CC BY
92
УДК 621.3
Ранжирование нефтегазового оборудования
при переходе на систему обслуживания и ремонта по техническому состоянию
По данным Федеральной службы государственной статистики степень износа основных фондов в области нефтегазодобычи на конец 2011 г. составляет 52,2%, доля полностью изношенных основных фондов — 20,3%, в области нефтегазопереработ-ки 46,7 и 12,9% соответственно. При этом коэффициент обновления (ввод в действие основных фондов, в процентах от наличия основных фондов на конец года) остается на уровне 5-6% с 2004 по 2011 гг. (рис. 1) [1].
Ухудшение технического состояния основных фондов приводит к снижению уровня промышленной безопасности предприятий нефтегазовой отрасли. Ввиду высокой опасности обращающихся в технологических циклах веществ, отказ технологического оборудования может привести к созданию аварийных ситуаций, сопровождающихся серьезными экономическими, экологическими и социальными ущербами [2].
Существующая система планово-предупредительного ремонта (ППР) оборудования, применяемая на предприятиях нефтегазовой отрасли, имеет ряд недостатков:
• обслуживание и ремонт оборудования выполняются без фактической их необходимости;
• необходимость вывода оборудования из работы с последующим полным либо частичным разбором;
• не обоснованная фактическим состоянием замена узлов и деталей с большим остаточным ресурсом.
Наиболее перспективной системой, существенно снижающей затраты на обеспечение работоспособности оборудования, является система обслуживания и ремонта оборудования по техническому состоянию, которая основана на применении современной контрольно-измерительной аппаратуры, обеспечивающей возможность распознавать состояние оборудования в процессе эксплуатации путём измерения ряда технических параметров и на основе анализа результатов измерений предсказывать необходимость ремонта, планировать сроки и объёмы его проведения [3].
Переход на систему обслуживания и ремонта по техническому состоянию подразумевает наличие непрерывного мониторинга оборудования с целью:
• оценки технического состояния оборудования;
• выявления дефектов и причин их возникновения;
• выдачи рекомендаций по ведению технологического режима эксплуатации оборудования с учетом его технического состояния;
• прогнозирования срока безотказной работы;
• создания, хранения и обновления базы статических данных об исследуемом оборудовании;
• анализа диагностической информации для увеличения достоверности оценки технического состояния и прогнозирования ресурса;
ТРАНспОРТ И ХРАНЕНИЕ нефтепродуктов И углеводородного сырья № 1 2014
Э.М. БАШИРОВА, доцент, к.т.н. ОАО «Газпром нефтехим салават» (453256, Россия, г. салават, ул. Молодогвардейцев, 30),
У.ф. ЮМАГУЗИН, ассистент Филиал ФГБОУ ВпО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. салавате, (453250, Республика Башкортостан, г. салават, ул. Губкина, д. 22Б)
Р.Т. ЮЛБЕРДИН, инженер, ОАО «Газпром нефтехим салават» (453256, Россия, г. салават, ул. Молодогвардейцев, 30)
E-mail: bashirova-elmira@yandex.ru
В работе проведен анализ текущего состояния основных фондов оборудования нефтегазовой отрасли Российской Федерации. Рассмотрены подходы к реализации обслуживания и ремонта нефтегазового оборудования. Рассмотрены этапы ранжирования оборудования при переходе на систему обслуживания и ремонта по техническому состоянию.
ключевые слова: нефтегазовое оборудование, техническое состояние, дефект, электрооборудование, электрический привод, мониторинг.
оборудование. автоматика
ци i ■ i i i
111111111 ■■■■■■■■■
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
■ Нефтегазодобыча 22,6 22,6 21,9 21,5 20,9 20,4 19,5 19,8 20,3
■ Нефтегазопереработка 20,7 19,8 17,0 15,3 13,7 13,2 12,8 12,8 12,9
Рис. 1. Состояние основных фондов в нефтегазовой отрасли Российской Федерации: а — степень износа; б — доля полностью изношенных основных фондов; в — коэффициент обновления основных фондов
Рис. 2. Этапы технического диагностирования оборудования
• анализа причин, имеющих системный характер, вызывающих преждевременный выход оборудования из строя и разработки рекомендаций по их устранению.
