Совершенствование технологии ремонта магистральных нефтепроводов методом наплавки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Рыбин Василий Александрович

• Рыбин Василий Александрович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Рыбин Василий Александрович

Введение

РАЗДЕЛ I. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА НАРУЖНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1. Анализ состояния действующих магистральных нефтепроводов

1.2. Анализ прогрессивных методов ремонта наружных коррозионных повреждений нефтепроводов

1.3. Анализ технологии ремонта наружных коррозионных повреждений трубы наплавкой

1.4. Постановка задач исследований

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ II. ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГРАДИЕНТА

ТЕМПЕРАТУР СТЕНКИ ТРУБЫ ПРИ РЕМОНТЕ

2.1. Анализ факторов, влияющих на изменение температурного градиента стенки трубы на участке ремонта

2.2. Экспериментальное определение градиента температур в стенке трубы

на участке ремонта наружных коррозионных повреждений наплавкой

2.2.1. Выбор геометрических параметров экспериментальных образцов

2.2.2. Технические характеристики основного металла

2.2.3. Выбор оборудования для проведения эксперимента

2.2.4. Определение интервала исследуемых величин

2.2.5. Математическое планирование эксперимента

2.2.6. Математический и регрессионный анализ экспериментальных данных

2.2.7. Анализ результатов математического моделирования изменения

температуры стенки трубы при ремонте наплавкой

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ II

РАЗДЕЛ III. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОТВОДА ТЕПЛА В ПЕРЕКАЧИВАЕМЫЙ ПРОДУКТ НА ИЗМЕНЕНИЕ ГРАДИЕНТА ТЕМПЕРАТУР РЕМОНТИРУЕМОГО УЧАСТКА

3.1. Исследование отвода тепла в перекачиваемый продукт

3.1.1. Определение расчетной схемы

3.1.2. Построение компьютерной модели

3.1.3. Проведение численного эксперимента

3.1.4. Анализ температурного градиента стенки трубы при ремонте

3.1.5. Исследование влияния теплоотвода в перекачиваемый продукт на изменение градиента температур

3.2. Математический и регрессионный анализ толщины зоны гарантированных прочностных свойств ремонтируемого участка

3.3. Оценка величины допустимого давления в трубе с учетом изменения толщины остаточного слоя

3.4. Оценка влияния технологии ремонта на временное сопротивление разрыву трубной стали восстановленного участка

3.4.1. Последовательность реализации эксперимента

3.4.2. Математический и регрессионный анализ изменения временного

сопротивления металла стенки трубы

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ III

РАЗДЕЛ IV. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА НАРУЖНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НАПЛАВКОЙ ПОРОШКОВЫМИ ПРОВОЛОКАМИ

4.1. Разработка рекомендаций по обеспечению безопасности проведения ремонта наружных коррозионных повреждений наплавкой

4.1.1. Общие ограничения по применению механизированной сварки порошковыми самозащитными проволоками при ремонте наружных коррозионных повреждений линейной части магистральных нефтепроводов наплавкой

4.1.2. Требования к сварочным материалам

4.1.3. Требования к сварочному оборудованию

4.1.4. Последовательность технологических операций

4.1.5. Выбор безопасного давления при проведении ремонтных работ

4.2. Сравнительная оценка базовой и проектной технологий ремонта наружных коррозионных повреждений линейной части магистральных нефтепроводов

4.3. Практическая оценка результатов исследования

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ IV

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Актуальность темы исследований. Развитие и поддержание в рабочем состоянии магистральных нефтепроводов - основополагающее условие эффективного функционирования всей трубопроводной системы Российской Федерации, которая связывает отдаленные месторождения углеводородов Якутии, Дальнего Востока, Ямала и Тюменского Севера с важнейшими промышленно-экономическими центрами страны.

Потребности современного топливно-энергетического и промышленного комплексов России в нефти требуют обеспечения бесперебойной перекачки углеводородного сырья к объектам его переработки и потребления, что определяет необходимость проведения комплекса мероприятий по совершенствованию технологий эксплуатации трубопроводного транспорта.

Известно, что длительность эксплуатации большей части трубопроводов России, включая магистральные нефтепроводы, превышает 20 лет. Для трубопроводов указанной возрастной группы характерен физический износ, сопровождающийся ростом числа отказов вследствие образования и развития различного рода дефектов.

Основными «возрастными» дефектами магистральных нефтепроводов являются дефекты типа «потеря металла», среди которых особо выделяют локальные коррозионные повреждения площадью до 10 см2, являющиеся причиной возникновения и развития магистральных трещин.

Эффективность, качество и рентабельность методов ремонта вышеуказанных дефектов во многом определяет своевременность и бесперебойность поставок углеводородного сырья потребителям.

Одним из наиболее прогрессивных методов ремонта наружных коррозионных повреждений линейной части магистральных нефтепроводов является метод наплавки. Этот метод позволяет проводить ремонт наружных коррозионных повреждений линейной части магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта.

Однако применяемая в настоящее время ручная дуговая наплавка морально устарела и, как показали современные исследования, имеет ряд существенных

технологических недостатков, негативно сказывающихся на экономических показателях и качестве ремонтных работ.

Решением указанной проблемы представляется совершенствование технологии ремонта наплавкой посредством внедрения современных и прогрессивных технологий, позволяющих существенно повысить экономичность, производительность и качество ремонтных работ. Одной из таких технологий является наплавка с применением механизированной сварки порошковыми самозащитными проволоками.

Вместе с тем современная нормативная и научно-методическая базы по ремонту наружных коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов под давлением морально устарели и не учитывают современных достижений науки, техники и технологий в части ремонта магистральных нефтепроводов.

Следовательно, проведение исследований с целью совершенствования технологии ремонта магистральных нефтепроводов методом наплавки путем внедрения современных и перспективных сварочных материалов - порошковых самозащитных проволок - является актуальной задачей эксплуатации трубопроводного транспорта.

Цель работы: разработка научно-методической базы для совершенствования технологии ремонта нефтепроводов наплавкой под давлением.

Основные задачи исследования:

1. Провести анализ современных технологий ремонта наружных коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов под давлением.

2. Установить закономерности распределения градиента температур на участке ремонта наружных коррозионных повреждений наплавкой с учетом отвода тепла в перекачиваемый продукт.

3. Провести экспериментальные исследования изменения временного сопротивления разрыву основного металла труб линейной части, содержащих ремонтные наплавки.

4. Разработать технологию ремонта наружных коррозионных повреждений труб под давлением методом наплавки порошковыми самозащитными проволоками.

Объект исследования - участок нефтепровода, содержащий наружные коррозионные повреждения.

Предмет исследования - тепловые процессы при ремонте наружных коррозионных повреждений трубопровода наплавкой под давлением.

Методы исследования. При решении задач исследования использовались методы системного анализа, численного моделирования тепловых процессов при наплавке, статического планирования экспериментов и экспериментальных исследований прочности трубопроводов с ремонтными наплавками.

Научная новизна работы:

1. Установлены закономерности влияния тепловых процессов наплавки порошковыми проволоками на прочностные свойства металла в зоне ремонтной наплавки и разработаны статистические модели оценки прочностных параметров труб, обеспечивающих безопасность процесса наплавки под давлением.

2. Получены математические модели тепловых процессов, протекающих в стенке трубы на участке ремонта, с учетом отвода тепла от активной зоны в перекачиваемый продукт.

3. Предложен коэффициент, принимающий во внимание изменение допустимого давления в трубопроводе, с учетом отвода тепла в перекачиваемый продукт при ремонте наплавкой.

4. Разработана технология ремонта наружных коррозионных повреждений линейной части магистральных нефтепроводов наплавкой порошковыми проволоками.

Положения, выносимые на защиту:

1. Регрессионные модели, описывающие распределение температур по сечению ремонтируемого участка стенки магистрального нефтепровода с учетом отвода тепла в перекачиваемый продукт.

2. Методика определения зоны гарантированных прочностных свойств металла стенки трубы 5т, мм при ремонте наружных коррозионных повреждений нефтепровода под давлением, с учетом действия точечного источника тепла с заданными параметрами эффективной тепловой мощности дэ, Вт и скорости наплавки ун, м/с.

3. Технология ремонта наружных коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов под давлением методом наплавки порошковыми проволоками, включающая в себя методику расчета допустимого давления в нефтепроводе при проведении ремонтных работ и параметров наплавки.

Практическая ценность результатов. Результаты исследований рекомендуется применять при подготовке специалистов и инженеров нефтегазового комплекса по проектированию, эксплуатации и ремонту трубопроводного транспорта.

Полученные зависимости, закономерности и разработанная методика позволяют повысить безопасность и производительность ремонта наружных коррозионных повреждений стенки нефтепроводов под давлением методом наплавки порошковыми проволоками.

Результаты проведенных исследований рекомендуется внести в нормативные документы по производству ремонта на действующих магистральных нефтепроводах, использовать в курсах повышения квалификации и переподготовки инженерных кадров предприятий нефтегазового комплекса, а также при подготовке студентов по специальностям «Оборудование и технология сварочного производства» и «Строительство, эксплуатация и ремонт нефтегазопроводов, баз и хранилищ».

Достоверность и обоснованность результатов обеспечена путем проведения аналитических, численных, математических и практических экспериментальных исследований в условиях, максимально приближенным к производственным.

При разработке использовались отчеты предприятий, работающих в сфере сооружения и ремонта трубопроводного транспорта, фундаментальные

исследования и теоретические выкладки исследований ведущих учебных заведений и исследовательских центров в области нефтегазового дела.

В работе использовалось современное основное и вспомогательное оборудование, сертифицированное в соответствии с требованиями Ростехнадзора и аттестованное по НД НАКС.

Результаты, полученные в ходе апробации разработанных расчетных методик, полностью удовлетворяют требованиям современной нормативной документации (НД) и имеют минимальное расхождение с производственными данными (не более 5 %).

При исследовании экспериментальных данных применялся регрессионный и математический анализ, элементы математической статистики и конечно-элементный анализ.

Соответствие паспорту специальности.

В соответствии с паспортом специальности 25.00.19 работа соответствует: п.п. 2: Разработка и оптимизация методов проектирования, сооружения и эксплуатации сухопутных и морских нефтегазопроводов, нефтебаз и газонефтехранилищ с целью усовершенствования технологических процессов с учетом требований промышленной экологии.

п.п. 3: Разработка научных основ и усовершенствование технологии трубопроводного транспорта газа, нефти и нефтепродуктов, гидро- и пневмоконтейнерного транспорта.

п.п. 6: Разработка и усовершенствование методов эксплуатации и технической диагностики оборудования насосных и компрессорных станций, линейной части трубопроводов и методов их защиты от коррозии. Личный вклад автора:

1. Получена математическая модель, позволяющая определить глубину зоны разупрочнения металла на участке ремонта коррозионных повреждений под давлением с учетом толщины стенки трубы, эффективной тепловой мощности и скорости перемещения точечного источника тепла, а также отвода тепла в перекачиваемый продукт.

2. Разработана математическая модель, позволяющая оценить изменение временного сопротивления разрыву металла стенки трубы, содержащего ремонтную наплавку.

3. Предложен безразмерный коэффициент кт, учитывающий изменение величины допустимого давления в трубе и отвод тепла в перекачиваемый продукт при проведении ремонта наружных коррозионных повреждений стенки трубы под давлением.

4. Разработаны рекомендации по ремонту наружных коррозионных повреждения стенки трубы под давлением методом наплавки порошковыми проволоками, включающие в себя методику расчета допустимого внутреннего давления в трубе при ремонте.

Апробация результатов диссертации. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практических конференциях студентов и преподавателей, организованных ПАО «Транснефть»» (Тюмень, 2010, 2012 гг.), расширенном заседании кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов» в 2014 и 2016 гг., заседаниях научного совета ООО «НИИ Транснефть» в 2016-2017 гг.

