Меню

Методы диагностик нефтегазового оборудования

ОТД_Краткий курс лекций_2010

Негосударственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Камский институт гуманитарных и инженерных технологий»

Факультет « Нефтегазовых и строительных технологий » Кафедра « Общетехнические дисциплины »

Ректор НОУ ВПО «КИГИТ» О. А. Дегтева ______________

____________________ 2010 г.

ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТКИИ

Учебно-методическое пособие для студентов очного и заочного обучения

по специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

Основы технической диагностики . Учебно-методическое пособие. Сост. Т.Н. Стерхова, А.М. Ниязов. – Ижевск: НОУ ВПО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий», 2010. – 133 с.

В учебно-методическом пособии изложены основные методы контроля, применяемые при проведении технической диагностики нефтегазового оборудования. Рассмотрены методики диагностирования ряда типовых видов оборудования.

Учебно-методическое пособие предназначено для студентов, обучающихся по направлению 657300 «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства» специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

© доцент, к.т.н. Стерхова Т.Н., доцент, к.т.н. Ниязов А.М. , 2010

© НОУ ВПО «Камский институт гуманитарных и инженерных технологий», 2010

1. Основные положения технической диагностики 1.1. Основные понятия, цели и задачи диагностики

1.2. Нормативная база технической диагностики оборудования НС

2. Методы технической диагностики

2.1. Физические методы диагностики

2.2. Методы диагностики по изменению параметров диагностических процессов 2.2.1 Вибрационная диагностика

2.2.2. Параметрические методы диагностики

3. Диагностика насосного оборудования НПС 3.1. Вибродиагностика насосных агрегатов

3.2. Специфика вибрации центробежных насосов

3.3. Параметрическая диагностика насосных агрегатов

3.4. Термодинамический метод диагностики насосных агрегатов

3.5. Диагностика валов насосных агрегатов

3.6. Диагностика торцовых уплотнений насосов

4. Диагностика резервуаров

4.1. Задачи диагностики

4.2. Методы и диагностического обследования резервуаров

4.2.1 Ознакомление с технической документацией

4.2.2. Внешний осмотр

4.2.3. Измерение толщины металла элементов резервуара

4.2.4. Разрушающие методы контроля качества сварных соединений

4.2.5. Контроль геометрической формы резервуара и осадки его основа-

4.2.6. Контроль герметичности сварных швов

4.2.7. Организация работ по диагностическому обследованию резервуа-

5. Диагностика технических и вспомогательных трубопроводов.

5.1. Цели обследования и диагностирования

5.2. Методы контроля и диагностирования нефтепроводов

5.3. Гидравлические испытания нефтепроводов

5.4. Контроль высотно-планового положения трубопроводов

5.5. Контроль состояния изоляционных покрытий трубопроводов

6. Диагностика западной арматуры

Повышение роли диагностики при эксплуатации оборудования объектов транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа обусловлено следующими объективными причинами: необходимостью повышения эффективности и эко-

номичности эксплуатации оборудования, сокращения сроков ремонта и увели-

чение надежности функционирования систем, а также значительным «старени-

ем» парка эксплуатируемых агрегатов. Таким образом, своевременное выпол-

нение работ по диагностированию состояния оборудования позволяет:

предупредить аварии и отказы нефтегазоперекачивающих агрегатов

и другого оборудования нефтеперекачивающих станций (НПС);

прогнозировать техническое состояние объектов и их ресурс;

объективно оценить степень безопасности эксплуатации объекта;

повысить эффективность и снизить, в конечном счете, затраты на эксплуатацию оборудования.

Подготовка инженеров в области эксплуатации оборудования нефтепе-

рекачивающих станций невозможна без изучения ими базовых положений, ме-

тодов и средств современного контроля технического состояния оборудования.

В связи с этим, в учебном пособии изложены вопросы, касающиеся диагности-

ки основного и вспомогательного оборудования насосных станций (НС).

1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ

Термин «диагностика» происходит от греческого слова «diagnosticos» —

Многолетний опыт эксплуатации нефтеперекачивающих станций показы-

вает, что оптимизация их работы в целом с одновременным решением проблем энергосбережения невозможна без организации и использования службы диаг-

ностики оборудования, призванной оценивать и прогнозировать техническое состояние агрегатов в процессе их эксплуатации. Для изучения основных во-

просов диагностирования оборудования НПС, необходимо рассмотреть базовые понятия данной дисциплины, а также выделить ее цели и задачи.

1.1 Основные понятия, цели и задачи диагностики.

В соответствии с ГОСТ 20911-89 «Техническая диагностика. Термины и определения» [3] установлены следующие термины и понятия в области диаг-

ностирования и контроля технического состояния объектов.

Объект технического диагностирования – это изделие и его составные части, подлежащие диагностированию (контролю).

Техническая диагностика (диагностика) – область знаний, охватывающая теорию, методы и средства определения технического состояния объекта.

