Подготовительные работы

Подготовка труб под сварку включает: резку труб и обработку кромок под сварку согласно чертежам, очистку поверхности свариваемых кромок, центровку стыка.

Угол скоса кромок труб проверяют шаблоном в нескольких точках по окружности. Допускаемое отклонение от заданного угла не должно превышать значений. Торцы труб должны быть перпендикулярны к ее продольной оси. Проверяют перпендикулярность угольником и линейкой. Отклонения замеряют по двум взаимно перпендикулярным диаметрам. Отклонение от перпендикулярности для труб с условным проходом более 250 мм— 2 мм. Нельзя сваривать трубы, кромки которых покрыты ржавчиной, маслом, краской или грязью, так как ухудшается устойчивость горения дуги, появляется пористость и понижается прочность сварного соединения. Очищают кромки и концы труб от ржавчины, окислов и других загрязнений с наружной и внутренней сторон на ширину 15—20 мм от сварного стыка; при этом пользуются стальными щетками, шарошками, шлифовальными машинками и приспособлениями.

Следующим этапом выполнения подготовительных работ является выбор центратора. Центратор– это приспособления, используемые для центрирования торцов труб перед их соединением и сваркой. Они позволяют значительно ускорить и упростить стыковку двух цилиндрических труб, что особо актуально при монтаже трубопровода.

Центратор ЦЗН 720 предназначен для соединения и стыковки труб перед сваркой. По конструкции центратор представляет собой цепь из унифицированных звеньев, заканчивающуюся замыкающим звеном(крюком). Для установки и фиксации центратора на трубе используется прижимной механизм с уборной шайбой

 

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

2.1 Технология сварки захлестного стыка нефтепровода

 

Технология выполнения ручной дуговой сварки предусматрива­ет способ возбуждения дуги, перемещения электрода в процессе сварки, порядок наложения швов в зависимости от особенностей сварных соединений. В данном проекте используется стыковое соединение С17.

Возбуждение дуги осуществляется при кратковременном при­косновении конца электрода к изделию и отведении его на рассто­яние 3-5 мм. Технически этот процесс можно осуществлять двумя приемами: касанием электрода впритык и отводом его вверх; чирканием концом электрода, как спичкой, о поверхность изделия.

Технология выполнения ручной дуговой сварки осуществляется при строительстве трубопроводов, проводится с использованием ручного метода дуговой сварки. Применяя этот способ, можно соединить отдельные детали в секции, выполнять переходы через преграды, производить сварку захлестов, сварку различных деталей.

В зависимости от того, какой марки применялась при изготовлении труб, а также от условий, в которых будет использоваться трубопровод, выбираются приспособления для сварки труб и вид сварочных материалов.

Наиболее жесткие требования предъявляются к качеству корневого шва. При его выполнении необходимо следить за равномерным проплавлением кромок деталей, в результате которого должен образоваться равномерный по высоте валик.

Наружная поверхность этого шва должна иметь мелкочешуйчатую структуру и отличаться плавностью сопряжения с боковой поверхностью разделки.

Заполняющие слои сварного шва должны надежно проплавлять кромки деталей и сплавляться между собой. После выполнения каждого слоя необходимо проведения тщательной зачистки шва от образованного шлака.

В зависимости от типа используемых электродов, можно выделить три наиболее часто применяемые схемы сварки.

Последовательность наложения сварных швов при соединении труб диаметром более 700 мм. При сварке особенно важно смещение замыкающих участков в смежных слоях шва (так называемых замков). Они должны отстоять друг от друга не менее чем на 60 - 100 мм, а в потолочной части удобнее заканчивать заварку шва на расстоянии 50 - 70 мм от нижней точки трубы. При невозможности выполнить сварку неповоротных стыков потолочным швом применяют комбинированный способ сварки стыка со вставкой, при котором нижнюю часть шва заваривают с внутренней стороны, а затем заваривают верхнюю часть шва с наружной стороны. Электроды применяют такие же, что и при сварке поворотных стыков. Однако соединение неповоротных стыков является особо ответственной сваркой и выполняется высококвалифицированными сварщиками.

