Методы внутритрубной диагностики направлены на определения размеров и месторасположения дефектов в стенках труб, а также на выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на возникновение и развития коррозионных процессов.
В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой – детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).
Ультразвуковой метод контроля основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространять с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от наружной оплошности этой среды. По интенсивности и времени отражения определяется размер и местоположение дефекта.
Звуковые волны не изменяют траектории движения в однородном материале. Отражение акустических волн происходит от раздела сред с различными удельными акустическими сопротивлениями. Чем больше различаются акустические сопротивления, тем большая часть звуковых волн отражается от границы раздела сред. Так как включения в металле часто содержат воздух, имеющий на несколько порядков меньшее удельное акустическое сопротивление, чем сам металл, то отражение будет практически полное.
Разрешающая способность акустического исследования определяется длиной используемой звуковой волны. Это ограничение накладывается тем фактом, что при размере препятствия меньше четверти длины волны, волна от него практически не отражается. Это определяет использование высокочастотных колебаний — ультразвука. С другой стороны, при повышении частоты колебаний быстро растет их затухание, что ограничивает доступную глубину контроля. Для контроля металла наиболее часто используются частоты от 0.5 до 10 МГц.
Применение ультразвукового метода для определения линейной части МГ связано с измерением толщины стенки трубы, выявления слоистости, различных тешен, а также дефектов сварки (непровар, пористость, пустоты, сколы).
Диагностика трубопроводов при помощи видеосъемки
Применение разнообразных методик анализа состояния трубопроводных систем часто на заключительном этапе, при выявлении дефектов и недостатков, сопровождается визуальным осмотром с помощью специальной видеосистемы. Диагностика труб изнутри проводится специальными роботами-автоматами, которые передвигаясь по определённым участкам трубопроводных коммуникаций, передают непрерывный видеосигнал, чётко отражающийся в виде качественного цветного изображения на экране монитора оператора. С помощью данного метода в трубе можно обнаружить механические дефекты, трещины, пробои, нарушения сварных соединений, приводящие к утечке, а также участки с большими нарастаниями различных отложений или засорами.
Опрессовка труб
В качестве самого старого и надежного способа, обладающего высокой точностью и надежностью, в комплексе с низкой себестоимостью проведения, используется метод опрессовки труб высоким давлением. После монтажа трубопровода в него подается под высоким давлением газовая смесь, преимущественно инертные газы или водяной пар. Превышающее рабочее давление примерно в пять раз, далее наблюдаются стыки, сварные швы и места крепления трубопроводов к котельному оборудованию. За счет разности давлений внутри и снаружи трубы, утечка сразу становится видна из-за потока конденсированного пара, выпадающего в осадок при резком падении давления.
Акустические - шумометрия (измерение звуковых колебаний в потоке газа) позволяет по записанным данным строить диаграммы интервалов пласта, из которых газ поступает в скважины, и производительность каждого из них.
Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определить места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.
Метод магнитной дефектоскопии
Метод магнитной дефектоскопии основан на рассеивание магнитного потокаMFL(MagneticFluxLeakage).
Принцип метода рассеяния магнитного потока заключается в следующем. Локальное однородное статическое магнитное поле прикладывается изнутри к магнитопроницаемой стенке трубы. Магнитное поле связано в теле трубы. Наличие коррозии или других потерь металла уменьшает эффективную толщину стенки трубы. Это обуславливает возмущения магнитного поля, которые называются полями рассеяния, поскольку поле вытекает из трубы. В таких местах величина магнитного потока, регистрируемая датчиками Холла, уменьшается.
Трубопроводы подвергаются инспекции при помощи снарядов (автономные устройства, использующие технологию MFL). Снаряды оборудованы магнитной системой, наборов датчиков Холла для обнаружения утечек магнитного потока рассеяния из стенки трубы и бортовым компьютером для регистрации хранения измеренных величин магнитных полей, получаемых при обследовании металлических труб в течение всего времени прохождения снаряда по трубопроводу. Снаряд запускается вместе с потоком газа со средней скоростью 3 м/с. Диагностической информацией для внутритрубного дефектоскопа является двумерный магнитный сигнал (магнитограмма), характеризующий топографию поля рассеяния на внутренней поверхности трубопровода. Этот сигнал формируется кольцом датчиков Холла. С учетом расположения датчиков и шага сканирования дискретизация распределения магнитного поля осуществляется на сетке (3х5) ÷(5х10) мм. Полученный таким образом сигнал позволяет восстановить топологию поля, на основании которой определяется тип дефекта и его геометрические параметры – длина, ширина и глубина.
studfiles.net
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
ФАКУЛЬТЕТ ИНЖЕНЕРНОЙ МЕХАНИКИ
Кафедра Стандартизация, сертификация и управление качеством производства нефтегазового оборудования
по дисциплине: «СОВРЕМЕННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ»
на тему: «ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»
| Руководитель работы профессор, д.т.н. Семин В.Н. (должность, степень, фамилия, инициалы) (подпись) | Студентка группы: МТМ-15-03 Шишкина А.В. (фамилия, инициалы) (подпись) 15.12.2015 (дата) |
Москва 2015 г.
ОГЛАВЛЕНИЕ
| 1 ВИДЫ ДЕФЕКТОВ, НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ И ДИАГНОСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ……………………………………... 2 КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ……………………………………………………………........ 3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ…………………………………………………………………... 4 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ………………………………………………. 5 МНОГОУРОВНЕВАЯ СТРУКТУРА ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ ……..... 6 ПУСК, ОСТАНОВКА И ВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧКИ ……………………………………………………………………..... 7 РЫНОЧНЫЕ АСПЕКТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ….………. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………….……….. | 3 8 13 15 18 23 23 28 |
Для обеспечения надежной работы машин большое значение имеет периодический контроль их состояния при эксплуатационном обслуживании.