Техническое диагностирование (диагностирование) – процедуры опреде-

ление технического состояния объекта.

Задачами технического диагностирования являются:

контроль технического состояния;

поиск места и определение причин отказа или неисправности;

прогнозирование технического состояния.

Контроль технического состояния – проверка соответствия значений па-

раметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из видов технического состояния в данный момент времени.

Термин «техническое диагностирование» применяется, когда решаемые задачи равнозначны или основной задачей является поиск места и определение причин отказа (неисправности).

Термин «контроль технического состояния» применяется, когда основной задачей является определение технического состояния. Оно может быть ис-

правное (неисправное), работоспособное (неработоспособное) и предельное.

Согласно ГОСТ 27.002-89 устанавливаются следующие понятия в области оп-

ределения состояния объекта.

Работоспособное состояние (работоспособность) – состояние оборудо-

вания, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-

технической и (или) конструкторской (проектной) документации.

Неработоспособное состояние (неработоспособность) – состояние, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-

технической и (или) конструкторской (поектной) документации.

Исправное состояние (исправность) – состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической документации и

(или) конструкторской (проектной) документации.

Неисправное состояние – соответствие объекта, при котором он не соот-

ветствует хотя бы по одному из требований научно-технической документации.

Отказ – событие, заключающееся в нарушении работоспособности.

Проверка работоспособности при диагностировании является менее пол-

ной, чем проверка исправности, т.к. может оставлять необнаруженными скры-

тые дефекты. Таким образом, находясь в работоспособном состоянии, объект может быть неисправным по причине наличия одного или нескольких дефек-

тов, которые в момент оценки технического состояния не были выявлены или

не влияют на выполнение заданных функций в соответствии с конструкторской

Применительно к технической диагностике оборудования нефтеперека-

чивающих станций можно выделить следующие основные задачи диагностиро-

контроль и оценка технического состояния объекта с целью установ-

ления соответствия этого состояния требованиям нормативно-технической и конструкторской (проектной) документации, определение исправности и рабо-

тоспособности агрегатов, узлов и элементов оборудования на данный момент эксплуатации;

предотвращение отказов оборудования и аварийных ситуаций на НПС;

поиск мест дефектов, неисправностей и повреждений оборудования,

определение причин их возникновения;

составление рекомендаций по выбору методов, способов и средств восстановления работоспособности; определению сроков по проведению ре-

контроль качества проведения монтажных и ремонтных работ;

прогноз дальнейшего изменения технического состояния исследуемо-

го объекта и оценка остаточного ресурса оборудования.

1.2 Нормативная база технической диагностики оборудования

Техническая диагностика любых объектов в целом, и оборудования НС и КС в частности, базируется, прежде всего на выполнении требования государ-

ственных стандартов, определяющих основные понятия и положения проведе-

ния диагностических обследований и контроля технического состояния. Это, в

первую очередь, ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и опреде-

ления; ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения; ГОСТ 25275-82. Приборы для измерения вибрации вращающихся

машин. Общие технические требования; ГОСТ 25865-83. Вибрация. Средства измерения вибрации с пьезоэлектрическими виброизмерительными преобразо-

вателями. Основные параметры и технические требования. ГОСТ 24450. Кон-

троль неразрушающий. Магнитный. Термины и определения; ГОСТ 24522.

Контроль неразрушающий. Капиллярный. Термины и определения; ГОСТ

14782. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуко-

вые; ГОСТ 24507. Контроль неразрушающий. Методы ультразвуковой дефек-

тоскопии; ГОСТ 23667. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразву-

ковые. Методы измерения основных параметров; ГОСТ 22368. Контроль нераз-

рушающий. Классификация дефектности стыковых сварных швов по результа-

там ультразвукового контроля; ГОСТ 20426. Контроль неразрушающий. Мето-

ды дефектоскопии радиационные. Область применения; ГОСТ 7512. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод; ГОСТ 8233.

Сталь эталоны микроструктуры.

Кроме этого, при проведении диагностических работ конкретного объек-

та нефтегазотранспортной системы следует выполнять требования руководя-

щих документов (РД), разработанных головными научно-исследовательскими центрами соответствующей отрасли.

В трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов таковыми доку-

1.РД 39-0147103-342-89. Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепро-

водов. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

2. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05. Руководство по техническому обслу-

живанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих стан-

ций. Утвержлен ОАО «Транснефть» от

3.РД 153-39.4Р-145-2003. Методика оценки технического состояния, атте-

стации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнози-

рования безопасного срока их эксплуатации. – Уфа: ИПТЭР, 2003.

4.РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 2001.