Основные положения работы представлены в пяти статьях, опубликованных в рецензируемых изданиях ВАК Российской Федерации.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, библиографического списка литературы в количестве 117 наименований. Общий объем диссертации составляет - 152 страницы, в том числе 33 таблицы, 37 рисунков и 4 приложения.

РАЗДЕЛ I. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА НАРУЖНЫХ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1. Анализ состояния действующих магистральных нефтепроводов

Нефтяная промышленность представляет собой одну из наиболее стратегически важных отраслей Российской Федерации. От нее зависит не только энергетическая безопасность, но и развитие экономического сектора страны в целом. Среди ключевых объектов топливно-энергетического комплекса России (ТЭК) выделяют магистральные нефтепроводы, чья доля составляет 27 % от общей протяженности трубопроводных магистралей Российской Федерации (рисунок 1.1) [51,87].

■ Магистральные газопроводы

■ Магистральные нефтепроводы

■Нефтепродуктопроводы

Рисунок 1.1 - Протяженность магистральных трубопроводов

Российской Федерации

Сеть магистральных нефтепроводов России призвана обеспечить стабильность, своевременность и эффективность транспорта нефти потребителю. Следовательно, проблема повышения надежности и безаварийности эксплуатации

магистральных нефтепроводов - одна из приоритетных научно-технических задач не только современной нефтегазовой промышленности, но и всего ТЭК.

Анализ работ ведущих специалистов и научных деятелей в области сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов, в частности С.И. Сенцова, Г.Г. Васильева, В.А. Иванова, Ю.В. Лисина, А.Г. Гумерова, показал, что система нефтепроводов России сформировалась за следующие четыре этапа:

1 этап - нефтепроводы, построенные до 1970 г.;

2 этап - нефтепроводы, сооруженные в 1971-1975 гг.;

3 этап - нефтепроводы, период строительства которых приходится на

1975-1992 гг.;

4 этап - нефтепроводы, введенные в эксплуатацию после 1992 г.

Однако анализ возрастного состава магистральных трубопроводов показал, что большая их часть имеет срок эксплуатации более 30 лет (рисунок 1.2).

а б в

27%

а

■ до 20 лет "от 21-30 лет ■ более 30 лет

Рисунок 1.2 - Возрастной состав магистральных трубопроводов

ПАО «Транснефть»: а - трубопроводы диаметром 720 мм; б - трубопроводы диаметром 1020 мм; в - трубопроводы диаметром 1220 мм

Следует отметить, что на всех из вышеперечисленных этапах становления системы нефтепроводных магистралей в их конструкцию был заложен существенный запас прочности [2, 6, 15, 45].

Тем не менее, в соответствии со статистикой Ростехнадзора, в настоящее время регистрируется рост числа отказов и возникновения аварийных ситуаций на

объектах магистральных нефтепроводов, особенно их линейной части, вследствие старения, вызванного физическим износом. При этом в ряде случаев процессы старения и физического износа приводят к тяжелым экономическим и экологическим последствиям.

Из теории трубопроводного транспорта и основных положений физики отказов известно, что «жизнь» магистральных нефтепроводов, как и других сложных механических систем, условно можно разделить на три основных эксплуатационных периода (рисунок 1.3) [87]:

I - приработки (до 5 лет);

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии ремонта магистральных нефтепроводов методом наплавки»

II - стабильной работы (5-15 лет);

III - период естественного старения (более 15 лет).

Эксплуатационные Металлургические | Строительные

| Внешние воздействия

Всего

Всего отказов

Рисунок 1.3 - Частота и причины отказов магистральных трубопроводов в зависимости от длительности эксплуатации магистрального нефтепровода

Интенсивность отказов после резкого всплеска в начальный период, вызванная дефектами строительно-монтажных работ и заводскими дефектами труб, а затем по мере роста продолжительности эксплуатации быстро снижается и после трех-четырех лет эксплуатации (I период) стабилизируется. По истечении порядка 15 лет эксплуатации (II период) снова происходит рост интенсивности

отказов (III период), что объясняется проявлением дефектов коррозионного, усталостного и других происхождений [87].

Сопоставляя данные рисунка 1.2 с данными эксплуатационных периодов, становится очевидно, что большая часть магистральных нефтепроводов перешла на III этап жизненного цикла. Следует учитывать, что большая часть магистральных нефтепроводов эксплуатируется в суровых природно-климатических условиях, для которых характерно резкое изменение температуры окружающей среды вплоть до экстремальных температур ниже минус 50 °С, заболоченность, условия вечной мерзлоты, сейсмическая активность, наличие грунтов с повышенной коррозионной активностью. Постоянное воздействие вышеперечисленных природно-климатических факторов и продолжительность эксплуатации линейной части магистральных нефтепроводов неизбежно приводит к зарождению и развитию различных дефектов в стенке их линейной части.

На рисунке 1.4 представлено примерное распределение дефектов в стенке линейной части магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» по типам [75, 87].

Я ЕВ Щ

Потери металла

■ Расслоения

■ Включения

■ Вмятины

■ Гофры

■ Прочие

Рисунок 1.4 - Распределение дефектов в стенке трубопровода по типам

Из данных диаграммы, представленной на рисунке 1.4, видно, что наиболее распространенными дефектами стенки линейной части магистральных

нефтепроводов, находящихся в эксплуатации, являются дефекты типа «потеря металла» (примерно 36 % от общего количества дефектов).

Анализ данных по распределению дефектов типа «потеря металла» показал, что их преимущественная часть (98,3 %) расположена на наружной поверхности стенки нефтепроводов. Причем наибольшее количество составляют одиночные и объединенные в небольшую площадь коррозионные повреждения протяженностью не более 150-200 мм (65-70 %) и максимальной глубиной до 70 % толщины стенки [72, 75, 87].

Анализ статистики распределения дефектов типа «потеря металла» показал, что их основу составляют [72, 73]:

• «потеря металла» на внутренней поверхности;

• «потеря металла» на наружной поверхности;

• «потеря металла» в сочетании с расслоениями;

• примыкающие к продольному (заводскому) сварному шву;

• примыкающие к поперечному (кольцевому) сварному шву.

В таблице 1.1 представлены данные по распределению дефектов типа «потеря металла» по расположению на теле трубы [72, 73, 80].

Таблица 1.1 - Распределение дефектов типа «потеря металла» по

расположению на теле трубы

Характеристики дефекта Количество дефектов, %

На внутренней поверхности 1,6

На наружной поверхности 76,9

В сочетании с расслоениями 0,1

Примыкающие к продольному (заводскому) сварному шву 17,7

Примыкающие к поперечному (кольцевому) сварному шву 3,7

Анализ данных научно-технической литературы и отчетов о техническом состоянии современных магистральных нефтепроводов показал, что основными причинами возникновения аварий на их линейной части являются [12, 26, 87]:

• дефекты материала (труб, фасонных изделий);

• коррозия;

• брак строительно-монтажных работ;

• механические повреждения при производстве работ вблизи трубопровода;

• ошибки эксплуатационного персонала;

• стихийные явления (землетрясения, наводнения, оползни и т.п.).

Детальное исследование статистики вышеуказанных причин возникновения аварий на линейной части магистральных нефтепроводов показало, что в результате строительного брака происходит 41 % аварий; вследствие заводских дефектов труб - 29 %; из-за коррозии - 29 % (рисунок 1.5) [37, 38, 40, 74, 87, 92].

■ Стихийные бедствия

■ Наружная коррозия

■ Механические повреждения

■ Брак СМР

Рисунок 1.5 - Статистика причин отказов на магистральных нефтепроводах

Из диаграммы, представленной на рисунке 1.5 следует, что в 36 % случаев (более чем 1/3 от общего количества) причиной возникновения отказов и аварийных ситуаций на нефтепроводах являются наружные коррозионные повреждения, приводящие к частичному снижению или полной потере несущей

dL 12%

р

_

способности линейной части магистральных нефтепроводов из-за уменьшения толщины стенки трубы.

Проведенный анализ состояния магистральных нефтепроводов показал, что их большая часть (более 60 % от общей протяженности) вступила в III период жизненного цикла, характеризующегося общим ухудшением технического состояния и снижением несущей способности по причине интенсивного зарождения и развития различных дефектов, значительную часть из которых составляют локальные наружные коррозионные повреждения стенки труб линейной части. Поэтому для поддержания эксплуатируемых магистральных нефтепроводов в работоспособном техническом состоянии в ближайшее время потребуется проведение масштабных ремонтно-восстановительных работ. В то же время от производительности и качества ремонтных работ во много будет зависеть не только продолжительность ремонтного цикла, но и безопасность эксплуатации восстановленных участков линейной части магистральных нефтепроводов. Следовательно, разработка и внедрение в производство прогрессивных методов ремонта локальных наружных коррозионных повреждений линейной части магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной научно-технологической задачей.

1.2. Анализ прогрессивных методов ремонта наружных коррозионных повреждений нефтепроводов

Проблема выбора метода ремонта коррозионных повреждений нефтепроводов подробно освещены трудами ведущих ученых России в области нефтегазового дела таких, как Г.Г. Васильев, С.И. Сенцов, В.А. Иванов, А.Г. Гумеров, В.В. Новоселов, Г.Р. Гумерова, В.Л. Березин, К.М. Гумеров, П.П. Бородавкин, И.И. Велиюлин и др. [26, 30, 33, 39, 41, 54, 55, 56, 57, 79, 90].

Обзор научных работ, а также данные нормативных документов, регламентирующих проведение ремонтно-восстановительных работ, показал, что

современные методы ремонта коррозионных повреждений стенки нефтепроводов делят на две группы [30, 33, 39, 41, 56, 79, 90, 95-98, 106-118]:

• ремонт с остановкой перекачки;

• ремонт под давлением.

Выбор метода ремонта коррозионных повреждений стенки трубопровода зависит от таких факторов, как [4, 10, 14, 66, 69, 70]:

• технико-экономические показатели по видам и методам ремонта;

• плотность распределения дефектов по длине нефтепровода;

• плотность распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;

• состояние изоляционного покрытия;

• окружающая среда и особенности местности проведения ремонта;

• длина дефектного участка;

• степень износа восстанавливаемого участка нефтепровода.

В таблице 1.2 приведена общая классификация методов ремонта коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов [16, 42, 48, 109, 100, 101, 110].

Таблица 1.2 - Классификация современных методов ремонта коррозионных

повреждений стенки нефтепровода

С остановкой перекачки Под давлением

Замена «катушки» Наплавка

Замена секции нефтепровода Шлифовка

Замена участка нефтепровода Установка муфты

Методы ремонта с остановкой перекачки наиболее часто применяют при капитальном ремонте, когда для восстановления несущей способности нефтепровода необходимо произвести замену участка его линейной части. Методы ремонта с остановкой перекачки требуют проведения полного цикла подготовительных, земляных и сварочно-монтажных работ. Поэтому в случае ремонта коррозионных повреждений нефтепроводов с общей площадью всех

потерь металла не более 15 % от общей площади стенки трубы эта группа методов приводит к существенным материальным затратам на организацию и проведение ремонтно-восстановительных работ. Кроме того, полная остановка перекачки на период ремонта ведет к дополнительным финансовым затратам.

Методы ремонта под давлением подразумевают выборочный ремонт одиночных дефектов небольшой протяженности. Эти методы носят локальный характер и позволяют уменьшить объем и трудоемкость подготовительных, земляных, сварочно-монтажных и изоляционных работ. Для предотвращения разгерметизации нефтепровода во время ремонта, рабочее давление снижают до расчетного допустимого, обеспечивающего безопасное проведение ремонтных работ. При этом сохранение перекачки продукта позволяет несколько компенсировать экономические потери, связанные с проведением ремонтно-восстановительных работ на нефтепроводе [4, 10, 15].

Все методы ремонта классифицируют на методы постоянного и временного ремонта.

К методам постоянного ремонта относят методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка линейной части нефтепровода до состояния бездефектного участка на время его дальнейшей (регламентной) эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта относят шлифовку, наплавку, вырезку, различные муфты.