Для определения степени износа и обнаружения появившихся в процессе изготовления или эксплуатации дефектов деталей производятся различные технические измерения.
Дефект — это отдельное несоответствие того или иного изделия или детали установленным требованиям. Дефекты бывают явными и скрытыми, критическими и некритическими. При наличии критического дефекта использование детали по назначению невозможно.
По происхождению дефекты бывают производственными и эксплуатационными.
К производственным дефектам относятся: усадочные раковины — полости, образующиеся при остывании металла; неметаллические включения, попадающие в металл извне; неравномерность химического состава металла в отливках; волосные трещины, образующиеся внутри толстого проката; закалочные трещины — разрывы металла в процессе закалки. Сюда же можно отнести трещины в зоне сварного шва; непровары —отсутствие сплавления между основным и наплавленным металлом, а также между отдельными слоями при многослойной сварке.
К эксплуатационным дефектам относятся: трещины усталости —разрывы в детали вследствие длительного действия высоких переменных напряжений, которые возникают в местах концентрации напряжений. Ширина раскрытия трещин усталости не превышает нескольких микрометров. К эксплуатационным дефектам также можно отнести:
коррозионные поражения металла в результате химического и электрохимического воздействия, масштаб которых зависит от агрессивности среды. Коррозия может быть сплошной, точечной,ячейковой;
трещины ползучести, которые возникают в металлах по границам зерен при высоких температурах;
термические трещины, возникающие при резкой смене температур, при недостаточной смазке и заеданиях поверхностей трущихся деталей;
трещины-надрывы, возникающие при перегрузке деталей при работе в нерасчетном режиме.
Дефекты геометрии трубы могут быть как производственными, так и эксплуатационными: вмятина; гофр — чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси трубы. Эрозия, вмятина в прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы.
Эксплуатация трубопровода при наличии опасных дефектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки.
Причинами дефектов и разрушения валов могут быть причины металлургического характера, когда имеются дефекты в заготовках: поверхностные и внутренние трещины, расслоения и разрывы вследствие механических и термических напряжений, возникающих при изготовлении прутков.
Наиболее опасными с точки зрения возникновения усталостных трещин являются сечения, в которых изменяется диаметр вала (галтельные переходы) и шпоночные пазы в местах посадки рабочего колеса на вал и под муфтой. Разрушение вала может произойти под рабочим колесом под действием циклических нагрузок. Местом зарождения трещин являются шпоночные канавки, где условия работы материала наиболее тяжелые.
Кроме перечисленных дефектов существуют следующие отклонения формы отдельных деталей от проектной: овальность, конусность, бочкообразность, изогнутость, неплоскостность. Существуют также отклонения относительного расположения отдельных деталей в собранном узле: перекос осей и непараллельность, торцевое биение, несоосность, радиальное биение, несимметричность.
Объективная информация о техническом состоянии механизмов получается с помощью средств технической диагностики—информационно-измерительного комплекса, позволяющего анализировать и накапливать информацию. В основу количественной оценки технического состояния положен диагностический параметр. В качестве параметров могут использоваться: мощность навалу; давление; температура; параметры вибрации и т. д.
При диагностировании оборудования и трубопроводов используют следующие важные понятия.
Работоспособность — состояние механизма или иного объекта, при котором он способен выполнять свои функции.
Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособности механизма или иного объекта (понятие вероятностное).
Неисправность — состояние объекта, при котором он не соответствует одному из требований техдокументации.
Безотказность—свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого периода времени (времени наработки).
Долговечность — свойство механизма сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта (ТОР).
Срок службы — это все календарное время эксплуатации оборудования (например, насоса) до предельного износа.
Надежность— это свойство объекта выполнять заданные функции. Это главный качественный показатель объекта. Основной показатель надежности — вероятность безотказной работы, которую называют функцией надежности.
В разные периоды эксплуатации насосов частота (интенсивность) отказов разная (рис.1). Здесь три периода: I — приработки; II— нормальной эксплуатации; III— старения.
Природа высокой интенсивности отказов (период!) заключается в неидеальности изготовления деталей и незамеченных дефектах.
Рис.1. Типичный график интенсивности отказов механизмов в процессе эксплуатации
Период внезапных отказов II неустраним, их интенсивность невелика до тех пор, пока износ деталей не достигает некоторой величины — после чего наступает период старения III.
Для оценки параметров надежности насоса необходимо выбрать элемент, лимитирующий надежность. Для насосов такими элементами являются торцовые уплотнения (средняя наработка 3500 ч), щелевые уплотнения (6300 ч), подшипники (12000 ч), валы (60000 ч). Главный резерв повышения параметров надежности насоса—повышение качества торцовых уплотнений.
Межремонтный ресурс насосного оборудования колеблется в пределах 4000—8000 ч. Около 30% всех отказов падают на торцовые уплотнения валов, 15%—-на подшипники, 9% — на маслосистему. Повышенная вибрация вызывает до 10% отказов. По вине персонала — до 12%.
Основной причиной снижения КПД насосов (до 3%) является износ щелевого уплотнения и рост перетока нефти из полости нагнетания во всасывающий патрубок.