Технология сварки захлестного стыка отличается тем что здесь нет подварочного слоя.

 

2.1.1 Расчет параметров режима РДС

 

Производим расчет режима ручной дуговой сварки.

1) Площадь наплавки стыкового шва с V- образной разделкой кромок определяется по формуле:

2) При сварке многопроходных швов необходимо определить число проходов по формуле:

При ручной сварке многопроходных швов первый проход выполняется электродами диаметром 3-4 мм, так как применение электродов большого диаметра затрудняет провар корня шва. При определении числа проходов следует учитывать, что сечение первого прохода не должно превышать 30-33~мм и может определено по формуле:

,

,

Площадь наплавки последующих проходов определяется по формуле:

,

где, d_эл- диаметр электрода, мм.

При сварке многопроходных швов стремятся сварку проходов выполнять на одних и тех же режимах, за исключением первого прохода.

3) Диаметр электрода назначается в зависимости от толщины свариваемого изделия. Примерное соотношение между диаметром электрода и толщиной свариваемых элементов приведено ниже.

 

 

Таблица 5.3 – Зависимость диаметр электрода от толщины основного металла.

Толщина свариваемого изделия, мм	1-2		4-5	6-12	13 и более
Диаметр электрода, мм	1,5-2,0		3-4	4,0-5,0	5,0 и более

 

4) Расчет силы сварочного тока I_св , при ручной сварке производиться по диаметру электрода и допускаемой плотности тока:

где, i – допустимая плотность тока, А/мм.

Допустимая плотность тока зависит от диаметра и вида покрытия. Чем больше диаметр электрода, тем меньше допустимая плотность тока, так как ухудшающие условия охлаждения. Вид покрытия оказывает влияния на скорость плавления электрода, а следовательно, на нужную плотность тока в связи с их различной теплопроводностью и характером протекания металлургических процессов.

Величина допускаемой плотности тока (в А/мм²) в электроде при ручной дуговой сварке:

Таблица 5.4 – Выбор диаметра электрода на тип покрытия.

Вид покрытия	Диаметр электрода, мм.
Кислое, рутиловое	14-20	11,5-16	10-13,5	9,5-12,5
Основное	13-8,5	10-14,5	9-12,5	8,5-12,0

 

Для приближенных расчетов сварочный ток может быть определен по эмпирической формуле:

где, d_эл- диаметр стержня электрода, мм.

k- коэффициент, принимаемый в зависимости от диаметра электрода:

 

Таблица 5.5 – Коэффициент, применяемый в зависимости от диаметра электрода.

d мм	1-2	3-4	5-6
k А/мм	25-30	30-45	45-60

 

Напряжение на дуге при ручной дуговой сварке изменяется в пределах 22-36 В и при проектировании технологических процессов ручной сварки не регламентируется.

5) Скорость сварки определяется из соотношения:

где, а_n - коэффициент наплавки, г/А-ч;

y - плотность наплавленного металла, г/см³; y_стали =7,8 г/см³

F_n - площадь наплавленного металла, см.

7) Длина дуги при ручной сварки в зависимости от условии сварки и марки электрода должно быть в пределах:

Чрезмерное уменьшение длины дуги ухудшает формирование шва и может привести к короткому замыканию. Чрезмерное увеличение длины дуги приводит к снижению глубины провора увеличению разбрызгивания.

В данном разделе была дана характеристика технологии сварки, а так же произведен расчет параметров режима РДС.

 

 

2.2 Термическая обработка

 

При низких температурах работоспособность стали и ее сварных соединений ухудшается: повышается твердость, временное сопротивление, предел текучести и усталости, снижаются пластичность и ударная вязкость. Показателем работоспособности стали при низкой температуре является критическая температура хрупкости - такая температура, при которой наблюдается резкое снижение ударной вязкости. Чем ниже эта температура, тем надежнее работает сталь при низкой температуре. Так как наш район находится в умеренном климатическом поясе возникает необходимость подогрева кольцевого шва.

