Текст к презентации

Слайд 2

Для обеспечения надежной работы машин большое значение имеет периодический контроль их состояния при эксплуата­ционном обслуживании.

Для определения степени износа и обнаружения появив­шихся в процессе изготовления или эксплуатации дефектов деталей производятся различные технические измерения.

Дефект — это отдельное несоответствие того или иного из­делия или детали установленным требованиям. Дефекты бы­вают явными и скрытыми, критическими и некритическими. При наличии критического дефекта использование детали по назначению невозможно.

По происхождению дефекты бывают производственными и эксплуатационными.

К производственным дефектам относятся:

• неметаллические включения, попадающие в металл извне;

• неравномерность химического состава металла в отливках;

• закалочные трещины — разрывы металла в процессе закал­ки.

• трещины в зоне сварного шва;

• не­провары —отсутствие сплавления между основным и наплав­ленным металлом, а также между отдельными слоями при многослойной сварке.

К эксплуатационным дефектам относятся:

• трещины ус­талости —разрывы в детали вследствие длительного действия высоких переменных напряжений

• коррозионные поражения металла в результате химичес­кого и электрохимического воздействия, масштаб которых за­висит от агрессивности среды. Коррозия может быть сплош­ной, точечной, ячейковой;

• трещины ползучести, которые возникают в металлах по границам зерен при высоких температурах;

• термические трещины, возникающие при резкой смене температур, при недостаточной смазке и заеданиях поверхно­стей трущихся деталей;

• трещины-надрывы, возникающие при перегрузке дета­лей при работе в нерасчетном режиме.

Дефекты геометрии труб, такие как вмятина, эрозия стенки трубы и т.д., могут быть как производствен­ными, так и эксплуатационными.

Эксплуатация трубопровода при наличии опасных де­фектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки.

Слайд 3

Объективная информация о техническом состоянии меха­низмов получается с помощью средств технической диагнос­тики—информационно-измерительного комплекса, позволя­ющего анализировать и накапливать информацию. В основу количественной оценки технического состояния положен ди­агностический параметр. В качестве параметров могут исполь­зоваться: мощность навалу; давление; температура; парамет­ры вибрации и т. д.

При диагностировании оборудования и трубопроводов используют следующие важные понятия.

Работоспособность — состояние механизма или иного объекта, при котором он способен выполнять свои функции.

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособности механизма или иного объекта (понятие вероятностное).

Неисправность — состояние объекта, при котором он не соответствует одному из требований техдокументации.

Безотказность—свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого периода времени (времени наработки).

Долговечность — свойство механизма сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта (ТОР).

Срок службы — это все календарное время эксплуатации оборудования (например, насоса) до предельного износа.

Надежность— это свойство объекта выполнять заданные функции. Это главный качественный показатель объекта. Основной показатель надежности — вероятность безотказной работы, которую называют функцией надежности.

Слайд 4

На данном слайде представлен график интенсивности отказов механизмов в процессе эксплуатации

В разные периоды эксплуатации насосов частота (ин­тенсивность) отказов разная (рис.1). Здесь три периода: I — приработки; II— нормальной эксплуатации; III— старения.

Природа высокой интенсивности отказов (период!) заклю­чается в неидеальности изготовления деталей и незамеченных дефектах.

Период внезапных отказов II неустраним, их интенсивность невелика до тех пор, пока износ деталей не достигает некото­рой величины — после чего наступает период старения III.

Слайд 5

Неразрушающий контроль (НК) позволяет обнаружить дефекты и проверить качество деталей без нарушения их пригодности к использованию по назначению. К наиболее распространенным методам неразрушающего контроля относят:

Визуально-оптический метод позволяет выявить относи­тельно крупные трещины, механические повреждения, оста­точную деформацию (вмятины, сколы и др).

Капиллярный метод основан на увеличении контраста между дефектами и бездефектным материалом с помощью спе­циальных проникающих жидкостей.

Ультразвуковой контроль позволяет определить коорди­наты и площадь дефекта с помощью специальных приборов. Наиболее актуален этот метод контроля, если говорить о магистральных трубопроводах и насосах на этапах входного контроля, эксплуатации и ремонта.

Магнитная дефектоскопия основана на том, что дефекты изделий вызывают искажения магнитного поля, наведенного в изделии.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обна­ружения трещин, вмятин, изгибов и других дефектов в стенках труб и сварных соединениях. Она проводится в потоке воздуха, природного газа или воды с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов. Обобщенно их называю внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС).

???? Снаряд-профилемер — это электронно-механический сна­ряд, оснащенный рычажными датчиками, которые измеряют проходное сечение, положение сварных швов, овальностей, вмятин и гофров. Искривление оси трубопровода фиксирует­ся индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние опре­деляется с помощью измерительных колес. Привязка обнару­женных дефектов к определенным сечениям трассы осуществ­ляется с помощью специальных маркеров.