Пагубно на состоянии насосов сказывается вибрация, при которых детали испытывают знакопеременные нагрузки и быстро разрушаются. В первую очередь разрушаются подшипники и соединительные муфты. Вибрация ослабляет крепление узлов к фундаменту и узлов между собой.
Не существует машин с идеальным качеством изготовления, поэтому невозможно ликвидировать все процессы, вызывающие вибрацию насосов. Центр масс ротора никогда не совпадает с осью вращения вала. Сила механического дебаланса является основным источником появления вынужденных гармоник вибрации роторных машин. Рост амплитуд отдельных гармоник вибрации используется в качестве диагностического признака наличия дефектов. В 90% случаев аварийной остановки насоса этому предшествует резкое увеличение амплитуды вибраций.
Диагностический метод эксплуатации оборудования сводится к сопоставлению диагностического параметра с допустимым значением. Вибрационная диагностика основана на использовании среднеквадратичного значения виброскорости (мм/с), например, крышки или корпуса подшипника.
Неразрушающий контроль (НК) позволяет обнаружить дефекты и проверить качество деталей без нарушения их пригодности к использованию по назначению. Перечислим несколько существующих методов неразрушающего контроля.
Визуально-оптический метод позволяет выявить относительно крупные трещины, механические повреждения, остаточную деформацию.
Капиллярный метод основан на увеличении контраста между дефектами и бездефектным материалом с помощью специальных проникающих жидкостей.
Ультразвуковой контроль позволяет определить координаты и площадь дефекта. Шуп должен плотно прилегать к поверхности изделия.
Магнитная дефектоскопия основана на том, что дефекты изделий вызывают искажения магнитного поля, наведенного в изделии.
Гамма-дефектоскопия позволяет выявить скрытые дефекты с помощью портативных и маневренных приборов.
Важнейшими характеристиками методов неразрушающего контроля являются чувствительность и производительность. Чувствительность определяется наименьшими размерами выявляемого дефекта. Вышеперечисленные методы позволяют обнаружить трещины раскрытием более 0,001 мм.
Гаммаграфический метод фиксирует трещины, глубина которых составляет 5% от толщины детали.
Неразрушающий контроль валов насосов и электродвигателей проводится с применением визуального, ультразвукового и магнитопорошкового методов при входном контроле, так и при эксплуатации и ремонте. При этом выявляются поверхностные и внутренние трещиноподобные дефекты, раковины и другие нарушения сплошности материала. НК проводится через каждые 10—16 тыс. ч наработки вала в зависимости от мощности и количества пусков насоса.
При выполнении послестроительной дефектоскопии производится проверка:
внутренней геометрии труб и состояние стенок после укладки и засыпки трубопровода;
сплошности изоляционного покрытия после его засыпки методом катодной поляризации.
Внутренняя геометрия (вмятины и изгибы) проверяется пропуском калибровочного устройства (снаряда-профилемера) в потоке воды или воздуха. Пропуск осуществляется по технологии пропуска очистного устройства.
Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обнаружения трещин и других дефектов в стенках труб и сварных соединениях. Она проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной или насосной станции должен быть согласован со скоростью перемещения снаряда (обычно используется скорость около 1,0 м/с). Приуве- личении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.
Обнаружение дефектов тела трубы осуществляется внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов. Обобщенно их называю внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС).
ВИС — это интеллектуальные инспекционные поршни, имеющие стальной корпус и полиуретановые диски. Внутри-трубные инспекционные снаряды имеют опорные ролики и средства обнаружения типа «трансмиттер». Известны случаи преодоления поршнями расстояний свыше 850 км без установки промежуточных камер пуска-приема.
Снаряд-профилемер — это электронно-механический снаряд, оснащенный рычажными датчиками, которые измеряют проходное сечение, положение сварных швов, овальностей, вмятин и гофров. Искривление оси трубопровода фиксируется индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние определяется с помощью измерительных колес. Привязка обнаруженных дефектов к определенным сечениям трассы осуществляется с помощью специальных маркеров.
Для внутренней дефектоскопии применяются ультразвуковые и магнитные снаряды-дефектоскопы (табл. 1). Компьютеризированное диагностическое устройство использует метод регистрации отраженных импульсных ультразвуковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сигнала. Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы.
Таблица 1. Технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов при диаметре трубопровода 1220 мм.
| Наименование параметров | Значение параметра |
| Скорость продвижения по трубе | до 5 м/с |
| Максимальная длина обследуемого участка трубопровода | 500 км |
| Минимальный проходимый радиус кривизны | 3D |
| Точность локации дефектов с использованием маркеров через 2 км: по длине трубопровода | 0,5 м |
| Толщина стенок трубопровода: минимальная максимальная | 11 мм 20 мм |
| Максимальное давление в трубопроводе | 8 МПа |
| Масса прибора | 3500 кг |
| Перекачиваемая среда | Газ, газовый конденсат, нефть, вода |
| Длина дефектоскопа | 2500 мм |
| Время непрерывной работы | 90 часов |
Для более полного обследования необходимо комплексное диагностирование, основанное на различных физических явлениях, потому что внутритрубные измерительные снаряды не выявляют напряженное состояние трубы.
С технической точки зрения техническая диагностика трубопроводов включает в себя следующие действия:
обнаружение дефектов на трубопроводе;
проверку изменения проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния;
оценку коррозионного состояния и защищенности трубопроводов от коррозии;
контроль технологических параметров транспорта продукта;
интегральную оценку работоспособности трубопроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубопровода.