Методы временного ремонта позволяют произвести ремонт дефекта (дефектного участка) линейной части нефтепровода на ограниченный промежуток времени, после чего потребуется проведение повторного ремонта. Чаще всего методы временного ремонта применяют в случаях возникновения нештатной ситуации на линейной части, для предотвращения развития аварийной ситуации и предупреждения разгерметизации линейной части на дефектном участке.

К конструкциям временного ремонта относят необжимную приварную муфту и муфту с коническими переходами. Муфты этих типов применяют для аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного

месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта [74, 107, 108, 109].

Как показал проведенный анализ, методы ремонта с остановкой перекачки целесообразны в случаях [22, 25, 26, 30, 33, 38, 40, 41, 47, 55, 74, 78, 89, 107, 108, 109]:

• если линейные размеры дефекта превышают допустимые ремонтные, регламентированные соответствующими нормативными документами;

• значительной протяженности поврежденного участка;

• невозможности проведения ремонта линейной части без остановки перекачки.

Одним из наиболее распространенных методов ремонта с остановкой перекачки является вырезка дефектного участка и последующая вварка нового.

Частным случаем указанного метода является вварка «катушки». При этом происходит демонтаж (вырезка) поврежденного участка и установка на его место «катушки», изготовленной из трубы, схожей с основной линейной частью по диаметру, толщине стенки и классу прочности стали. Длина ввариваемой «катушки» должна быть не меньше наружного диаметра ремонтируемого трубопровода.

Несмотря на очевидные преимущества, такие как полное восстановление несущей способности дефектного участка, данная технология имеет ряд недостатков:

• затраты на резку, установку, подгонку;

• необходимость сварки и последующего контроля качества кольцевых сварных швов;

• возникновение сварочных напряжений и напряжений, вызванных неоднородностью свойств «нового» металла катушки и металла линейной части нефтепровода, подвергавшегося длительному воздействию статических и динамических нагрузок при эксплуатации;

• вывод ремонтируемого участка из эксплуатации на время проведения ремонтных работ [26, 30, 33, 38, 40, 41, 47, 55, 74, 78, 89, 107, 108, 109].

Таким образом, технология ремонта путем вварки «катушки» имеет ряд преимуществ, основным из которых является полное восстановление работоспособности участка трубопровода. Вдобавок, металл труб не имеет накоплений напряжений, деформаций, нарушений структуры, что характерно для металла труб, бывших в эксплуатации.

Тем не менее данный метод ремонта связан с большими финансовыми затратами, в первую очередь, связанных с полной остановкой перекачки продукта, а также необходимостью проведения полного цикла масштабных вскрышных работ.

При этом, если нефтепровод расположен в труднодоступной лесисто-болотистой местности, то потребуются дополнительные затраты и время на прокладку краткосрочных подъездных путей. Хотя последний недостаток присущ большинству методов ремонта.

В случаях, когда дефект носит одиночный, локальный характер, и его линейные размеры не превышают регламентированные ремонтные, наиболее целесообразно проводить выборочный ремонт под давлением, без полной остановки перекачки, при этом [33, 38, 40, 41, 47, 49, 55, 74, 78, 89, 107, 108, 109]:

• снижается трудоемкость ремонта;

• отсутствует необходимость в остановке перекачки, за счет чего достигается экономический эффект от ремонта;

• отсутствуют затраты, связанные с вводом участка в эксплуатацию;

• существенно снижается металлоемкость при проведении ремонта.

Широко известными методами ремонта коррозионных повреждений стенки

трубы под давлением являются:

• шлифовка;

• установка муфтовой конструкции;

• наплавка (заварка дефекта с применением сварки).

Наиболее распространенным методом ремонта коррозионных повреждений глубиной до 20 % от толщины стенки трубопровода представляется шлифовка.

Основной задачей данного метода ремонта является снижение концентрации напряжений в зоне дефекта путем снятия механическим способом части поверхностного (поврежденного) слоя металла стенки трубы и восстановления плавной формы поверхности.

Однако указанный метод не позволяет компенсировать потери металла стенки трубы и, как следствие, восстановить расчетную несущую способность отремонтированного участка.

На сегодняшний день достаточно широкое применение при ремонте наружных коррозионных повреждений трубопроводов получила муфтовая технология, заключающаяся в применении муфтовых конструкций.

Применение муфт позволяет восстанавливать несущую способность ремонтируемого участка трубопровода без остановки перекачки при глубине дефекта до 90 % толщины стенки труб.

Как показал анализ применяемых муфтовых конструкций, в настоящее время самое широкое применение получили следующие виды муфт [24, 107]:

• приварные;

• обжимные и не обжимные;

• композитные (композитно-муфтовая технология ремонта);

• приварные муфты с коническими переходами и заполнением антикоррозионной жидкостью.

Исследование научно-технической литературы и практики применения муфт при ремонте линейной части МН позволило выявить ряд недостатков данной технологии:

• повышенная концентрация напряжений в зоне сварного шва, вызванная различной жесткостью участка установки муфты и прилегающих участков трубопровода;

• низкое разгружающее действие, оказываемое на дефектный участок и зону непосредственного расположения коррозионного повреждения;

• увеличение концентраторов напряжения;

• низкая долговечность после разгерметизации трубы по дефекту ввиду высокой нагруженности сварных швов;

• длительность процесса установки муфт;

• сложность обеспечения полного контакта муфты с сопрягаемой поверхностью ремонтируемого участка трубы, приводящее к снижению долговечности ремонтной конструкции;

• возникновение коррозионных процессов между муфтой и поверхностью трубы;

• дополнительные затраты времени на выполнение монтажных сварных швов (в случае применения приварных стальных муфт).

Общая технологии ремонта коррозионных повреждений стенки трубы с применением муфт представлена на рисунке 1.6.

Поверхность

дефектного участка Муфта

Рисунок 1.6 - Схема муфтовой технологии ремонта наружных коррозионных повреждений стенки трубы

Из всех вышеуказанных муфтовых технологий ремонта наиболее широкое распространение при ремонте различного вида дефектов стенки нефтепровода получила композитно-муфтовая технология. Эта технология основана на процессе заполнения зазора между трубой и установленной на нее стальной муфтой специальным композитным материалом. Затвердевание композитного материала до требуемого состояния происходит в течение 24 ч. Существенным недостатком данной технологии является ее трудоемкость. А в зимнее время возникают

дополнительные трудности, обусловленные необходимостью обеспечения положительной температуры для полимеризации композита. Низкая устойчивость к резким изменениям температуры и высокая стоимость композитных материалов снижают универсальность и применимость данной технологии, особенно в условиях Западной Сибири.

Еще одной технологией ремонта коррозионных повреждений линейной части МН является врезка обводного трубопровода - лупинга. Общая схема указанной технологии ремонта представлена на рисунке 1.7 [33, 43].

Дефектный участок

/

Рисунок 1.7 - Схема ремонта сооружения и врезки лупинга

Проведенный анализ показал, что врезка лупинга целесообразна при ремонте протяженных участков нефтепровода в случаях предупреждения и ликвидации аварийных участков или капитальном ремонте линейной части МН. Вместе с тем установлено, что данная технология имеет ряд существенных недостатков:

• высокая трудоемкость сборочно-сварочных работ;

• применение дорогостоящего специализированного оборудования для врезки в ремонтируемый нефтепровод;

• дополнительные затраты на основные и вспомогательные материалы для строительства обводного участка;

• необходимость вварки трубопроводной арматуры, снижающей общую прочность нефтепровода;

• увеличение земляных работ.

Следовательно, данный метод - малоэффективен в случае ремонта одиночных или объединенных локальных коррозионных повреждений стенки нефтепровода.

Отдельного внимания заслуживает технология ремонта локальных коррозионных повреждений стенки нефтепровода наплавкой. Этот способ позволяет выполнять ремонт одиночных дефектов типа «потеря металла» глубиной до 70 % толщины стенки при максимальных линейных размерах дефекта не более трех толщин стенки и глубиной до 30 % толщины стенки при максимальной площади (где В - наружный диаметр трубы, 5 - толщина стенки трубы), при этом в обоих случаях остаточная толщина стенки в месте дефекта не должна быть менее 6 мм.

Основными достоинствами наплавки являются универсальность, мобильность, надежность и относительная простота проведения работ в любых климатических условиях. Это позволило применять данный метод для устранения обширной номенклатуры дефектов типа «потеря металла», включая наружные коррозионные повреждения стенки нефтепровода Изучение технологических особенностей применения рассматриваемого метода ремонта показало, что значительного падения механических и эксплуатационных свойств восстановленной поверхности трубы не наблюдается. Сравнительно невысокая себестоимость восстановительных работ достигается минимизацией затрат технологического времени за счет локальности проведения ремонтных работ.

Существенным недостатком ремонта коррозионных повреждений наплавкой является интенсивный, высокотемпературный нагрев восстанавливаемой поверхности от действия концентрированного источника тепла - сварочной дуги. Под действием тепла, выделяемого от сварочной дуги, происходит нагрев и расплавление металла трубы, образующие ослабленную зону. Металл ослабленной зоны имеет более низкое значение временного сопротивления разрыву, чем металл,

не подвергшийся нагреву. Таким образом, при проведении ремонта на действующем нефтепроводе возникает опасность деформации ослабленной зоны вплоть до полного выдавливания нагретого металла внутренним давлением в трубе.

На рисунке 1.8 показана схема деформирования ослабленной зоны под действием внутреннего давления в трубопроводе, создаваемого перекачиваемым продуктом.

Рисунок 1.8 - Схема деформации ослабленной зоны под действием внутреннего давления, обусловленного перекачиваемым продуктом

Для предупреждения разгерметизации трубопровода при ремонте рабочее давление следует снижать до расчетного ремонтного.

Анализ НД и научных трудов показал, что в настоящее время существует множество различных методик, позволяющих определить допустимое давление перекачки продукта во время ремонта [8, 13, 30, 33, 38, 40, 41, 47, 55, 74, 78, 89, 107, 108, 109, 110].

По мнению автора, уравнения (1.1) и (1.2) учитывают наибольшее количество факторов, влияющих на изменение внутреннего давления в трубе

Рдоп

2^в-га1-(6-^потер-^проп-1)

и-ki/k h^D

МПа

(1.1)

где ав - временное сопротивление разрыву материала трубы, МПа; Ш1 - коэффициент условий работы трубопровода, назначаемый в зависимости от категории нефтепровода; ^Штер - глубина потери металла, с учетом выборки, мм; ^проп - глубина проплавления при выполнении первого наплавочного слоя, которая

определяется по табличным данным, мм; п - коэффициент надежности по нагрузке, назначаемый в зависимости от характера, вида нагрузки, способа прокладки трубопровода; ^ - коэффициент надежности по материалу, назначаемый в зависимости от характеристики трубной стали и технологии изготовления трубы; ^ - коэффициент надежности по назначению трубопровода; В - наружный диаметр нефтепровода, мм.

Значения указанных коэффициентов определяют в соответствии с нормативными документами [107, 108, 109, 110]

_ 2 ав-ш-(5-^проп) (1.2)

рДоп~ п• к1 кн • о ' Ш1а

При этом величина внутреннего давления в трубе при проведении ремонта наружных коррозионных повреждений под давлением не должна превышать 7 МПа [74, 107, 108, 109, 110].

Уравнения (1.1) и (1.2) применимы только в случае, когда остаточная толщина металла не менее 6 мм [8, 53, 74, 94, 107, 108, 109, 110].

Отметим, что использование уравнения (1.2) при расчете величины допустимого давления в трубе справедливо при ремонте наружных коррозионных повреждений стенки трубы путем установки постоянных ремонтных конструкций.

Проведенный анализ показал, что наиболее рациональным методом ремонта локальных наружных коррозионных повреждений линейной части МН является наплавка. Но возникающий при этом нагрев приводит к риску разгерметизации трубы в процессе проведения ремонтных работ, что, в свою очередь, угрожает необходимостью снижения давления в трубопроводе на период ремонта.

