База книг в электронке для ЭНН УТЭК / трубопроводы / krets_v_g_shadrina_a_v_antropova_n_a_sooruzhenie_i_ekspluata
.pdfРис. 6.1.3 Принципиальная схема электрических дренажей: а — прямой; б — поляризованный; в — усиленный
Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.
Поляризованный электрический дренаж — это дренажное устройство,
обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.
Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным — не
канодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.
6.2.Контроль и диагностика оборудования трубопроводов
6.2.1. Контроль и диагностика линейной части
Требования к проектированию, изготовлению, монтажу и эксплуатации промысловых и магистральных газонефтепроводов, периодичности и объему их освидетельствования и технического диагностирования содержатся в различных отраслевых и ведомственных документах (1, 43, 45).
Нарушение работоспособности линейной части газонефтепроводов может происходить как вследствие нарушения технологии производства работ, так и из-за накопления дефектов элементами трубопровода в период эксплуатации. К технологическим причинам нарушения работоспособности линейной части относят гидратные и газовые пробки, засорения трубопроводов и др. Они выявляются методами функциональной (оперативной) диагностики и устраняются оперативным обслуживающим персоналом.
Основными видами дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газонефтепроводов, являются: коррозия металла, эрозионный износ стенок, трещины в сварных швах и основном металле, нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, изменение проектного положения элементов трубопровода. Соотношение различных дефектов определяется в основном климатическим районом расположения трубопровода, свойствами грунта
281
(пучинистостью, просадочностью, набухаемостью и т. п.) в зоне его прокладки и наличием участков с высоким уровнем грунтовых вод.
На каждый газонефтепровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает (1):
•карту-схему газонефтепровода с указанием потенциально опасных участков и отдельных элементов, которые в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее подвержены появлению повреждений и отказов;
•план обследования, включающий порядок и последовательность проведения диагностических работ, методы и аппаратуру, использующиеся в процессе диагностирования;
•меры безопасности при проведении диагностирования;
•методы обработки результатов диагностирования и порядок их представления.
Для магистральных газонефтепроводов, имеющих большую протяженность, наиболее технологичным является проведение диагностики с помощью внутритрубных инспекционных приборов (ВИП). Технология внутритрубной диагностики регламентирована рядом нормативнотехнических документов, наиболее подробным из которых является РД 153- 39.4-035-03, разработанный центром технической диагностики «ДИАСКАН» акционерной компании «Транснефть».
Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:
•пропуск скребка-калибра для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера;
•пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;
•пропуск профилемера для контроля проходного сечения трубопровода
сцелью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа и определения глубины вмятин;
•пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;
•пропуск дефектоскопа.
Для проведения внутритрубной диагностики магистральный трубопровод должен отвечать следующим требованиям: все соединительные элементы и запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с трубопроводом. Каждый участок диагностируемого магистрального трубопровода (в том числе лупинги и резервные нитки подводных переходов) должен быть оборудован камерами пуска, приема и
282
очистки ВИП. Для контроля за движением прибора служат приемопередатчики профилемеров и дефектоскопов, антенны которых установлены под решеткой бампера в носовой части, а также наземные приборы сопровождения, в состав которых входят низкочастотные локаторы и наземные маркерные передатчики. Приемопередатчики ВИП генерируют низкочастотные электромагнитные сигналы, которые улавливаются антенной локатора на поверхности земли с расстояния до 2,5 м от передатчика прибора, находящегося в трубопроводе.
Рис. 6.2.1 Схема камеры запуска ВИП
Все типы ВИП, используемых центром технической диагностики «ДИАСКАН», по техническим характеристикам позволяют проводить пропуски на участках магистрального трубопровода, имеющих подкладные кольца. Применяют следующие основные типы ВИП: очистные скребки СКР1, СКР1-1, СКР2, магнитные скребки СКРЗ, СКР-4; профилемеры и шаблоны-профилемеры, внутритрубные инспекционные приборыдефектоскопы WM, MFL, CD.
При невозможности контроля приборами внутритрубной диагностики (например, из-за отсутствия камер приема-пуска или других конструктивных особенностей) газонефтепроводы подвергаются гидравлическим или пневматическим испытаниям на прочность и плотность. Как правило, испытания проводят гидравлическим способом с периодичностью не реже одного раза в восемь лет.