Для внутренней дефектоскопии применяются ультразву­ковые и магнитные снаряды-дефектоскопы (табл. 1). Ком­пьютеризированное диагностическое устройство использу­ет метод регистрации отраженных импульсных ультразву­ковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сиг­нала. Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы.????

Гамма-дефектоскопия позволяет выявить скрытые дефек­ты с помощью портативных и маневренных приборов.

Важнейшими характеристиками методов неразрушающе­го контроля являются чувствительность и производитель­ность. Чувствительность определяется наименьшими разме­рами выявляемого дефекта. Вышеперечисленные методы по­зволяют обнаружить трещины раскрытием более 0,001 мм.

Слайд 6

Для более полного обследования необходимо комплексное диагностирование, основанное на различных физических яв­лениях, потому что внутритрубные измерительные снаряды не выявляют напряженное состояние трубы.

С технической точки зрения техническая диагностика тру­бопроводов включает в себя следующие действия:

• обнаружение дефектов на трубопроводе;

• контроль технологических параметров транспорта про­дукта;

• оценку коррозионного состояния и защищенности трубо­проводов от коррозии;

• проверку изменения проектного положения трубопрово­да, его деформаций и напряженного состояния;

• интегральную оценку работоспособности трубопроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубо­провода.

Слайд 7

Оценка работоспособности и аттестация оборудования и ли­нейной части МТ заключается в установлении срока, в тече­ние которого гарантируется целостность и безопасная работа трубопровода при нормативных внутренних и внешних на­грузках и воздействиях. Срок безопасной работы ограничива­ется временем развития дефектов до критических размеров. Для своевременного выявления дефектов проводится перио­дическое обследование МТ. Соответствующие зависимости для расчетов периодичности проведения диагностики определя­ются нормативными документами.

Корпуса насосов и компрессоров подлежат контролю на наличие трещин, коррозии, проверке состояния опор и плос­кости горизонтального разъема. Обнаруженные незначитель­ные трещины засверливаются по концам, а трещина завари­вается.

Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов (потеря герметичности и др.) и предельных состояний (потеря плотности сварного шва и др.).

Арматура считается работоспособной в случаях, когда:

• обеспечивается прочность и плотность материалов дета­лей и сварных швов, работающих под давлением;

• обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и затвора;

• обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий, а также отключе­ние электропривода при достижении затвором крайних по­ложений.

При невыполнении любого из этих условий арматура вы­водится из эксплуатации.

Контроль работоспособности центробежных нагнетателей осуществляется при проведении диагностического контроля (оперативного, планового и непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям.

Слайд 8

Эксплуатация и обслуживание агрегатов и оборудования — это совокупность мероприятий по их поддержанию в работоспо­собном состоянии.

Система техобслуживания и ремонта (ТОР) по техническо­му состоянию основывается на проведении профилактичес­ких, восстановительных и диагностических работ через опре­деленные интервалы времени (наработки).

Система планово-предупредительного ремонта (ППР) — это совокупность мероприятий по надзору, обслуживанию и ре­монту агрегатов по составленному плану. Плановые виды ра­бот делятся на текущий, средний и капитальный ремонты.

Текущий ремонт — это устранение мелких дефектов и ре­гулирование узлов и механизмов.

Средний ремонт — это разборка насоса, капитальный ремонт отдельных узлов, замена изношенных деталей.

Капитальный ремонт—полная разборка агрегата, замена всех износившихся деталей. В результате работоспособность машины должна быть полностью восстановлена.

При текущем ремонте центробежных нагнетателей проводится про­верка состояния подшипников, уплотнений, муфт, проверка герметичности стыков крышки с корпусом горизон­тальных и стаканом вертикальных насосов.

При среднем ремонте центробежных нагнетателей проводятся все операции текущего ремонта, а также разборка насоса, очистка, промывка и осмотр узлов и деталей. В случае необходимости заменяются уплотнительные кольца. В зависимости от технического состояния проводится замена подшипников, замена или ремонт ротора. Проводится сборка насоса, центровка и опробование под нагрузкой.

При капитальном ремонте центробежных нагнетателей осуществляются все операции среднего ремонта, а также демонтаж насосов. При капитальном ремонте агрегат полностью разбирают. Корпус агрегата очищают от загрязнений и ржавчины и вы­являют наличие трещин. Проверяется состояние корпуса и патрубков, в стальных деталях обнару­женные дефекты устраняются сваркой. Чугунные детали с трещинами заменяются на новые детали.

Сегодня считается наиболее эффективной система ТОР, опирающаяся на результаты контроля и оценки фактического технического состояния оборудования НПС. Агрегат или его часть ремонтируют по потребности. Эта система обеспечива­ет полное использование ресурса элементов (до отказа). Однако, данная стратегия требует использования методов и средств диагностирования, обладающих большой информативностью. Поэтому необходимо непрерывно обеспечивать надежный контроль и регистрацию многих эксплуата­ционных параметров оборудования, например температуру, напор, вибрацию и др.

