Стыков.

Существующие способы сварки могут быть разделены на две группы: сварка плавлением и сварка давлением (пластическая).

При сварке плавлением металлы нагреваются и связь между их атомами начинает ослабевать при определенной температуре, тело становится более пластичным, затем оно теряет свою форму и, наконец, переходит в жидкое состояние. При расплавлении возникает самопроизвольное перемешивание металлов, в процессе которого устанавливается их междуатомная связь, а при последующем понижении температуры происходит совместная кристаллизация. Для способов второй группы основным фактором в процессе сварки является давление, под действием которого происходит смятие «выступов», существующих на поверхности металла даже при любом способе механической обработки, и сближение свариваемых тел на расстояние, необходимое для возникновения междуатомного взаимодействия. В этом случае могут происходить процессы взаимной диффузии, а иногда частичной взаимной кристаллизации. Обе группы (сварка

плавлением и сварка давлением) разделяются, в свою очередь, на ряд способов, которые получили или получат широкое применение в трубопроводном и резервуарном строительстве.

Поворотные стыки труб диаметром до 200 мм включительно сваривают без разбивки на участки. После выполнения первого слоя второй и последующие слои смещают на 30 - 40 мм по отношению к предыдущему слою, а затем ведут сварку в направлении, обратном направлению сварки предыдущего слоя.

Поворотные стыки труб в зависимости от диаметра и толщины стенки сваривают следующими способами: автоматической сваркой под флюсом основного и плакирующего слоя; автоматической сваркой под флюсом основного слоя и ручной сваркой покрытыми электродами или аргонодуговой сваркой плакирующего слоя; сваркой в среде СО2 основного слоя и аргонодуговой сваркой плакирующего слоя.

Поворотные стыки труб диаметром 1420 мм с толщиной стенки до 17 мм необходимо выполнять двусторонней сваркой. Торцы труб проходят механическую обработку с одновременным нанесением риски на внутренней поверхности для автоматического направления внутренней сварочной головки по стыку. Сборку выполняют с помощью самоходного центратора, вращение обеспечивается поворотными роликами стенда. Автоматическую сварку внутреннего шва под флюсом выполняет оператор, который наблюдает за процессом по приборам.

Швы поворотных стыков труб из легированных сталей выполняют преимущественно автоматической сваркой в защитных газах, причем первый проход шва сваривают неплавящимся (вольфрамовым) электродом, а последующие - плавящимся.

Сварка стыков магистральных газо- и нефтепроводов выполняется на трубосварочных базах и
в полевых условиях на трассах. На трубосварочных базах трубы длиной 10-12 метров
предварительно сваривают (для тех прямолинейных участков, где это возможно) в двух- или
трехтрубные секции длиной 20-36 метров. Сварку выполняют на специальных роликовых

стендах, обеспечивая при этом поворот свариваемого стыка в удобное пространственное положение. Основным технологическим процессом сварки секций на трубосварочных базах является метод сварки поворотных стыков под флюсом либо комбинированный способ сочетания дуговой сварки под флюсом с ручной дуговой сваркой корневого слоя.

На прокладке трассы трубопровода в полевых условиях неповоротные стыки труб сваривают в основном ручной дуговой сваркой покрытыми электродами (с целлюлозным или основным типом покрытия) и в значительно меньших объемах механизированной дуговой сваркой в защитных газах, в том числе порошковой проволокой. Если сварка механизированными способами выполняется со свободным формированием шва (без применения формирующих приспособлений), то производительность соединения неповоротных стыков ненамного превышает процесс сварки специальными высокопроизводительными электродами. Из-за физических ограничений производительности процесса сварки неповоротных стыков труб, связанных с возможностью удержания расплавленного металла сварочной ванны от вытекания в пространственных положениях, методами сварки со свободным формированием шва, производительность прокладки трубопровода напрямую зависит от производительности сварки монтажных стыков в условиях трассы. Кроме того, даже использование порошковой проволоки рутилового типа (например MEGAFIL®713R или MEGAFIL® 821R в сочетании с автоматическими сварочными головками Proteus или М-300 не позволяет приблизиться к производительности сварки под флюсом с поворотом стыка в удобное положепие.

4.5. Виды и способы капитального ремонта МП.

Капитальный ремонт линейной части МНПП подразделяется на следующие виды:

с заменой труб;

с заменой изоляционного покрытия;

выборочный ремонт.

Капитальный ремонт МНПП с заменой труб проводится следующими способами:

укладкой вновь прокладываемого участка трубопровода в общую с заменяемым участком

траншею, с последующим демонтажом последнего;

укладкой вновь прокладываемого участка трубопровода в отдельную траншею в пределах

существующего технического коридора коммуникаций, с последующим демонтажом заменяемого

участка;

демонтажом заменяемого участка трубопровода и укладкой вновь прокладываемого участка по

проектным отметкам демонтированного участка.

Капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия проводится следующими способами:

с подъемом трубопровода в траншее;

с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее;

без подъема трубопровода с сохранением его положения.

Выборочный ремонт включает:

ремонт участка трубопровода с устранением дефектов стенки трубы или с установкой муфты;

ремонт участка трубопровода с заменой «катушки», трубы, узла линейной арматуры.

Капитальный ремонт нефтепроводов с заменой наружного изоляционного покрытия осуществляется с целью полной замены изоляционного покрытия (пассивная защита), не обеспечивающего совместно со средствами электрохимической защиты (активная защита) полную защиту трубопроводов от коррозии, когда дальнейшее увеличение количества и мощности средств электрохимзащиты становится технически невозможным или экономически нецелесообразным.

Особенностью капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия является то, что положение нефтепровода при производстве работ практически не изменяется. А для производства изоляционных работ траншея разрабатывается на глубину на 0 5 - 0 6 м ниже нижней образующей нефтепровода.

При капитальном ремонте нефтепровода, как правило, применяется одностадийное проектирование - разрабатывается рабочий проект, который согласовывается с землепользователями и арендаторами земли, а также с владельцами или организациями, эксплуатирующими коммуникации, расположенные в одном техническом коридоре с ремонтируемым нефтепроводом (включая взаимное пересечение) или попадающие в полосу отвода земель для производства ремонта нефтепровода.

11ри капитальном ремонте нефтепроводов с заменой труб вновь прокладываемый участок перед его подключением к основной магистрали должен подвергаться очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность. При капитальном ремонте нефтепроводов с заменой труб работы выполняются по традиционной технологии строительства нового трубопровода рядом со старым, который подлежит замене.

В настоящее время капитальный ремонт нефтепроводов диаметром 1220 мм с заменой изоляционного покрытия производится без применения грузоподъемных механизмов. Существенным недостатком такой схемы ремонта является осадка нефтепровода. Опыт ремонта нефтепровода диаметром 1020 мм с применением крепей дает основание предполагать, что применение крепей KP-I220 при ремонте нефтепровода диаметром 1220 ш позволит значительно уменьшить осадку