Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов"

УДК 622.692.4.052

На правах рукописи

БАЖЕНОВ ВЛАДИМИР ВАСИЛЬЕВИЧ

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ В УСЛОВИЯХ АВТОМАТИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа- 2004

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель

Официальные оппоненты

Ведущее предприятие

- кандидат технических наук A.M. Акбердин

- доктор технических наук С.Г. Бажайкин

- кандидат технических наук М.Н. Пиядин

- ОАО «Нефтегазпроект» (г. Тюмень)

Защита состоится 14 мая 2004 г. в 11.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан 13 апреля 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, #

доктор технических наук ^Зхс^с^-у Р.Х. Идрисов

2499PG£

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Магистральные нефтепроводы входят в энергетический комплекс России и представляют собой сложную, энергонасыщенную, территориально протяженную технологическую систему, предназначенную для бесперебойной подачи нефти из районов добычи к местам переработки и хранения. Нефтеперекачивающие станции являются сложным комплексом сооружений магистрального нефтепровода. Обеспечение эффективной и надежной работы нефтеперекачивающих станций - необходимое условие эксплуатации магистральных нефтепроводов.

Вопросы обеспечения эффективности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций исследованы такими учеными, как Гумеров А.Г., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Ясин Э.М., Березин B.JL, Шаммазов А.М., Колпаков Л.Г., Галлямов А.К., Гумеров P.C., Зайнуллин P.C., Бажайкин С.Г., Акбердин А.М.

Необходимость оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) оборудования нефтеперекачивающих станций обусловлена большой его энергоемкостью и значительным влиянием на надежность и эффективность работы нефтепроводного транспорта. Проблема обеспечения эффективной, надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной в связи с изменившимися условиями и длительными сроками эксплуатации, износом основного технологического оборудования, в частности, магистральных и подпорных насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования НПС.

Поэтому, в настоящее время в нефтепроводном транспорте возникла необходимость диагностического обследования и проведения дефектоскопических работ по оценке фактического технического состояния и определения остаточного ресурса (срока службы) магистральных и подпорных насосных агрегатов. Решение этих задач позволит выявить недопустимые дефекты и предупредить возникновение отказов, повысить экономиз£дки£.показателил надеж-

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ-Г БИБЛИОТЕКА ■J СЛетербург

гдр>к_

ность насосного оборудования, а также определить срок службы (ресурс) безопасной эксплуатации оборудования.

Цель работы - оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов.

Основные задачи работы:

» анализ условий реализации методики автоматизированного контроля и диагностирования насосных агрегатов на основе эксплуатационных и вибрационных параметров;

• исследование и разработка методики определения технического состояния и остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов;

• исследование и разработка методики дефектоскопического контроля валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов.

Научная новизна:

о выявлено, что основным направлением работ по обеспечению надежности и экономичной эксплуатации насосных агрегатов является реализация задач вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации оборудования, а также выполнение дефектоскопических работ в процессе технического обслуживания или ремонта;

» установлено, что оперативную оценку фактического технического состояния оборудования необходимо реализовать в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволит повысить экономические показатели работы насосов;

в обоснована необходимость проведения дефектоскопии корпусов магистральных и подпорных насосов, а также их валов и роторов электродвигателей, которая позволит повысить достоверность результатов вибрационной диагностики, определить техническое состояние и остаточный ресурс (срок

службы) насосного оборудования. Определены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при неразрушающем контроле оборудования.

Практическая ценность работы:

• система диагностирования технического состояния насосных агрегатов и комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов внедрены в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов;

» методики дефектоскопии магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей используются при ремонте и техническом освидетельствовании оборудования;

• результаты выполненных работ положены в основу разработанных и внедренных руководящих документов.

На защиту выносятся способы оценки технического состояния и повышения эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов, методики дефектоскопии и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, длительно эксплуатируемого на объектах магистральных нефтепроводов.

Апробация работы.

Основные положения и результаты работы докладывались на:

• УП международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 26-28 февраля 2003);

• IV конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (Уфа, 20-23 мая 2003);

• научно-практической конференции «Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении» (Туймазы, 12-13 сентября 2003).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и содержит 135 страниц машинописного текста, 14 рисунков, 15 таблиц, список литературы из 131 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, поставлены цель и задачи исследований, сформулирована научная новизна и обоснована практическая ценность работы.

В первой главе выполнен анализ условий и сроков эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций и методов оценки его технического состояния.

Нефтеперекачивающие станции представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по магистральному трубопроводу. К основным параметрам магистрального нефтепровода относятся: производительность нефтепровода, количество и типоразмеры работающих магистральных насосных агрегатов НПС и диаметры рабочих колес, рабочее давление на приеме, до и после регуляторов давления НПС.

Практика работы насосного оборудования НПС показывает, что фактические технические показатели магистральных насосов (к.п.д. и напор) в начале эксплуатации ниже по сравнению с паспортными показателями. Снижение технических показателей магистральных насосов наблюдается и в процессе эксплуатации. По мере наработки происходит износ элементов щелевого уплотнения рабочего колеса насоса, что приводит к росту объемных потерь и, как следствие, к снижению к.п.д. на 3 - 10% в зависимости от типоразмера насоса.

Контроль изменения к.п.д. и напора насосов в процессе эксплуатации позволит своевременно вывести их в ремонт для восстановления показателей к.п.д. и напора и, следовательно, экономичности работы насосов. Периодический контроль эксплуатационных параметров, необходимых для определения к.п.д. насосов, требует установки на НПС образцовых средств измерений, а также изменения технологического режима перекачки. Это довольно трудоемкая процедура, реально осуществимая на значительном интервале времени.

Для оперативного решения этой задачи необходимо на НПС реализовать автоматизированный сбор и обработку эксплуатационных параметров. На основе применяемых на НПС контрольно — измерительных приборов, средств автоматики и телемеханики можно автоматизировать процесс сбора эксплуатационных параметров, производить оперативную их обработку и передачу данных в РНУ (ОАО МН) для реализации параметрической диагностики насосного оборудования НПС. Внедрение на НПС микропроцессорных систем автоматики и телемеханики позволяет оперативно решать задачи параметрической диагностики в составе АСУ ТП магистральных нефтепроводов.

Анализ данных по парку оборудования, эксплуатируемого в трубопроводном транспорте нефти, показал, что 38 % насосов эксплуатируется 20-30 лет, 37 % находится в эксплуатации свыше 30 лет и только 25 % в эксплуатации менее 20 лет. Аналогичная картина по срокам эксплуатации электродвигателей: 58% находятся в эксплуатации 20-30 лет, 10 % эксплуатируются более 30 лет и 32 % в эксплуатации менее 20 лет. Учитывая значительный срок службы оборудования НПС, физический износ основных деталей и усталостные изменения материала, становится небезопасной дальнейшая эксплуатация оборудования без проведения работ по своевременному выявлению дефектов и предупреждению отказов. Решение этой задачи обеспечивается проведением технического диагностирования насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого основного оборудования нефтеперекачивающих станций, на основе методов и средств контроля вибрации. В настоящее время контроль вибрации предусмотрен средствами автоматики НПС, которые выдают предупредительный сигнал или команду на отключение насосных агрегатов при превышении соответствующего уровня вибрации. Но такой контроль не позволяет своевременно обнаружить неисправности и определить причины их развития при росте вибрации до предельных значений. Особенно это важно для предупреждения внезапной поломки вала агрегата, т.к. его разрушение может произойти в течение короткого промежутка времени при достижении вибрации предельного значения. В связи с этим актуальна задача постоянного контроля

не только за предельными значениями вибрации, а также за темпом их роста относительно базового значения с учетом режима работы насоса. При этом для выявления конкретной неисправности необходимо контролировать не только среднее квадратическое значение вибрации, но и спектральные характеристики. Решение этой задачи целесообразно осуществлять с использованием средств автоматики НПС.