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

Читайте также:  Магазин фермерского оборудования в перми

6.РД 08.00-29.13.00-КТН-12-1-05. Положение о порядке проведения тех-

нического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов. – Уфа: ИПТЭР, 2005

2 МЕТОДЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

Опыт эксплуатации оборудования НПС и использование существующих методов контроля его состояния показывают, что необходимо использовать различные виды диагностики на остановленном, вскрытом и работающем обо-

рудовании. Классификацию методов диагностики можно проводить по целому ряду исходных критериев, однако, в целом, все существующие методы техни-

ческого диагностирования подразделяются на две основные группы. Это физи-

ческие и параметрические методы диагностирования. Такое подразделение обусловлено природой контролируемых параметров. Следует отметить, что при применении какого-то определенного метода для контроля технического со-

стояния конкретного агрегата, узла или элемента оборудования при определен-

ных условиях эксплуатации, этот метод может классифицироваться и как физи-

ческий и как параметрический метод (например, вибродиагностика, которая, по мнению ряда авторов, характеризует как изменение физических характеристик,

так и изменение параметров динамических процессов). Однако, в подобных случаях важным является изучение сути метода, области его применения, пре-

имуществ и недостатков, а не проблема отнесения его к какому-либо классу ме-

2.1 Физические методы диагностики

Физические методы базируются на фиксации изменений характеристик объекта или материала, которые являются следствием его эксплуатации. К этим характеристикам можно отнести нагрев, напряженно-деформированное состоя-

ние, можно отнести и электрически поля, шумы и др. Физические методы при-

нято называть методами неразрушающего контроля. Эти методы, в свою оче-

редь, подразделяют на активные и пассивные; а также на методы контроля в нерабочем и рабочем состояниях.

К активным методам неразрушающего контроля относят методы, в ко-

торых измеряется изменение физического поля, а к пассивным методам отно-

Источник



Методы диагностики компрессорного оборудования в нефтяной и газовой промышленности

Последний раз глобальная модернизация основных производственных фондов (ОПФ, — ред.) в нефтяной и газовой промышленности прошла практически в начале 90-х годов прошлого столетия. Эксперты заявляют, что износ ОПФ в настоящее время составляет приблизительно 60-80%. Подобная ситуация в отрасли соответственно ведет к увеличению аварийности и техническим инцидентам. Государство, понимая сложность проблемы, разрабатывает федеральные программы, цель которых как раз и состоит в модернизации этой стратегической сферы отечественной экономики.

Для реализации этого проекта, в первую очередь, необходимо провести качественную диагностику всего нефтегазохимического оборудования на предмет определения его остаточной стоимости. Более того, для эффективного функционирования всего технического парка отрасли требуется изменение системы контроля над ним и переход на совершенно другую систему ремонтных работ. Речь идет о переходе на ремонт основных производственных фондов в зависимости от их состояния и остаточной стоимости, а не от регламентного плана в этой области.

Проблемы диагностики оборудования крайне показательны на примере компрессорной техники, широко используемой на современных производствах нефтяной и газовой промышленности.

Существуют разнообразные методы, которые используют в нефтегазовой отрасли при определении фактического технического состояния оборудования.

Для предварительного обследования, как правило, применяется органолептический метод диагностирования. Этот достаточно простой способ. Если оборудование в рабочем состоянии издает шумы, которые не наблюдались ранее, а именно постукивание, а также происходит увеличение температуры, то это означает одно – механизм находится в неисправном состоянии. Места, которые плохо доступны для обследования, проверяются посредством эндоскопов, имеющих различную конструкцию и принцип функционирования. Они бывают линзовые, волоконно-оптические, жесткие и гибкие. Существуют также бороскопы, фиброскопы, а также видеоэндоскопы. Их конструкция предусматривает встроенную световую систему и видеокамеру, благодаря чему, эксперт всегда может увидеть исследуемое место объекта на дисплее.

Подобный мониторинг оборудования дополняется стробоскопическим способом исследования.

В случае неисправностей основных механизмов, где появляются посторонние звуки, используются стетоскопы.

В настоящее время в диагностической практике нефтяной и газовой промышленности, и в частности компрессорного оборудования, используются показатели (параметры), которые показывают фактическую оценку его состояния. Эта диагностика называется параметрической. Она осуществляется для оценки состояния клапанов (поршневых) и герметичности разнообразных уплотнительных деталей. Также посредством ее можно контролировать параметры цилиндро-поршневой группы и частей центробежных машин. Для этого снимаются показатели состояния оборудования:

  • определение температурного режима и расход воды (охлаждающей) в цилиндрах и холодильнике;
  • потребление тока электродвигателем;
  • данные о производительности, температуре и давлении компрессора.

Эта информация поступает на центральный пульт управления производством. Дополнительно оценивается вибрация исследуемого объекта, температурный режим подшипников и давление масла.

Методология диагностики компрессоров центробежного типа на основании газодинамических показателей показывает фактическое качественное, а также количественное воздействие на характеристики составных частей исследуемого механизма.