Слайд 9

Средства автоматизации МН выполняют функции контро­ля, защиты и управления объектами МН из операторной НПС и диспетчерских пунктов всех уровней. Система автоматики обеспечивает поддержание заданного режима перекачки уг­леводородов и его изменение по команде оператора. Она же решает задачи мониторинга технологических параметров, а также параметров состояния оборудования в реальном масш­табе времени.

Система автоматизации вспомогательных сооружений включает автоматизацию систем водоснабжения, канализа­ции, теплоснабжения и дизельных электростанций.

На всех НПС предусматривается автоматическое пожаро­тушение помещений со взрывоопасными зонами. Системы пожаротушения выполняют функции автоматической пожар­ной сигнализации.

Управление перекачивающими станциями может осуще­ствляться из операторной, местного и районного диспетчерс­кого пункта.

Эксплуатация осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с инструкциями. Инструкции определяют порядок пуска и ос­тановки оборудования, действия персонала в процессе эксп­луатации и в аварийных ситуациях.

Слайд 10

Диспетчеризация процесса перекачки углеводородов по МТ — это централизация оперативного контроля и управления для согласования работы отдельных звеньев. Диспетчеризация осуществляется посредством средств связи, автоматики и телеме­ханики с минимальным участием обслуживающего персонала.

Цель диспетчеризации — обеспечение эффективного про­цесса транспортировки углеводородов.

Основные задачи диспетчерских служб следующие:

• управление и контроль технологическими процессами приема, хранения, перекачки и поставок углеводородов в пре­делах установленных границ ответственности;

• организация и ведение учета количества и качества при­нимаемого, транспортируемого и сдаваемого продукта;

• оперативный контроль технического состояния трубопро­водов, резервуаров и оборудования;

• контроль хода выполнения плановых и аварийных работ на объектах магистрального трубопровода.

Перечисленные задачи обеспечиваются с помощью много­уровневой системы диспетчерского контроля и управления, включающей:

• верхний уровень — включает центральный диспетчерс­кий пункт (ЦДП); На уровне ЦДП непрерывно в режиме реального времени отображается вся информация о работе МТ и все экраны со следующего уровня ТДП.

средний уровень — включает территориальные диспет­черские пункты (ТДП); На уровне ТДП в системе диспетчерского контроля и управ­ления в режиме реального времени отображается вся инфор­мация о работе МТ в зоне ответственности. Для любых переключений необходимо разрешение ЦДП. На уровне ТДП отображаются все экраны с уровня район­ного диспетчерского пункта (РДП).

нижний уровень — включает районные (РДП) и местные диспетчерские пункты (МДП). Диспетчерская служба РДП в пределах своих установлен­ных границ выполняет оперативное управление приемом, пе­рекачкой и поставкой углеводородов по участку МТ. Оператор МДП на своем объекте осуществляет: производство переключений на всех технологических трубопроводах; обеспе­чивает запуск и контроль режимов пропуска поточных средств; контроль технологических параметров перекачки и качества нефти; учет движения нефти по резервуарным паркам и при­емо-сдаточным пунктам; контроль хода ремонтных работ.

Слайд 11

При осуществлении операций пуска и остановки одной их промежуточных НПС возникают волны повышения- пониже­ния давления, которые по трубопроводам движутся к смеж­ным станциям. При этом суммарное давление в трубопрово­де вблизи предыдущей НПС может превысить допустимое значение.

Опыт эксплуатации МН показывает, что по этой причине разрыв трубопровода происходит на расстоянии 20—40 км после предыдущей НПС. Труба разрывается раньше, чем вол­на повышенного давления достигает предыдущей станции и на ней срабатывает система защиты по максимальному дав­лению, отключающая насосы.

Волна пониженного давления создается отключением на предыдущей станции одного или нескольких агрегатов. При этом волны повышенного и пониженного давления будут вза­имно гаситься.

При отключениях насосных агрегатов рекомендуется избе­гать их одновременного отключения. Для предотвращения опасных перегрузок следует устанавливать последователь­ность включения или отключения агрегатов по определенно­му графику при смене режимов перекачки.

Пуск и остановка участков нефтепровода выполняются по команде диспетчера ТДП.

Очередность остановки агрегатов промежуточных станций может быть любой, но желательно начинать с первого агрега­та по ходу нефти.

В аварийных ситуациях все НПС останавливаются диспет­чером РДП.

При переключениях на линейной части нефтепроводов без остановки перекачки закрытие задвижки производится толь­ко после открытия задвижек в новом направлении перекачки. Возобновление перекачки осуществляется после открытия за­порной арматуры линейной части участка нефтепровода.