Ремонт дефектов основного металла трубы (вмятины, гофры, коррозия, потеря металла, задиры, расслоения, трещины и т.п.) предлагается выполнять с помощью специального оборудования. Универсальная подводная камера (кессон) предназначена для устранения повреждений подводных переходов нефтепроводов в сухих условиях под нормальным давлением с применением тех же методов ремонта, что и на поверхности.
Данная камера позволяющая производить ремонт дефектных участков труб различными способами (установка приварных муфт, установка композитных муфт, врезка катушек, шлифовка, сварка и т.п.), ремонт изоляции магистрального газопровода и другие работы сухим способом на трубах диаметром до 1420 мм. Рабочая глубина - до 30 м.
Камера в разобранном виде может быть оперативно доставлена в любой район любым видом транспорта, в т.ч. авиационным. Оборудование запатентовано, имеет сертификат соответствия ГОСТ Р и разрешение на применение Ростехнадзора.
Сварщики аттестованы на I уровень в системе НАКС с допуском работы на нефтегазодобывающем оборудовании с учетом дополнительных требований АК «Транснефть»
Установка подводной камеры (кессона) при ремонте Магистрального нефтепровода или газопровода:
Рисунок 7 Универсальная подводная камера (кессон) для ремонта газопровода - взгляд изнутри
Рисунок 8 Классификация дефектов трубопровода (магистрального нефтепровода и газопровода)
Дефекты нефтепровода подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
Дефект, подлежащий ремонту, - каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы на нефтепроводе или входящие в его состав, не соответствующие нормативным документам.
Дефект первоочередного ремонта - дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.
Дефекты геометрии трубы
"Вмятина" - местное уменьшение проходного сечения трубы на длине меньшей, чем 1,5 номинального диаметра трубы D, без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.
"Гофр" - уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода.
"Сужение" - уменьшение проходного сечения трубы длиной 1,5 номинального диаметра трубы и более, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности (Dн-d)/Dн, 2% и более, где Dн - номинальный наружный диаметр трубы, d - минимальный измеренный наружный диаметр трубы.
Дефекты стенки трубы
"Потеря металла" - локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения нефтепровода. Потери металла делятся на объединенные и одиночные. Объединенная потеря металла - это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Одиночная потеря металла - это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
"Уменьшение толщины стенки" - плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката.
"Расслоение" - внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения. "Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) - расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы."Расслоение в околошовной зоне" - расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы).
"Трещина" - дефект в виде разрыва металла стенки трубы нефтепровода.
"Дефект поверхности" - дефект проката на поверхности трубы (раскатанное загрязнение, рябизна, чешуйчатость, перегрев поверхности, вкатанная окалина, раковины от окалины, раковины вдавливания), не выводящий толщину стенки трубы за предельные размеры по ГОСТ 19903-74.
Дефекты сварного соединения (шва)
Трещина, непровар, несплавление - дефекты в виде несплошности металла по сварному шву. Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов - "аномалии" поперечного, продольного, спирального сварного шва.
Смещение кромок - несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях.
Косой стык - сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью магистрального нефтепровода), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу. Соединение с углом расположения осей труб друг к другу 3 градуса и более классифицируется как дефект "косой стык" поперечного сварного шва.
Порядок проведения ремонта магистрального трубопровода (нефтепровода, газопровода). Устранение дефектов трубопровода (нефтепровода, газопровода) подлежащих ремонту производится выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим документом, и при капитальном ремонте с заменой трубы и с заменой изоляции. При капитальном ремонте с заменой изоляции газопровода должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции. Подробнее о технологии замены изоляции магистрального трубопровода (нефтепровода, газопровода)
Студент д о л ж е н:
З н а т ь: классификацию дефектов линейной части трубопроводов, виды дефектов
v м е т ь: определять очередность ремонта дефектов по их параметрам
Методические указания
Дефекты линейной части магистральных нефтепроводов подразделяются по виду: дефекты изоляционных покрытий; дефекты трубы; дефекты, связанные с изменением проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния.
Дефекты трубы по степени опасности классифицируются по двум категориям: дефекты подлежащие ремонту (ДПР); дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
В качестве критерия опасности дефекта приняты величина разрушающего давления на уровне испытательного давления и геометрические параметры.