1.3. Анализ технологии ремонта наружных коррозионных повреждений трубы наплавкой

Технология ремонта наружных коррозионных повреждений стенки трубы методом наплавки состоит из следующих этапов: • вскрышные работы;

• зачистка поврежденного участка трубы от изоляции;

• оценка линейных размеров дефекта и принятие решения о ремонтопригодности поврежденного участка;

• выборка поврежденного участка до «здорового» металла;

• наплавка участка выборки металла до восстановления толщины стенки трубы;

• контроль качества восстановленного участка;

• нанесение изоляционного покрытия;

• засыпка места ремонта.

В таблице 1.3 представлена схема ремонта наружных коррозионных повреждений стенки трубы наплавкой [27, 31, 44, 46, 47, 52].

Таблица 1.3 - Схема ремонта наружных коррозионных повреждений стенки _трубы наплавкой

Номер операции

Наименование операции

Эскиз

1

2

Вскрышные работы

Зачистка поврежденного участка трубы от изоляции

Оценка линейных размеров дефекта и принятие решения о ремонтопригодности поврежденного участка

3

1

2

Продолжение таблицы 1. 3

Выборка поврежденного участка механическим способом

Наплавка металла в месте

выборки металла до восстановления толщины стенки трубы

Контроль качества и нанесение изоляционного покрытия

Засыпка места ремонта

1

2

4

5

6

7

В зависимости от глубины коррозионного повреждения и выборки металла стенки трубы наплавка выполняется в несколько проходов (слоев). Обязательными являются следующие слои: • наплавочный;

• заполняющий (количество заполняющих слоев выбирается с глубиной выборки);

• облицовочный;

• контурный.

В соответствии с требованиями действующих нормативных документов ремонт коррозионных повреждений наплавкой допускается при остаточной толщине металла не менее 6 мм [5, 11, 27, 34, 88, 117].

Наплавку на действующих нефтепроводах допускается выполнять только ручным дуговым способом (РДН) электродами с основным видом покрытия типа

Отличительными особенностями РДН являются ее универсальность и высокая маневренность. Однако данный способ ведется полностью в ручном режиме, что повышает влияние человеческого фактора на параметры наплавки и качество выполненного ремонта.

Схема РДН приведена на рисунке 1.9 [5, 11, 27, 34, 88, 117].

Рисунок 1.9 - Схема РДН:

1 - основной металл; 2 - сварочная ванна; 3 - сварочная дуга; 4 - покрытый металлический электрод; 5 - защитный газ; 6 - наплавленный металл; 7 -

шлаковая корка

Э50А.

7 6

Непосредственно в момент наплавки металл трубы подвергается нагреву в следствие тепла выделяемого от сварочной дуги. Распределение тепла по сечению стенки трубы неравномерно, поэтому образуется неравномерно распределенный градиент температур. При этом по мере удаления от источника тепла (сварочной дуги) наблюдается уменьшение температуры металла

(рисунок 1.10).

Рисунок 1.10 - Пример градиента температур на участке ремонта стенки трубы

Нагрев металла при наплавке вызывает изменение временного сопротивления металла трубы. С ростом температуры значение временного сопротивления разрыву снижается.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рыбин Василий Александрович, 2018 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Агапкин, В.М. Тепловые и гидравлические расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов [Текст] / В.М. Агапкин, Б.Л. Кривошеин, В.А. Юфин.

- М. : Недра, 1981. - 256 с.

2. Агапкин, В.М. Справочное пособие по расчетам трубопроводов [Текст] / В.М. Агапкин, С.Н. Борисов, Б.Л. Кривошеин и др.- М. : Недра, 1987. - 102 с.

3. Адлер, Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий [Текст] / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. - М. : Наука, 1976.

- 279 с.

4. Алиев, Р.А. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз [Текст] / Р.А. Алиев, И.В. Березина, Л.Г. Телегин и др. - М. : Недра, 1987.

- 271 с.

5. Акулов, А.И. Технология и оборудование сварки плавлением [Текст] / А.И. Акулов, Г.А. Бельчук, В.П. Демянцевич. - М. : Машиностроение, 1977. - 432 с.

6. Алиев, Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа [Текст] / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. - М. : Недра, 1988. - 368 с.

7. Алешин, Н.П. Контроль качества сварных работ [Текст] / Н.П. Алешин, В.Г. Щербинский. - М. : Высшая школа, 1986. - 207 с.

8. Анучкин, М.Н. Несущая способность труб магистральных трубопроводов и условия их неразрушимости [Текст] / М.Н. Анучкин, А.С. Болотов, З.Г. Беликова, Н.И. Аненков. - М. : Недра, 1970. - 37 с.

9. Астафьев, В.И. Нелинейная механика разрушения [Текст] /

B.И. Астафьев, Ю.Н. Радаев, Степанова Л.В. - Самара: Издательство «Самарский университет», 2001. - 562 с.

10. Аскаров, P.M. Ремонт нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки [Текст] : дис. канд. техн. наук : 25.00.19 : защищена 1988 / Аскаров Роберт Марагимович. - Уфа, 1988. - 258 с.

11. Азизова, С.Х. Исследование процесса плавления и переноса электродного металла при сварке порошковой проволокой [Текст] /

C.Х. Азизова // Сварочное производство. - 1969. - № 8. - с. 8 -10.

12. Аграфенин, С.И. Методология обеспечения надежности трубопроводных систем при их проектировании [Текст] / С.И. Аграфенин, С.Н. Перов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. - с. 112-116.

13. Айнбиндер, А.Б. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие [Текст] / А.Б. Айнбиндер,

A.Г. Камерштейн. - М. : Недра, 1982. - 341 с.

14. Азметов, Х.А. Современные способы капитального ремонта магистральных нефтепроводов [Текст] / Х.А. Азметов, С.Г. Кульчидин // Трубопроводный транспорт нефти. -1997. - № 6. - с. 22-24.

15. Бахтизин, Р.Н. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов [Текст] / Р.Н. Бахтизин, А.К. Галлямов, Б.Н. Мастобаев и др.

- М. : Химия, 2004. - 196 с.

16. Березин, В.Л. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов [Текст] / В.Л. Березин, К.Е. Ращепкин, Л.Г. Телегин. - М. : Недра, 1978. - 363 с.

17. Березин, В.Л. Методика исследования температурных полей в металле при сварочных работах на действующих нефтепродуктопроводах [Текст] /

B.Л. Березин, С.П. Азевич, Н.В. Бобрицкий // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз : Сборник научных тр.

- Уфа: УНИ, 1969. - Вып. 1. - с. 60-65.

18. Березовский, Б.М. Математические модели дуговой сварки: монография [Текст] / Б.М. Березовский; ЮУрГУ. - Челябинск, 2002. - 851 с.

19. Блохин, В.Г. Современный эксперимент: подготовка, проведение, анализ результатов [Текст] / В.Г. Блохин, О.П. Глудкин, А.И. Гуров, М.А. Ханин. - М. : Радио и связь, 1997. - 232 с.

20. Бродский, В.В. Таблицы планов эксперимента для факторных и полиномиальных моделей: Справочное пособие [Текст] / В.В. Бродский, Л.И. Бродский, Т.И. Голикова и др. ; под. общ. ред. В.В. Налимова. - М. : Металлургия, 1982. - 752 с.

21. Богомолова, Н.А. Практическая металлография: монография [Текст] / Н.А. Богомолова. - М. : Высшая школа, 1978. - 272 с.

22. Будзуляк, Б.В. Организационно-технологические схемы производства работ при сооружении магистральных трубопроводов [Текст] / Б.В. Будзуляк, Г.Г. Васильев, В.А. Иванов, В.Ф. Крамской, В.В. Новоселов, А.М. Ревазов, С.И. Сенцов, Н.Х. Халыев. - М. : ООО «ИРЦ Газпром», 2000. - 416 с.

23. Болотин, В.В. К теории замедленного разрушения [Текст] / В.В. Болотин // Изв. АН СССР. МТТ. - 1981. - № 1. - с. 137-146.

24. Бородавкин, П.П. Подводные трубопроводы [Текст] / П.П. Бородавкин, B.JI. Березин, О.Б. Шадрин. - М. : Недра, 1979. - 415 с.

25. Бородавкин, П.П. Сооружение магистральных газопроводов [Текст] / П.П. Бородавкин, B.JI. Березин. - М. : Недра, 1987. - 471 с.

26. Бородавкин, П.П. Вопросы проектирования и эксплуатации подземных нефте- и продуктопроводов [Текст] / П.П. Бородавкин, В.Л. Березин, Л.И. Быков, П.Н. Григоренко. - М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - 92 с.

27. Вагнер, Ф.А. Оборудование и способы сварки пульсирующей дугой [Текст] / Ф.А. Вагнер ; рецензент Ю.В. Цыганков. - М. : Энергия, 1980. - 120 с.

28. Вагнер, Ф.А. Расчет температур в изделии при импульсной сварке с экспоненциальной формой импульса [Текст] / Ф.А. Вагнер // Автоматическая сварка. - 1975. - № 7. - с. 13-18.

29. Васильев, Г.Г. Трубопроводный транспорт нефти [Текст] / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др. - М. : Недра - Бизнесцентр, 2002.

- 1 т. - 407 с.

30. Васильев, Г.Г. Современные технологии для мониторинга и восстановления трубопроводов [Текст] / Г.Г. Васильев, В.И. Кленин, А. Коэтес // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 7. - с. 65-71.

31. Вахитов, А.Г. Технология ремонта элементов с острыми угловыми переходами [Текст] / А.Г. Вахитов // Вопросы безопасности нефтехимического оборудования : Сборник научных тр. - Набережные Челны. - 2003. - с. 3-9.

32. Вахитов, А.Г. Разработка методов расчета прогнозируемого и остаточного ресурса нефтегазового оборудования, и трубопроводов механохимической коррозии, и неоднородности [Текст] : дис. докт. техн. наук : 25.00.19 : защищена 05.26.03 / Азат Галянурович Вахитов. - Уфа, 2003.

- 305 с.

33. Велиюлин, И.И. Совершенствование методов ремонта газопроводов [Текст] / И.И. Велиюлин. - М. : Нефть и газ, 1997. - 224 с.

34. Винокуров, В.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности [Текст] / В.А. Винокуров, С.А.Куркин, Г.А. Николаев.

- М. : Машиностроение, 1996. - 557 с.

35. Владимирский, Т.А. Расчеты тепловых процессов при сварке: справочник по сварке [Текст] / Т.А. Владимирский, Р.В. Вроблевский, Л.В. Глебов и др. ; под ред. Е.В. Соколова. - М. : Машиностроение, 1961. - 1 т. - с. 9-50.

36. Воробьев, В.А. Оценка трещиностойкости сварных элементов оборудования газопроводов после ремонта [Текст] / В.А. Воробьев, P.P. Гумеров.

- Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - 28 с.

37. Гаген, Ю.В. Тепловые расчеты при сварке трубопроводов и конструкций [Текст] / Ю.В. Гаген, В.Д. Таран. - Серпухов: Серпуховская типография, 1970. - 86 с.

38. Генюш, А.О. Вероятность безотказной работы трубопроводов в динамически напряженных зонах Земли (на примере нефтепромысловых трубопроводов месторождений Западной Сибири) [Текст] / А.О. Генюш // Сборник научных тр. - Москва. - 2005. - № 23. - с. 19-24.

39. Гумеров, А.Г. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов [Текст] / А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.С. Гумеров и др.

- М. : Недра, 1998. - 271 с.

40. Гумеров, А.Г. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов [Текст] / Р.С. Гумеров, К.М. Гумеров. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2003. - 310 с.

41. Гумеров, А.Г. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов [Текст] / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, Р.С. Гумеров и др. - Уфа : Башк. кн. изд-во, 1992. - 240 с.