Эффективность методов параметрической и вибрационной диагностики во многом обусловлена оптимальным алгоритмом автоматизированного процесса сбора и обработки информации. Использование средств автоматики повысит достоверность постановки диагноза и оперативность представления результатов диагностирования.

Анализ технического состояния оборудования, длительно эксплуатируемого на нефтеперекачивающих станциях, показал, что вибродиагностика не решает всех проблем поддержания работоспособности и исправности оборудования, в течение межремонтного цикла, а способствует лишь своевременному принятию мер по предотвращению внезапных отказов. Чтобы не допустить эксплуатацию оборудования даже с незначительными дефектами, необходимо проводить дефектоскопический контроль. Такой контроль целесообразно выполнять на стадии технического обслуживания и ремонта оборудования.

Во второй главе проведен анализ отказов основного оборудования нефтеперекачивающих станций и параметров, определяющих его техническое состояние.

Анализ отказов основного оборудования НПС показывает, что отказы насосов обусловлены, в основном, повышенной вибрацией, неисправностями подшипников, дефектами торцевых уплотнений, зубчатых муфт, валов и т.д. Отказы электродвигателей обусловлены следующими причинами: повышенной вибрацией, неисправностями подшипников, системы возбуждения, повреждениями изоляции и короткими замыканиями обмоток, отказами электромагнитного происхождения, дефектами валов и т.д. Обработка статистических данных отказов основного оборудования НПС магистральных нефтепроводов

позволила установить следующее распределение отказов магистральных насосов: повышенная вибрация - 37 %, дефекты торцевых уплотнений - 32 %, дефекты подшипников - 17 %, дефекты зубчатых муфт - 3 %, прочие причины -11%. Причинами отказов электродвигателей являются: повышенная вибрация - 27 %, дефекты подшипников - 33 %, отказы системы возбуждения - 12 %, дефекты обмоток ротора и статора -11%, отказы электромагнитного происхождения -5%, прочие отказы - 12 %.

Повышенная вибрация по принятой в нефтепроводам транспорте классификации является одной из распространенных причин отказа насосных агрегатов. Более правильно говорить, что вибрация есть форма проявления неисправностей. Алгоритм диагностирования насосных агрегатов должен исходить из того, что силы, возбуждающие вибрацию, обусловлены механическими, электромагнитными и гидродинамическими явлениями. Основными причинами вибрации механического происхождения являются: расцентровка валов насосов и электродвигателей, неуравновешенность роторов, дефекты зубчатых муфт и подшипников, нарушения крепления насосного агрегата. Вибрация гидродинамического происхождения обусловлена дефектами литья и изготовления рабочего колеса, нарушением гидродинамического потока вследствие его неоднородности и вихреобразования (особенно на режимах вне зоны рабочих подач насоса), явлением кавитации. Вибрации электромагнитного происхождения вызываются: несимметрией токов питающей сети по фазам, различным сопротивлением фаз обмоток статора, обрывом или коротким замыканием обмоток статора и ротора, неподвижным или вращающимся эксцентриситетом воздушного зазора. Контролируя вибрацию и анализируя спектральные характеристики, можно предотвратить внезапный отказ или развитие конкретных дефектов насосов и электродвигателей.

Как показывают исследования, отклонение геометрических размеров и форм проточной части насоса и рабочего колеса при их изготовлении снижает к.п.д. насоса примерно на 1,5 - 2,0 %, объемные потери, обусловленные щелевыми уплотнениями, снижают к.п.д. насоса на 1,5 - 1,7 %, подрезка рабочего

колеса на 3-4 % приводит к снижению к.п.д. насоса на 0,4-0,8 % в зависимости от типоразмера насоса, при перекачке вязких нефтей к.п.д. насоса может снизиться на 0,5-0,8 %, содержание газа в маловязкой нефти снижает к.п.д. насоса на 0,1-0,2 %. При работе насосов типа НМ первыми по потоку могут возникать режимы частичной кавитации, что вызывает снижение к.п.д. на 1,0-2,0 %. Эти факторы необходимо учитывать при реализации параметрической диагностики насосного оборудования НПС.

Анализ падения к.п.д. насосов по мерс наработки, фактической величины износа деталей щелевого уплотнения рабочего колеса показали, что за межремонтный период, который составляет 7000 - 8000 часов, имеет место увеличение щелевого зазора на 0,5-0,7 мм. Это является основной причиной снижения к.п.д. на 3-10% в зависимости от типоразмера насоса.

С учетом изложенного можно констатировать, что экономичность эксплуатации магистральных насосов типа НМ можно оценить сравнением фактических (текущих) характеристик насосов с базовыми. При снижении к.п.д. насосов относительно базовых значений на 2-4 %, в т.ч. насосов НМ 500-300, НМ 710-280 на - 4 %, НМ 1250-260 - на 3,5 %, НМ 2500-230 - на 3 %, НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000 -210 - на 2 %, агрегаты необходимо выводить в ремонт. При снижении напора насосов относительно базовых значений на 5-6 %, агрегаты также следует выводить в ремонт.

Следовательно, для своевременного предупреждения отказов насосных агрегатов, выявления причин снижения напора и к.п.д., поддержания к.п.д. насосов в оптимальном диапазоне значений следует осуществлять контроль технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций на основе методов вибрационной и параметрической диагностики. С учетом результатов анализа отказов оборудования разработаны алгоритмы диагностирования и структурные схемы их реализации на основе средств автоматики НПС. Возможности решения задач вибрационной и параметрической диагностики необходимо рассматривать в комплексе с АСУ ТП магистральных нефтепроводов.

В третьей главе исследованы вопросы реализации параметрической и вибрационной диагностики насосных агрегатов в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций, проведения дефектоскопического контроля, оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) насосов. Определены нормы допустимых дефектов, выявляемых неразрушающим контролем.

Предложенный способ оценки технического состояния насосных агрегатов в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций дает возможность осуществлять непрерывный мониторинг значений эксплуатационных и вибрационных параметров в режиме реального времени, в автоматизированном режиме проводить проверку достоверности контролируемых параметров по предельным значениям и скорости их изменения, контролировать исправность контрольно - измерительных приборов и каналов измерения параметров. Автоматизированный контроль эксплуатационных и вибрационных параметров повышает быстродействие процесса сбора и обработки информации, достоверность постановки диагноза и оперативность представления результатов диагностирования.

Для оценки технического состояния насосных агрегатов с точки зрения экономичности их эксплуатации исследованы напорные и энергетические характеристики насосов с учетом тенденции их изменений по мере наработки. Показано, что для такой оценки целесообразно использовать метод параметрической диагностики, основанный на сравнении базовых и фактических (текущих) характеристик насосов. Диагностирование выполняется с учетом приведенных к базовым условиям (частоте вращения ротора п„, диаметру рабочего колеса Б„, плотности перекачиваемой жидкости р„ и вязкости перекачиваемой жидкости vн) значений эксплуатационных параметров <Зпрь Нпрь т|пр1. Приведенные значения эксплуатационных параметров с учетом абсолютных предельных погрешностей имеют вид: подача ± £<3„Р1, напор Нпр-, ± б Нпрь мощность насоса Ыпр! + б Кпрь к.п.д. насоса г)пр; ± £Г]ПР1-

Оценка технического состояния насосных агрегатов проводится сравне -

нием текущих характеристик насосов с базовыми. Сравнивая верхние и нижние границы текущих и базовых значений эксплуатационных параметров, можно судить о деформации текущих характеристик насосов относительно базовых и возможных причинах этих деформаций (см. таблицу 1).