 

2.2.1 Характеристика видов подогрева

 

Сварка при низких температурах имеет ряд особенностей поэтому необходимы следующие мероприятия: подогрев электродов, выбор марки электрода в зависимости от его структурных компонентов, прокалка электродов и виды подогрева.

Предварительный подогрев труб ведется и в зимнее время при низких температурах, актированным днем является температура ниже 42^С. Для создания качественного шва необходимо применять предварительный подогрев. Температура предварительного подогрева [Приложение Б]. При подогреве для сварки магистральных трубопроводов применяют четыре технологии: с использованием газопламенного нагрева от кольцевых горелок работающем на газе - пропан, электронагревателей сопротивления и комбинированного действия, индукционного нагрева токами. Основным методом подогрева при сварке магистральных трубопроводов, является газопламенный нагрев кольцевыми горелками, работающие на газе - пропан. Этот метод нагрева отличается простотой и не требует применения электрических источников питания.

Сопутствующий подогрев применяется тогда, когда имеются перерывы в работе и ответственные сварные соединения подлежат сопутствующему подогреву с целью получения более равномерной твердости между основным металлом и швом. В результате напряженность конструкции в зоне сварного соединения уменьшается, а прочность и устойчивость к нагрузкам увеличивается.

Последующий подогрев предназначен для защиты от воздействия атмосферных осадков и обеспечения медленного остывания сварных швов кольцевых стыков труб и зон термического влияния с целью предотвращения образования закалочных структур в металле шва. Основной задачей данного изделия является, прежде всего, защита швов и зоны термического влияния от воздействия окружающей среды, в частности, от осадков атмосферы. Кроме того, термопояс для труб способен обеспечить замедленное остывание швов, образующихся при сварке. В результате предотвращаются разнообразные образования закалочных структур в металле шва труб. Термопояс предназначен для защиты от воздействия атмосферных осадков и обеспечения медленного остывания сварных швов кольцевых стыков труб и зон термического влияния с целью предотвращения образования закалочных структур в металле шва. Для подогрева после сварки выбран термопояс марки термоизоляционный пояс кольцевой для труб диаметром 720 мм обозначение Ж83-Р756-02, он обеспечивает равномерное остывание шва при низких температурах.

В данном разделе приведены виды термообработки и определен выбор термоизоляционного пояса для кольцевых труб диаметром 720мм.

 

2.3 Контроль качества

 

Контроль качества продукции – проверка соответствия показателей качества установленным требованием. Дефекты в сварных соединениях могут, вызваны плохим качеством сварочных материалов, неточной сборкой и подготовкой стыков под сварку, нарушением технологии сварки, низкой квалификацией сварщика и другими причинами. Задача контроля качества- выявление дефектов и возможных причин появления брака и его предупреждение.

Дефекты сварных соединений могут классифицироваться по различным признакам: форме, размеру, размещению в сварном шве, причинам образования, степени опасности и т. д. Наиболее известной является классификация дефектов, рекомендованная межгосударственным стандартом ГОСТ 30242-97 «Дефекты соединений при сварке металлов плавлением. Классификация, обозначения и определения».

Согласно ГОСТ дефекты сварных соединений подразделяются на внутренние и наружные. К наружным дефектам относятся: трещины, свищи, усадочные раковины, кратеры, твердые включения, подрезы, усадочные канавки, прожоги, превышения выпуклости. К внутренним дефектам относятся: наплавы, прожоги, поры полости, несплавления и непровары.