42. Гумеров, А.Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта [Текст] / А.Г. Гумеров, К.М. Ямалеев, Р.С. Гумеров. - М. : Недра, 1998. - 252 с.

43. Гумеров, А.Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов [Текст] / А.Г. Гумеров, А.Г. Зубаиров, М.Г. Векштейн и др. - М.: Недра, 1999. - 525 с.

44. Гумеров, А.Г. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. Серия «Транспорт и хранение нефти» [Текст] / А.Г. Гумеров, К.М. Гумеров, А.В. Росляков - М. : ВНИИОЭНГ, 1991. - 84 с.

45. Гумеров, А.Г. Старение труб нефтепроводов [Текст] / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, К.М. Ямалеев и др. - М. : Недра, 1995. - 218 с.

46. Гумеров, А.Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров [Текст] / А.Г. Гумеров, A.A. Майский, Ф.Г. Хайруллин.

- М. : ВНИИОЭНГ, 1981. - 52 с.

47. Гумеров, А.Г. О ремонте нефтепроводов диаметром 1220 мм.[Текст] / А.Г. Гумеров, Ф.Г. Хайруллин, A.A. Майский, P.M. Аскаров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1983. - № 9. - С. 18-22.

48. Гумеров, А.Г. Методы повышения несущей способности действующих нефтепроводов. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов» [Текст] / А.Г. Гумеров, Н.Х. Гаскаров, P.M. Мавлютов, Х.А. Азметов. - М. : ВНИИОЭНГ, 1983.- 50 с. - Вып. 2.

49. Гумерова, Г.Р. Определение остаточного ресурса конструктивных элементов нефтепроводов с мягкими прослойками [Текст] : дис. канд. техн. наук : 25.00.19 : защищена 2002 / Гузель Рифовна Гумерова. - Уфа, 2002.- 125 с.

50. Доходен И.К. Производство порошковой проволоки [Текст] / И.К. Доходен, В.Ф. Альтер, В.Н. Шлепаков. - Киев : Вища школа, 1980. - 231 с.

51. Доможиров, Л.И. Анализ усталостного ресурса газопроводов: с учетом дефектов и повреждений типа трещин [Текст] / Л.И. Доможиров // Газовая промышленность. - 2005. - № 7. - с. 70-74.

52. Диагностика, надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: сборник научных тр. [Текст] / - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990.

- 129 с.

53. Захаров, М.Н. Оценка прочности труб с выявленными внутритрубной диагностикой дефектами [Текст] / М.Н. Захаров, В.А. Лукьянов // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1977. - № 1-2. - с. 9-11.

54. Зверьков, Б.В. Расчет и конструирование трубопроводов: справочное пособие [Текст] / Б.В. Зверьков, Д.Л. Костовецкий, Ш.Н. Кац, К.И. Бояджи. - Л. : Машиностроение, 1979. - 246 с.

55. Иванов В.А. Надежность и работоспособность конструкций магистральных нефтепроводов [Текст] / В.А. Иванов, К.К. Лысяный.

- Тюмень : Нефтегазовый университет, 2003. - 319 с.

56. Иванов, В.А. Разработка новых технологий ремонта и обслуживания стареющих газопроводов [Текст] / В.А. Иванов, Н.С. Яковлева, В.В. Новоселов // Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). - 1997. - № 6. - с. 123.

57. Иванов, В.А. Прогнозирование коррозионного износа стали на наружной поверхности подземного трубопровода [Текст] / В.А. Иванов,

A.В. Пиласевич, Новоселов В.В. // Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). - 1999. - № 5. - с. 51-56.

58. Иоффе, И.О. Исследование и разработка самозащитных порошковых проволок фтористо-рутил-карбонатного типа для сварки низкоуглеродистых сталей. [Текст] : дис. канд. техн. наук : 05.04.05 : защищена 1973 / Иосиф Самуилович Иоффе. - Москва, 1973. -180 с.

59. Иванова, B.C. Современные представления о природе усталостного разрушения и новые направления исследований [Текст] / B.C. Иванова // Усталость металлов и сплавов. - М. : Наука, 1971. - с. 3-14.

60. Карпенко, В.М. Состав порошковой проволоки [Текст] / В.М. Карпенко // A.c. № 582932 (СССР). - № 45. - 1977. - с. 24-26.

61. Котречко, С.А. Влияние длительной эксплуатации на вязкость трубной стали 17ГС [Текст] / С.А. Котречко, А.Я. Красовский, Ю.Я. Мешков и др. // Проблемы прочности. - 2002. - № 6. - С. 21-30.

62. Колосов, А.И. Прогнозирование разрушений подземных трубопроводов при экстраординарных воздействиях [Текст] / А.И. Колосов, О.А. Сотникова // Вестник Воронеж. гос. техн. ун-та. - 2005. - № 6. - с. 101-109.

63. Кожеуров, В.А. Термодинамика металлургических шлаков [Текст] /

B.А. Кожеуров. - М. : Металлургиздат, 1955. - 164 с.

64. Корицкий, Г.Г. О некоторых силах, действующих на каплю электродного металла при сварке [Текст] / Г.Г. Корицкий, И.К. Походня // Автоматическая сварка. - 1971. - № 3. -1971. - с. 11-14.

65. Кузнецов, А.Ф. Строительные конструкции из сталей повышенной и высокой прочности [Текст] / А.Ф. Кузнецов. - М. : Стройиздат, 1975. - 80 с.

66. Курочкин, В.В. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов [Текст] / В.В. Курочкин, Н.А. Малюшин, О.А. Степанов и др. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 231 с.

67. Кирилюк, Г.А. Взаимодействие металла электрода и сварочной ванны с азотом воздуха при наплавке самозащитной порошковой проволокой [Текст] / Г.А. Кирилюк, Ю.А. Юзвенко // Автоматическая сварка. - 1983. - № 3. - с. 46-47.

68. Кудакаев, С.М. Восстановление несущей способности труб из стали Х-70 [Текст] / С.М. Кудакаев, P.M. Аскаров, А.Г. Гареев, М.А. Худяков // V Российский энергетический форум «Энергоэффективность проблемы и решения».

- Уфа : 2005. - с. 146-149.

69. Ланчаков, Г.А. Работоспособность трубопроводов [Текст] / Г.А. Ланчаков, Е.Е. Зорин, Ю.И. Пашков, А.И. Степаненко. - М. : Недра, 2001. -350 с.

70. Лисин, Ю.В. Совершенствование методов подготовки и проведения капитального ремонта магистральных нефтепроводов [Текст] : дис. канд. техн. наук : 25.00.19 : защищена 1999 / Юрий Викторович Лисин. - Москва, 1999. - 168 с.

71. Медведев, А.П. Оценка характеристик статической трещиностойкости трубных сталей [Текст] / А.П. Медведев, П.Ю. Вячин, P.P. Гумеров // Прикладная механика. Механохим. разрушения. - 2004. - № 1. - с. 24-25.

72. Медведев, В.А. Увеличение сроков безаварийной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводных систем Западной Сибири [Текст] / В.А. Медведев // Безопасность труда в промышленности. - 1997. - № 12. - с. 4-9.

73. Мурзаханов, Г.Х. Оценка остаточного ресурса магистральных трубопроводов по моделям механики разрушения [Текст] / Г.Х. Мурзаханов, А.Б. Скрепнюк // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 4.

- с. 38-44.

74. Николаева, Н.А. Определение параметров конструктивной надежности несущих участков магистральных трубопроводов, эксплуатируемых в экстремальных условиях [Текст] : дис. канд. техн. наук : 25.00.19 : защищена 1985 / Надежда Алексеевна Николаева. - Москва, 1985. - 149 с.

75. Потапов, Д.А. Разработка методики оценки величины максимального давления при ремонте нефтепроводов методом наплавки с управляемой формой

тока условиях [Текст] : дис. канд. техн. наук : 25.00.19 : защищена 2009 / Денис Алексеевич Потапов. - Тюмень, 2009 - 124 с.

76. Походня, И.К. Сварка порошковой проволокой [Текст] / И.К. Походня,

A.M. Суптель, В.Н. Шлепаков. - Киев : Наукова Думка, 1972. - 280 с.

77. Походня, И.К. Пористость швов, выполненных порошковой проволокой основного типа [Текст] / И.К. Походня, В.Н. Шлепаков, С.А. Супрун // Автоматическая сварка. - 1967. - № 7. - с. 10-12.

78. Рыбин, В.А. Исследование влияния конструктивных особенностей и химического состава наполнителя, порошковых проволок на режимы электродуговой сварки [Текст] / В.А. Рыбин, В.А. Иванов // Экспозиция нефть газ.

- 2013. - № 7. - с. 55-59.

79. Рыбин, В.А. Перспективные технологии восстановления работоспособности трубопроводов [Текст] / В.А. Рыбин // Экспозиция нефть газ. -2014. - № 6. - с. 102-103.

80. Рыбин, В.А Проблемы повышения энерго- и ресурсоэффективности при сооружении и реконструкции магистральных трубопроводов [Текст] /

B.А. Рыбин, В.А. Иванов // Экспозиция нефть газ. - 2013. - № 7. - С. 60-62.

81. Рыбин, В.А. Исследование теплового воздействия от сварочной дуги на стенку трубопровода при ремонте дефекта типа «потеря металла» [Текст] / В.А. Рыбин // Экспозиция нефть газ. - 2015. - № 1 (40). - с. 60-61.

82. Рыбин, В.А. Анализ современных технологий ремонта наружных коррозионных повреждений труб магистральных нефтепроводов [Текст] / В.А. Рыбин, С.И. Сенцов // Трубопроводный транспорт: теория и практика.

- 2018. - № 5. - с. 32-37.

83. Рыбин, В.А. Повышение безопасности при ремонте магистральных нефтепроводов методом наплавки [Текст] / В.А. Рыбин, В.А. Иванов // Техносферная безопасность. - 2014. - № 3. - с. 5-7.

84. Рыбин, В.А. Методика определения силы сварочного тока при соединении стыков секций магистральных трубопроводов с применением

порошковых проволок [Текст] / В.А. Рыбин, В.А. Иванов // Экспозиция нефть газ.

- 2013. - № 7. - С. 63-66.

85. Рыкалин, H.H. Расчеты тепловых процессов при сварке [Текст] / H.H. Рыкалин. - М. : Машгиз, 1951. - 296 с.

86. Рыкалин, H.H. Тепловые параметры сварочной дуги. Тепловые процессы при сварке [Текст] / H.H. Рыкалин, И.Д. Кулагин // Труды секции по научной разработке проблем электросварки и электротермии. - 1953. - Вып. 2.

- с. 10-58.

87. Сенцов, С.И. Влияние системы менеджмента качества строительства на безотказность работы магистральных трубопроводов [Текст] : дис. докт. техн. наук : 25.00.19 : защищена 2009 / Сергей Иванович Сенцов. - Москва, 2009.

- 325 с.

88. Смирнов, Н.В. Курс теории вероятностей и математической статистики для технических приложений [Текст] / Н.В. Смирнов, И.В. Дунин-Барковский.

- М. : Наука, 1969. - 511 с.

89. Соколова, Е.В. Справочник по сварке [Текст] / Е.В. Соколова. - М. : Изд-во машиностроительной литературы, 1961. - 556 с.

90. Суворов, А.Ф. Сварочно-монтажные работы в трубопроводном строительстве [Текст] / А.Ф. Суворов, Г.Г. Васильев, Ю.А. Горяинов, Ю.Э. Кинцлер, Ф.М. Мустафин, С.И. Сенцов, С.В. Головин. - М. : ЗАО «Звезда», 2006. - 240 с.

91. Фролов, В.В. Состав порошковой проволоки [Текст] / В.В. Фролов // A.c. № 539728 (СССР). - 1976. - № 47. - 60 с.

92. Шарнина, Г.С. Обеспечение безопасной эксплуатации и долговечности длительно эксплуатируемых нефте- и нефтепродуктопроводов [Текст] : автореф. дис. канд. техн. наук : 05.26.03 : защищена 2003 / Гульнара Салаватовна Шарнина.