Система комплексной диагностики линейной части трубопроводов базируется на использовании следующих методов контроля:
статистических методов оценки эксплуатационных свойств элементов антикоррозийной защиты и интенсивности отказов;
диагностики состояния металла труб с помощью внутритрубных инспекционных приборов, а также металлографических методов оценки;
диагностики электрохимической и биологической активности среды на потенциально опасных участках трассы;
контрольной шурфовки и периодических гидравлических переиспытаний потенциально опасных участков трубопровода.
Выбор интервала времени между измерениями диагностического параметра зависит от его чувствительности к изменению состояния объекта и от степени развития дефекта. Так процесс разрушения подшипника качения от начала появления дефекта занимает 2—3 месяца.
Дополнительный дефектоскопический контроль включает идентификацию дефекта, обнаруженного инспекционным снарядом. Идентификация дефекта заключается в определении типа, границ и размеров дефекта. Контроль проводится персоналом, прошедшим обучение и аттестацию по методам неразрушающего контроля.
КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ
Оценка работоспособности и аттестация оборудования и линейной части МТ заключается в установлении срока, в течение которого гарантируется целостность и безопасная работа трубопровода при нормативных внутренних и внешних нагрузках и воздействиях. Срок безопасной работы ограничивается временем развития дефектов до критических размеров. Для своевременного выявления дефектов проводится периодическое обследование МТ. Соответствующие зависимости для расчетов периодичности проведения диагностики определяются нормативными документами.
Корпуса насосов и компрессоров подлежат контролю на наличие трещин, коррозии, проверке состояния опор и плоскости горизонтального разъема. Обнаруженные незначительные трещины засверливаются по концам, а трещина заваривается.
Одна из опор корпуса центробежного компрессора является неподвижной, фиксирующей его положение. Другая опора является подвижной, скользящей по шпоночной канавке фундаментной плиты с целью компенсации тепловых деформаций. При повышенной вибрации у подвижной опоры возможен износ направляющей шпонки и ее канавки. В этом случае заменяют шпонку, соблюдая все необходимые натяги и зазоры. Обнаруженные следы коррозии удаляют шабрением, поверхности скольжения натирают графитовой мазью.
При эксплуатации направляющих аппаратов и диффузоров встречаются следующие неисправности: повреждения лопаток, задиры от задевания ротором при осевом сдвиге, коррозия или эрозия.
Детали ротора центробежных нагнетателей испытывают сложные напряжения от действия центробежных сил. Неуравновешенность ротора вызывает во время вращения переменные нагрузки на его опорах и изгиб.
После очистки поверхности ротора от отложений и следов коррозии выявляются возможные трещины. Особенно тщательно проверяются переходы от одного сечения вала к другому (галтели). Обычно в металле вала и рабочих колес возникают усталостные трещины. Под деталями, посаженными на вал с натягом, возникает фреттинг-коррозия — как результат знакопеременных напряжений на месте посадки.
Обнаружить неисправность, связанную с развивающейся трещиной на валу ротора, можно по амплитудно-частотной характеристике вибрации при выбеге. С развитием трещины уменьшается жесткость вала и резонансная частота вибрации. Сравнивая существующую частоту вибрации с эталонной, можно обнаружить развивающуюся трещину.
Показатели надежности агрегатов зависят от типоразмеров и частоты пусков. Если за базу сравнения принять наработку на отказ насоса НМ 10000-210, то наработка на отказ насоса НМ 7000-210 будет в 2,4 раза больше, а насоса НМ 1250-260 — в 3,3 раза больше. У насосов меньшей подачи и мощности надежность намного выше, чем у агрегатов этой же серии, но более мощных.
Наиболее интенсивному износу подвержены рабочие колеса насосов в результате механического трения, эрозионного действия перекачиваемой нефти, коррозии и кавитационного разрушения. Кавитационные явления возникают при местном понижении давления при обтекании тел с высокими скоростями. Падение давления ниже значения, соответствующего температуре парообразования, приводит к перегреву жидкости. Кавитация в проточной части центробежного насоса может происходить в результате больших потерь на входе в насос, увеличения числа оборотов, отрыва или сжатия потока. При кавитации падает напор и расход перекачиваемой жидкости, увеличиваются вибрация и шум, происходит эрозионное разрушение металла.
Кавитация может возникать задолго до изменения напорных характеристик насоса. Для исключения кавитации можно использовать предвключенные шнеки на входе в рабочее колесо, увеличивать диаметр всасывающего трубопровода, повышать давление на входе в насос, приближать насосную к резервуарному парку или заглублять подпорные насосы. При сильном кавитационном повреждении, когда образуются сквозные отверстия или полное разрушение лопастей, рабочие колеса заменяют.
Опорные подшипники скольжения воспринимают вес ротора и передают фундаменту динамические переменные усилия от его вибрации. Их основной неисправностью является подплавление заливки вкладышей из-за плохой подачи масла и загрязнения. При плохом качестве смазки подшипников скольжения возникают большие силы трения между поверхностями подшипника и шейки вала. В результате контакта несмазанных поверхностей появляется «скрип» и скачкообразное движение шейки вала. Упорные подшипники воспринимают осевое давление ротора во время работы нагнетателя.
Повреждения лабиринтных уплотнений вызывают следующие факторы: осевой сдвиг, сильная вибрация ротора, слабая запрессовка гребней в пазы обоймы, скопления отложений.
Технологический режим работы запорной арматуры с указанием максимального рабочего давления, диапазона перепада давления, обязательности местного и дистанционного управления устанавливается на основании проектной документации. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов (потеря герметичности и др.) и предельных состояний (потеря плотности сварного шва и др.).