 

2.3.1 Визуально измерительный контроль качества

 

Визуальный контроль качества является первичным методом неразрушающей диагностики. Внешний осмотр изделия может проводиться как при помощи простейших измерительных инструментов, так и с использованием специальных оптических систем предназначенных для осуществления контроль качества сварных швов и основного металла, соединений и наплавок, в процессе проведения подготовительных и сварочных работ, и в случае выявления дефектов. Визуальный контроль качества или ВИК контроль является первичным методом неразрушающей диагностики

 

2.3.2 Радиационный контроль

 

Радиационные методы контроля основаны на регистрации и анализе ионизирующего излучения при его взаимодействии с контролируемым изделием. Наиболее часто применяются методы контроля прошедшим излучением, основанные на различном поглощении ионизирующих излучений при прохождении через дефект и бездефектный участок сварного соединения. Подготовка к просвечиванию при радиографии заключается в предварительном осмотре сварного соединения и очистке его от шлака, масла и других загрязнений. Наружные дефекты удаляют. Участки шва маркируют с помощью свинцовых знаков, либо помечают пленку или флуоресцентные экраны. На поверхность изделия вблизи контролируемого шва устанавливаются эталоны чувствительности, чаще всего - канавочный: пластинка с канавками переменной глубины и ширины. Радиационный метод контроля удобно осуществить в трассовых условиях, но с точки зрения безопасности и охраны труда необходимо соблюдать требования.

 

2.3.3 Ультразвуковой контроль

 

Применение ультразвукового метода обусловлено тем, что некоторые дефекты при радиационном методе не выявляются. Этот метод легок в применении, но трудность составляет расшифровка. Звуковые волны не изменяют траектории движения в однородном материале. Отражение акустических волн происходит от раздела сред с различными удельными акустическими сопротивлениями. Сварные швы являются самой массовой областью применения ультразвуковой дефектоскопии. Это достигается за счёт мобильности ультразвуковой установки, высокой производительности контроля, высокой точности, высокой чувствительности к любым внутренним (объёмным — поры, металлические и неметаллические включения; плоскостным — непровары, трещины), а также внешним, то есть поверхностным дефектам сварных швов (подрезы, обнажения валика усиления).

В данном разделе описывается контроли качества нахождение дефектов и примеры марки контроля качества.

 

 

3 ОПЫТНО-ЭКПЕРЕМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

 

 

3.1 Проверка прочности устойчивости нефтепровода

 

Проверка прочности подземных нефтепроводов ведется согласно п. 8.23 СНиП 2.05.06-85*.

Проверка на прочность подземных нефтепроводов в продольном направлении производим из условия:

где, - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

– коэффициент, учитывающий условное напряжение состояния металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих определяемый по формуле:

где, R₁ - расчетное растяжение сопротивления, МПа;

σ_кц - кольцевые напряжения от качественного внутреннего давления, МПа, определяется по формуле:

где, n - коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*, n=1,10;

δ_н - номинальная толщина стенки, мм.

Продольные осевые напряжения определяются по формуле (1.7):

σ_пр.N-2,18МПа

Так как продольные осевые напряжения сжимающие (σ_пр.N<0), то коэффициент, учитывающий двухосное напряжение состояние металла труб, определим, используя формулу (2.3).

То коэффициент, учитывающий двухосное состояние нефтепровода используем формулу:

Получаем |-18,87|МПа<0,431*325,16=140,14МПа

Условия прочности выполняются.

 

3.1 Проверка на предотвращения не допустимых пластичности деформаций подземного трубопровода

 

Расчет нефтепровода на пластичных деформаций ведется по методике отраженной в п.8.6 СНиП 2.05.06.-85*.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и надземных (в насыпи) нефтепровода проверку производить по условию

где, максимальные суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

Ψ₃ - коэффициент - учитывающий двухосное напряжение состояния метала труб при растягивающих продольных напряжений ) принимаемый равным единицы при сжимании определяется по формуле:

где, - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего)давления, МПа;

Определяется по формуле:

Значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий

где, ρ - минимальный радиус упругого изгиба оси нефтепровода, м.