- Уфа, 2003. - 24 с.

93. Ямалеев, К.М. Изменение тонкой структуры в трубной стали 17ГС в процессе эксплуатации [Текст] / К.М. Ямалеев, А.В. Пауль // Исследования в

области повышения надежности и эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа : ВНИИСПТнефть, 1987. - с. 27-30.

94. ВСН 39-1.10-001-99. Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами [Текст]. - Введ. 05.03.2000. - М. : ОАО «Газпром», 2000. - 24 с.

95. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка [Текст]. - Введ. 01.07.1989. - М. : Ротапринт ВНИИСТа, 1989. - 217 с.

96. ВСН 005-88. Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация [Текст]. - Введ. 01.01.1989. - М. : Ротапринт ВНИИСТа, 1989. - 103 с.

97. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I [Текст]. - Введ. 27.12.1988. - М. : Ротапринт ВНИИСТа, 1988. - 151 с.

98. ВСН 505-87. Технические требования (монтажные) к проектированию объектов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности с применением блоков. Системы автоматизации [Текст]. - Введ. 16.03.1987. - М. : ЦБНТИ Минмонтажспецстроя, 1987. - 9 с.

99. РД 153-112-014-97. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепродуктопроводах [Текст]. - Введ. 06.02.1997. - М. : АК «Транснефтепродукт», 1997. - 100 с.

100. РД 153-39.4-044-99. Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных по территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций [Текст]. - Введ. 09.08.1999. - М. : ОАО «АК «Транснефтепродукт», 1999. - 107 с.

101. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов [Текст]. - Введ. 21.07.2000. - М. : ОАО «АК «Транснефть», 2000. - 44 с.

102. РД 153-39.4-075-01. Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги 1-1У категорий [Текст]. - Введ. 01.06.2001. - М. : ОАО «АК «Транснефть», 2001. - 94 с.

103. РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах [Текст]. - Введ. 20.02.2001. - М. : ОАО «АК «Транснефть», 2001. - 127 с.

104. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов [Текст]. - Введ. 29.06.1998. - М. : АК «Транснефть», 1998. - 142 с.

105. РД 38.13.004-86. Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа (100 кгс/см) [Текст]. - Введ. 01.04.1986.

- М. : ВНИИСТ Миннефтегазстроя, 1986. - 270 с.

106. РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании [Текст]. - Введ. 01.09.1998. - Уфа. : ВНИИСПТнефть, 1998. - 142 с.

107. РД 39-0147103-327-88. Инструкция по наплавке коррозионных язв металла труб нефтепроводов под давлением до 3,5 МПа [Текст]. - Введ. 01.08.1989.

- Уфа. : ВНИИСПТнефть, 1988. - 59 с.

108. РД 39-0147103-330-86. Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2 МПа [Текст]. - Введ. 01.03.1986. - Уфа. : Главтранснефть, 1986. - 18 с.

109. РД 153-39.4-067-04. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов [Текст]. - Введ. 10.03.2004. - М. : ОАО АК «Транснефть», 2004. - 68 с.

110. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов [Текст]. - Введ. 30.12.2000. - М. : ОАО АК «Транснефть», 2000. - 68 с.

111. РД-03-495-02. Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства [Текст]. - Введ. 25.06.02. - М. : Госгортехнадзора России, 2002. - 77 с.

112. СНиП 2.04.12-86. Строительные нормы и правила. Расчет на прочность стальных трубопроводов [Текст]. - Введ. 01.01.1987. - М. : Миннефтегазстрой, 1987. - 14 с.

113. СНиП 2.05.06.85*. Магистральные трубопроводы [Текст]. - Введ. 01.01.1986. - М. : Миннефтегазстрой, 1986. - 178 с.

114. СП 33.13330.2012. Свод правил расчет на прочность стальных трубопроводов актуализированная редакция СНИП 2.04.12-86 [Текст]. - Введ. 01.01.2013. - М. : ОАО «ВНИИСТ», 2013. - 25 с.

115. СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов [Текст]. - Введ. 04.01.1998. - М. : АО «ВНИИСТ», 1998. - 84 с.

116. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы [Текст]. - Введ. 25.12.2012. - М. : ОАО «ВНИИСТ», 2012. - 99 с.

117. СП 86.13330.2012. Магистральные трубопроводы [Текст]. - Введ. 25.12.2012. - М. : ОАО «ВНИИСТ», 2012. - 44 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А ЛИЦЕНЗИОННОЕ СОГЛАШЕНИЕ ТОП (¡ИСТбМЫ

Номер лицензии _^ляддДата выдачи

Б00005589 /0Г ЬС7 18 мая 2011 года

Наименование программного обеспече МО/ j#»rnn Cil an

T-FLEX DOCs сервер Microsoft SQL 2008 server Standard Edition -1шт. А \ 9 /of Мч /?/ Версия 2010

Настоящий документ представляет собой Лицензионное соглашение между конечным пользователем (Заказчиком) и закрытым акционерным обществом «Топ Системы» (ЗАО «Топ Системы»), Передаваемое программное обеспечение и относящиеся к нему материалы, принадлежащие ЗАО «Топ Системы» и определенные в пункге «ПРОГРАММА», предоставляются для использования Заказчиком на условиях настоящего соглашения. Передаваемая Программа может включать в себя лицензионное программное обеспечение корпорации Майкрософт: Microsoft SQL server. Используя Лицензионное программное обеспечение корпорации Майкрософт, поставляемое вместе с передаваемой Программой, Заказчик тем самым подтверждает свое согласие соблюдать «Условия ЛИЦЕНЗИИ на использование программного обеспечения корпорации Майкрософт», с которыми Заказчик обязан ознакомиться при установке лицензионного программного обеспечения корпорации Майкрософт.

Программа

Термин «Программа» будет означать интеллектуальная собственность ЗАО «Топ Системы» в виде передаваемой компьютерной программы или ее любой отдельный программный модуль. К термину «Программа» относятся: I ) I .программное обеспечение,

2) 2.печатные материалы, подготовленные ЗАО «Топ Системы» в связи с Программами, включая инструкции и руководства пользователя («Документацию»).

Передача лицензии

ЗАО «Топ Системы» предоставляет Заказчику на условиях настоящего Лицензионного соглашения неисключительное, не подлежащее передаче право на использование передаваемой Программы с целью обработки лишь той информации, которая связана с собственной производственной деятельностью Заказчика. Настоящее Лицензионное соглашение разрешает Заказчику одновременное использование Программы одним пользователем на одном компьютере в одном месте. Однако, если Заказчик получил сетевую лицензию Программы, то разрешается использовать Программу в сети, при условии, что максимальное число одновременно работающих пользователей Профаммы не будет превышать количество приобретенных сетевых мест Программы.

Авторское право

ЗАО «Топ Системы» владеет всеми правами, названиями на Программное обеспечение. Заказчик признает права собственности ЗАО «Топ Системы» на Программное обеспечение, признает права собственности корпорации Майкрософт на Microsoft SQL server, а также коммерческие тайны, содержащиеся в Программном обеспечении, и обязуется придерживаться разумной осторожности для сохранения их конфиденциальности. Заказчик должен рассматривать Программное обеспечение как любой другой защищенный законом об охране интеллектуальной собственности материал (например, книгу или музыкальную запись), за исключением того, что он может сделать одну копию Программного обеспечения в целях создания резервной копии. Запрещается копировать печатные материалы, сопровождающие Программное обеспечение.

Другие ограничения

Запрещается восстанавливать исходный код Программы, дисассемблировать и декомпилировать Программу на составные части и создавать на их основе производные продукты. Запрещается передавать Программу в пользование гражданам, постоянно проживающим в странах, подпадающих под жепортные ограничения России, США (для Microsoft SQL server) и Великобритании (для Microsoft SQL server).

Запрещается распространять, предоставлять право использования, продавать Программу как полностью, так и по частям или передавать права на лицензию без письменного разрешения ЗАО «Топ Системы». Запрещается удалять.

изменять или каким-либо образом скрывать имеющиеся в Программе уведомления о нравах ЗАО «Топ Системы» на Программу, ярлыки и маркировку.

Запрещены любые действия по снятию защиты от копирования Программы.

При нарушении условий Лицензионного соглашения ЗАО «Топ Системы» имеют право на его расторжение. С расторжением лицензии Заказчик должен прекратить использование Программы, уничтожить Программу и все резервные копии Программы и вернуть ЗАО «Топ Системы» программные носители. Документацию и другие материалы, передаваемые ЗАО «Топ Системы» Заказчику по условиям Лицензионного соглашения. Заказчик не должен публиковать результаты тестирования Программы.

Общее положение

Настоящее соглашение регулируется законами Российской Федерации.

Гарантии

ЗАО «Топ Системы» гарантирует Заказчику, что

1 ) Программа, если она не изменена пользователем, будет выполнять функции, в целом описываемые в документации, поставляемой ЗАО «Топ Системы», в случае его использования на аппаратуре и в операционной системе, для которых она была разработана ЗАО «Топ Системы». 2) Электронные носители, на которых поставляется Программа, а также все прилагаемые к Программе аппаратные ключи или другие устройства защиты от копирования будут в условиях нормальной эксплуатации свободны от дефектов.

В соответствии с настоящими гарантиями ЗАО «Топ Системы» в течение одного года с даты передачи Программы предпримет в течение технически обоснованного периода времени меры для устранения заявленной «Программной ошибки» (неспособность программы выполнить функции, описанные в документации) и бесплатной замены электронного носителя, имеющего дефекты. Для заявки претензии Заказчик должен, оплатив почтовые расходы, вернуть ЗАО «Топ Системы» в течение гарантийного периода дефектное изделие с подтверждением о покупке. Перечисленные гарантии носят исключительный характер и выступают вместо всех других гарантий, оговоренных явно или подразумеваемых, включая подразумеваемые гарантии коммерческого успеха и пригодности для выполнения определенной задачи. Никакая устная или письменная информации, исходящая от ЗАО «Топ Системы» или его сотрудников, не повысит пределы ответственности по перечисленным гарантиям и не создаст новые гарантии.

Ограничение ответственности

ЗАО «Топ Системы» не отвечает перед Заказчиком за любые косвенные, случайные или особые отрицательные последствия, включая потерю ожидаемой прибыли, доходов, данных и т.д., ставшие результатом использования или невозможности использования программы, даже если ЗАО «Тон Системы» поставлено в известность, что оно может быть причиной этих последствий.

ЗАО «Топ Системы» не гарантирует, что поставляемые программы будут работать правильно на любой аппаратуре, или действовать в комбинации с другими программами, используемыми Заказчиком, или что pa6oia программ будет непрерывной и безошибочной, или что все ошибки программ могут быть исправлены.

ЗАО «Той Системы» не несет какой-либо ответственности за утрату или хищение программы или какого-либо устройства защиты от копирования, входящего в состав поставленной программы. В частности, ЗАО «Топ Системы» не обязано заменять какие-либо утраченные или похищенные программы или устройства зашиты от копирования. Заказчик единолично несет ответственность за предупреждение утраты или хищения программы и любых устройств защиты от копирования и за обеспечение сохранности своих капиталовложений посредством страховании и иными способами.

OiBcicTBciiiiocib ЗАО «Топ Системы» во всех случаях не может превышать сумму, полученную ЗАО «Тон Системы» oí Заказчика.

Настоящее лицензионное соглашение вступает в силу с момента начала использования Программы Заказчиком (п. 3 ст. 1286 ГК РФ).