Таблица 1 - Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформаций характеристик Возможные причины деформаций

а) Насос развивает меньший напор и потребляет меньшую мощность, а к.п.д. остается без изменений для всех значений подач Уменьшенный диаметр рабочего колеса. Искажение отливки рабочего колеса

б) Напор и к.п.д. снижены, а мощность остается без изменений для всех значений подач Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса. Увеличение шероховатости проточной части корпуса насоса. Рабочее колесо установлено несимметрично относительно оси улитки насоса. Насос работает в режиме кавитации

в) Напор без изменения, мощность выше, а к.ц.д. ниже для всех значений подач Дефекты подшипниковых узлов. Расцентровка вала насоса и электродвигателя. Искажение отливки корпуса насоса

г) Насос развивает больший папор и потребляет большую мощность, к.п.д. остается без изменений для всех значений подач Увеличенный диаметр рабочего колеса

д) К.п.д. резко падает, напорная характеристика «срывается», мощность остается без изменений Недостаточный подпор на входе в насос. Насос работает в режиме кавитации

е) Значения напора и к.п.д. ниже, а мощность выше для всех зпачепий подач Чрезмерные утечки через уплотнения рабочего колеса. Пропускает обратный клапан

ж) Напорная характеристика более полога, к.п.д. возрастает, смещаясь в сторону больших подач. Мощность остается без изменений Площадь спирального отвода увеличена (по сравнению с расчетами)

и) Напорная характеристика более крутая, к.п.д. уменьшается, смещаясь в сторону меньших подач. Мощность остается без изменений Площадь спирального отвода уменьшена (по сравнению с расчетами)

Контроль вибрационного состояния насосных агрегатов позволяет своевременно обнаружить развитие дефектов и предупреждать возникновение аварийных ситуаций. Известно, что для колебательных процессов, имеющих гармонический вид х(1)=а-соэ ссл, где а - амплитуда колебаний; со - круговая частота, со = 2я£, информативным параметром является среднее квадратическое

значение (СКЗ), которое определяется выражением

а)

где Т - период колебаний, 1/Т = £- частота колебаний.

По величине среднего квадратического значения виброскорости можно судить об общем техническом состоянии насосных агрегатов. Для оценки остаточного ресурса с точки зрения развития дефектов осуществляется анализ тенденции изменения СКЗ виброскорост насосных агрегатов.

Исследования показали, что при построении тренда до уровня 0,8 от предельно допустимого значения виброскорости Упр линию тренда можно представить прямой линией, проведенной согласно полученных значений вибрации от начала их регистрации. В дальнейшем, при достижении вибрации 0,8 Упр, линия тренда будет располагаться круче, т.е. под большим углом к оси абсцисс. Эту линию тренда необходимо провести до пересечения с линией предельно допустимого значения виброскорости Улр, что позволит оценить время наступления предельного состояния, т.е. определить ресурс оборудования

Рисунок 1 - Определение ресурса оборудования по графику изменения СКЗ виброскорости от времени наработки

Установлено, что уровень вибрации насоса, работающего на режиме, отличающемся от номинального, зависит от подачи насоса. Для конкретного ти-

поразмера насоса эта зависимость определяется экспериментально. Следовательно, для анализа вибрации и оценки технического состояния насоса величину вибрации необходимо приводить к номинальному значению подачи.

В диапазоне контролируемых частот (до 1000) Гц вибрация роторных систем представляется в виде полигармонических колебаний

х(0 = Х ak-cos(kco0t + cpj, (2)

где к - спектральные составляющие полигармонического процесса, к =1,2,...,п.

Для комплексной функции x(t) с конечной энергией Е = j]x(t)fdt представления сигнала во временной области x(t) и в частотной области Х(со) связаны соотношениями

x(t) = /Х(со) -е"М<й; Х(со) = — }x(t) -e^'dt. (3)

-со 2% -то

Так как Х(со) молено представить в виде Х(ю) = 0,5[a(co)+jB(©)], где j -мнимая единица, то для вещественного процесса x(t) имеет вид

os

x(t) = |А(со) • cosfeot + cp(co)]dco, (4)

о

где А(ю) - амплитуда спектральных составляющих (амплитудный спектр), А(со) = Л/а2(со) + в2(сй); ф(со) - фазовый спектр вибрационного процесса, p((a)=arctg[B(ffl)/a((ü)]; со = 2nf- круговая частота. Из этого следует, что по амплитуде спектральных составляющих на частотах, кратных оборотной (роторной) частоте, можно судить о дефектах насосных агрегатов.

Поэтому для своевременного обнаружения дефектов насосных агрегатов и предупреждения аварий следует проводить анализ спектральных характеристик.

Однако, необходимо учитывать, что наиболее опасными дефектами насосного оборудования являются трещины, в частности, в корпусах, валах и других узлах оборудования. Эти дефекты могут быть обнаружены при дефектоско-

пическом контроле оборудования и его узлов. Поэтому предлагается такой контроль осуществлять при техническом обслуживании, ремонте оборудования или при проведении технического освидетельствования оборудования НПС.

В работе представлен анализ методов дефектоскопии оборудования с точки зрения выявления недопустимых дефектов. Показано, что дефектоскопия с использованием методов неразрушающего контроля является обязательной проце-> дурой при определении остаточного ресурса (срока службы) оборудования НПС.

В работе представлена структурная схема и технология проведения де-I фектоскопии магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов

электродвигателей с помощью методов неразрушающего контроля.

Пассивными методами неразрушающего контроля: акустико-эмиссионным или магнитной памяти металла - устанавливаются зоны поиска возможных дефектов оборудования НПС.

Классификация источников акустической эмиссии (АЭ) позволяет оценивать дефекты по степени их опасности. Зоны, где в процессе нагружения оборудования выявлены источники АЭ П класса (активный источник), Ш класса (критически активный источник) и IV класса (катастрофически активный источник), являются зонами пластических деформаций и разрушения (роста трещин) объектов контроля.

Методом магнитной памяти металла определяются зоны концентрации напряжений (КН) и неоднородности структуры металла, которые являются зонами развития дефектов, роста трещин. Определено, что для корпусов насосов такими зонами КН являются места, где наблюдается скачкообразное изменение напряженности магнитного поля на величину 200 А/м или более.

Зоны АЭ и КН являются местами поиска возможных дефектов, они подлежат ультразвуковому контролю (УЗК) для определения местоположения и размеров дефектов. Ультразвуковым контролем выявляются дефекты (несплошности) основного металла оборудования: раковины, поры, неметаллические вклю-^ чения, коррозионные язвы, металлургические дефекты и непровары сварного

шва. В работе определены нормы допустимых дефектов (несплошностей), выявляемых ультразвуковым контролем (см. таблицу 2).