Арматура считается работоспособной в случаях, когда:
обеспечивается прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;
обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и затвора;
обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий, а также отключение электропривода при достижении затвором крайних положений.
При невыполнении любого из этих условий арматура выводится из эксплуатации.
При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.
Контроль работоспособности центробежных нагнетателей осуществляется при проведении диагностического контроля (оперативного, планового и непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям.
Контроль насосов по виброакустическим параметрам. После монтажа нового насоса или проведения его ремонта, после замены муфты или установки рабочего колеса другого типоразмера проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибраи, температуры и шума. Агрегат допускается к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных блоков (лапах корпуса) — не более 1,0 мм/с. В противном случае насос считается неисправным.
Невозможно обеспечить идеальную центровку валов агрегата— всегда остается какое-то смещение. Муфты подвижного соединения валов обеспечивают нормальную работу при расцентровке до 0,3 мм. Вихревые гидродинамические процессы в проточной части насоса дают сплошной спектр вибрации в пределах 800—1000 Гц. Кавитационные процессы дают сплошной спектр вибрации на частотах от 20 до 25000 Гц.
Подшипники качения также представляют собой сложную колебательную систему из-за волнистости дорожек и отклонения тел качения от круговой формы. Частоты возбуждаемых ими колебаний 500—3000 Гц.
Неравномерность воздушных зазоров между полюсами ротора и статора электродвигателя создает несбалансированные радиальные электромагнитные силы.
Необходимо устанавливать причины вибрации и устранять их. Для этих целей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и шумомеры. Контроль вибрации позволяет своевременно обнаружить дефекты составных частей оборудования и предотвратить аварийные отказы.
Все агрегаты оснащаются контрольно-сигнальной виброаппаратурой с автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением при предельных значениях вибрации. Датчики вертикальной вибрации обязательно устанавливаются на каждой подшипниковой опоре и элементах крепления насосов к фундаменту.
В качестве измеряемого и нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратичное значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10—1000 Щ.
При определении шумовых характеристик измеряется уровень звукового давления (дБ) в октавных полосах частот (от 31,5 до 8000 ГЦ) в контрольных точках.
По результатам измерения вибрации в контролируемой точке строится график (тренд) изменения СКЗ виброскорости в зависимости от наработки. Линия тренда, построенная после достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, позволяет прогнозировать определить время наступления предельно допустимого значения вибрации.
Норма вибрации насосов:
при среднем квадратичном значении виброскорости до 4,5 мм/с вибросостояние насоса нормальное, и он может длительно эксплуатироваться;
при 4,5—11,2 мм/с состояние насоса удовлетворительное, но необходимо улучшение;
свыше 11,2 мм/с эксплуатация насоса недопустима.
По результатам диагностического контроля (ДК) принимается решение о выводе насосов в ремонт или его дальнейшей эксплуатации.
Оперативный ДК агрегатов осуществляется оператором каждые 2 часа визуально по показаниям КИА: вибрация, температура, давление, подача, утечки, сила тока и т. д.
Плановый ДК магистральных насосов осуществляется без их остановки через каждые 2000 ч наработки: определяется значение виброскорости на всех подшипниковых опорах и на лапах корпуса насоса; определяются КПД и напор.
Неплановый ДК осуществляется при резком изменении параметрических характеристик агрегата: при интенсивности вибрации подшипниковых опор более 6 мм/с, а на лапах корпуса — более 1,8 мм/с; при изменении уровня шума на 6 дБ относительно базового значения; при изменении температуры подшипников на 10°С.
Основные причины повышенной вибрации насосных агрегатов обусловлены механическими, гидравлическими и электромагнитными явлениями: дисбаланс вращающихся элементов; ослабление посадки деталей ротора; несоосность валов; повреждение подшипников качения; биение в подшипниках скольжения; неравномерный зазор «ротор—статор» электродвигателя; гидравлический небаланс рабочего колеса; кавитационные явления в насосе; неисправность зубчатой муфты.
Несовпадение осей валов порождает вибрации не только в радиальном, но и в аксиальном направлении. Магнитные силы в электродвигателях характеризуются вибрацией на частоте питающей сети.
Вибрации гидродинамического происхождения возникают, когда рабочее колесо изготовлено неточно — лопасти различаются по шагу, толщине и углам установки. При этом не уравновешиваются силы, действующие на отдельные лопасти рабочего колеса.
Контроль насосов по параметрическим критериям.
После монтажа и пуска в эксплуатацию насосного агрегата необходимо определить рабочие параметры и сравнить их с паспортными данными. При отклонении напора в сторону уменьшения на 4%, а КПД на 3% необходимо провести обследование агрегата, арматуры и вспомогательных систем.
Насос может развивать меньший напор, меньшую мощность и меньший КПД за счет многих причин: увеличенной шероховатости проточной части корпуса; грубой поверхности межлопаточных каналов рабочего колеса; дефектов подшипниковых узлов; прогиба вала; недостаточного подпора па входе в насос; кавитации; дефектов подшипниковых узлов; больших утечек через уплотнения рабочего колеса, вала и торцевые уплотнения; уменьшенного или увеличенного диаметра рабочего колеса.
Основным критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом — нормальное значение утечек через уплотнения 0,3 л/ч.