Параметры, по которым классифицируют дефекты трубы, приведены в табл. 1.
Табл. 1. Классификация дефектов по очередности ремонта
| Описание дефекта | Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР) | Дефекты первоочеред- ного ремонта (ПОР) |
| Дефект геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам | Глубиной, равной или более 3,5 % диаметра трубы | |
| Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву или расположенный на сварном шве | Глубиной более 6 мм | Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы |
| Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла | Все дефекты | Глубиной, равной или более 1 % диаметра трубы, но не менее 6 мм |
| Потеря металла (внешняя и внутренняя) | Глубиной равной или более 20 % от толщины стенки трубы | Глубиной, равной или |
| более 50 % толщины | ||
| трубы. | ||
| Опасные по результатам расчета на статическую прочность | ||
| Риска, царапина, задир | Все дефекты | Глубиной, равной или |
| более 0,2 мм | ||
| Трещины по телу трубы или в сварном шве | - | Все дефекты |
| Расслоение | ||
| Расслоение в около- | Размером более 20 мм вдоль продольного и спирального швов в зоне 10 мм от линии сплавления и размером более 3,2 мм вдоль кольцевого шва в зоне 25 мм от линии сплавления | То же |
| шовной зоне | ||
| Расслоение с выходом на поверхность | Все дефекты | « |
| Аномалия поперечного | Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6πДн размерами, превышающими допустимые значения по СНиП IIIи ВСН | Суммарной длиной по окружности равной или более 1/З πДн Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
| шва | ||
| Несплошность плоскостного типа поперечного шва | Суммарной длиной по окружности, равной или более 1/6 πДн | |
| Несплошность плоско- стного типа поперечного шва | Размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88 | Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
| Смещение поперечно- го шва | Размерами, превышающими допустимые значения по СНиП Ш-42-80 и ВСН 012-88 | Глубиной, равной или более 25 % толщины стенки трубы, и длиной по окружности трубы, равной или более 1/ЗπДн Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
| Аномалия продольного (спирального) шва | Один дефект длиной по оси трубы более 13 мм на длине 150 мм по оси трубы или два дефекта длиной по оси трубы более 7 мм на длине 150 мм по оси трубы | Длиной по оси трубы, равной или более 2√Днt Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
| Несплошность плоско- стного типа продольного (спирального) шва | Глубиной равной или более 10 % от толщины стенки трубы | Длиной по оси трубы, равной или более 2√Днt, при любой глубине. Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
| Смещение продольно- го (спирального) шва | Глубиной равной или бо- лее 10 % от толщины стен- ки трубы | Длиной по оси трубы, равной или более 3√Днt, при любой глубине смещения. Опасные по результатам расчета на статическую прочность |
Дефектность изоляционных покрытий по степени опасности регламентируется согласно ГОСТ. В качестве интегрального критерия предельного состояния изоляционных покрытий используется минимальная величина переходного сопротивления изоляции Rn = 103 Ом-м2. Кроме того, оцениваются эксплуатационные параметры: толщина изоляционных покрытий, влагопроницаемость, водопоглощение, сплошность, стойкость к отслаиванию под действием катодного тока, адгезия, термостойкость и долговечность, которые должны находиться в пределах нормативных требований.
Дефект магистрального нефтепровода - это отклонение геометрического параметра трубы, сварного шва, качества материала трубы, не соответствующее требованиям действующих нормативных документов и возникающее при изготовлении трубы, строительстве или эксплуатации нефтепровода, а также недопустимые конструктивные элементы и соединительные детали, установленные на магистральные нефтепроводы и обнаруживаемые внутритрубной диагностикой, визуальным или приборным контролем или по результатам анализа исполнительной документации объекта.
Согласно действующей НТД все дефекты делятся на следующие группы: дефекты геометрии трубы; дефекты стенки трубы; дефекты сварного шва; комбинированные дефекты; недопустимые конструктивные элементы.
Дефекты геометрии трубы связаны с изменением ее формы. К ним относятся следующие:вмятина - локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси трубопровода; гофр - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода; овальность - дефект, при котором сечение трубы имеет отклонение от цилиндрической формы, а наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно перпендикулярных направлениях.