Таблица 2—Нормы допустимых дефектов, выявляемых УЗК оборудования НПС

Суммарная отражающая поверхность обнаруженных нссплошно-стей, мм1 Корпус насоса (магистрального н подпорного) Приемный стакан вертикального насоса

толщина стенки 8, мм толщина стенки 5, мм

от2бдо34 от 34 до 45 от 45 до 50 от 50 до 100 от 8 до 12 от 12 до 20

Одиночных 15 20 24 30 4 б

Непротяженных 10 15 18 22 3 4,5

Протяженных 7,5 10 12 15 2 3

Установлено, что метод УЗК не позволяет выявлять дефекты валов насосов и роторов электродвигателей в зонах шпоночных пазов, проточек и резьбовых поверхностей, поэтому в этих зонах следует проводить вихретоковый контроль.

Мапштопорошковый или капиллярный неразрушающий контроль проводится для уточнения геометрической формы и размера дефектов, обнаруженных ультразвуковым или вихретоковым контролем.

Если по результатам дефектоскопического контроля в оборудовании выявлены недопустимые дефекты, то к эксплуатации оборудование не допускается. Оно или должно быть направлено в ремонт, или списано. Оборудование, не имеющее дефекты или имеющее допустимые дефекты, к эксплуатации допускается. Но в этом случае его корпуса должны быть проверены на прочность. Это вызвано тем, что в процессе длительной эксплуатации оборудования могут быть утончения стенок за счет коррозионного и абразивного износа. Также со временем происходят изменения механических свойств металла, возникают усталостные напряжения, происходят микропластические деформации, снижается пластичность, при этом изменяются значения предела прочности ст„ и предела текучести стт. Поэтому расчеты на прочность необходимо выполнять с учетом фактических значений параметров, полученных при дефек-'тоскопии, в том числе минимальной толщины стенки оборудования 5ф, предела прочности сгв. Значение предела прочности ст0 определяется по измеренному значению твердости материала согласно ГОСТ 22761.

Для цилиндрических элементов оборудования, в частности, патрубков насосов, где возникают наибольшие напряжения сф, значения этих напряжений определяются по формуле

где 5ф - минимальная толщина стенки оборудования, мм; Рра6 - максимальное рабочее давление, МПа; Бв„ - внутренний диаметр цилиндрических элементов оборудования, мм; К1 - коэффициент, учитывающий воздействие внешних сил, создаваемых фундаментом, К) = 1,1; Кг - коэффициент, учитывающий метод изготовления оборудования, для оборудования, изготовленного методом литья, Кг = 1,25.

Для безопасной эксплуатации оборудования проверяется условие стф<стлоп, где алоп - допускаемое напряжение, которое определяется по ГОСТ 14249. Если условие стф<стд0п не соблюдается, то оборудование снимается с эксплуатации или должно быть снижено рабочее давление.

Магистральные и подпорные насосы эксплуатируются в условиях малоцикловых нагружений, повторяющихся упругопластических деформаций с числом циклов нагружения 104. Исходя из этих условий, для определения остаточного ресурса рассчитывается число циклов нагружения, которое может выдержать оборудование при данной нагрузке и полученных механических свойствах металла. Установлено, что предельное число циклов нагружения для насосного оборудования определяется количеством циклов до зарождения трещин, следовательно, для определения предельного числа циклов нагружения можно использовать уравнения Коффина-Менсона, которые устанавливают взаимосвязь между фактическими напряжениями аф, механическими свойствами металла (\|/м а„,) и числом циклов нагружения Ис.

Установлено, что в зонах концентраторов напряжений реализуются циклические нагружения, близкие к жесткому, с коэффициентом асимметрии г = -1. С учетом того, что предел усталости металла а.) = 0,4 сь, предельное число цик-

лов можно определить по формуле

(б)

где е0 - амплитуда истинных деформаций в вершине дефекта; Е - параметр (модуль) упругости, Е = 206000 МПа; св - предел прочности; \|/к - относительное сужение в момент разрыва; К„ - коэффициент запаса прочности, для оборудования, отработавшего установленный срок службы К„ = 10; т - показатель жесткого циклического нагружения.

Показатель жесткого циклического нагружения при сгв < 700 МПа равен т = 0,5, а при сгв > 700 МПа равен т = 0,5 + 0,002 (сгв - 700).

Амплитуда истинных деформаций в вершине дефекта е0 определяется по выражению е0 = КЕ-ер, где ер - упругие номинальные деформации в стенке обо-

рудования, 5Р = Стф/Е; КЕ - коэффициент концентрации деформаций, К с = ; ос<г - коэффициент концентрации напряжений.

Анализ области применения формулы (6) показал, что при длительной эксплуатации оборудования изменяются предел прочности сгв, относительное сужение в момент разрыва а также коэффициент концентрации напряжений а0. Следовательно, для расчета предельного числа циклов нагружения следует определять механические свойства металла (<7„, \|/к ), коэффициент концентрации напряжений а0 и фактические напряжения стенки оборудования <1ф.

Для определения остаточного срока службы насосного оборудования в годах необходимо рассчитанное по формуле (6) предельное число циклов нагружения Ис поделить на количество циклов нагружения, которое происходит в течение одного года эксплуатации оборудования.

Из всех видов дефектов насосного оборудования дефект вала представляет наибольшую опасность, т.к. выход его из строя может привести к катастрофическим последствиям. Поэтому определение технического состояния ва-

ла-важная и необходимая составляющая оценки технического состояния насосного оборудования.

Предложено оценку технического состояния вала насоса и ротора электродвигателя давать по результатам анализа вибрационного состояния роторной системы в процессе эксплуатации и дефектоскопии валов при техническом обслуживании или ремонте оборудования.

Установлено, что жесткость ротора при наличии поперечной трещины меняется в зависимости от мгновенного положения трещины. Под действием веса ротора, неуравновешенных сил инерции и изгибающего момента трещина может раскрываться или закрываться, что вносит асимметрию жесткости в двух взаимно перпендикулярных направлениях и приводит к появлению новых компонент вибрационного сигнала с частотой, кратной частоте вращения ротора. Этот метод эффективен при большой глубине трещины (порядка 25% диаметра вала), когда возможны процессы разрушения вала. Поэтому при обнаружении первых признаков дефекта вала следует проводить его дефектоскопию.

Вал считается работоспособным, если при проведении дефектоскопического контроля не были обнаружены дефекты или были обнаружены допустимые дефекты. Дефектоскопическим контролем выявляются дефекты вала: трещины, царапины, риски, коррозионные язвы, неметаллические включения и металлургические дефекты. Фреттинг и фреттинг-коррозия не приводят к разрушению вала, но могут явиться причиной зарождения усталостных трещин, поэтому также подлежат дефектоскопическому контролю.

Исследования показали, что на цилиндрических и конических поверхностях валов допускаются царапины, риски, коррозионные язвы, фреттинг и фреттинг-коррозия глубиной не более 2,0 мм, длиной не более 6,0 мм. По углу между цилиндрической поверхностью вала и боковой поверхностью (стенкой) шпоночного паза могут быть допущены трещины и надрывы длиной не более 3,0 мм, глубиной: не более 1,5 мм при прямоугольной шпонке и не более 2,0 мм при шпонке с закругленными концами для роторов электродвигателей, а для валов насосов в зависимости от типоразмера насоса и мощности привода,

но не более 2,0 мм. Дефекты устраняются фрезерованием боковой поверхности (стенки) шпоночного паза на глубину дефекта шпос 1-2 мм.

Установлено, что трещины в углу между боковой поверхностью (стенкой) и дном шпоночного паза не допускаются. Кроме того, не допускаются трещины по галтельньш переходам и впадинам резьбы. В случае обнаружения таких дефектов вал насоса (ротор электродвигателя) должен быть снят с эксплуатации.