Определим кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления:

 

Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

Отрицательное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий (при замыкании нефтепровода в холодное время):

Приминаем в дальнейшем расчет больше по модулю значение

Так как принятое значение σ<0, то значимый коэффициент принимаем равным 1.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций (в насыпи) нефтепроводов производим проверку условно

<273.42МПа

210<420МПа

Условия проверки на недопустимые пластичные деформации выполняются.

 

3.2 Проверка общей устойчивости трубопровода

 

Проверку общей устойчивости нефтепровода в продольном поправлении в плоскости наименьшей жесткости системы будем производить из условия:

где, S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода измеряется, МН;

N_кр - продольно критическое усилие при котором наступает продольной устойчивости нефтепровода, МН.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий. С учетом продольных и поперечных перемещений нефтепровода в соответствии с правилами строительных мех.

В частности, для прямолинейных участков нефтепроводов и участков выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода S определяется по формуле:

где, - кольцевые напряжения от расчетного продольного осевого напряжения МПа;

F – площадь поперечного сечения трубы, см².

Площадь поперечного сечения трубы

Значение кольцевого напряжения от расчетного внутреннего сравнения принимаем .

N_кр следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструкций решений и начального искривления нефтепровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механического характеристик грунта наличия балласта закрепляющих с учетом их податливости. На обведенных участках следует учитывать гидростатического воздействия воды.

Для прямолинейных участков подземных нефтепроводов в случае пластичности связи трубы с грунтом продольном критичном усилие находят по след формуле:

где, p_о - сопротивление грунта продольным перемещением отрезка нефтепровода, Н/м;

q_верт - сопротивление поперечных вертикальными перемещениями отрезка нефтепровода единичным длины обусловлены весом грунтовым засветки и собственного веса нефтепровода от нее к единицы длины, Н/м;

I – момент инерции сечении нефтепроводов на рассматриваемом участке, м⁴.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных газопроводов в случае упругой связи трубы с грунтом находят по формуле:

где, К_о - коэффициент нормального сопротивлений грунта (коэффициент постели грунта при сжатии), Н/м³.

Расчетное продольное критическое усилие N_кр.

1. Сопротивление грунта продольными перемещениями отрезка нефтепровода единичная длина, Н/м.

где, - предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с грунтом, МПа.

Предельные касательные напряжения по контакту нефтепровода с грунтом определим, используя формулу:

где, - среднее удельное давление на единицу контакта нефтепровода с грунтом, ,

- угол внутреннего изменения,град.;

С_гр - сцепление грунта, Па.

Величину Р_гр определяется по формуле:

где, n_гр- коэффициент надежности по нагрузке от давления (веса) грунта принимаема по таблице 13*СНиП 2.05.06-85, n_гр=0,80;

- высота слоя засыпки от верхней образующей до дневной поверхности, м;

- удельный вес грунта,Н/м³;

- нагрузка от собственного веса заизолированного нефтепровода с перекачиваемым продуктом, Н/м, определяется по формуле:

где, - расчетная нагрузка от массы труб, Н/м;

- расчетная нагрузка от изоляции трубы, Н/м;

- расчетная нагрузка от веса продукта, Н/м, которая учитывается при расчете газопроводов и при расчете, если в процессе их эксплуатации невозможно их опустошение и замещение продукта воздухом.

a. Нагрузка от веса трубы, Н/м, рассчитываем по формуле:

где, n_с.в - коэффициент надежности по нагрузке от действия массы (собственного веса)и обустройств принимаемым по таблице 13* СНиП 2.05.06-85;

- нормативное значение нагрузки от собственного веса трубы, Н/м;

- плотность стали, Кг/м³;

g - ускорение свободного падения, g=9,80665м²/с.

Принимаем значение n_с.в=0,95, так как при расчете нефтепровода на устойчивости и устойчивости положения, а как же в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции должна принимать не значительные коэффициент надежности по нагрузке которые указываются в скобках.

,

б. Нагрузка от веса изоляции нефтепровода, Н/м.

