Comparative study for various repair methods of in-service pipeline using full scale burst test. 23rd World Gas Conference, Amsterdam 2006.

20. Рунге Ю. Техника сварки. - M.: Металлургия, 1984. - 556.

21. Рыкалин Н.Н. Расчеты тепловых процессов при сварке. - М.: Машгиз, 1951.-296 с.

22. Рыкалин Н.Н. Тепловые основы сварки. Часть 1. М.: Изд-во АН СССР,

1947.

23. Собачкин А.С. Особенности технологии сварочных работ при ремонте нефтепроводов без остановки перекачки. - Диссертация кандидата техн. наук, Уфа, 1997.

24. Hicks D.L. 'Guideline for Welding on Pressurised pipe' Pipeline & Gas Journal, March 1983, pp. 17-19.

25. Березин B.JI. Выбор технологии заплавки каверн на магистральных нефтепроводах при капитальном ремонте. Известия ВУЗов, М.: Нефть и газ, 1964, №11, с.71-75.

26. Владимирский Т.А., Вроблевский Р.В., Глебов Л.В. и др. Справочник по сварке. Под ред. Соколова Е.В. М.: Машиностроение, 1961, т. 1, гл.З, с.9-50.

27. Собачкин А.С. Исследование параметров режима сварки на трубопроводах, находящихся под давлением. Сб. трудов: Исследования в области надежности и эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987, с.31.37.

28. Kiefner I.F. Repair of Line Pipe Defects by Full Encirclement sleeves // Welding Journal. - 1977.-v.56.-№6-pp. 25-31.

29. Cassie B.A. The Welding of Hot Tap Connections to High Pressure Gas Pipelines. // I.W. Jones Memorial Lecture./ Pipe Lines Industries Guild.-1974,-October -pp. 46-53.

30. Wade J.B. Hot Tapping of Pipelines. AWRA Report, Snowy Mountains Corporation, 1978.

31. Wade J.B. Description of Experimental Results on the Effects of Pipeline Damage on Performance and Hot Tapping Techniques, Conference 'Pipeline Welding in 80-s', Melbourn, March 1981, Paper 4a.

32. Boring, M.A., Zhang, W., and Bruce, W.A., "Improved Burnthrough

th

Prediction Model for In-Service Welding Applications," Proceedings of 7 International Pipeline Conference, IPC2010-65353, September 29 - October 3, 2010, Calgary, Alberta, Canada.

33. Bruce W.A., Etheridge, B.C., and Carman, A. "Heat-Affected Zone Hardness Limits for In-Service Welding," Proceedings of 7th International Pipeline Conference, IPC2010-64003, September 29 - October 3, 2010, Calgary, Alberta, Canada.

34. Kiefner, J.F., Fischer, R.D., and Mishler, H.W., "Development of Guidelines for Repair and Hot Tap Welding on Pressurized Pipelines," Final Report, Phase 1, Repair and Hot Tap Welding Group, Battelle Columbus Division, Columbus, OH, September 1981.

35. Kiefner, J.F., Fischer, R.D., "Repair and Hot Tap Welding on Pressurized Pipelines," Simposium during 11 Annual Energy Sources Technoligy Conference and Exhibition, New Oelrans, LA, ASME, PD-Vol.14, pp.1-10, January 1988.

36. Bruce, W.A., Li, V., Citterberg, R., Wang, Y.-Y., and Chen, Y., "Improved Cooling Rate Model for Welding on In-Service Pipelines," PRCI Contract No.PR-185-9633, EWI Project No.42508CAP, Columbus, OH, November 2001.

37. Гумеров И. К. Методология экспертизы безопасности длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов на основе математического моделирования. - Диссертация кандидата техн. наук, Уфа, 2006.

38. Гумеров И.К., Бажайкин С.Г. Расчёт технологических параметров сварки действующих трубопроводов при ремонтных работах // Материалы конференции "Энергоэффективность. Проблемы и решения". - Уфа, ТРАНСТЭК, 2005. - С. 75-78.

39. Гумеров И.К., Хабиров Р.А., Сафиуллин Н.Ф. Методика расчета технологических параметров сварки трубопровода при ремонтных работах // Материалы Всероссийского семинара "Проблемы промышленной безопасности в системе нефтегазового комплекса трубопроводного транспорта". - Уфа, Ростехнадзор, 2005. - С. 88-96.

40. Bruce, W.A., and Boring, М.А., "Welding onto In-Service Thin-Walled Pipelines", PRCI Contract No.PR-185-9908, EWI Project No.41732CAP, Columbus, OH, July 2000.

41. Bruce, W.A., and Boring, M.A., "Burnthrough Limits for In-Service Welding," PRCI Contract No. GRI-8441, EWI Project No.44732CAP, Columbus, OH, Augist 2003.