ЛИЦЕНЗИОННОЕ СОГЛАШЕНИЕ

Номер лицензии

Топ Системы

Б00005590

1ата выдачи

18 мая 2011 года

Наименование программного обеспеченийCHlUEMJbèpcfyui

T-FLEX DOCs «Базовый» на 5 пользователей, Версия 2010

Настоящий документ представляет собой Лицензионное соглашение между конечным пользователем (Заказчиком) и закрытым акционерным обществом «Топ Системы» (ЗАО «Топ Системы»). Передаваемое программное обеспечение и относящиеся к нему материалы, принадлежащие ЗАО «Топ Системы» и определенные в пункте «ПРОГРАММА», предоставляются для использования Заказчиком на условиях настоящего соглашения. Передаваемая Программа может включать в себя лицензионное программное обеспечение корпорации Майкрософт: Microsoft SQL server. Используя Лицензионное программное обеспечение корпорации Майкрософт, поставляемое вместе с передаваемой Программой. Заказчик тем самым подтверждает свое согласие соблюдать «Условия ЛИЦЕНЗИИ на использование программного обеспечения корпорации Майкрософт», с которыми Заказчик обязан ознакомиться при установке лицензионного программного обеспечения корпорации Майкрософт.

Программа

Термин «Программа» будет означать интеллектуальная собственность ЗАО «Той Системы» в виде передаваемой компьютерной программы или ее любой отдельный программный модуль. К термину «Программа» относятся: i ) I .программное обеспечение,

2) 2.печатные материалы, подготовленные ЗАО «Топ Системы» в связи с Программами, включая инструкции и руководства пользователя («Документацию»).

Передача лицензии

ЗАО «Топ Системы» предоставляет Заказчику на условиях настоящего Лицензионного соглашения неисключительное, не подлежащее передаче право на использование передаваемой Программы с целью обработки лишь той информации, которая связана с собственной производственной деятельностью Заказчика. Настоящее Лицензионное соглашение разрешает Заказчику одновременное использование Программы одним пользователем на одном компьютере в одном месте. Однако, если Заказчик получил сетевую лицензию Программы, то разрешается использовать Программу в сети, при условии, что максимальное число одновременно работающих пользователей Программы не будет превышать количество приобретенных сетевых мест Программы.

Авторское право

ЗАО «Топ Системы» владеет всеми правами, названиями на Программное обеспечение. Заказчик признает права собственности ЗАО «Топ Системы» на Программное обеспечение, признает права собственности корпорации Майкрософг на Microsoft SQL server, а также коммерческие тайны, содержащиеся в Программном обеспечении, и обязуется придерживаться разумной осторожности для сохранения их конфиденциальности. Заказчик должен рассматривать Программное обеспечение как любой другой защищенный законом об охране интеллектуальной собственности материал (например, книгу или музыкальную запись), за исключением того, что он может сделать одну копию Программного обеспечения в целях создания резервной копии. Запрещается копировать печатные материалы, сопровождающие Программное обеспечение.

Другие ограничения

Запрещается восстанавливать исходный код Программы, дисассемблировать и декомпилировать Программу на составные части и создавать на их основе производные продукты. Запрещается передавать Программу в пользование гражданам, постоянно проживающим в странах, подпадающих под экспортные ограничения России, США (для Microsoft SQL server) и Великобритании (для Microsoft SQL server).

Запрещается распространять, предоставлять право использования, продавать Программу как полностью, так и по частям или передавать права на лицензию без письменного разрешения ЗАО «Топ Системы». Запрещается удалять.

изменять или каким-либо образом скрывать имеющиеся в Программе уведомления о правах ЗАО «Тон Системы» на Программу, ярлыки и маркировку.

Запрещены любые действия по снятию защиты от копирования Программы.

11ри нарушении условий Лицензионного соглашения ЗАО «Топ Системы» имеют право на его расторжение. С расторжением лицензии Заказчик должен прекратить использование Программы, уничтожить Программу и все резервные копии Программы и вернуть ЗАО «Топ Системы» программные носители. Документацию и другие материалы, передаваемые ЗАО «Топ Системы» Заказчику по условиям Лицензионного соглашения. Заказчик не должен публиковать результаты тестирования Программы.

Общее положение

Настоящее соглашение регулируется законами Российской Федерации.

Гарантии

ЗАО «Топ Системы» гарантирует Заказчику, что

1) Программа, если она не изменена пользователем, будет выполнять функции, в целом описываемые в документации, поставляемой ЗАО «Тон Системы», в случае его использования на аппаратуре и в операционной системе, для которых она была разработана ЗАО «Топ Системы».

2) Электронные носители, на которых поставляется Профамма, а также все прилагаемые к Программе аппаратные ключи или другие устройства защиты от копирования будут в условиях нормальной эксплуатации свободны от дефектов.

В соответствии с настоящими гарантиями ЗАО «Топ Системы» в течение одного года с даты передачи Программы предпримет в течение технически обоснованного периода времени меры для устранения заявленной «Программной ошибки» (неспособность программы выполнить функции, описанные в документации) и бесплатной замены электронного носителя, имеющего дефекты. Для заявки претензии Заказчик должен, оплатив почтовые расходы, вернуть ЗАО «Топ Системы» в течение гарантийного периода дефектное изделие с подтверждением о покупке. Перечисленные гарантии носят исключительный характер и выступают вместо всех других гарантий, оговоренных явно или подразумеваемых, включая подразумеваемые гарантии коммерческого успеха и пригодности для выполнения определенной задачи. Никакая устная или письменная информации, исходящая от ЗАО «Тон Системы» или его сотрудников, не повысит пределы ответственности по перечисленным гарантиям и не создаст новые гарантии.

Ограничение ответственности

ЗАО «Тон Системы» не отвечает перед Заказчиком за любые косвенные, случайные или особые отрицательные последствия, включая потерю ожидаемой прибыли, доходов, данных и т.д., ставшие результатом использования или невозможности использования программы, даже если ЗАО «Топ Системы» поставлено в известность, что оно может быть причиной этих последствий.

ЗАО «Топ Системы» не гарантирует, что поставляемые программы будут работать правильно на любой аппарату ре, или действовать в комбинации с другими программами, используемыми Заказчиком, или что рабаI а программ будет непрерывной и безошибочной, или что все ошибки программ могут быть исправлены.

ЗАО «Тон Системы» не несет какой-либо ответственности за утрату или хищение программы или какою-либо устройства защиты от копирования, входящего в состав поставленной программы. В частности, ЗАО «Топ Системы» не обязано заменять какие-либо утраченные или похищенные программы или устройства защиты от копировании. Заказчик единолично несет ответственность за предупреждение утраты или хищения программы и любых устройств защиты от копирования и за обеспечение сохранности своих капиталовложений посредством страхования и иными способами.

Ответственность ЗАО «Топ Системы» во всех случаях не может превышать сумму, полученную ЗАО «Тон Системы» от Заказчика.

Настоящее лицензионное соглашение вступает в силу с момента начала использования Программы Заказчиком (п. 3 ст. 1286 ГК РФ).

ЛИЦЕНЗИОННОЕ СОГЛАШЕНИЕ ТОП СИСТбМЫ

Номер лицензии аДйТа выдачи

Б00005590 ß/ 06 мая 2011 года

Наименование программного обеспечения п*^ 1 ЕЁ

9 «Л T-FLEX DOCs «Стандартный» на 13 пользователей А?о\ к /о> К ■ УЖрсия 2010

Настоящий документ представляет собой Лицензионное соглашение между конечным пользователем (Заказчиком) и закрытым акционерным обществом «Топ Системы» (ЗАО «Топ Системы»). Передаваемое программное обеспечение и относящиеся к нему материалы, принадлежащие ЗАО «Топ Системы» и определенные в пункте «ПРОГРАММА», предоставляются для использования Заказчиком на условиях настоящего соглашения. Передаваемая Программа может включать в себя лицензионное программное обеспечение корпорации Майкрософт: Microsoft SQL server. Используя Лицензионное программное обеспечение корпорации Майкрософт, поставляемое вместе с передаваемой Программой, Заказчик тем самым подтверждает свое согласие соблюдать «Условия ЛИЦЕНЗИИ на использование программного обеспечения корпорации Майкрософт», с которыми Заказчик обязан ознакомиться при установке лицензионного программного обеспечения корпорации Майкрософт.

Программа

Термин «Программа» будет означать интеллектуальная собственность ЗАО «Топ Системы» в виде передаваемой компьютерной программы или ее любой отдельный программный модуль. К термину «Программа» относятся:

1) I .программное обеспечение,

2) 2.печатные материалы, подготовленные ЗАО «Топ Системы» в связи с Программами, включая инструкции и руководства пользователя («Документацию»),

Передача лицензии

ЗАО «Топ Системы» предоставляет Заказчику на условиях настоящего Лицензионного соглашения неисключительное, не подлежащее передаче право на использование передаваемой Программы с целью обработки лишь той информации, которая связана с собственной производственной деятельностью Заказчика. Настоящее Лицензионное соглашение разрешает Заказчику одновременное использование Программы одним пользователем на одном компьютере в одном месте. Однако, если Заказчик получил сетевую лицензию Программы, то разрешается использовать Программу в сети, при условии, что максимальное число одновременно работающих пользователей Программы не будет превышать количество приобретенных сетевых мест Программы.

Авторское право

ЗАО «Топ Системы» владеет всеми правами, названиями на Программное обеспечение. Заказчик признает права собственности ЗАО «Топ Системы» на Программное обеспечение, признает права собственности корпорации Майкрософт на Microsoft SQL server, а также коммерческие тайны, содержащиеся в Программном обеспечении, п обязуется придерживаться разумной осторожности для сохранения их конфиденциальности. Заказчик должен рассматривать Программное обеспечение как любой другой защищенный законом об охране интеллектуальной собственности материал (например, книгу или музыкальную запись), за исключением того, что он может сделать одну копию Программного обеспечения в целях создания резервной копии. Запрещается копировать печатные материалы, сопровождающие Программное обеспечение.

Другие ограничения

Запрещается восстанавливать исходный код Программы, дисассемблировать и декомпилировать Программу на составные части и создавать на их основе производные продукты. Запрещается передавать Программу в пользование гражданам, постоянно проживающим в странах, подпадающих под экспортные ограничения России, США (для Microsoft SQL server) и Великобритании (для Microsoft SQL server).

Запрещается распространять, предоставлять право использования, продавать Программу как полностью, так и по частям или передавать права на лицензию без письменного разрешения ЗАО «Топ Системы». Запрещается удалять.

изменять или каким-либо образом скрывать имеющиеся в Программе уведомления о правах ЗАО «Топ Системы» на Программу, ярлыки и маркировку.

Запрещены любые действия по снятию защиты от копирования Программы.

При нарушении условий Лицензионного соглашения ЗАО «Топ Системы» имеют право на его расторжение. С расторжением лицензии Заказчик должен прекратить использование Программы, уничтожить Программу и все резервные копии Программы и вернуть ЗАО «Топ Системы» программные носители. Документацию и другие материалы, передаваемые ЗАО «Топ Системы» Заказчику по условиям Лицензионног о соглашения. Заказчик не должен публиковать результаты тестирования Прог раммы.

Общее положение

Настоящее соглашение регулируется законами Российской Федерации.

Гарантии

ЗАО «Топ Системы» г арантирует Заказчику, что

1) Программа, если она не изменена пользователем, будет выполнять функции, в целом описываемые в документации, поставляемой ЗАО «Топ Системы», в случае его использования на аппаратуре и в операционной системе, для которых она была разработана ЗАО «Топ Системы».

2) Электронные носители, на которых поставляется Программа, а также все прилагаемые к Программе аппаратные ключи или другие устройства защиты от копирования будут в условиях нормальной эксплуатации свободны от дефектов.

В соответствии с настоящими гарантиями ЗАО «Топ Системы» в течение одного года с даты передачи Программы предпримет в течение технически обоснованного периода времени меры для устранения заявленной «Прог раммной ошибки» (неспособность программы выполнить функции, описанные в документации) и бесплатной замены электронного носителя, имеющего дефекты. Для заявки претензии Заказчик должен, оплатив почтовые расходы, вернуть ЗАО «Топ Системы» в течение гарантийного периода дефектное изделие с подтверждением о покупке. Перечисленные 1аран1ии носят исключительный характер и выступают вместо всех других гарантий, оговоренных явно или подразумеваемых, включая подразумеваемые гарантии коммерческого успеха и пригодности для выполнения определенной задачи. Никакая устная или письменная информация, исходящая от ЗАО «Тон Системы» или ею сотрудников, не повысит пределы ответственности по перечисленным гарантиям и не создаст новые гарантии.