Лента «Полилен» - четырехслойная лента на основе термосвета стабилизированного полиэтилена и бутилкаучука изготовленная методом со-экструзии предназначена для изоляции при строительных и изоляции подземных газонефтепродуктопроводов с цельно защиты их от коррозий при температурных эксплуатаций от -60⁰с до +50⁰с.

Размер ленты должны соответствовать нормам указанных в Таблицах 2.1.

Таблица 2.1.

Наименование	Нормы
1.Толщина - мм	0,63(+; -)0,05
2.Ширина рулона -мм	450(+; -)5
3.Длина полотна,(м) не менее

 

Свойства ленты должны соответствовать нормам, указанным в Таблице 2.2.

Таблица 2.2.

Наименование	Нормы
1.Цвет	черный
2.Прочность при разрыве, Н/см
3.Относительное удлинение при разрыве, %
4.Водопоглощение за 24 часа, %	0,06
5.Температура хрупкости не ниже	-60
6.Удельное объемное электросопротивление ом2 не менее	1*1013
7.Адгезия к праилированной стальной поверхности, Н/см
8.Адгезий к праилированной стали после старения в воде в течении 1000 часов при 1000с, Н/см
9.Адгезия к праилированной стали на воздухе

 

Обертка липкая полиэтиленовая Полилен - ОБ предназначенная для защиты от механических повреждений изоляционных покрытий подземных нефтепроводов при t эксплуатации от -60⁰с до +50⁰С.

Размеры обертки должны соответствовать нормам приведенным в таблице 2.3. Свойства должны соответствовать нормам указанным в таблице 2.4.

Таблица 2.4.

Наименование	Нормы
1.Цвет	Черный
2.Прочность при разрыве, Н/см
3.Относительное удлинение при разрыве
4.Водопоглащение за 24 часа, %	0,05
5.Температура хрупкости не выше t	-60
6.Адгезия обертки к полиэтиленовой стороне ленты, Н/см

 

Для изоляции нефтепровода применяется, импортные изоляции липкие ленты газопроводов наиболее часто использует ленты типа «Полилен» (2 слоя ленты и 1 слой обертки).

где, - норматив значения нагрузке от веса ленты, Н/м;

- норматив значения нагрузки от веса обертки.

Где, - толщина 2 слоя ленты и 1 слой обертки, м,

- плотность пленки и обертки соответствии, кг/м³.

,

Нагрузка от веса продукта, Н/м.

Нормативный вес транспортируемого газа в 1м нефтепровода q_пр, Н/м следует определить по формуле:

где, - плотность природного газа при нормальных условиях (273,15К и 0,1013 МПа), кг/м²;

z - коэффициент сжимаемого газа;

Т - абсолютная температура газа, К.

В случае природного газа допускается принимать:

где, - коэффициент надежности по нагрузке от массы продукта;

P - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_вн – внутренний диаметр нефтепровода.

/м,

Таким образом, определим среднее удельное давление на единицу поверхности контакта нефтепровода с грунтом

Значение угла внутри трения и сцепления грунта принимаем по Таблице 2.5.

Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России по Таблице 2.5.

Таблица 2.5.

Грунт	, градус		кПа
Гравелистый песок	36:40	0,7:0,8	0:2
Песок средней крупности	33:38	0,65:0,75	1:3
Мелкий песок	30:36	0,6:0,7	2:5
Пылеватый песок	28:34	0,55:0,65	2:7
Супеси	21:25	0,35:0,45	4:12
Суглинки	17:22	0,3:0,4	6:20
Глина	15:18	0,25:0,35	12:40
Торф	16:30	0,3:0,5	0,5:4

 

.

Предельные касательные напряжения по контакту нефтепровода с грунтом

Сопротивление грунта продольным перемещением отрезка нефтепровода единичной длины.

,

Сопротивление поперечным вертикальных перемещений отрезка нефтепровода единичная длина, Н/м,

Момент инерции сечения нефтепровода на рассматриваемом участке, м⁴;

,

Получили 2,85<256,68 МН - условие общей устойчивости выполняются со значительным запасом.