Так, например, в Московском государственном техническом университете им Н.Э. Баумана была разработана эффективная система, полностью автоматизированная, которая способна мониторить состояние 60 параметров компрессоров поршневого типа, протекающих в медленном режиме и около 10 показателей, проходящих в быстром темпе. К первой группе относятся следующие критерии – производительность объекта, давление, температурный режим и т.д. Вторая группа параметров включает в себя передвижение запорных клапанов, диаграмма (индикаторная) и т.д.

Трибодиагностика – это методика, диагностирующая состояние деталей, которые в рабочем режиме подвергаются постоянному трению. Ее смысл в исследовании смазочных материалов. Анализируя пробы отработанных масел, фиксируется содержание в них определенных веществ, которые, как раз, и показывают степень износа обследуемого объекта.

Также существует способ так называемой поверхностной активации. Этот метод заключается в степени активности излучения специальной радионуклидной отметины, которая устанавливается на объект. В результате уменьшения этого вещества в процессе работы механизма по специальной расчетной методике определяется износ оборудования.

Особой популярностью по определению реального и фактического состояния износа оборудования в последнее время пользуется метод вибрационного анализа. При его проведении снимаются вибрационные характеристики. Проводя исследование колебательных движений также можно определить физическое состояние объекта исследования.

В последнее время широко применяется обследование оборудования посредством аналитического исследования прочности узлов и механизмов. Существует способ, который основан на расчете динамических и статических прочностных характеристик различных частей компрессора.

При полноценном диагностическом анализе оборудования часто используется комплексная система, которая моделирует динамику конкретных узлов механизмов и их износ.

Использование методик, позволяющих оценить фактическую остаточную стоимость основных производственных фондов, и анализ всех выявленных усталостных дефектов, помогает собрать необходимый материал для реализации на обследуемом объекте целевых программ по модернизации конкретного оборудования. Это очень актуально в условиях, когда нефтяная и газовая отрасль требует срочного технического перевооружения. Именно для этого в последнее время руководство компаний используют мобильные системы диагностики своего технического парка.

Источник

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ Джумагазиева Ш.К.

Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга имени Ш. Есенова

ISSN (печатный вариант): 2073-0071

Ключевые слова

диагностирование, насосное оборудование, метод магнитной памяти, diagnosis, pump equipment, magnetic memory method

Просмотр статьи

⛔️ (обновите страницу, если статья не отобразилась)

Ваш браузер не поддерживает фреймы

Аннотация к статье

Методика диагностирования насосного оборудования нефтяных промыслов, основанная на методе магнитной памяти металла дает большую возможность решить ряд проблем связанных с повышением качества оборудования, сокращением затрат на эксплуатацию и сроков его освоения.