Трубопроводная арматура магистральных и промысловых газонефтепроводов относится к классу ремонтируемых, восстанавливаемых изделий с регламентируемой системой восстановления и назначенным ресурсом. Назначенный (средний) ресурс измеряется в часах и циклах «открыто-закрыто» с четко выраженным циклическим характером работы (запорная арматура: задвижки клиновые и шиберные, клапаны, краны, дисковые поворотные затворы; защитная и предохранительная арматура: клапаны предохранительные, затворы и клапаны обратные и др.). Для
283
арматуры, не имеющей четко выраженного циклического характера работы (регулирующая арматура), назначенный (средний) ресурс приводится в часах. В пределах установленных значений назначенных показателей должно быть обеспечено полное соответствие показателей безотказности арматуры требованиям и критериям, оговоренным в конструкторской и нормативнотехнической документации.
Обследование технического состояния арматуры, находящейся в эксплуатации, производится индивидуально для каждой единицы арматуры по программе работ и включает следующие процедуры:
•визуальный и измерительный контроль;
•испытания на работоспособность.
В случае необходимости, с учетом результатов визуального и измерительного контроля и испытания на работоспособность, осуществляется также:
•разборка и ревизия внутренних полостей арматуры с дефектацией отдельных сборочных единиц и деталей;
•замер толщины стенок патрубков и корпусных деталей арматуры;
•контроль неразрушающими методами;
•контроль образцов материалов разрушающими методами или косвенная оценка механических характеристик материала по результатам контроля твердости;
•дополнительные испытания арматуры или ее отдельных комплектующих элементов, узлов и деталей;
•контроль приводных узлов. Испытания на работоспособность включают:
•испытания изделия на плотность корпусных деталей;
•испытания на герметичность сальниковых и прокладочных уплотнений по отношению к внешней среде;
•испытания на герметичность в затворе (для запорной, предохранительной, обратной арматуры) в соответствии с паспортом на арматуру;
•проверку функционирования (совершение 2—3 циклов).
Испытания проводят, как правило, без демонтажа изделия, непосредственно на месте его установки. Работы по оценке технического состояния арматуры, связанные с необходимостью разборки или демонтажа изделия с места установки, проводят в момент плановой остановки трубопровода на планово-предупредительный, средний или капитальный ремонт.
При проведении визуального и измерительного контроля осматриваются как наружные, так и внутренние поверхности корпусных деталей, а также те детали, сборочные единицы и места, где вероятнее всего максимальный износ и возможны механические повреждения или усталостные явления, в том
284
числе: застойные зоны, места скопления влаги и коррозийных продуктов, места изменения направления потоков, сварные швы и околошовные зоны (наличие подрезов, непроваров, свищей), зоны входных и выходных патрубков, резьбы втулок , штоков и маховиков (износ витков, сколы резьбы), хвостовики штоков и проушины дисков (клиньев) у задвижек, зоны уплотнения штоков (коробки сальников), уплотнительные поверхности узла затвора (седел, дисков, клиньев, золотников, плунжеров и т.д.) на наличие раковин, трещин, следов эрозии, коррозии, кавитационного износа; крепежные и соединительные детали арматуры (шпильки, болты, гайки), прокладки и поверхности уплотнения в местах сочленения сборочных единиц арматуры, внутренние поверхности корпусных деталей, подверженные кавитации, коррозии или эрозии; места возможной концентрации механических напряжений. Проверяются размеры изнашиваемых деталей и зазоры между подвижными сопрягаемыми деталями. Измеряются также толщины стенок патрубков, корпусов, размеры резьбы. Замер производится в местах, где возможно утонение вследствие коррозийного, эрозионного или кавитационного разрушений.
С учетом результатов визуального и измерительного контроля и ревизии внутренних полостей проводится дефектоскопия с применением методов неразрушающего контроля. Герметичность затвора проверяется АЭ течеискателем. Корпуса крупногабаритной трубопроводной арматуры контролируют с использованием комбинаций методов неразрушающего контроля: акустико-эмиссионного контроля, принимаемого в качестве основного; ультразвукового и капиллярного методов контроля как обязательных при обследовании акустически активных зон корпусов, обнаруженных при акустико-эмиссионном контроле; магнитопорошкового метода как альтернативного капиллярному при обследовании акустически активных зон корпусов; магнитометрического метода контроля (метода магнитной памяти) как альтернативного акустико-эмиссионному методу. Магнитометрический метод выбирается при отсутствии возможности обеспечения необходимого изменения внутреннего давления, требуемого при акустико-эмиссионном контроле, для определения линий или зон концентрации механических напряжений на поверхности корпуса.