Таким образом, дефектоскопический контроль позволяет выявлять недопустимые дефекты оборудования НПС и предупреждать возникновение аварий на магистральных нефтепроводах.

В четвертой главе представлены результаты промышленного внедрения разработанных систем диагностирования и методик дефектоскопии оборудования НПС.

Экспериментальные исследования и анализ возможных вариантов создания систем диагностирования насосных агрегатов проводились на полигоне института.

По результатам исследований разработана автоматизированная система диагностирования на основе 12 - канальной виброаппаратуры ВСВ-ЗЗЗН и устройства вибродиагностического АВДУ, которые устанавливаются на НПС и обеспечивают автоматизированный сбор и статистическую обработку виброизмерительной информации, оценку общего технического состояния насосных агрегатов, связь с УВК АСУ ТП по телемеханическим каналам, где решаются задачи вибродиагностики оборудования НПС. Такая структура системы диагностирования реализована в составе АСУ ТП на НПС «Нурлино» нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев».

Другой вариант создания локальной системы диагностирования на основе 24 - канальной виброаппаратуры ВСВ-350Н и ПЭВМ ШМ РС предусматривает сбор и статистическую обработку виброизмерительной информации, оценку общего технического состояния и решение задач вибродиагностики насосных агрегатов непосредственно на НПС. Такая структура системы диагно-

стирования реализована на НПС «Самара-2» нефтепровода «Куйбышев-Лисичанск» Приволжских магистральных нефтепроводов.

Внедрение системы диагностирования насосных агрегатов НПС позволяет определять состояние насосных агрегатов, своевременно выявлять их неисправности, выводить агрегаты из эксплуатации и устранять выявленные дефекты.

Автоматизированный комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов реализован в составе АСУ ТП на НПС «Ерзовка» нефтепровода «Нижневартовск-Курган-Куйбышев» Внедрение комплекса по определению к.п.д. насосных агрегатов НПС позволяет поддерживать экономические показатели работы агрегатов и выявлять причины снижения к.п.д.

По результатам исследований методов неразрушающего контроля оборудования НПС разработаны руководящие документы:

РД 153-39.4Р-124-02 Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН;

РД 39-022-01 Методика дефектоскопического контроля валов магистральных нефтяных насосов и роторов электродвигателей.

Введение в действие руководящих документов позволило проводить освидетельствование насосного оборудования, своевременно выявлять недопустимые дефекты и предупреждать возникновение аварийных ситуаций, а также определять остаточный ресурс (срок службы) оборудования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показано, что задачи обеспечения экономичной и надежной эксплуатации насосных агрегатов целесообразно решать на основе вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации и выполнения дефектоскопических работ при техническом обслуживании или ремонте оборудования.

2. Установлено, что оперативную оценку фактического технического состояния оборудования необходимо реализовать в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт.

3. Исследована и разработана структура автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных и вибрационных параметров. Выявлено, что для достоверности оценки технического состояния насосных агрегатов следует проводить сравнение фактических (текущих) характеристик насосов с базовыми. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволяет повысить экономические показатели работы насосов.

4. Исследована и создана структура дефектоскопии корпусов магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей на основе методов неразрушающего контроля.

Установлены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при не-разрушающем контроле, для магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей.

5. По результатам экспериментальных исследований разработаны и внедрены:

автоматизированный комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов;

автоматизированная система диагностирования технического состояния насосных агрегатов;

руководящие документы:

РД 153-39.4Р-124-02 Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПСМН;

РД 39-022-01 Методика дефектоскопического контроля валов магистральных нефтяных насосов и роторов электродвигателей.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Акбердин A.M., Баженов В.В., Белов А.й. Методы и технология не-разрушающего контроля роторов электродвигателей нефтеперекачивающих агрегатов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ИПТЭР. - Уфа: ТрансТЭК, 2000. - Вып. 59. - С. 94-97.

2. Акбердин A.M., Баженов В.В., Белов А.И. Разработка конструкции датчиков неразрушающего контроля для дефектоскопии валов роторов электродвигателей //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ИПТЭР. - Уфа: ТрансТЭК, 1998.-Вып. 58.-С. 113-117.

3. Акбердин A.M., Белов А.И., Баженов В.В. Диагностика развивающихся трещин в процессе эксплуатации роторов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ИПТЭР. - Уфа: ТрансТЭК, 2000. - Вып. 59. - С. 97-100.

4. Баженов В.В. Диагностирование и неразрушающий контроль роторов электродвигателей нефтеперекачивающих агрегатов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ГУП «ИПТЭР». -Уфа: ТрансТЭК, 2003. - Вып. 62. - С. 59-67.

5. Баженов В.В. Определение к.п.д, для оценки эффективности эксплуатации насосных агрегатов НПС // Проблемы строительного комплекса России: Материалы VII международной научно-технической конференции /УГНТУ. -Уфа: Изд. УГНТУ, 2003. - С. 182-183.

6. Баженов В.В. Особенности диагностирования технологического оборудования магистральных нефтепроводов с использованием метода магнитной памяти металла //TV Конгресс нефтегазопромышленников России /Тематическая секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья». Тезисы докладов. - Уфа: ТрансТЭК, 2003. - С. 10-12.

7. Баженов В.В. Разработка автоматизированного комплекса по определению к.п.д. насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций //IV Конгресс

нефтегазопромышленников России / Тематическая секция «Энергоэффективные технологии». Тезисы докладов. - Уфа: ТрансТЭК, 2003. - С. 45-48.

З.Баженов В.В. Условия работы и методы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации электроприводов насосов нефтеперекачивающих станций //IV Конгресс нефтегазопромышленников России /Тематическая секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья». Тезисы докладов. — Уфа: ТрансТЭК, 2003. - С. 140-142.

9. Баженов В.В. Анализ надежности и причин отказов основного оборудования нефтеперекачивающих станций //Научно-практическая конференция «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики» /Тематическая секция «Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан». Тезисы докладов. - Уфа: ТрансТЭК, 2003. - С. 86-88;

Ю.Баженов В.В. Определение технического состояния и повышение эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций //Научно-практическая конференция «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики» /Тематическая секция «Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан». Тезисы докладов. - Уфа: ТрансТЭК, 2003 .-С. 81-85.

П.Баженов В.В. Повышение эффективности работы магистральных центробежных насосов //Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2003. - № 12.-С. 7.

12.Баженов В.В. Обеспечение надежной и безопасной эксплуатации электроприводов насосов нефтеперекачивающих станций //Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2003. - № 12. - С. 8.

13.Баженов В.В. Диагностирование технологического оборудования нефтепроводов с использованием метода МПМ //Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2003. - № 12. - С. 10.

14.Баженов В.В., Еронен В.И. Анализ эффективности эксплуатации центробежных насосов магистральных нефтепроводов //IV Конгресс нефтегазо-

промышленников России /Тематическая секция «Энергоэффективные технологии». Тезисы докладов. - Уфа: ТрансТЭК, 2003. - С. 48-50.

15.Баженов В.В., Чернышев Э.А., Хуторный O.E. Подсистема диагностирования насосных агрегатов НС //Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: Информационный сборник. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 7. - С. 35-37.

16.Баженов В.В., Чернышев Э.А., Хуторный O.E. Реализация подсистемы технической диагностики насосных агрегатов в АСУ ТП магистральных нефтепроводов //Диагностика и работоспособность магистральных трубопроводов: Сб. науч. тр. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989. - С. 94-97.