Текст научной статьи

В настоящее время использование насоса и насосного оборудования установленного на нефтяных промыслах правильно и эффективно невозможно без применения новых методов и средств контроля и прогнозирования их технического состояния и технологических параметров. Разработка современных методов диагностики позволяет решать ряд проблем связанные с повышением качества оборудования, сокращением затрат на эксплуатацию и сроков его освоения. Внедрение методов и средств диагностирования, включающая техническое обслуживание и ремонт по результатам диагностирования, позволяет [1]: • сократить время поиска неисправностей и причин отказов; • перейти от традиционной системы планово-предупредительных ремонтов к ремонту с учетом фактического технического состояния оборудования, что способствует увеличению ресурса работы оборудования, позволяет сократить затраты на ремонт, уменьшить потребность в запасных частях и ремонтном персонале, повысить качество выполнения ремонта, сократить время его проведения; • перейти к оптимальному управлению технологическим процессом на объектах нефтедобычи с учетом фактического состояния оборудования с целью повышения эффективности и экономичности работы энергомеханического оборудования; • повысить коэффициент использования оборудования; • уменьшить вероятность внезапных отказов и тем самым повысить безопасность труда и исключить значительный ущерб. Таким образом, проблема повышения надежности раннего обнаружения дефектов насосного оборудования нефтяных промыслов путем диагностирования их технического состояния является актуальной. Диагностирование — одна из важных мер обеспечения и поддержания надёжности технических объектов. Рассмотрим погружные электрические центробежные насосы (ПЭЦН), предназначенные для подъема пластовой жидкости из глубоких, высокодебитных скважин. В состав такой установки в общем случае входят такие компоненты, как компенсатор, погружной электродвигатель, кабель, протектор, газосеператор, многосекционный электроцентробежный насос (ЭЦН), обратный клапан, сливной клапан, трубы НКТ, устьевой штуцер, станция управления, трансформатор [2]. Центробежные насосы являются наиболее распространенным видом лопастных машин. Это обусловлено их существенными преимуществами над другими насосами. В первую очередь, следует отметить равномерность и широкие границы регулирования расхода при относительно высоком КПД, возможность непосредственного соединения с высокоскоростными электродвигателями и газовыми турбинами, небольшие габаритные размеры и вес. Отказы и снижение работоспособности насосного оборудования главным образом связаны с накоплением необратимых повреждений в их деталях, узлах и элементах. Эти повреждения бывают как механического (усталость, изнашивание, растрескивание и накопление пластических деформаций), так и физико-химического происхождения (коррозия, эрозия и адсорбция). При этом многие виды повреждений возникают в результате комплексного воздействия различных факторов. Известно, что безаварийная работа насосного агрегата в оптимальных режимах в значительной степени зависит не только от правильного выбора и обеспечения основных конструкторских решений при проектировании и изготовлении, но и от условий и выполнения правил их эксплуатации [3]. Диагностика ПЭЦН проводится при остановке установки. Наиболее распространенными причинами отказов установок погружных электрических центробежных насосов являются засорение насоса мусором; засорение насоса песком; солеотложения на рабочих органах насоса; износ рабочих органов насоса; коррозия; засорение механическими примесями. При эксплуатации погружных насосов имеются случаи их усталостных повреждений, что вызывает большие экономические потери. Проблема усугубляется низкой эффективностью традиционных средств неразрушающего контроля из-за сложной формы деталей. Процессы усталости и коррозии протекают более интенсивно в зонах концентрации механических напряжений, являющихся основными источниками разрушения установок погружных центробежных насосов. Поэтому методы технической диагностики, имеющие корреляцию с механическими напряжениями необходимы для своевременного выявления деталей близких к повреждениям. Эффективным методом при оценке напряжённо-деформированного состояния оборудования является метод магнитной памяти (ММП) металла. Все детали ПЭЦН в исходном состоянии имеют остаточную намагниченность, сформировавшуюся естественным образом при их изготовлении и эксплуатации [4]. Установлено, что естественная намагниченность отображает структурную и технологическую наследственность детали. В условиях эксплуатации эта намагниченность изменяется и перераспределяется под действием рабочих нагрузок. Необратимое изменение намагниченности в направлении действия главных напряжений от рабочих нагрузок, а также остаточную намагниченность деталей и сварных соединений после их изготовления и охлаждения в магнитном поле Земли, предложено называть магнитной памятью металла. Для своевременного выявления участков труб, насосов и деталей с максимальной концентрацией напряжений, а также для проведения неразрушающего контроля перед спуском в скважину, предлагается применять метод магнитной памяти металла. Основные преимущества ММП: — не требуется применение специальных намагничивающих устройств, так как используется явление естественного намагничивания деталей в процессе их изготовления и эксплуатации; — места концентрации напряжений заранее не известны и определяются в процессе контроля; — не требуется зачистка металла и другая какая-либо подготовка контролируемой поверхности; — высокая скорость контроля (до 2м/сек); — для выполнения контроля по предлагаемому методу используются приборы, имеющие малые габариты, автономное питание и регистрирующие устройства. Рассматриваемый магнитный метод контроля концевых деталей и труб может быть использован самостоятельно и (или) в сочетании с другими разрушающими и неразрушающими методами. Метод МПМ относится к неразрушающему пассивному феррозондовому магнитному методу. Метод МПМ основан на измерении и анализе распределения собственных магнитных полей рассеяния металла изделий, отражающих их структурную и технологическую наследственность [5]. При контроле используют естественную намагниченность, сформировавшуюся в процессе изготовления изделия в слабом магнитном поле. Метод МПМ определяет зону концентрации напряжений (ЗКН), наличие дефектов и неоднородности структуры металла. Метод МПМ применяют на изделиях из ферро- и парамагнитных сталей и сплавов, чугунах, без ограничения контролируемых размеров и толщин. При использовании метода МПМ оборудование и конструкции контролируют как в рабочем состоянии (под нагрузкой), так и при их останове (после снятия рабочей нагрузки). Зачистка и подготовка поверхности не требуются. Изоляцию рекомендуется снять. Акустические шумы и механические вибрации не оказывают влияния на результаты контроля. Для контроля оборудования с использованием метода МПМ применяют специализированные магнитометрические измерители концентрации напряжений, одним из представителей которых является прибор ИКНМ-2ФП. Прибор ИКНМ-2ФП имеет цифровую индикацию измеряемых данных без регистрации, имеет блок памяти с возможностью записи до 1000 измерений, имеет возможность записи информации в энергонезависимую память 2Мб с последующим сбросом данных на компьютер, а также возможность отображения параметров контроля в виде графиков на жидкокристаллическом графическом индикаторе с разрешением 97х32 точки. Прибором ИКНМ-2ФП измеряют нормальную и/или тангенциальную составляющие собственного магнитного поля рассеяния Нр на поверхности объекта контроля (ОК) непрерывным или точечным сканированием датчиком прибора, при этом на поверхности ОК определяют зоны с экстремальными изменениями поля Нр и линии с нулевым значением поля Нр (Нр = 0). Эти зоны и линии соответствуют зонам концентрации остаточных напряжений. Для количественной оценки уровня концентрации остаточных напряжений определяют коэффициент интенсивности Kин, А/м2, изменения магнитного поля Нр по формуле [6]: (1) где ΔНр — разность поля Нр между двумя точками контроля, Iк — расстояние между точками контроля. Зоны максимальной концентрации остаточных напряжений соответствуют максимальному градиенту нормальной и/или тангенциальной составляющей поля Нр. Результаты контроля записывают в блок памяти приборов и затем, используя соответствующее программное обеспечение, определяют зону концентрации напряжений с максимальным значением и считывают среднее значение для всех ЗКН, выявленных на объекте контроля. После определения значений и для всех зон, выявленных при контроле, выделяют две — три ЗКН с самыми большими значениями и вычисляют магнитный показатель деформационной способности m по формуле [6]: (2) Отношение m рассчитывают отдельно для градиентов нормальной и тангенциальной составляющих поля. Если m превышает предельное значение mпр, то делают вывод о предельном состоянии металла, предшествующем повреждению ОК. Магнитный показатель mпр характеризует деформационную способность металла на стадии упрочнения перед разрушением и определяют в лабораторных и промышленных условиях по специальной методике. В ЗКН с максимальными значениями выполняют дополнительный контроль разрушающими или неразрушающими методами и отбирают наиболее представительную пробу металла или образец для исследования структуры и механических свойств металла. Результаты контроля фиксируют в протоколе, при этом указывают следующие данные: — наименование узлов и участков, на которых выявлены ЗКН; — экстремальные значения поля Нр и его градиента Kин в ЗКН; — наработку объекта контроля с начала эксплуатации; — тип прибора, используемого при контроле; — выводы по результатам контроля; — дату контроля, фамилию и подпись специалиста, выполнявшего контроль. По результатам контроля составляют заключение с анализом результатов, выводами и приложением магнитограмм, характеризующих состояние объекта контроля. Результаты контроля сохраняют до следующего обследования ОК. Методика позволяет: — выявлять концевые детали, работающие в наиболее напряженных условиях и предрасположенные к повреждениям; — определять концевые детали с максимальной концентрацией напряжений, в которых коррозионные и усталостные процессы металла развиваются наиболее интенсивно; — определять контрольную группу концевых деталей с целью наблюдения за развитием в них дефектов и обеспечения их своевременной замены; — по характеру распределения поля остаточной намагниченности на концевых деталях устанавливать эксплуатационные, конструктивные причины, обусловившие концентрацию напряжений. Контроль концевых деталей может выполняться оператором на ремонтной площадке или непосредственно возле скважины в сборке. Для выполнения измерений напряжённости магнитного поля рассеяния Нр на поверхности концевых деталей используется прибор типа ИКН (измеритель концентрации напряжений магнитометрический), имеющий жидкокристаллический экран для графического представления параметров контроля, регистрирующее устройство на базе микропроцессора, блок памяти 32Мб и сканирующие устройства в виде специализированных датчиков с феррозондовыми преобразователями. Прибор имеет возможность переноса результатов контроля с запоминающего устройства (ЗУ) на персональный компьютер и распечатки на принтере. В комплекте с прибором поставляется программный продукт для обработки результатов контроля на компьютере. Современная методика диагностирования насосного оборудования нефтяных промыслов, основанная на методе магнитной памяти металла позволит решить ряд проблем связанных с повышением качества оборудования, сокращением затрат на эксплуатацию и сроков его освоения.