Ограничение ответственности

ЗАО «Топ Системы» не отвечает перед Заказчиком за любые косвенные, случайные или особые отрицательные носледс!ним, включай потерю ожидаемой прибыли, доходов, данных и т.д., ставшие результатом использовании или невозможности использовании программы, даже если ЗАО «Топ Системы» поставлено в известность, что оно может быть причиной этих последствий.

ЗАО «Топ Системы» не гарантирует, что поставляемые программы будут работать правильно на любой аппаратуре, или действовать в комбинации с другими программами, используемыми Заказчиком, или что работа нро1рамм будет непрерывной и безошибочной, или что все ошибки программ могут быть исправлены.

ЗАО «Тон Системы» не несет какой-либо ответственности за утрату или хищение программы или какого-либо устройства защиты от копировании, входящего в состав поставленной программы. В частности, ЗАО «Топ Системы» не обизано заменять какие-либо утраченные или похищенные программы или уст ройства защиты от копирования. Заказчик единолично несет ответственность за предупреждение утраты или хищения программы и любых устройств защиты от копировании и за обеспечение сохранности своих капиталовложений посредством страховании и иными способами.

Ответственность ЗАО «Топ Системы» во всех случаях не может превышать сумму, полученную ЗАО «Топ Системы» от Заказчика.

Настоящее лицензионное соглашение вступает в силу с момента начала использования Программы Заказчиком (п. 3 ст. 1286 ГК РФ).

Сравнение технологической себестоимости наплавки РД и МПС

способами

В процессе выполнения экономического анализа были рассчитаны следующие статьи калькуляции, входящие в технологическую себестоимость.

1. Стоимость сварочных материалов.

2. Затраты на технологическую электроэнергию.

3. Общепроизводственные расходы, связанные с расходами на содержание и эксплуатацию оборудования:

• амортизация сварочного оборудования;

• ремонт и межремонтное обслуживание;

• прочие затраты по эксплуатации сварочного оборудования. Приведенный ниже экономический анализ показывает величину затрат на

проведение одного эксперимента по определению режимов дуговой сварки порошковыми проволоками.

Для проведения эксперимента необходимо:

• аттестованное сварочное оборудование;

• аттестованный сварщик (1-го уровня по классификации НАКС);

• программа проведения эксперимента (испытаний), составленная аттестованным специалистом (не ниже II уровня) сварочного производства.

В таблице Б1 приведены исходные данные для экономического расчета.

Таблица Б.1 - Исходные данные для экономического анализа

выбора способа сварки (наплавки)

Показатели Наименование способа сварки

РД МПС

Основные параметры сварки - сила сварочного тока, А - напряжение дуги, В - скорость сварки, м/ч - коэффициент наплавки, г/А-ч 100 22 18,6 9,2 180 24 32,4 18,2

Сварочное оборудование Подающий механизм Lincoln Electric POWER FEED 10M; универсальный сварочный выпрямитель INVERTEC V450-PRO

Сварочные материалы: - наименование материала; - коэффициент расхода сварочного материала на 1 кг наплавленного металла, кг Покрытые металлические электроды LB-52U, 0 3,2 1,6 Порошковая самозащитная проволока Ш1с-ТМВ6, 0 2 1,11

Расчет стоимости сварочных материалов согласно выражения Б1.

См = С (Б.1)

где СМ - цена 1 кг сварочного материала, руб.; арм - коэффициент расхода сварочного материала на 1 кг. Коэффициент расхода сварочных материалов принят в соответствии с данными нормативных документов. Для покрытых электродов и порошковых проволок значение коэффициента арм составляет 1,6 и 1,11 соответственно. Стоимость электродов LB-52U находится в пределах 80,2 руб./кг. Стоимость порошковой проволоки ППс-ТМВ6 составляет примерно 130,8 руб./кг.

Следовательно:

• стоимость покрытых электродов

См- 80,2 1,6=128,32 руб.;

• стоимость порошковой проволоки

См = 130,8 1,11=145,19 руб. Расчет время сварки при наплавки 1кг металла

То = 1000 / (/ее -ан), (Б.2)

где /ее - сила сварочного тока; ан - коэффициент наплавки. Следовательно, время наплавки 1кг металла

• РД способом Т0 = 1000 = 1,09 ч;

^ 0 100-9,2

• МПС способом Т0 = 1000 = 0,31 ч.

0 180-18,2

Расчет технологической электроэнергии

Сэ = ^э ■ ^ (Б 3)

где ^э - норма расхода электроэнергии на 1 кг наплавленного металла, кВт-ч; Сэ - тариф за 1 кВт-ч потребляемой электрической энергии, руб. Норма расхода электроэнергии определяется

0 = ^св^о (Б 4)

1000 . ( .)

Согласно формулам (Б.3) и (Б.4) стоимость технологической электроэнергии затрачиваемой на 1кг наплавленного металла составляет

• при РД сварке

Сэ = 2,4 ■ 1,94 = 4,66 руб.;

22-100-1,09 _ . ^

аэ =-— = 2,4 кВт.

1000

• при МПС сварке

Сэ = 2,4-1,34 = 3,22 руб.;

= 24180-0,31 = 1,34 кВт. э 1000

Затраты на общепроизводственные расходы рассчитывались по формуле

Соб-г-На , Л

А =-, (Б.5)

100 - Тном - Ки

где Соб - стоимость сварочного оборудования и источников питания, руб.

Соб Спр + Стр + Смонт, (Б6)

где Спр - стоимость приобретения сварочного оборудования, руб.;

Стр - стоимость транспортировки оборудования, руб.;

Смонт - затраты на монтаж, руб. (в расчетах принимаем 8 % от стоимости приобретения сварочного оборудования);

На - годовая норма амортизации по соответствующим видам сварочного оборудования, % (принимаем 20 %);

Тном - номинальный (режимный) фонд времени работы за год, ч.

Номинальный (режимный) фонд времени в расчетах принимается на конкретный год, когда выполняется дипломный проект в соответствии с производственным календарем Тном=1970 ч;

Ки - коэффициент использования номинального (режимного) фонда времени работы оборудования (в расчетах можно принять Ки=0,75).

Затраты на ремонт и межремонтное обслуживание сварочного оборудования

где Прем - норма отчислений затрат на ремонт и межремонтное обслуживание. В расчетах был принят процент отчислений, равный 8 %.

Прочие затраты по эксплуатации сварочного оборудования были приняты равными 8 %.

Стоимость оборудования была принята равной розничной цене на момент проведения расчетов и составила: INVERTEC V-450PRO - 480 тыс. руб., POWER FEED 10M - 350 тыс. руб.

Следовательно стоимость оборудования составит:

• для РД сварки

480 000+48 000+38 400=566 400 руб.;

• для МПС сварки

830 000+83 000+66 400=979 400руб.

Расчет амортизационных отчислений

Срем (Соб- Х'Прем) / (100-Т ном Ки),

(Б.7)

• при РД сварке А

566400 -1,09 • 20 100-1970 • 0.75

83,57 руб.;

, 979400 • 0,31-20 _

• при МПС сварке А =-= 41,1 руб.

к к 100-1970 • 0.75 ^

Стоимость ремонта оборудования составила

тэтт ^ 566400 -1,09 • 8 .... -

• при РД сварке Срем =---= 33,43 руб.;

^ ^ 100-1970 • 0.75 ™

^ 979400 • 0,31 • 8 -

• для МПС сварки Срем =---= 16,44 руб.

^ 100 1970 • 0.75 ^

Итого общепроизводственных затрат при наплавке 1кг металла (без учета стоимости оборудования) составляет:

• при РД сварке 83,57+33,43=117 руб.;

• при МПС сварке 41,1+16,44=57,54 руб.

В таблице Б.2 представлено сравнение рассчитанных экономических показателей.

Таблица Б.2 - Технологическая себестоимость 1 кг наплавленного металла

Наименование способа

Вид затрат сварки

РД МПС

1 2 3

Сварочные материалы, руб. 128,32 145,19

Время наплавки 1кг металла, ч 1,09 0,31

Технологическая электроэнергия, руб. 4,66 3,22

Амортизация оборудования и источников питания, руб. 83,57 41,1

Ремонт и межремонтное обслуживание сварочного 33,43 16,44

оборудования, руб.

ИТОГО, руб. 249,98 205,95

Методика определения режимов МПС наплавки при ремонте магистральных нефтепроводов

Для определения величины температурного разупрочнения и оценки величины ремонтного давления необходимо задать режимы наплавки либо выполнить их расчет по уравнениям (В.1)-(В.5). 1. Сила сварочного тока

1св = Кпп • dэл. (В.1)

Коэффициент Кпп определяется по данным таблицы В.1.

Таблица В.1 - Значение коэффициента Кпп в зависимости от типа и диаметра

проволоки

Наружный диаметр проволоки Д мм Толщина оболочки И1, мм Коэс )фициент Кпп^102

Рутиловые Рутил-флюоритные Карбонатно-флюоритные Рутил-органические Металло-порошковые

0 1,2 0,2 К:1,49-1,66 3:1,491,66 К:1,25-1,68 3:1,61— 1,77 К: 1,221,79 3:1,221,77 К:1,33- 1,77 3:1,551,94 К:1,5- 1,67 3:1,461,63

Продолжение таблицы В.1

К:1,34- К:1,2-1,68 3:1,2-1,68 К:1,13- К:1,33- К:1,37-

0 1,4 0,2 1,71 1,53 1,84 1,71

3:1,34- 3:1,13- 3:1,33- 3:1,32-

1,71 1,65 1,85 1,72

0 1,6 0,2 1,25-1,82 1,55-1,81 1,2-1,54 0,93-1,13 1,24-1,87

0,3 1,92-2,52 2,17-2,51 1,85-2,46 1,31-1,6 1,85-2,52

0,2 1,01-1,25 1,25-1,71 0,89-1,02 0,69-0,94 1,01-1,25

0 2 0,3 1,16-1,64 1,68-1,93 1,11-1,22 0,91-1,03 1,16-1,65

0,5 1,75-2,1 1,87-2,1 1,25-1,78 1,09-1,21 1,74-2,1

0,2 1,16-1,25 0,9-1,25 0,74-1,08 0,9-1,03 1,16-1,36

0 2,4 0,3 1,41-1,57 1,25-1,48 1,16-1,42 1-1,1 1,42-1,58

0,5 1,65-2,08 1,45-1,87 1,49-1,66 1,07-1,28 1,61-2,1

0,2 1,07-1,25 0,9-1,23 1,13-1,26 0,86-1,08 1,07-1,27

0 2,8 0,3 1,25-1,62 1,2-1,43 1,24-1,37 1,05-1,23 1,24-1,61

0,5 1,65-2,08 1,43-1,62 1,61-1,73 1,2-1,39 1,64-2,07

2. Напряжение на дуге

3. Скорость наплавки

ид = 20 + 0,05КПП • d°°,5. (В.2)

Скорость наплавки также может быть определена по номограмме Б.1 или задана произвольна с целью исследований процесса наплавки. Коэффициент Апп определяется согласно приложению Г.

Определение коэффициента Апп

Таблица Г.1 - Значение коэффициента Ап

Диаметр проволоки, мм Толщина оболочки, мм Коэффициент, Апп -103

1,2 к: 0,2 5-5,2

з: 0,2 6,5-6,7

1,4 к:0,2 5,5-5,8

з:0,2 8-8,3

1,6 0,2 6,5-6,8

0,3 9-9,3

2 0,2 7-7,2

0,3 8,5-8,7

0,5 10-10,2

2,4 0,2 7,5-7,8