42. Painter, M., "In-Service Welding on Gas Pipelines," Software Documentation for 'In-Service,' for CRC for Welding Structures and Australian

Pipeline Industry Association, Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization, Adelaide, SA, Australia, 2010.

43. СТО Газпром 2.-2.3-112-2007. Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами. - М: ВНИИГАЗ, 2007.

44. Vieth, Р.Н., 'Assessment criteria for ILI metal-loss data: B31G and RSTRENG,' The Journal ofPipeline Integrity, July 2002, pp.165-169.

45. Howden D.G. 'Welding on Pressurized Pipe'. Loss Prevention, Vol 9, pp.810, American Institute of Chemical Engineers, N.Y.

46. Бут B.C., Аснис A.E., Иващинко Г.А., и др. Серия "Технология сварки, сварные конструкции". ИЭС им. Е.О. Патона, 1985, №41.

47. Bruce W.A., Boring М.А., Fiore S.R., Nolan D. 'Effect of factors related to hydrogen cracking for in-service welds' Final Report. GRI-04/0140, February 2005.

48. API Standard 1104-2005 'Welding of Pipelines and Relates Facilities' 20th ed., Washington, DC, Nov. 2005.

49. CSA Z662-07 "Oil and Gas Pipeline Systems," CSA International, Canada, June 2007.

50. BCH-012-88 Ведомственные строительные нормы строительства магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 2. Формы документации и правила ее оформления в процессе сдачи -приемки.

51. ГОСТ 14782-76 Контроль неразрушающий соединения сварные методы ультразвуковые.

52. ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый

метод.

53. Goldak J., Chakravatri, Bobby M. 'A new Finite Element Method for Welding Heat Sources'. Met. Trans. B, 1984,15B, pp.299-305.

54. Glickstain S.S., Friedman E 'Characterization and Modeling of the Heat Source' ASM Handbook, vol.6, Welding, Sec.19: Modeling of Joining Processes.

58. Bout V.S.& Gretskii Yu.Ya. 'Arc Welding Application on Active Pipelines' Pipeline Technology, Vol.1, R.Denys Ed., pub Elsevier Science BV, pp.550-558.

55. ГОСТ 3242-79: «Соединения сварные» Методы контроля качества.

56. ГОСТ 6996-66: «Методы определения механических свойств».

57. Lundin C.D., Gill T.P.S., Qiao C.Y.P., Wang Y., Khan K.K.'Weldability of Low-Carbon Micro-Alloyed Steels for Marine Structures' Welding Research Council Bulletin, Dec. 1990, No.359, pp. 1-103.

59. Cola M.J.,e.a 'Development of simplified weld cooling rate models for inservice gas pipelines. Final Report PR-185-914, 1991. American Gas Association.

60. Bruce W.A., Yapp D., Barbjrak D.M., Fingerhut M.P., Kania R. 'Simple Laser-Based Pipeline Corrosion Assessment System' Pipeline & Gas Journal, March 1997, pp.28-32.

61. Bruce W A and Amend W E GUIDELINES FOR PIPELINE REPAIR BY DIRECT DEPOSITION OF WELD METAL. "WTIA/APIA Welded Pipeline Symposium," Sydney, Australia, April 3,2009.

62. ТУ20/28/40/48/56-79 (Сталь X70)

63. СТО Газпром 2-2.4-083-2006: Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов.

64. Bruce W.A., Kenzie B.W. 'Development of Non-Destructive Inspection Methods for Welding Made Onto On-Service Pipelines' 8-th Symposium, 2003.

65. СТО Газпром 14 - 2005 Типовая инструкция по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром».

66. СТО Газпром 2-2.3-115-2007 Инструкция по сварке магистральных газопроводов с рабочим давлением до 9,8 МПа включительно.

67. СТО Газпром 2-2.2-136-2007 Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть II.

68. Майский А.А., Гумеров А.Г. и др. Применение сварки при устранении дефектов на действующих трубопроводах. М: ВНИИОЭНГ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов., 1980. - №14. - 52с.

69. Мазель А.Г., Гобарев JI.A., и др. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением. // Строительство трубопроводов, 1996, №1, с. 16-22.

70. Мазель А.Г., Гобарев JI.A., Нагорнов K.M., Рыбаков А.И. Сварные муфты для ремонта трубопроводов. // Газовая промышленность, 1996, №9-10, с.55-57.

71. Тарабрин Г.Г., Осипов В.А., Фокин М.Ф. Определение эффективности укрепления дефектных участков нефтепроводов с помощью герметичных бандажей. / НТИС. Сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. — 1984. -Вып.12.-с.22-25.

72. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов /ВНИИГаз, Союзгазтехнология. - М.:, 1991. - 22с.