Читайте также:  Остановка оборудования при разгерметизации

Источник

Диагностика оборудования газонефтепроводов

Вы будете перенаправлены на Автор24

Состав диагностики газонефтепроводов

Диагностика – это получение и обработка информации о техническом состоянии какой-либо системы для обнаружения поломок и неисправностей, выявления составляющих системы, которые стали причиной неисправностей или могут привести к ним со временем.

С точки зрения технологии диагностика газонефтепровода состоит из:

  1. Прогнозирования остаточного ресурса и сроков службы газонефтепроводов.
  2. Интегральной оценки работоспособности газонефтепроводов.
  3. Контроля за параметрами транспортировки нефти и газа.
  4. Анализа диагностики газонефтепроводов.
  5. Оценки результатов проведения диагностики.
  6. Оценки целесообразности проведения повторной диагностики.
  7. Анализа степени защиты газонефтепроводов от коррозии.
  8. Оценки теплового влияния газонефтепровода на вечную мерзлоты (в условиях крайнего Севера).
  9. Анализа воздействия работы газонефтепровода на гидрологические условия трассы, которой он проходит.
  10. Учета результатов технологического и экологического мониторинга.
  11. Проверки степени деформации и напряженного состояния газонефтепровода.
  12. Проверки отклонения положения газонефтепровода от проектного.
  13. Обнаружения дефектов в газонефтепроводе.

Помощь со студенческой работой на тему
Диагностика оборудования газонефтепроводов

Дефекты на газонефтепроводе могут быть обнаружены на изоляционных покрытиях, трубах, также дефектом является отклонение положения трубопровода от предусмотренного проектом. Все дефекты делятся на дефекты первоочередного ремонта и дефекты, подлежащие ремонту.