Контроль осуществляется в первую очередь в местах резкого изменения толщины (сочленение патрубок—корпус), в подфланцевых зонах, в радиусных переходах, в местах пересечения или стыковки сварных швов, в зонах концентрации напряжений и других подобных местах. Контролю должна подвергаться арматура, длительно работающая в наиболее неблагоприятных климатических условиях, при максимальных рабочих параметрах и т.п. Рекомендуемые (ОАО «АК "Транснефть"») места для контроля толщины и наличия дефектов показаны на рис. 6.2.2.(45)
285
Обязательному поверочному расчету на прочность подлежат детали арматуры в случаях, если:
•число циклов нагружения (циклических изменений параметров рабочей среды и других воздействий), предусмотренное в конструкторской документации, может быть превышено в течение продлеваемого периода;
•выявлено утонение стенок или изменение размеров деталей, влияющее на их прочность, устойчивость, если не предусматривается их восстановление
впроцессе ремонта;
•размеры обнаруженных дефектов превышают допустимые, установленные НТД;
•выявлено изменение характеристик металла;
•выявлено отличие режимов эксплуатации от предусмотренных конструкторской документацией и расчетами на прочность в сторону ужесточения.
Расчеты производятся по действующей нормативно-технической документации. В результате расчета должно быть подтверждено соблюдение условий прочности на продлеваемый период с запасом прочности не ниже регламентированного уровня.
Критериями предельных состояний арматуры являются:
•начальная стадия нарушения цельности корпусных деталей и сильфонных сборок (возникновение трещин, разрушение отдельных слоев сильфона и т.п.);
286
Рис. 6.2.2. Рекомендуемая схема мест замера контроля запорной арматуры: / — толщинометрия, d — дефектоскопия
Места проведения визуальной диагностики, зон ультразвукового
контроля, толщинометрии, твердометрии и магнитометрии
Рис. 6.2.3. Места проведения диагностики задвижки
•достижение геометрических размеров деталей (например, толщины стенок корпуса из-за механического износа, эрозионного, коррозийного и кавитационного разрушений) минимально допустимых значений;
•достижение количественных значений физико-механических характеристик металла основных деталей граничных значений, оговоренных нормативно-технической и конструкторской документацией.
Величину остаточного ресурса арматуры в общем случае определяют как разность между назначенным (средним) ресурсом, установленным в технической документации, и наработкой изделия на момент снятия его с трубопровода для проведения капитального ремонта. Величины назначенного (среднего) ресурса и наработки на момент обследования должны быть пересчитаны с учетом фактических значений рабочих параметров, скорости коррозии и (или) эрозии в процессе эксплуатации, результатов дополнительных испытаний.
6.2.2.Диагностирование насосно-компрессорного оборудования (45,43)
287
Широко применяемые насосные и компрессорные агрегаты относятся к группе роторных машин, одним из основных элементов которых является ротор. Роторные машины состоят из корпуса, валов, подшипников, соединительных муфт, уплотнений и других элементов. Наиболее слабым звеном, определяющим работоспособность роторной машины, может оказаться любой из перечисленных элементов. Техническое диагностирование роторных машин может производиться как без их разборки, так и с разборкой. Диагностика с разборкой дополнительно включает неразрушающий и измерительный контроль всех базовых узлов и деталей. Оперативный контроль технического состояния осуществляется обслуживающим персоналом по параметрическим и виброакустическим критериям (температуре, развиваемому давлению, величине подачи, потребляемой мощности, величине утечек, уровню шума, среднеквадратическому значению виброскорости и др.). Наиболее перспективными для диагностирования роторных машин без их разборки являются методы вибродиагностики. В настоящее время большинство ответственных роторных машин оснащено контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА), позволяющей регистрировать в контролируемых точках среднеквадратическое отклонение виброскорости в рабочей полосе частот 10...1000 Гц, автоматически включать предупредительную сигнализацию или отключать машины при достижении предельно допустимого уровня вибрации. При отсутствии КСА дежурный персонал производит измерения переносными виброметрами. Измерение виброскорости осуществляется в вертикальном направлении на каждой подшипниковой опоре горизонтальных роторов. У машин с вертикальными роторами виброскорость измеряется на упорных подшипниках также и в осевом направлении. Роторные машины большой единичной мощности (например, стационарные газотурбинные агрегаты ГТН-25 мощностью 26000 кВт) оснащаются системами вибромониторинга на основе многоканальной виброаппаратуры, позволяющими не только отслеживать изменение вибрационных параметров в процессе эксплуатации, но и осуществлять их анализ и на этой основе оценивать техническое состояние и прогнозировать остаточный ресурс машин. Современные системы вибромониторинга, разрабатываемые рядом организаций (ВАСТ, ТНТ и др.), предусматривают наряду с методикой измерения и обработки вибросигналов использование специализированного программного обеспечения по диагностике оборудования различных типов. Применение таких программ обеспечивает автоматизированную диагностику неисправностей. На рис 6.2.13 приведена схема точек измерения вибрации газоперекачивающего агрегата ГТН-10-4, оснащенного системой вибромониторинга, разработанного отечественной фирмой «ИНКОТЕС» (г. Нижний Новгород).