 

4 ПЛАНОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

4.1 Расчет расхода материалов для ремонта стыка трубопровода.

 

Нормативный расход электродов на 1кг наплавленного металла в общем виде определяется по формуле:

где Кр – коэффициент расхода электродов данной марки. Этот коэффициент учитывает потери при сварке на угар и разбрызгивание, длину огарка не более 50мм.

М — масса наплавленного металла на 1 м шва для сварных соединений типов С1, С3, С26, У1, У2, У4, У5, Т1, Т3, Н1 и Н2 определяют по формуле:

Где F — площадь поперечного сечения наплавленного металла шва данного сварного соединения наплавленного металла шва данного сварного соединения, рассчитываемая по номинальным размерам конструктивных элементов подготовленных кромок свариваемых деталей и шва сварного соединения по ГОСТ 5264-80, см2;

р – плотность металла, принятая для углеродистых и низколегированных сталей равной 7,85 г/см3;

L – длина шва, равная 100 см.

Для остальных типов сварных соединений площадь поперечного сечения наплавленного металла рассчитывают с учетом поперечного укорочения шва. В этом случае формула принимает следующий вид:

где S – толщина свариваемого металла, мм.

М=(0,8 * 1,33 + 0,5 *18,7) *7,85 *100 *10^-3 =8,17499

Н=8,17499 *1,6 = 13,07 кг

 

5 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

 

 

Основной опасностью при дуговой ручной сварке является опасность поражения электротоком. Сырость, грязь повышают опасность поражения электрическим током; чистая, сухая одежда, сухая обувь (без металлических шпилек), сухой деревянный пол понижают эту опасность. Защитные резиновые галоши, коврики, перчатки служат дополнительным средством защиты от поражения электротоком. При ручной дуговой сварке поражение электрическим током может произойти от прикосновения к токоведущим частям: к клеммам или концам проводов электросети при подключении сварочного трансформатора или электромашинного преобразователя; к плохо изолированным проводам сварочного трансформатора со стороны питания от электросети; к плохо изолированным сварочным проводам; к токоведущим частям осциллятора. Пожарная безопасность при сварке. На строительно-монтажной площадке опасными факторами пожара являются: открытый огонь (сварочная дуга, пламя газовой сварки и резки); искры и частицы расплавленного металла, которые возникают при электросварке и резке; повышенная температура изделий, которые подвергаются сварке и резке. При проведении сварочных, бензорезных, газорезных и паяльных работ запрещается: приступать к работе при неисправной аппаратуре; производить сварку, резку или пайку свежеокрашенных конструкций и изделий до полного высыхания краски; пользоваться при огневых работах одеждой и рукавицами со следами масел и жиров, бензина, керосина и других горючих жидкостей; хранить в сварочных кабинах одежду, горючую жидкость и другие легкосгораемые предметы или материалы; допускать соприкосновение электрических проводов с баллонами со сжатыми, сжиженными и растворенными газами; производить сварку, резку, пайку или нагрев открытым огнем аппаратов и коммуникаций, заполненных горючими и токсичными веществами, а также находящихся под давлением негорючих жидкостей, газов, паров и воздуха или под электрическим напряжением. Средства индивидуальной защиты подразделяют согласно ГОСТ 12.4.011 — 89 на следующие классы: специальная одежда (комбинезоны, полукомбинезоны, куртки, брюки, костюмы, полушубки, тулупы, фартуки, жилеты, нарукавники);специальная обувь (сапоги, ботинки, галоши, боты);средства защиты головы (каски, подшлемники, шапки, береты);средства защиты органов дыхания (противогазы, респираторы); средства защиты лица (защитные щитки и маски);средства защиты глаз (защитные очки);средства защиты органов слуха (противошумные шлемы, наушники, вкладыши); предохранительные приспособления (диэлектрические коврики, ручные захваты, манипуляторы, наколенники, налокотник