Классификация методов диагностики газонефтепроводов

Методы диагностики газонефтепроводов классифицируются по нескольким параметрам и областям применения. По назначению методы диагностики делятся на текущие и прогнозные. При текущей диагностике обычно определяется состояние газонефтепровода в определенный моменты времени его работы (функционирования). Целью текущей диагностики является возможность и правильность выполнения газонефтепроводом заданных функций до следующей диагностики. При прогнозной диагностики получают исходные данные, которые применяются для прогнозирования неисправностей, возникающие в процессе эксплуатации газонефтепровода. Поэтому объем операции прогнозной диагностики на нефтегазовых предприятиях гораздой больше, чем текущей.

Читайте также:  Оптимизация работы насосного оборудования

По условиям применения диагностика может быть:

  • Функциональная. Данный вид диагностики применяется для выявления нарушений в работе газонефтепровода непосредственно в процессе его эксплуатации. Преимуществом функциональной диагностики является предоставление возможности немедленного реагирования обслуживающего персонала на возникновение неисправности. Недостатком такой диагностики является то, что неисправность может быть выявлена только при текущих параметрах и режимах работы газонефтепровода, что не исключает выявления нарушения его работы при других условиях.
  • Тестовая. Такая диагностика позволяет собрать полную информации о техническом состоянии газонефтепровода, оценить степень его работоспособности. Недостатком такой диагностики является то, что ее можно применять только во время ремонтных и профилактических работ.
  • Комбинированная. Эта диагностика представляет собой совокупность тестовой и функциональной и дает самое точное представление о техническом состоянии газонефтепровода и его элементов, а также о степени работоспособности как при его эксплуатации, так и во время ремонтных и профилактических работ.

По режиму работы методы диагностики могут быть разовые, периодические и непрерывные (действующие). Непрерывные методы характеризуются постоянным контролем выбранного параметра газонефтепровода. Периодические методы диагностики используются только через установленные регламентом промежутки времени. Разовые методы применяются только при необходимости сбора и анализа дополнительной информации, при условии недостатка данных при непрерывном и периодическом методе. По степени автоматизации методы диагностик газонефтепровода могут быть ручные, автоматизированные и автоматические. Автоматические методы осуществляются без участия человека. При автоматизированном методе специальный сотрудник выполняет лишь часть операций, остальные выполняются автоматически. При ручном методе все операции выполняются сотрудником.

Методы диагностики также делятся по степени воздействия на объект, они могут быть разрушающими и неразрушающими.

Неразрушающие методы не оказывают влияния на работоспособность газонефтепровода. Данные методы делятся на активные (измеряется изменение возбуждаемого физического поля) и пассивные (используют свойства физического поля, возбуждаемого объектом диагностики). К разрушающим методам относят те, которые предполагают использование вырезанных частей из элемента объекта. К таким способам можно отнести периодические, предпусковые и гидравлические испытания аппаратов и механические испытания вырезанных образцов объекта.

Источник

Оборудования нефтяной и газовой промышленности

Совокупность объектов добычи, транспорта, хранения углеводородного сырья (нефти, газа, газоконденсата) классифицируется в общем смысле как нефтяная и газовая промышленность.

В цепочке производственных процессов от добычи сырья из недр до поставки потребителю конечного продукта (будь то газ, бензин, мазут) участвует множество сложных и опасных технических устройств, от безаварийной работы которых зависит вся энергетическая отрасль.

Проведение технического диагностирования этих устройств позволяет своевременно обнаружить развитие дефектов и предотвратить аварийные ситуации, которые могут нанести вред, как людям, так и окружающей среде.

Техническое диагностирование объектов нефтяной и газовой промышленности подразделяется на:

  1. Техническое диагностирование объектов добычи нефти и газа.
  2. Техническое диагностирование объектов сбора и подготовки к транспортированию нефти и газа.
  3. Техническое диагностирование объектов транспорта нефти и газа.
  4. Техническое диагностирование объектов хранения нефти и газа.

Техническое диагностирование объектов добычи нефти и газа

К объектам добычи относится:

  • буровое оборудование (буровые вышки, буровой инструмент);
  • приустьевое оборудование скважин (колонные головки, фонтанная арматура);
  • трубопроводы обвязки скважин.

Спектр применяемых методов неразрушающего контроля включает:

  • визуально-измерительный;
  • ультразвуковой;
  • магнитопорошковый;
  • капиллярный;
  • магнитной памяти металла методы.

Своевременное проведение технического диагностирования на объектах добычи нефти и газа позволяет вовремя обнаруживать возникающие дефекты и избегать возможных аварийных ситуаций, связанных с незапланированными простоями скважин, или, в худших случаях, полной потерей работоспособности скважины.