В обоих торцевых уплотнениях измеряется температура на задней стенке невращающегося контактного кольца. При достижении температурой предельного значения выдается сигнал на остановку агрегата. Если на одном уплотнении температура постоянна во времени, а во втором растет, значит, здесь ухудшилась смазка и появилось сухое трение. Если температура повышается на обоих уплотнениях, то неработоспособна система охлаждения в целом.
Наиболее распространенной причиной ухудшения характеристик насосов в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса. При снижении по этой причине напора насоса горизонтального исполнения от базовых значений на 5% и выше агрегат необходимо выводить в ремонт. Для вертикальных подпорных насосов эта цифра немного выше — 7%.
Допустимое значение снижения КПД насосов типа НМ — от 2 до 4 %. Насос выводится в ремонт, когда перерасход электроэнергии из-за снижения КПД выше стоимости ремонта.
Диагностирование состояния НА по параметрическим критериям допускается проводить с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности вязкости перекачиваемой нефти.
Давление измеряется штатными преобразователями давления или образцовыми манометрами. Подача определяется по узлу учета, по изменению объема нефти в резервуаре или переносными ультразвуковыми расходомерами. Потребляемая мощность измеряется штатными преобразователями мощности или по счетчику потребляемой электроэнергии.
Замер параметров проводится при установившемся режиме перекачки при бескавитационном режиме работы. Влияние вязкости нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0 х 1 (У4 м2/с для НМ с подачей до 2500 м3/ч; при вязкости более 2 х 1СГ4 м2/с — для остальных насосов.
Оценку текущих параметров необходимо производить по среднему значению трех замеров.
Результаты дефектоскопии и диагностирования фиксируются актами.
Механо-технологическое оборудование перекачивающих станций подлежит освидетельствованию на предмет определения возможности его дальнейшей эксплуатации. Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию: нефтяные насосы через 30 лет; фильтры-грязеуловители — 25 лет; стаканы подпорных насосов — 25 лет и т. д.
При выявлении недопустимых дефектов оборудование должно быть выведено из эксплуатации или восстановлено. Оборудование, не подлежащее восстановлению, должно быть списано.
studfiles.net
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
(технический университет)
Кафедра транспорта и хранения нефти и газа
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема: Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов
Автор: студент гр. ТНГ-06-1 /______________/ /Антонов Н.П./
(подпись) (Ф.И.О.)
ОЦЕНКА: _____________
Дата: ___________________
ПРОВЕРИЛ
Руководитель проекта: __профессор___ /______________/ /Крапивский Е.И./
(должность) (подпись) (Ф.И.О.)
Санкт-Петербург
2010
| Федеральное агентство по образованию | ||
| Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный институт им Г.В. Плеханова (технический университет) | ||
| УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой Проф. А.А.Коршак
"___"__________2010г. | ||
Кафедра транспорта и хранения нефти и газа
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине Диагностика газонефтепроводов и газонефтехранилищ
(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
ЗАДАНИЕ
Студенту группы: ТНГ-06-1 Антонову Н.П. (шифр группы) (Ф.И.О.)
1. Тема проекта: Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов.
2. Исходные данные к проекту: Данные по методике проведения радиационной дефектоскопии газонефтепроводов.
3. Содержание пояснительной записки: Пояснительная записка включает в себя задание на выполнение работы, назначение и цели проведения дефектоскопии материалов и сварных соединений, виды дефектоскопии, сравнение и анализ.
4. Перечень графического материала: в пояснительной записке содержится 16 рисунков и 1 таблица.
5. Срок сдачи законченного проекта 15.12.10
Руководитель проекта _профессор _ Крапивский Е.И. /_____________/ (должность) (Ф.И.О.) (подпись)
Дата выдачи задания: 15.10.10
Санкт-Петербург
2010
Оглавление
Согласно ГОСТ 18353-79 в основу классификации методов неразрушающего контроля положены физические процессы взаимодействия физического поля или вещества с объектом контроля [2]. С точки зрения физических явлений, на которых они основаны, выделяют девять видов неразрушающего контроля: магнитный, электрический, вихретовый, радиоволновой, тепловой, оптический, радиационный, акустический и проникающими веществами. Каждый из видов контроля подразделяют на методы по рассмотренным ниже признакам.
Характер взаимодействия поля или вещества с объектом. Взаимодействие должно быть таким, чтобы контролируемый признак объекта вызывал определенные изменения поля или состояния вещества. Например, наличие несплошности вызывало изменение прошедшего через нее излучения или проникновение в нее вещества. В некоторых случаях используемое для контроля физическое поле возникает под действием других физических эффектов, связанных с контролируемым признаком. Например, электродвижущая сила, возникающая при нагреве разнородных материалов, позволяет контролировать химический состав материалов (термоэлектрический эффект).
Первичный информативный параметр – конкретный параметр поля или вещества (амплитуда поля, время его распространения, количество вещества и т. д.), изменение которого используют для характеристики контролируемого объекта. Например, наличие несплошности увеличивает или уменьшает амплитуду прошедшего через нее излучения.
Ультразвук – упругие колебания и волны высокочастотной части спектра акустических волн [4]. Как известно, в зависимости от частоты упругие волны подразделяют на инфразвуковые (с частотой до 20 Гц), звуковые (от 20 до 2×104 Гц), ультразвуковые (от 2×104 до 109 Гц) и гиперзвуковые (свыше 109 Гц). Акустические (упругие) волны – распространяющиеся в упругой среде механические возмущения (деформации). Упругие волны могут возникать в любой среде – твердой, жидкой и газообразной. Возмущения от источника передаются частицам среды, которые также начинают колебаться относительно своей точки равновесия. Эти колебания передаются соседним частицам, которые также начинают колебаться, затем колебания передаются все новым и новым частицам и в среде возникает упругая волна. Пространство, в котором распространяются упругие волны, – звуковое или акустическое поле. Упругие волны характеризуются следующими параметрами: длиной l, частотой f и скоростью распространения c, которые связаны зависимостью l = c/f.