288
Рис. 6.2.4. Схема точек измерения вибрации агрегата ГТН-10-4: 1—5 — номера точек измерения
Программное обеспечение этой системы, поставляемое в составе автоматизированного рабочего места инженера-диагноста (АРМИД), позволяет автоматически диагностировать следующие неисправности агрегата ГТН-10-4:
•дисбаланс осевого компрессора ТВД;
•дисбаланс диска ротора ТВД;
•дисбалансы ротора ТНД и ротора нагнетателя;
•несоосность подшипников ротора ТВД;
•расцентровка роторов ТНД — нагнетателя;
•ослабление и исчезновение натяга по вкладышам опорно-упорных подшипников № 1 ТВД и № 4 ТНД и опорных подшипников № 2 ТВД и № 3 ТНД;
•увеличенный радиальный зазор опорно-упорных подшипников № 1 ТВД и № 4 ТНД и опорных подшипников № 2 ТВД и № 3 ТНД;
•коробление корпусов ТВД и ТНД при тепловых расширениях;
•торцевое биение дисков ТВД и ТНД;
•повышенные напряжения на рабочих лопатках 1—10-й ступеней осевого компрессора;
•трещины на выходном/входном трубопроводах и опорах технологической обвязки нагнетателя.
Типовая программа диагностирования роторных машин, не оснащенных системами вибромониторинга, включает следующие основные этапы:
1. Изучение и анализ технической и эксплуатационной документации и результатов оперативного контроля.
2. Визуальный осмотр машины и фундамента, проверка состояния соединительных муфт, уплотнений и других элементов, оценка функциональной работоспособности машины по параметрическим критериям
289
и КПД, проверка работоспособности вспомогательного оборудования, систем управления и контроля, снятие контурной характеристики машины.
3.Разработка индивидуальной программы диагностирования и графика проведения работ с учетом конструктивных особенностей машины и условий
ееэксплуатации.
4.Подключение в назначенных контрольных точках и тарировка вибродиагностической аппаратуры, регистрация параметров вибрации подшипников, корпуса, фундамента. Расшифровка и анализ спектральных составляющих вибросигналов.
5.Контроль основных узлов и деталей роторной машины неразрушающими методами (при необходимости).
6.Обследование состояния фундамента и строительных конструкций здания. Обследование проводится в том случае, если при предварительном осмотре установлено нарушение их целостности или выявлены изменения вибрационной характеристики системы «ротор—фундамент» (оценка состояния фундамента и строительных конструкций здания производится по соответствующим методикам).
7.Окончательная обработка и анализ результатов контроля, принятие решения: продолжение эксплуатации машины, вывод ее в ремонт или замена на новую. Перед назначением контрольных точек снимают контурную характеристику роторной машины с целью выявления наиболее информативных точек, в которых вибросигнал имеет минимальные искажения и максимальную величину. Как правило, в качестве контрольных принимаются точки, располагающиеся на подшипниковых опорах и на элементах крепления машины к фундаменту. Расположение контрольных точек обязательно фиксируется, чтобы повторные измерения проводились в одном и том же месте. Ответственные роторные машины оснащаются стационарными креплениями датчиков в контрольных точках. Параметры вибрации на подшипниковых опорах таких машин измеряются в трех ортогональных направлениях: вертикальном, горизонтальном и осевом. Контрольные точки и направления измерения указываются на кинематической схеме контроля, пример которой приведен на рис. 6.2.5 Если в процессе вибродиагностики выявляются нарушения вибрационной характеристики «роторная машина— фундамент», то дополнительно проводят обследование состояния оснований и фундаментов соответствующего оборудования. Эту работу выполняют с привлечением специалистов компетентных организаций. При необходимости после проведения вибродиагностики производится разборка машины и оценка состояния всех основных узлов и деталей посредством неразрушающего и измерительного контроля.
290