17.Гумеров А.Г., Акбердин A.M., Баженов В.В., Павлова 3-Х. Анализ надежности и методы повышения ресурса валов насосных агрегатов НПС //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр. /ТУП «ИПТЭР». - Уфа: ТрансТЭК, 2002. - Вып. 61. - С. 88-100.

Соискатель

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 09.04.2004 г. Бумага писчая. Заказ № 118. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИГТГЭР», 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3

___ßs^ct

РНБ Русский фонд

2007-4 15097

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Баженов, Владимир Васильевич

Введение

1 Анализ условий эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций и методов оценки его технического состояния

1.1 Условия и сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций

1.2 Анализ методов определения технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций

1.3 Автоматизация нефтеперекачивающих станций как фактор обеспечения безопасной эксплуатации оборудования

1.4 Выводы по главе

2 Анализ отказов и выбор параметров, определяющих техническое состояние и эффективность эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов

2.1 Анализ отказов и причин возникновения отказов оборудования нефтеперекачивающих станций

2.2 Анализ и выбор параметров, определяющих техническое состояние и обеспечивающих защиту оборудования нефтеперекачивающих станций

2.3 Анализ причин, влияющих на экономичность эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций

2.4 Выводы по главе

3 Исследование и разработка структуры диагностирования технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций на основе автоматизированного контроля эксплуатационных и вибрационных параметров

3.1 Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных параметров

3.2 Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа вибрационных сигналов

3.3 Исследование методов неразрушающего контроля, разработка структуры дефектоскопии и определение ресурса оборудования нефтеперекачивающих станций

3.3. Исследование методов неразрушающего контроля, разработка

1 структуры дефектоскопии и определение остаточного ресурса насосов нефтеперекачивающих станций

3.3. Исследование методов неразрушающего контроля и разработка

2 структуры дефектоскопии валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов

3.4 Выводы по главе

4 Экспериментальные исследования и внедрение методов оценки технического состояния и повышения эффективности эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций

4.1 Экспериментальные исследования и создание автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

4.2 Экспериментальные исследования и создание автоматизированного комплекса по определению к.п.д. насосных агрегатов

4.3 Проведение исследований и разработка руководящих документов по диагностированию технического состояния и продлению срока службы оборудования нефтеперекачивающих станций

4.3. Проведение исследований и разработка методики дефектоскопии

1 насосов нефтеперекачивающих станций и продления их срока службы

4.3. Проведение исследований и разработка методики дефектоскопии

2 валов насосов и роторов электродвигателей

4.4 Выводы по главе 4 120 Основные выводы и рекомендации 121 Список использованных источников

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов"

Актуальность темы. Магистральные нефтепроводы входят в энергетический комплекс России и представляют собой сложную, энергонасыщенную, территориально протяженную технологическую систему, предназначенную для бесперебойной подачи нефти из районов добычи к местам переработки и хранения. Основными элементами магистрального нефтепровода являются линейные сооружения, головные и промежуточные нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки.

Нефтеперекачивающие станции являются сложным комплексом сооружений магистрального нефтепровода. Обеспечение эффективной и надежной работы нефтеперекачивающих станций - необходимое условие эксплуатации магистральных нефтепроводов.

Вопросы обеспечения эффективности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций исследованы учеными, такими как Гумеров А.Г., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Ясин Э.М., Березин B.JL, Шаммазов A.M., Колпаков Л.Г., Галлямов А.К., Гумеров Р.С., Зайнуллин Р.С., Бажайкин С.Г., Акбердин A.M.

Необходимость оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) оборудования нефтеперекачивающих станций обусловлена большой его энергоемкостью и значительным влиянием на надежность и эффективность работы нефтепроводного транспорта. Проблема обеспечения эффективной, надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной в связи с изменившимися условиями и длительными сроками эксплуатации, износом основного технологического оборудования, в частности, магистральных и подпорных насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования НПС.

Поэтому, в настоящее время в нефтепроводном транспорте возникла необходимость диагностического обследования и проведения дефектоскопических работ по оценке фактического технического состояния и определения остаточного ресурса (срока службы) магистральных и подпорных насосных агрегатов. Решение этих задач позволит выявить недопустимые дефекты и предупредить возникновение отказов, повысить экономические показатели и надежность насосного оборудования, а также определить срок службы (ресурс) безопасной эксплуатации оборудования.

Цель работы - оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов.

Основные задачи работы:

• анализ условий реализации методики автоматизированного контроля и диагностирования насосных агрегатов на основе эксплуатационных и вибрационных параметров;

• исследование и разработка методики определения технического состояния и остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов;

• исследование и разработка методики дефектоскопического контроля валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов.

Методы исследований. Решение поставленных задач проводилось путем теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных и промышленных условиях. Для исследований использовались статистические данные и информация, полученная с помощью стандартных средств и методов измерений. Задачи исследований решались с применением методов теории прочности и статистических методов.

Основные защищаемые положения. Разработка способов оценки технического состояния и повышения эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов, методов дефектоскопии и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, длительно эксплуатируемого на объектах магистральных нефтепроводов.

Научная новизна:

• выявлено, что основным направлением работ по обеспечению надежности и экономичной эксплуатации насосных агрегатов является реализация задач вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации оборудования, а также выполнение дефектоскопических работ в процессе технического обслуживания или ремонта

• установлено, что оперативную оценку фактического технического состояния оборудования необходимо реализовать в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволит повысить экономические показатели работы насосов;

• обоснована необходимость проведения дефектоскопии корпусов магистральных и подпорных насосов, а также их валов и роторов электродвигателей, которая позволит повысить достоверность результатов вибрационной диагностики, определить техническое состояние и остаточный ресурс (срок службы) насосного оборудования. Определены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при неразрушающем контроле оборудования.

Практическая ценность работы:

• автоматизированная система диагностирования технического состояния насосных агрегатов и комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов внедрены в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов;

• методики дефектоскопии магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей используются при ремонте и техническом освидетельствовании оборудования;

• результаты выполненных работ положены в основу разработанных и внедренных руководящих документов.

Апробация работы.

Основные положения и результаты исследований диссертационной работы докладывались на:

• VII международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 2003);

• IV конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (Уфа, 2003).

• научно-практической конференции «Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении» (Туймазы, 2003).

• научно- практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики». Секция «Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан» (Уфа, 2003).

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Баженов, Владимир Васильевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показано, что задачи обеспечения экономичной и надежной эксплуатации насосных агрегатов целесообразно решать на основе вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации и выполнения дефектоскопических работ при техническом обслуживании и ремонте оборудования.

2. Установлено, что оперативную оценку фактического технического состояния оборудования необходимо реализовать в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт.

3. Исследована и разработана структура автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных и вибрационных параметров. Выявлено, что для достоверности оценки технического состояния насосных агрегатов следует проводить сравнение фактических (текущих) характеристик насосов с базовыми. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволяет повысить экономические показатели работы насосов.

4. Исследована и создана структура дефектоскопии корпусов магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей на основе методов неразрушающего контроля.

Установлены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при неразрушающем контроле, для магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей.

5. По результатам экспериментальных исследований разработаны и внедрены: автоматизированный комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов; автоматизированная система диагностирования технического состояния насосных агрегатов; руководящие документы:

РД 153-39.4Р-124-02 Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН;

РД 39-022-01 Методика дефектоскопического контроля валов магистральных нефтяных насосов и роторов электродвигателей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Баженов, Владимир Васильевич, Уфа

1. Акбердин A.M., Белов А.И., Баженов В.В. Диагностика развивающихся трещин в процессе эксплуатации роторов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ИПТЭР. Уфа: ТрансТЭК, 2000. - Вып. 59. - С. 97-100.