В зависимости от упругих свойств среды в ней могут возникать упругие волны различных видов, отличающиеся направлением смещения колеблющихся частиц. В связи с этим различаются продольные, сдвиговые, поверхностные, нормальные и другие волны.
Если колебания частиц среды совпадают с направлением распространения волны, то волна называется продольной. Такая волна может быть возбуждена в твердом теле, жидкой и газообразной средах. Если колебания частиц среды перпендикулярны направлению распространения волны, то волна называется сдвиговой (поперечной). Она может быть возбуждена только в твердом теле, которое способно упруго сопротивляться деформации сдвига. Продольные и сдвиговые волны могут возникать в чистом виде только в неограниченной среде или в теле, размеры которого во всех направлениях значительно превышают длину волны. На свободной поверхности твердого тела можно возбудить поверхностные волны.
В практике ультразвуковой дефектоскопии металлов применяются ультразвуковые колебания (УЗК) частотой от 0.5-0.8 до 10.0 МГц. Для получения ультразвука таких частот используются пьезоэлектрические, магнитострикционные, электромагнитно-акустические и другие преобразователи. Наибольшее распространение получили пьезоэлектрические преобразователи, в которых активным элементом являются пьезоэлементы, изготовленные из монокристалла кварца или пьезокерамических материалов – титаната бария, цирконат-титаната свинца и других (ГОСТ 13927-74). На поверхности пьезоэлементов наносят слои серебра, служащие электродами. При подведении к электродам переменного электрического напряжения пьезоэлемент совершает вынужденные механические колебания (растягивается и сжимается) с частотой электрического напряжения (обратный пьезоэффект). При воздействии на пьезоэффект упругих механических колебаний на его электродах возникает переменное электрическое напряжение с частотой воздействующих механических колебаний (прямой пьезоэффект). Амплитуда колебаний пьезоэлемента зависит от напряжения на электродах и соотношения частоты переменного напряжения и собственной частоты колебаний пьезоэлемента будет при резонансе, когда собственная частота его колебаний совпадает с частотой возбуждающего переменного напряжения.
Подавая на пьезоэлемент переменное напряжение с частотой, отличной от собственной частоты колебаний, можно получить вынужденные колебания пьезоэлемента с любой частотой. Однако в этом случае излучаемая энергия будет меньше, чем при резонансной частоте.
Основными характеристиками пьезоэлемента являются частотный спектр, излучаемая мощность звука, направленность излучения.
Распространение ультразвуковых волн происходит по законам геометрической (лучевой) акустики.
Схема звукового поля (а) и диаграммы направленности (б) дискового излучателя (Рис.1)
Половина угла раствора при вершине конуса, в котором почти полностью концентрируется генерируемая излучателем энергия, может быть определена из соотношения sinq=1.22l/D, где q – угол между осью пучка УЗК и крайним лучом, °.
Однако в пределах этого конуса интенсивность ультразвука неодинакова: она уменьшается по направлению от оси пучка к периферии. Это свойство излучателя характеризуется его диаграммой направленности, представляющей собой полярную диаграмму изменения звукового поля (интенсивности или давления) в зависимости от направления. Если размеры излучателя меньше длины волны, то от него распространяются сферические волны и излучение будет ненаправленным. Если размеры излучателя больше длины волны, то излучаемая энергия концентрируется преимущественно по одному направлению, совпадающему с направлением нормали к излучаемой поверхности.
Направленность излучателей определяется экспериментально с помощью относительных измерений. Для некоторых простейших случаев могут быть рассчитаны характеристики направленности излучателей. На рис. 1, б показана полярная диаграмма направленности излучения – приема для дискового излучателя.
По мере удаления от излучателя амплитуда колебаний частиц постепенно убывает. Это обусловлено геометрическим расхождением лучей, что приводит к увеличению площади фронта волны, а также наличием потерь в среде, приводящих к постепенному затуханию колебаний при их распространении. Затухание УЗК происходит по экспоненциальному закону
A = A0e-dz,
где z – расстояние, пройденное волной, м;
d - коэффициент затухания, 1/м.
Коэффициенты затухания различны для различных материалов и складываются из коэффициентов поглощения и рассеяния: d = dпог + dрас. В однородной изотропной упругой среде и в монокристаллах металлов затухание определяется поглощением ультразвука. При этом энергия упругих колебаний переходит в тепловую. В поликристаллической среде и в металлах, обладающих упругой анизотропией, затухание определяется рассеянием упругих колебаний зернами металла. Это приводит к дополнительному уменьшению интенсивности волн в направлении их распространения.
stud24.ru
Трубопроводный транспорт нефти и газа - одно из важнейших звеньев энергетической отрасли России и мировой энергетики в целом. Экспорт углеводородов ежегодно приносит нашей стране солидную долю государственного бюджета и обеспечивает энергетическую безопасность европейских стран. Ни для кого не является секретом, что экономика России сильно зависима от доходов от реализации углеводородов, и в ближайшем будущем экономический рост нашей страны будет зависеть от них. Это и позволяет провести прямую зависимость между безопасностью трубопроводной транспортировки и экономической стабильностью.
Одной из важнейших проблем современного трубопроводного транспорта является проблема надежности трубопроводных систем.