К дефектам стенки трубы относятся: потеря металла - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления; риска (царапина, задир) - потеря металла, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении; расслоение - несплошность металла стенки трубы; расслоение с выходом на поверхность (закат, плена прокатная) - расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы; расслоение в околошовной зоне - расслоение, примыкающее к сварному шву; трещина - дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы.
Дефекты сварного шва - это дефекты непосредственно в сварном шве или в околошовной зоне, типы и параметры которых установлены нормативными документами, и выявленные любыми методами наружной и внутритрубной диагностики. К дефектам сварного шва относятся: трещины, непро-вары, несплавления, поры, шлаковые включения, подрезы, превышения проплава и др.
Комбинированными дефектами являются различные комбинации из дефектов, приведенных выше.
Недопустимые конструктивные элементы - это элементы или соединительные детали, не соответствующие требованиям действующих НТД: тройники, плоские заглушки и днища, сварные секторные отводы, переходники, вварные и накладные заплаты всех видов и размеров.
Вопросы для самоконтроля
1.Виды дефектов линейной части трубопроводов
2.Классификация дефектов по очередности ремонта
3.Виды дефектов геометрии трубы
4.Виды дефектов стенки трубы
5.Дефекты сварного шва
6.Комбинированные дефекты
7. Недопустимые конструктивные элементы
Все виды дефектов, возникающих в процессе производства труб, можно, в первом приближении, разделить на три типа по причинам их происхождения:
— механические повреждения наружной или внутренней поверхности трубы в результате несоответствия инструмента требованиям технологии (чрезмерный износ или разрушение, налипание металла, неправильно выполнена калибровка), попаданием окалины и других твердых инородных материалов на пограничные поверхности инструмента и трубы. К таким дефектам относятся царапины, риски, вмятины, подрезы, отпечатки и др.
— деформационные повреждения, связанные с нарушением технологии деформирования трубы, в том числе с повышенным уширением металла, увеличением коэффициентов деформации, нарушением синхронности работы, последовательно расположенных клетей установки («ус», «закат», «ужим», «гармошка»).
— нарушения сплошности металла, связанные со сложным напряженно-деформированным состоянием, определяемым схемой деформации труб, наличием растягивающих напряжений, превышающих допустимые («скворечник» при продольной прокатке и прессовании, осевое или кольцевое разрушение при косой прокатке, плены на внутренней поверхности, выявляемые при калибровке и редуцировании и др.). Следует отметить, что последний вид дефектов в основном определяется марочным составом и качеством металла трубной заготовки, и основные агрегаты, производящие деформацию труб, являются своеобразным «дефектоскопом» качества исходного металла. Так, например, основным агрегатом практически любой трубопрокатной установки является прошивной косовалковый стан, который характеризуется сложной схемой напряженного состояния металла в очаге деформации, приводящей к высоким растягивающим напряжениям в осевой (для двухвалкового) или кольцевой (для трехвалкового) зонах прокатываемой заготовки. Специальные технологические приемы позволяют снизить возможность вскрытия осевых загрязнений металла в виде плен на внутренней поверхности, однако решающим в этом случае является качество трубной заготовки. Дефекты в виде плен сталеплавильного происхождения на внутренней поверхности труб, раскатанные при втором этапе деформации и не видимые в силу плотного прилегания, после раскатных станов вскрываются (отстают от поверхности) при калибровании и особенно при редуцировании труб, что объясняется условиями деформации металла у внутренней поверхности трубы при ведении процесса без оправки.
Проведенные на заводах исследования показали, что при нагреве слитков под прокатку в заготовку или трубы верхний слой металла толщиной до 4-5 мм выгорает в окалину; при нагреве катаной трубной заготовки выгорает верхний слой толщиной 0.8-1.1 мм.
Следовательно, дефекты, залегающие в поверхностных слоях слитков и трубной заготовки, соответственно уменьшаются по глубине, более мелкие из них выгорают в окалину. К таким дефектам относятся, например, газовые пузыри. На поверхности заготовки (литой и катаной) наблюдается значительно большее их количество, чем остается на поверхности труб в виде волосовидных плен. Почти полностью выгорают в слой окалины морщины на трубной заготовке. Но, вместе с тем, дефекты, залегающие более глубоко, приближаются к поверхности заготовки и легче вскрываются при прокатке, образуя плены на трубах. К таким дефектам относятся, например, подкорковые газовые пузыри и скопления экзогенных неметаллических включений.