2. Алексеева Т.В., Бабанская В.Д., Башта Т.М. и др. Техническая диагностика гидравлических приводов. Под общ. ред. Т.М. Башты. М.: Машиностроение, 1989. - 264 с.

3. Алешин Н.П., Белый В.Е., Вопилкин А.Х. Методы акустического контроля металлов. М.: Машиностроение, 1989. — 456 с.

4. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учеб. для вузов. М.: Недра, 1988. - 368 с.

5. Алгоритмы решения задач вибрационной и параметрической диагностики насосных агрегатов для системы автоматики фирмы «ММГ-АМ». -Уфа: ИПТЭР, 1993.-54 с.

6. Анализ характеристик надежности валов магистральных насосных агрегатов. Технический отчет. М.: ЦИАМ, 1993. — 50 с.

7. Анализ причин разрушения валов насосов НМ 10000 и выдача рекомендаций по повышению долговечности валов. Технический отчет. М.: ЦИАМ, 1991.-35 с.

8. Баженов В.В. Диагностирование и неразрушающий контроль роторов электродвигателей нефтеперекачивающих агрегатов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ГУП «ИПТЭР». Уфа: ТрансТЭК, 2003. - Вып. 62. - С. 59-67.

9. Баженов В.В. Определение к.п.д для оценки эффективности эксплуатации насосных агрегатов НПС // Проблемы строительного комплекса России: Материалы VII международной научно-технической конференции /УГНТУ. Уфа: Изд. УГНТУ, 2003. - С. 182-183.

10. Балицкий Ф.Я., Иванова М.А., Соколова А.Г., Хомяков Е.И. Вибродиагностическая диагностика зарождающихся дефектов. М.: Наука, 1984 -129 с.

11. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа /Под общей ред. В.А. Юфина. М.: Недра, 1978. -407 с.

12. Биргер И.А. Прочность и надежность машиностроительных конструкций. Избранные труды. Уфа: ГМФМЛ, 1998. - 350 с.

13. Биргер И.А. Техническая диагностика. М.: Машиностроение, 1978.-240 с.

14. Броек Д. Основы механики разрушения. Пер. с англ. М.: Высшая школа, 1980.-368 с.

15. Владимирский А.И., Дронговский Ю.М., Зайцев JI.A., Ливанов Ю.В. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1976. - 222 с.

16. Володин В.Г., Акбердин A.M., Исхаков Р.Г. Развитие диагностики технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций //Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1990. - № 10. - С. 69-73.

17. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные неф-тепродуктопроводы. -М.: Недра, 1976. 358 с.

18. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - 600 с.

19. Генкин М.Д., Соколова А.Г. Виброакустическая диагностика машин и механизмов. М.: Машиностроение, 1987. - 228 с.

20. Гетман А.Ф., Козин Ю.Н. Неразрушающий контроль и безопасность эксплуатации сосудов и трубопроводов давления. М.: Энергоатомиз-дат, 1997.-288 с.

21. Глазков А.Н. Электрооборудование насосных, компрессорных станций и нефтебаз. М.: Недра, 1980. - 245 с.

22. Гольдберг О.Д. Качество и надежность асинхронных двигателей. -М.: Энергия, 1968. 176 с.

23. Гриб В.В. Диагностика технического состояния оборудования неф-тегазохимических производств. Справочное и методическое пособие. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. - 268 с.

24. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин A.M. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-347 с.

25. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин A.M. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.-475 с.

26. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С. Безопасность нефтепроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 310 с.

27. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Росляков А.В. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. - 218 с.

28. Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла //Сборник докладов. М.: ООО «Энергодиагностика», 2003. - 206 с.

29. Дубов А.А. Диагностика котельных труб с использованием магнитной памяти металла. М.: Энергоатомиздат, 1995. - 112 с.

30. Дубов А.А. Метод магнитной памяти (ММП) металла и приборы контроля: Учебное пособие М.: ООО «Энергодиагностика», 2001. - 179 с.

31. Дубов А.А. Метод магнитной памяти (ММП) металла и приборы контроля. Учебное пособие. М.: Энергодиагностика, 2001. - 179 с.

32. Ермолов И.Н., Останин Ю.Я. Методы и средства неразрушающего контроля качества: Учеб. пособие для инженерно-техн. спец. вузов. М.: Высшая школа, 1988. - 368 с.

33. Зайнуллин Р.С., Гумеров А.Г. Повышение ресурса нефтепроводов. — М.: Недра, 2000.-494 с.

34. Зайнуллин Р.С., Махов А.Ф., Набережный А.В., Башаркин В.А. Определение остаточного ресурса сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих заводов. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1991. - 55 с.

35. Заренин Ю.Г., Збырко М.Д., Креденцер Б.П. и др. Надежность и эффективность АСУ /Под ред. Ю.Г. Заренина. Киев: Техника, 1975. - 368 с.

36. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1987. - 198 с.

37. Зацепин Н.Н. Неразрушающий контроль (избранные вопросы теории поля). Минск: Наука и техника, 1979. - 192 с.

38. Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Современные методы диагностики магистральных газопроводов. Л.: Недра, 1987. - 232 с.

39. Калявин В.П., Мозгалевский А.В. Технические средства диагностирования. Л.: Судостроение, 1984. - 210 с.

40. Карасев В.А., Ройтман А.Б. Доводка эксплуатируемых машин. Вибродиагностические методы. М.: Машиностроение, 1986. — 192 с.

41. Климов Е.Н. Основы технической диагностики судовых энергетических установок. М.: Транспорт, 1980. - 152 с.

42. Клюев В.В., Пархоменко П.П., Абрамчук В.Е. и др. Технические средства диагностирования: Справочник /Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1989. - 672 с.

43. Клюев В.В., Соснин Ф.Р., Филинов В.Н. и др. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / Под ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1995. - 448 с.

44. Клюев В.В., Соснин Ф.Р., Мужицкий В.Ф. и др. Визуальный и измерительный контроль. М.: РОНКТД, 1998. - 232 с.

45. Козлов В.В. Поверка средств неразрушающего контроля. М.: Изд. стандартов, 1984.-215 с.

46. Коллакот Р. Диагностика повреждений: Пер. с англ. М.: Мир, 1989.-519 с.

47. Ковалев Г.Ф., Сеннова Е.В., Чельцов М.Б. и др. Надежность систем энергетики: Достижения, проблемы, перспективы /Под ред. Н.И. Воропая. -Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 1999. — 434 с.

48. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1985. - 184 с.

49. Колпаков Л.Г. Исследование напорных характеристик центробежных насосов в обобщенных координатах /Труды ВНИИСПТнефть, 1972. -Вып. 10.-С. 72-76.

50. Колпаков Л.Г., Еронен В.И. О расчете напорных характеристик центробежных насосов при перекачке вязких жидкостей /Труды ВНИИСПТнефть, 1970.-Вып. 7.-С. 132-138.

51. Колпачков В.И., Ящура А.И. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования. Справочник. М.: ЗАО «Энергосервис», 1999. - 438 с.

52. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров /Под общей ред. И.Г. Арамановича. М.: Наука, 1974.— 831 с.

53. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Учеб пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 265 с.