Техническое диагностирование объектов сбора и подготовки к транспортированию нефти и газа

К объектам сбора и подготовки к транспортированию нефти и газа относятся:

  • внутриплощадочные технологические трубопроводы промыслов, сборных пунктов;
  • межпромысловые коллектора;
  • дожимные компрессорные станции (ДКС);
  • подогреватели и охладители;
  • крановые площадки;
  • запорно-регулирующая арматура.

Различают подземные и надземные объекты сбора и подготовки к транспортированию, в зависимости от их расположения.

Методы неразрушающего контроля, применяемые при диагностировании надземных объектов:

  • визуально-измерительный;
  • ультразвуковой;
  • магнитопорошковый;
  • капиллярный;
  • акустико-эмиссионный;
  • тепловой;
  • вибродиагностический;
  • феррозондовый;
  • вихретоковый;
  • магнитной памяти металла;
  • геодезический метод.

Диагностирование подземных объектов дополнительно включает применение электрических методов контроля (электрический контроль средств защиты от коррозии, контроль состояния изоляционных покрытий), позволяющих определить состояние объектов без полного вскрытия из грунта.

Задачи технического диагностирования объектов сбора и подготовки к транспортированию нефти и газа полностью повторяют задачи диагностирования объектов добычи нефти и газа — вовремя обнаружить возникающие дефекты и избежать возможных аварийных ситуаций.

Техническое диагностирование объектов транспорта нефти и газа

К объектам транспорта нефти и газа относятся:

  • магистральные трубопроводы (включая лупинги, перемычки, отводы, крановые площадки, площадки приема-запуска очистных устройств);
  • оборудование площадок компрессорных станций (включая подключающие шлейфы);
  • подводные и воздушные переходы;
  • переходы под автомобильными и железными дорогами.

Среди объектов транспорта различают подземные и надземные объекты.

Диагностирование надземных объектов включает применение следующих методов неразрушающего контроля:

  • визуально-измерительный;
  • ультразвуковой;
  • магнитопорошковый;
  • капиллярный;
  • акустико-эмиссионный;
  • тепловой;
  • вибродиагностический;
  • феррозондовый;
  • вихретоковый;
  • магнитной памяти металла;
  • геодезический метод.

Основная задача технического диагностирования объектов транспорта нефти и газа – обеспечение бесперебойной доставки сырья для нужд широкого круга потребителей, как промышленных предприятий и электростанций, так и конечных потребителей в городах и селах, что возможно только при проведении периодического контроля за техническим состоянием объектов транспорта нефти и газа.

Техническое диагностирование объектов хранения нефти и газа

К объектам хранения нефти и газа относятся:

  • резервуары для нефти и нефтепродуктов различного исполнения (стальные, железобетонные, вертикальные, горизонтальные, частично погруженные в грунт, подземные);
  • резервуары для хранения сжиженных газов;
  • оборудование подземных хранилищ газа (ПХГ), включая скважинное оборудование;
  • технологические трубопроводы ПХГ;
  • оборудование компрессорных цехов на ПХГ.

Спектр применяемых методов неразрушающего контроля при проведении технического диагностирования очень широк, он включает в себя:

  • визуально-измерительный,
  • ультразвуковой,
  • магнитопорошковый,
  • капиллярный,
  • акустико-эмиссионный,
  • тепловой,
  • вибродиагностический,
  • феррозондовый,
  • вихретоковый,
  • магнитной памяти металла методы.

Для контроля технического состояния подземных объектов хранения (подземные технологические трубопроводы, различные подземные емкости) в комплекс обязательно добавляются электрические методы (электрический контроль средств защиты от коррозии, контроль состояния изоляционных покрытий).

Обеспечение безаварийного хранения нефти и газа позволяет создавать прогнозируемые запасы углеводородов, которые являются буфером при сезонном изменении спроса на энергоносители. И именно техническое диагностирование, своевременно проводимое на объектах хранения нефти и газа позволяет обеспечить требования промышленной безопасности при их эксплуатации.

Парк диагностического оборудования, применяемого нашими специалистами при проведении работ, оснащен новейшей измерительной аппаратурой, выпускаемой лидерами на рынке средств измерений – Panametrics, Kraut&Kramer, Radiodetection, Chauvin Arnoux, Fluke, Nec, Metrel, Testo, Bycotest и многих других марок. Также в своей работе мы используем последние разработки отечественных производителей, не уступающих иностранным аналогам – Химсервис, Спектр, АКС, Энергодиагностика.

Специалисты компании «Протос экспертиза» имеют большой опыт диагностирования технических устройств, используемых в нефтяной и газовой промышленности. Все специалисты прошли обучение и сертификацию по различным методам неразрушающего контроля, в обязательном порядке имеют аттестацию по промышленной безопасности.

Обратившись в компанию «Протос экспертиза», вы можете быть уверены, что все задачи по техническому диагностированию будут решены качественно и в кратчайшие сроки.

Источник