Способы кап. ремонта по восстановлению стенки МТП.
Дефекты стенки МТП.
ТЕХНОЛОГИЯ ЗАМЕНЫ ПОВРЕЖДЕННОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА
Виды ремонтных работ на линейной части МТП.
Ремонт поврежденного участка тр-да путем его замены производят при обнаружении (наличии):
трещины длиной 50 мм и более в сварном шве или основном металле трубы;
разрыва кольцевого (монтажного) шва;
разрыва продольного (заводского) шва и металла трубы;
вмятины глубиной, превышающей 3,5%диаметра трубы;
царапины глубиной более 30% толщины стенки и длиной 50 мм и более.
В зависимости от принятой технологии ведения работ замена участка трубы может осуществляться: с остановкой перекачки нефти по трубопроводу на весь период восстановительных работ, при этом аварийный участок может полностью или частично освобождаться от нефти; с прокладкой обводной (байпасной) линии, требующей остановки перекачки лишь на период ее монтажа и подсоединения.
После остановки перекачки обнаруженный аварийный участок перекрывают от остальной трассы двумя линейными задвижками. При авариях на нефтепроводах с системой телемеханизации происходит автоматическое отключение насосных агрегатов и локализация поврежденного участка линейными задвижками.
См. вопр.22
Дефекты стенки трубы - это дефекты, не приводящие к изменению проходного сечения трубы. Они делятся на следующие группы:
потеря металла (коррозия, эрозия, вмятина в прокате, забоина, задир, рванина) - изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления;
риска (царапина) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с перемещающимся по ней твердым телом;
расслоение - несплошность металла стенки трубы; обычно является раскатанным скоплением неметаллических включений;
изменение толщины стенки - плавное утонение стенки трубы, образовавшееся в процессе изготовления трубы или листового проката;
трещина - разрыв основного металла стенки трубы, характеризующейся малым поперечным размером;
дефект св. шва (непровар, пора, шлаковое включение, подрез, трещина сварного шва) - дефект в самом св. шве или ОШЗ, возникший вследствие нарушения технологии сварки.
По степени влияния на несущую способность нефтепровода дефекты классифицируются на опасные и неопасные.
К опасным дефектам относятся:
дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или непосредственно на швах, если их измеренная глубина превышает по величине 3% от номинального наружного диаметра трубы;
дефекты, опасные по результатам расчета на статическую прочность (расчетное давление разрушения дефектной трубы ниже заводского испытательного давления);
дефекты стенки, связанные с потерей металла, с остаточной толщиной стенки трубы на уровне технически возможного минимального предела измерения снаряда-дефектоскопа.
Опасные дефекты подлежат выборочному ремонту в соответствии с установленными методами ремонта опасных дефектов.
К неопасным относятся дефекты, для которых расчетное давление разрушения дефектной трубы не ниже заводского испытательного давления. Эксплуатация НП при наличии неопасных дефектов допускается без ограничений на режимы перекачки в межинспекционный период.
По критерию необходимости проведения дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) дефекты подразделяются на требующие ДДК и не требующие ДДК.
Ряд дефектов труб и сварных швов ремонтируют без вырезки дефектного участка. Коррозионные язвы могут завариваться при ремонте нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 3,5 МПа.
Повреждения стенки трубопровода глубиной до 5% от толщины трубы (царапины, язвы, задиры, забоины) ликвидируют шлифованием. При этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска труб.
Коррозионные повреждения глубиной более 5% от толщины стенки труб могут быть отремонтированы в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением". При наличии сплошной коррозии ремонт нефтепровода производят путем приварки накладных усилительных элементов (заплат, муфт).
Технология заварки коррозионных повреждений состоит из двух этапов: подготовительной работы (зачистка поверхности) и непосредственно заварки. Место заварки зачищают до металлического блеска в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров). Зачистку поверхности можно проводить вручную с использованием пескоструйных аппаратов. Возможно применение других методов очистки (например, химического) для полного удаления продуктов коррозии.
В случае обнаружения вмятин глубиной до 3,5% от диаметра тр-да разрешается выправлять их с помощью безударных устройств.