54. Котеленец Н.Ф., Кузнецов Н.Л. Испытания и надежность электрических машин. Учеб. пособие для вузов по спец. «Электромеханика». М.: Высш. шк., 1988. - 232 с.

55. Кузнецов Н.С. Теория и практика неразрушающего контроля с помощью акустической эмиссии. М.: Машиностроение, 1998. - 96 с.

56. Куйбышев А.Б. Надежность асинхронных электродвигателей общепромышленного применения. М.: Изд-во стандартов, 1972. - 104 с.

57. Лищинский И.П., Деордица Ю.М. КИП и автоматика насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов. -М.: Недра, 1967. 150 с.

58. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов И.О. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: Недра, 1990.

59. Меньшов Б.Г., Суд И.И., Яризов А.Д. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1990. - 365 с.

60. Методика оценки статической прочности и цикловой долговечности магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 89 с.

61. Михайлов А.К., Малюшенко В.В. Конструкция и расчет центробежных насосов высокого давления. М.: Машиностроение, 1971. - 304 с.

62. МИ 207-80. Методика определения местоположения развивающихся дефектов акустико-эмиссионным методом. М.: Изд. стандартов, 1980. - 7 с.

63. Мозгалевский А.В., Гаскаров Д.В. Техническая диагностика. — М.: Высшая школа, 1975. — 206 с.

64. MP 204-86. Расчеты и испытания на прочность. Применение метода акустической эмиссии для контроля сосудов, работающих под давлением, и трубопроводов. М.: ВНИИНМАШ, 1986. - 26 с.

65. Надежность и долговечность машин / Под ред. Б.И. Костецкого. -Киев: Техника, 1975. 408 с.

66. Надежность и эффективность сооружения и эксплуатации трубопроводных систем //Сб. научных трудов. М.: МИНГ, 1988. - Вып. 215. -198 с.

67. Новоселов В.Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Уфа: Изд-во УНИ, 1982. - 88 с.

68. Пархоменко П.П., Сагомонян Е.С. Основы технической диагностики. М.: Энергоиздат, 1981. - 320 с.

69. Певзнер Б.М. Судовые центробежные и осевые насосы. —Л.: Суд-промгиз, 1958. 320 с.

70. РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: НПО ОБТ, 1998. - 231 с.

71. РД 39-5-935-83. Экспериментальная оценка показателей надежности автоматизированной системы управления технологическими процессами магистрального нефтепровода. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - 29 с.

72. РД 39-5-936-83. Оценка показателей надежности автоматизированной системы управления технологическими процессами магистрального нефтепровода на стадии проектирования. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. -21 с.

73. РД 39-00147103-342-89. Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. Уфа: ИПТЭР, 1999. - 74 с.

74. РД 39-00147105-001-91. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.-141 с.

75. РД 39-022-01. Методика дефектоскопического контроля валов магистральных нефтяных насосов и роторов электродвигателей. Астана: ЗАО «КазТрансОйл», 2002. - 152 с.

76. РД 39-039-02. Методика определения показателей надежности автоматизированной системы управления технологическими процессами магистральных нефтепроводов. Астана: ЗАО «КазТрансОйл», 2002. - 72 с.

77. РД 39-041-02. Положение по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов.- Астана: ЗАО «КазТранс-Ойл», 2003. 207 с.

78. РД 39-025-02. Методика определения показателей надежности оборудования нефтеперекачивающих станций. Астана: ЗАО «КазТранс-Ойл», 2003.-80 с.

79. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. Уфа: ИПТЭР, 1997. - 205 с.

80. РД 153-39ТН-009-96. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электроустановок магистральных нефтепроводов. Часть 1. Уфа: ИПТЭР, 1998. - 413 с.

81. РД 153-39ТН-010-96. Дефектоскопия валов магистральных нефтяных насосов. Методика и технология. -Уфа: ИПТЭР, 1997. 88 с.

82. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2000. - 193 с.

83. РД 153-39.4-087-01. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. Уфа: ИПТЭР, 2001. - 80 с.

84. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. М.: ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Гипро-трубопровод», 2002. - 104 с.

85. РД 153-39.4Р-124-02. Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС. Уфа: ИПТЭР, 2002. - 157 с.

86. РД 153-39.4Р-137-2002. Методические указания по определению остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов перекачивающих станций нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефтепродукт». Уфа: ООО НПК «Диаконт», 2002. - 129 с.

87. РД ЭО -186-00. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса сосудов энергоблоков АЭС. М.: Концерн «Росэнергоатом», 1999.-75 с.

88. Сви П.М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.

89. Сиротин Н.Н., Коровкин Ю.М. Техническая диагностика авиационных газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение, 1978. - 272 с.

90. Соколова А.Г. Методы и средства технической диагностики //Обз. инф. М.: ЦНИИТЭИприборостроения, 1980. - Вып. 1. - 38 с.

91. Соснин Ф.Р. Неразрушающий контроль: Справочник. В 7 томах /Под общ. ред. В.В. Клюева. Т. 1. — М.: Машиностроение, 2003. 560 с.

92. Стальский В.В., Житомирский О.Р. Автоматизация магистральных газопроводов. — JL: Гостоптехиздат., 1961. — 185 с.

93. Субботин С.С., Михайленко В.И. Дефектоскопия нефтяного оборудования и инструмента при эксплуатации. М.: Недра, 1982. - 213 с.

94. Тихомиров Ю.Ф. Промышленные вибрации и борьба с ними. -Киев: Техника, 1975. 184 с.

95. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975. - 248 с.

96. Тугунов П.И., Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Ахатов Ш.Н. Эксплуатация магистральных трубопроводов. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1975. -160 с.

97. Халимов А.Г., Зайнуллин Р.С., Халимов А.А. Техническая диагностика и оценка ресурса аппаратов: Учеб. пособие. Изд-во УГНТУ, 2001. -408 с.

98. Харламенко В.И., Голуб М.В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов. М.: Недра, 1978. - 231 с.

99. Черняев В.Д. и др. Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1992. - 264 с.

100. Чуйков С.П. Ручной ультразвуковой контроль качества промышленной продукции. Киев: Интерпресс ЛТД, 1995. - 111 с.

101. Шелихов Г.С. Магнитопорошковая дефектоскопия деталей и узлов: Практическое пособие. М.: НТЦ «Эксперт», 1995. - 224 с.

102. Шелихов Г.С. Магнитопорошковая дефектоскопия в рисунках и фотографиях. Практическое пособие. М.: ДНТЦ «Дефектоскопия», 2002. -234 с.

103. Ширман А.Р., Соловьев А.Б. Практическая вибродиагностика и мониторинг состояния механического оборудования. М.: МНПО «Спектр», 1996.-276 с.

104. Шишминцев В.В. Использование тепловизора для диагностики электрооборудования //Трубопроводный транспорт нефти, 1998. № 6. -С. 6-7.

105. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдованов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1992. — 251 с.

106. Щербинский В.Г., Алешин Н.П. Ультразвуковой контроль сварных соединений. М.: Изд-во МГТУ, 2000. - 496 с.

107. Явленский К.Н., Явленский А.К. Вибродиагностика и прогнозирование качества механических систем. JL: Машиностроение, 1983. - 239 с.

108. Яруллин А.И., Курдыш С.М., Акбердин A.M. Повышение надежности эксплуатации механоэнергетического оборудования НПС //Нефтяное хозяйство, 1993. № 3. - С. 30-32.

109. Ясин Э.М., Березин В.Л., Ращепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1972. - 184 с.