Как известно, надежность трубопроводных систем напрямую связана с возникновением большего количества дефектов, аварий, инцидентов и т.д. Поэтому следует уделять повышенное внимание надежности трубопроводных систем и их износу, который так же играет огромную роль в повышении надежности и эффективности трубопроводов.
Существует множество методик, которые позволяют рассчитать аварийность участка трубопровода в зависимости от хрупкого разрушения, коррозионной обстановки, износа и прочих факторов.
Обеспечение экологической безопасности производственных объектов, связанных с транспортировкой и добычей газа, является приоритетной на уровне государственной политики. Это связано не только с тем, что Россия подписала Декларацию по окружающей среде на Всемирном форуме в Рио-де-Жанейро (Бразилия, 1992 г.), но и в большей степени с тем, что средства, выделяемые на ликвидацию последствий чрезвычайных ситуаций, особенно техногенного характера, значительно превосходят затраты на обеспечение надежности производственного объекта. Основные источники загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводной транспортировке нефти и газа - аварийные выбросы газа при отказах линейной части трубопроводов, а также продукты их сгорания.
Объекты трубопроводного транспорта неочищенного газа относятся к категории опасных, отказ которых ведет, как правило, к значительным материальным и экологическим потерям. Одним из основных критериев экологической безопасности газопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, является их надежность. С одной стороны, для эксплуатирующей трубопроводной организации важно обеспечить их эксплуатационную надежность, учесть финансовые затраты для оценки технического состояния объектов и провести другие мероприятия, направленные на поддержание надежности. С другой стороны, учитывая близость населенных пунктов с трассами трубопроводов, а также их пересечения с основными водными преградами, на первый план ставится задача с повышенными требованиями обеспечения экологической безопасности.
Не следует говорить, что надежность трубопроводных систем напрямую связанна с возникновением большего количества дефектов, аварий, инцидентов и т.д. Поэтому следует уделять повышенное внимание надежности трубопроводных систем и их износу, который играет огромную роль в повышении надежности и эффективности трубопроводов.
По мере старения трубопроводов возрастает опасность аварийной ситуации, разрывов труб и возникающих при этом разливов углеводородных продуктов и загрязнения водоемов, что придает особую важность вопросам обеспечения надежности и экологической безопасности процессу их эксплуатации.
Существует несколько видов диагностики трубопроводов, но наиболее эффективной из них является внутритрубная, которая основана на получении информации в виде электрических, световых, звуковых и других сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодействии их с физическими полями или веществами. Она же в свою очередь подразделяется на ультразвуковое, магнитное, акустическое, капиллярное, оптическое, радиационное, токовихревое сканирование и другое.
На основе информации, получаемой внутритрубными инспекционными снарядами, появилась возможность проводить оценку технического состояния трубопровода, определять безопасные технологические режимы, устанавливать периодичность ремонта участков трубопровода, а, следовательно - планировать работы по реконструкции [3].
prod.bobrodobro.ru
Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов
Техническое диагностирование трубопровода - определение технического состояния трубопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния...
Динамометрирование скважинной штанговой насосной установки
В ПО "DinamoGraph" используются следующие алгоритмы (разработка ООО НПП "ГРАНТ"): - расчета периода и начала динамограммы, позволяющие автоматизировать обработку данных...
Капитальный ремонт линейной части магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород с заменой трубы
На каждый газопровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает: Рисунок 1...
Методы диагностики тягового электродвигателя (ТЭД)
...
Методы оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов
При вполне удовлетворительном техническом состоянии агрегата и его опорных узлов необходимо иметь сведения об интенсивности и характере износа поверхностей трения...
Моделирование неисправностей шарикоподшипников качения на примере двухрядного сферического подшипника
Подшипник качения является самым распространенным и наиболее уязвимым элементом любого роторного механизма...
Основные этапы монтажа аппаратуры автоматического регулирования и управления
...
Приводы путевых машин
Испытание проводится в рабочем режиме для каждого контура. Присутствует напряжение на соленоидах распределителя Р и клапана КП. Шток Ц полностью выдвинут...
Приводы путевых машин
Испытание проводится в режиме холостого хода для каждого насоса. КП находится в режиме переливного. Напряжение на соленоидах распределителей и клапанов отсутствует. Вторичная защита отключена. ГТ установлен в напорной линии насоса перед КП...
Приводы путевых машин
Испытание ГЦ осуществляется в рабочем режиме. Производится переключение Р1 или Р2 во все рабочие позиции и втягивание/выдвижение штоков цилиндров на полный ход. Вторичная защита отключена...
Приводы путевых машин
Испытание гидромотора производится в рабочем режиме путем установки гидротестера в линии после распределителя. Распределитель переведен в рабочую позицию. КП первичной защиты работает в режиме предохранительного, вторичная защита отключена...
Проектирование цеха роликовых подшипников
Большое количество роликовых подшипников, находящихся в эксплуатации, выдвигает повышенные требования к надежности их работы в буксовых узлах колесных пар...
Развитие теоретических принципов технической диагностики
С начала 1970-х годов проблеме диагностики и изоляции отказов динамических процессов стали уделять все большее внимание. Было изучено и разработано большое количество методологий основанных на физической и аналитической избыточности...
Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах
Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие стенке трубопровода. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри трубопровода...
Современные технологии ремонта оборудования производства на базе аутсорсинга
Диагностика осуществляется с помощью специальных систем мониторинга и диагностических устройств...
prod.bobrodobro.ru