Повреждения тр-да в виде свищей и трещин длиной до 50 мм ремонтируют без опорожнения от перекачиваемого продукта приваркой накладных элементов заплат, хомутов, муфт.
Размеры накладных элементов и муфт должны перекрывать место дефекта не менее чем на 40 мм от его краев. Заплата должна иметь эллипсовидную форму. Длина муфты без технологических колец должна быть в пределах 150-300 мм. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца.
23. Кап. ремонт дефектов с вырезкой «катушки».
Данная схема может быть использована при выборочном ремонте участков нефтепровода, имеющих опасные дефекты, т.е. нарушение геометрии стенок труб (вмятины, гофры) выше допустимых пределов.
Ремонт производится с вырезкой дефектного места ТП и заменой на новый с остановкой перекачки. Длина вырезаемого дефектного участка должна быть больше самого дефекта не менее чем на 100 мм с каждой стороны. Минимально допустимая длина "катушки" - не менее диаметра ремонтируемого нефтепровода.
Работа начинается с подготовки рабочей документации по данным внутритрубной дефектоскопии.
Ремонт дефектного участка на месте начинается с вскрытия дефектного участка и подготовительных работ по откачке нефти.
Вскрытие дефектного участка и разработка котлована для производства демонтажно-монтажных работ осуществляются одноковшовым экскаватором. Подкоп под нефтепроводом можно выполнить одновременно при вскрытии экскаватором с поворотным ковшом или вручную.
Очистка вскрытого участка нефтепровода от старого изоляционного покрытия выполняется очистным устройством или вручную, после чего проводится тщательный осмотр ТП на отсутствие выхода продукта.
Промерив расстояние между обработанными концами нефтепровода, подготавливают "катушку" из заранее опрессованной трубы или трубу в целом.
При наличии приспособления для разметки трубы возможна первоначальная подготовка "катушки" заданной длины, по габаритам которой производятся разметка и подготовка концов нефтепровода.
"Катушку" к ТП пристыковывают трубоукладчиком или автокраном, собирают стык с применением наружных центраторов и фиксируют стыкуемые концы при помощи прихваток равномерно по периметру.
Требования к квалификации сварщиков, сборке, сварке и контролю качества сварных соединений нефтепроводов остаются такими же, как и при строительстве новых нефтепроводов.
Контроль качества сварных швов - визуальный и радиографический независимо от категории участков ТП. При удовлетворительном качестве сварного шва технологические отверстия заглушаются металлическими пробками и обвариваются после заполнения трубопровода нефтью до выхода на рабочий режим.
Если при опорожнении трубопровода нефть откачивалась в земляной амбар или резинотканевые резервуары, то необходимо закачать ее в ремонтируемый нефтепровод до возобновления перекачки по нему воды и демонтировать схему обвязки нефтепровода с закачивающим насосным агрегатом.
Следующей значительной и сложной технологической операцией является удаление воздуха из нефтепровода.
Очистку и нанесение изоляционного покрытия на нефтепровод ремонтируемого участка выполняют соответствующими очистными и изоляционными устройствами или вручную. Это зависит от протяженности участка, диаметра труб и типа изоляционного покрытия.
Работы заканчиваются рекультивацией плодородного слоя почвы, планировкой и очисткой близлежащей территории, восстановлением трассовых сооружений, знаков и т.д., если они были нарушены в процессе производства работ.
При изготовлении холоднодеформированных стальных труб возможно появление дефектов в виде брака, причинами которых могут быть: применение некачественной исходной заготовки (бесшовной или сварной), нарушение деформационно-скоростных режимов прокатки и волочения, режимов формовки и сварки труб, нарушение режимов термической обработки, правки, резки и других отделочных операций, применение изношенного технологического инструмента.
На рис. 83- 85 показаны дефекты холоднодеформиронанных стальных труб. При неправильной настройке стана на трубах возможно появление самых разных дефектов. Так, при больших зазорах между калибрами на станах ХПТ металл затекает в них во время рабочего хода клети. При этом на поверхности рабочего конуса появляются острые боковые выступы (усы), которые при обратном ходе клети вдавливаются в металл, образуя на поверхности труб глубокие рванины, расположенные по спирали в соответствии с yглом поворота заготовки и называемые закатами. При установке завышенной подачи на трубах возможны закаты, волнистость по наружной поверхности (выводящая трубы за пределы допусков по диаметру и овальности), а также разностенность.