73. Моисеев A.B., Парфенов А.И. Отечественный и зарубежный опыт сооружения, эксплуатации, ремонта и реконструкции магистральных газопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2006

74. Мирошниченко Б.И., Варламов Д.П. Оценка состояния и определение срока безопасной эксплуатации газопроводов. Газовая промышленность. - 2006. -№2. - С. 48 - 50.

75. Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Александров Д.Ю., Кошелева М.А. Статистика отказов магистральных газопроводов. - Серия: Ремонт трубопроводов. -М.: ИРЦ Газпром, №3,2001, с. 13-18.

76. Овчаров C.B. Разработка методов анализа риска эксплуатации магистральных газопроводов. - Диссертация кандидата техн. наук, М., 1997

77. Ремизов В.В., Тухбатуллин Ф.Г., Королев М.И., Салюков В.В., и др. Коррозионное растрескивание труб под напряжением - основная причина аварий магистральных газопроводов. - Серия: Ремонт трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, №4,2001, с. 3-12.

78. Решетников А.Д. Методы и технические процессы строительства и капитального ремонта магистральных газопроводов в обводненной и заболоченной местности. - Диссертация доктора техн. наук, М., 2005

79. Салюков В.В., Велиюлин И.И. Концепция ремонта газопроводов на современном этапе развития единой системы газоснабжения ОАО "Газпром". Вторая международная конференция "Обслуживание и ремонт газонефтепроводов". Вып. 1. М., 2005. С. 5 - 16.

80. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. Обзорная информация "Природный газ и защита окружающей среды", ВНИИЭгазпром, 1993,47 с.

81. Софонов B.C. Разработка научно - методических основ и критический анализ риска эксплуатации объектов газовой промышленности. - Диссертация доктора техн. наук, М., 1997

82. Тухбатуллин Ф.Г. Изменения нормативных показателей надежности газопроводов. - Серия: Ремонт трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, №4, 2001, с. 18-22.

83. Черняев В. Д. Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. - М., Недра, 1992, 272 с.

84. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. - М., 2004. С. 1079

85. Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Александров Д.Ю., Кошелева М.А. Статистика отказов магистральных газопроводов. - Серия: Ремонт трубопроводов. -М.: ИРЦ Газпром, №3,2001, с. 13-18.

86. Павленко В., Швейц А. Анализ одного варианта системы обеспечения безопасности магистральных газопроводов. - Серия: Ремонт трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, №1,2001, с. 10-20.

87. Мазур И.И., Иванцов О.М., Резуненко В.И. и др. Безопасность трубопроводного транспорта. - М.: Знание, 2002. - 752 с.

88. СТО Газпром 2-2.3-231-2010 Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

89. Дерцакян А.К., Шпотоковский М.Н., Волков Б.Г., и др. «Справочник по проектированию магистральных трубопроводов». Л., «Недра», 1977. 519 с.

Приложение A (обязательное) Акт внедрения результатов диссертационной работы

4

ОАО «ГАЗПРОМ»

общество с ограниченной

ответственностью «газпром трансгаз уфа»

(ООО «Газпром трансгаз Уфа»)

Р.Зоргаул..*.5»,Уфа. Республика Башкортостан. Росснаска» Фадараци«, 4S00S4 Тал.: (347) 237-2S-M, факс: [phone]. тамтаЛг 132331 КОНТУР ОКПО 00154358 ОГРН 1020202361321 ИНН/КПП 027605365в«7250001 E-mail: bitoOuta-tr.gazpRXTi.ru. www gazprom ru

«8ф6 газпром трансгаз»

яуаплылып>1 сикланган йамгиатЕ

(«вфе Газпром трансгаз» ЯСЙ)

Р. Зорге ур , 5в-сы Порт. вф». Башкортостан РаслубткаПы. Раса* ФадарациаПы, 450054 Тая- [phone]. факс: [phone], талгга*п: 132331 КОНТУР ОКПО 00154353 ОГРН 1020202361321 ИНН/КПП 0Z760S3659/W7250001 E-mal: I rHoeuta-lr.ecprom.ru. www eazpromru

КЖ20/4 » Q4-f?S

на№.

.от.

Утверждаю Заместитель генерального директора - главный инженер ООО «Газпроя|^(^нсгаз Уфа» "Р. Р. Усманов 20 г.

♦rvrnC»'

АКТ

внедрения результатов диссертационной работы Шафикова P.P. на тему: «Ремонт газопроводов методом наплавки без остановки

транспортировки газа»

Режимы сварочной наплавки для ремонта дефектов труб диаметром 1420 мм, полученные в диссертационной работе Шафикова P.P. на тему: «Ремонт газопроводов методом наплавки без остановки транспортировки газа», были использованы в ООО «Газпром трансгаз Уфа» при подготовке сварщиков.

Начальник ПОЭМГ

Р.Ю. Дистанов