Рис.83 – Виды брака бесшовных холоднокатаных стальных труб:
а – усы; б – наружная волнистость; в – вмятины
Рис.84 – Виды разрушения труб при прокатке на стане ХПТ
Рис.85 – Трещины и морщины на внутренней поверхности особотолстостенных труб после безоправочного волочени (сечение на фото справа, ×100)
При смещении одного калибра относительно другого на поверхности труб образуются вмятины. Обычно они появляются на поверхности трубы по спирали в соответствии с углом поворота трубы.
Задиры на внутренней поверхности образуются при прокатке труб из низколегированных и коррозионностойких сталей в результате налипания частиц металла на поверхность оправки.
Завышенные обжатия по диаметру и толщине стенки (иногда при отсутствии необходимого инструмента) могут привести к трещинам на поверхности труб (рис. 84).
Неправильная настройка механизма поворота, в результате которого поворот происходит слишком рано (труба еще не освободилась от калибров) или поздно (на трубу уже начали накатываться калибры), приводит к поперечным рискам (задирам) на наружной поверхности труб.
Неправильная установка оправки в очаге деформации, когда ее передний конец попадает в предкалибрующий участок и наносит острыми кромками на внутренней поверхности трубы кольцеобразные отпечатки, также является причиной брака. При холодной прокатке очень важно выполнение требования по чистоте заготовок и смазки: попавшие частицы окалины «схватываются» с оправкой, а на внутренней поверхности труб образуются задиры и раковины. Применение инструмента некачественного, - изготовленного с отступлением от требований нормалей или же вышедшего из строя при эксплуатации, также приводит к браку.
Например, установка на стан калибров с недостаточной шири-ной ручья или несоответствие профиля ручья калибров конусности оправки являются причиной закатов. При износе калибрующего участка калибров на трубах появляются вмятины.
В табл. 35 приведены основные виды брака труб при прокатке на станах ХПТ, ХПТР и меры устранения дефектов.
Таблица 35. Основные виды брака при холодной прокатке стальных труб на станах ХПТ, меры предупреждения и устранения
| Виды брака | Причины брака | Меры предупреждения и устранения |
| Закат | Образование закатов усов при прокатке из-за чрезмерных зазоров между калибрами большой подачи, недостаточной ширины ручья или несоответствия профиля ручья калибров конусности оправки | Уменьшить зазоры между калибрами, проверить глубину ручья, его ширину и развалку, уменьшить подачу и избегать бросков; сменить калибры, если закаты продолжаются |
| Вмятины | Вдавливание реборд калибра в трубу, смещение калибров относительно другого в горизонтальной плоскости, резкий переход от глубины к ширине ручья | Установить нормальный зазор между калибрами, выровнять калибры в горизонтальной плоскости, проверить развалку калибра и подшлифовать калибр |
| Волнистость на наружной поверхности | Чрезмерная подача, плохая обработка перехода зева поворота к калибрующему участку, изношенность калибрующего участка, смещение оси патрона относительно оси прокатки | Уменьшить подачу, проверить калибровочный участок на конусность, устранить несовпадение оси патрона относительно оси прокатки, проверив износ катков и опорных брусьев |
| Граненность | Изношенность калибров с образованием пологих продольных углублений из-за обжатия в одних и тех же местах утолщенной стенки, соответствующей выпускам калибров | Сменить калибры, для предупреждения граненности применять калибры с достаточной твердостью после термической обработки |
| Кольцеобразные отпечатки | Неправильное положение оправки – ее конец находится в конце предотделочного участка, поломка оправки или образование на ней трещин | Следить за тем, чтобы передний конец оправки при крайнем положении относительно калибров находился у зева поворота, контроль за состоянием оправки |
| Поперечные риски и трещины | Чрезмерная деформация металла, пережим стенки между поверхностью ручья и оправки при неправильной расточке ручья | Проверка соответствия калибров и калибровке оправки, правильности расточки ручья, режима термообработки, которому была подвергнута труба |
| Отклонение размеров за пределы допусков | По толщине стенки: чрезмерное или недостаточное выдвижение оправки, повышенная подача заготовки, несоответствие размеров калибра и оправки. По наружному диаметру: неправильный зазор между калибрами, чрезмерная или недостаточная глубина ручья | Правильный подбор технологического инструмента, регулярная периодическая проверка размеров труб в процессе изготовления и размеров ручья в процессе его износа |
| Наружная волнистость | Большая поперечная и продольная разрозненность заготовки, чрезмерная развалка ручья, износ ручья калибра | Подбор инструмента в соответствии с калибровкой, установление правильного зазора между калибрами, применение заготовки с допусками по техническим условиям |
При волочении труб возможно появление брака разных видов, причиной которых являются: низкое качество трубной заготовки (передельной трубы), нарушение технологического процесса волочения, низкое качество изготовления технологического инструмента (волок и оправок), неисправность волочильных станов и др. Ниже рассмотрены основные виды дефектов на трубах, которые встречаются при волочении.
Обрывы концов труб происходят в результате неправильно со-ставленного маршрута волочения (чрезмерно большие обжатия), неправильной настройки стана и калибровки технологического инструмента, отсутствия смазки, нарушения режима нагрева при забивке головок, высокой скорости волочения во время захвата трубы, неправильного выбора волок и оправок и т. д. Риски и задиры при волочении труб - из-за некачественной химической обработки, плохой подготовки труб к волочению, некачественной забивки головок, перекоса волоки, несоосности волочения, бракованного инструмента, налипания металла на инструмент, попадания твердых частиц в очаг деформации и т. д. В процессе настройки стана на первых трубах эти дефекты сразу же выявляются, и их необходимо устранить. Превышение допусков по диаметру труб происходит из-за неправильного выбора размеров волоки или оправки. Брак по диаметру иногда исправляют переназначением труб на другой (меньший) размер. Повышение допусков по толщине стенки является причиной неправильно выбранного размера технологического инструмента волок и оправок). Овальность труб образуется при правке труб, а также волочении в овальной волоке. Этот брак исправляют дополнительной правкой в правильных станах, однако требуется контроль абсолютного размера диаметра, так как при правке возможно изменение диаметра. Разностенностъ поперечного сечения труб обусловлена только наличием ее на заготовке. При короткооправочном волочении исходная поперечная разностенность почти не изменяется, а при волочении без оправки и на плавающей оправке она уменьшается. При волочении на длинной оправке разностенность определяется условиями обкатки, поэтому при изготовлении готовых труб после волочения на длинной оправке применяют безоправочное волочение. Поперечная разностенность появляется также из-за овальности волоки или оправки или несовпадения оси трубы с осью волочения. В этом случае работа стана должна быть остановлена и устранены причины, вызывающие разностенность труб. Пропуски в виде необжатых мест на трубах, подвергнутых справочному волочению, появляются из-за большой кривизны заготовки, а также неправильной настройки стана. Кольцеватость на трубах появляется из-за упругой деформации стержня, особенно при волочении длинных труб (Lr = 8...12 м) на короткой оправке. Дрожание труб происходит в процессе волочения на короткой оправке из-за некачественной смазки и плохой сушки труб перед волочением. Дрожание проявляется больше всего при волочении труб большой длины и с малым внутренним диаметром, т е. когда стержень оправки тонкий, но большой длины, и имеет большие продольные упругие деформации. Оправка перемещается периодически в очаге деформации, а на трубах образуются кольца. Этот дефект не всегда является браковочным признаком, но значительно снижает производительность стана и повышает обрывность труб. Устранить его можно повторной подготовкой труб или переходом на другой способ волочения, например, на плавающей оправке. Продольные трещины (растрескивание труб) образуются при волочении особотолстостенных труб без оправки, при превышении допустимой разовой или суммарной деформаций; при волочении труб без термической обработки за несколько проходов (см. рис.3). Объясняется это наличием больших (превышающих допустимые) остаточных тангенциальных растягивающих напряжений на наружной поверхности труб. Указанный вид брака характерен только для безоправочного волочения и исправлению не подлежит. При оправочном волочении неравномерность деформации по толщине стенки почти отсутствует и растрескивания труб не наблюдается. Для избежания появления этого дефекта на трубах следует строго придерживаться технологического маршрута изготовления труб.
Продольные складки от головки труб образуются при волочении тонкостенных и особотонкостенных труб без оправки в результате потери устойчивости трубы. Для устранения данного дефекта следует уменьшить степень деформации при безоправочном волочении или использовать другой способ волочения. Местное сужение поперечного сечения в виде ужимов образуется на наружной поверхности тянутых труб из-за вмятины на заготовке, волнистости, неравномерной по длине термической обработки и некачественной обкатки при длиннооправочном волочении. Данный дефект образуется при безоправочном волочении труб.
Возможны и другие виды брака, например, по газопроницаемости и проч., устранение которых требует лучшего качества заготовки и проведения специальных дополнительных операций.
Ремонт и улучшение поверхности бесшовных труб выполняют удалением местных дефектов, а также применением операций обточки, расточки, шлифовки и полировки наружной поверхности труб. Очищают внутреннюю поверхность труб продувкой сжатым воздухом под давлением 0,3…0,55 МПа. Длинномерные трубы (> 4 м) продувают воздухом с двух сторон, что обеспечивает более качественную очистку внутренней поверхности труб. После обезжиривания труб осматривают их внутреннюю поверхность, пользуясь перископом.
На рис. 86 - 90 показаны дефекты холоднодеформированных сварных труб.
Рис.86 – Разрушение концов стальных сварных труб при холодной прокатке
Рис.87 – Дефекты в виде задиров и рисок на внутренней поверхности труб после холодной прокатки (а) и волочения (б). (заготовка получена индукционной сваркой)
Рис.88 – Дефект в виде заката в месте сварного шва на внутренней поверхности холоднокатаных труб
Рис.89 – Характер расположения трещин на внутренней поверхности холоднокатаных сварных труб
Рис.90 – Дефекты глубиной до 0,2 мм и более на сварных трубах после короткооправочного волочения: а – микротрещина; б – закат, который образуется из-за непровара и смещения кромок на исходной заготовке
Контроль качества труб.
Для обеспечения соответствия качества труб требованиям ГОСТов и технических условий трубы подвергают контролю и испытаниям, большинство методов которых стандартизовано. Многие из них общие для всех видов металлопродукции, другие специфичны - используются для контроля качества труб специального назначения и обусловлены условиями применения труб и изделий из них.
Некоторые виды труб в соответствии с требованиями стандартов проходят испытание на гидравлическое давление в специальных прессах, где концы труб фиксируются в зажимах; внутрь трубы подается вода под давлением. Величина давления определяется стандартами в зависимости от назначения труб.
Готовые трубы подвергаются, в соответствии с требованиями ГОСТа, механическим и технологическим испытаниям на прочность и удлинение при растяжении, на твердость, раздачу, сплющивание, бортование, ударную вязкость, коррозионную устойчивость.
Контроль размеров готовых труб - наружного и внутреннего диаметров, толщины стенки, овальности наружной и внутренней поверхности, эксцентриситета, продольной и поперечной разностенности, кривизны, длины, отклонений фактических размеров и формы от номинальных выполняется измерительным инструментом - толщиномерами, длинномерами или ультразвуковыми методами.
Готовые трубы по качеству и химическому составу контролируют различными дефектоскопами, стилоскопами и другими приборами.
Помимо геометрических размеров к готовым трубам предъявляют также требования по шероховатости поверхности, химическому составу, структуре (макро- и микроструктуре) металла, межкристаллитной коррозии, загрязненности металла неметаллическими включениями. Контроль химического состава, макроструктуры межкристаллитной коррозии, микроструктуры, загрязненности металла неметаллическими включениями относится к общим методам испытаний металлопродукции. Поэтому в процессе производства таких труб контроль их качества выполняют с применением ультразвуковой дефектоскопии и дефектоскопии вихревыми токами, а также люминесцентным методом с использованием проникающих жидкостей.
Ультразвуковой метод контроля позволяет оценить точность геометрических размеров, качество наружной и внутренней поверхности труб, сплошность металла, величину зерна и другие параметры.
Для производства парогенераторных труб, применяемых в ядерно-энергетических установках с водой под высоким давлением, применяют стали и сплавы, обладающие высокой коррозионностойкостью и имеющие наименьшую склонность к образованию трещин и коррозии под напряжением.