На предприятиях нефтегазовой отрасли доля насосно-компрессорного оборудования составляет порядка 35% всего производственного оборудования, и, соответственно, уровень надежности и безопасности технологических процессов во многом определяется техническим состоянием насосно-компрессорного оборудования. Для реализации системы ремонта и обслуживания данного вида оборудования по техническому состоянию необходимо проведение двух этапов технического диагностирования (рис. 2) [4].
Первый этап включает в себя:
• проведение базовой паспортизации — сбор информации по всему парку оборудования для дальнейшего выявления наиболее опасных, с точки зрения потенциальной возможности и значимости внеплановых отказов, объектов;
• проведение первичного технического диагностирования современными методами диагностики, позволяющими однозначно определить текущее техническое состояние оборудования.
Второй этап включает в себя:
• непрерывный или периодический контроль автоматизированными системами мониторинга параметров, характеризующих техническое состояние насосно-компрессорного оборудования;
• оценку технического состояния с использованием программно-технических комплексов;
• выдачу заключения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования по результатам технического диагностирования;
• определение возможных ограничений режимов эксплуатации и/или необходимости проведения ремонтно-восстановительных работ, обеспечивающих расчётный режим эксплуатации;
• выдачу рекомендаций по срокам проведения ремонтов.
Наиболее перспективным методом диагностики насосно-компрессорного оборудования, который может использоваться при реализации системы ремонта и обслуживания по техническому состоянию, является метод анализа гармонического состава токов и напряжений, генерируемых двигателем электропривода. Наличие в спектре тока гармонических составляющих определенных частот и определенной интенсивности свидетельствует о наличии повреждений электрической и/или механической части оборудования. Проведение мониторинга тока электропривода может быть выполнено без какого-либо нарушения режима работы насосно-компрессорного оборудования, поэтому этот метод может быть положен в основу перевода его на эксплуатацию по техническому состоянию [2].
В отличие от вибрационного метода, который нашёл широкое применение для диагностики насосно-
а
б
в
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2014
Сопротивление изоляции 0,6 МОм
и
1
5 К
0 ■ __ 1 1 _ ^ - 1 1 - »1.
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Сопротивление изоляции 500 МОм
1
.1 1
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
2 3 4 5 6 7 В 9 10 11 12 13 14 15
Фаза А Фаза В Фаза С
Оба подшипника исправны
К\
1.5 -1 -0.5 0
1
—..-„.И -
Неисправен передний подшипник
К\
1
1
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Ки
1
0.3 0.6 0.4 0.2 0
Б
Г- !■ ~
з -
2.5 ■ 2
Ки 15 1 -
0.5
0 -■
,л1.
2 3 4
6 7 Й 9 10 11 12 13 14 15
9 10 11 12 13 14 15
Фаза А Фаза В Фаза С
Рис. 3. Гармонический состав токов и напряжений электродвигателя АИР 100S4 при различных сопротивлениях изоляции и состоянии подшипников
компрессорного оборудования, метод, основанный на анализе гармонического состава токов и напряжений двигателя электропривода, позволяет определять как механические, так и электрические повреждения, а также осуществлять удаленный контроль технического состояния оборудования. На рис. 3 представлены данные экспериментальных исследований, проведенных на кафедре «Электрооборудование и автоматика промышленных предприятий» филиала ФГБОУ ВПО УГНТУ в г. Салавате.
Являясь дорогостоящим мероприятием, внедрение системы ремонта и обслуживания по техническому состоянию требует выделение оборудования, нуждающегося в приоритетном контроле средствами диагностики. Ранжирование может основываться на идентификации текущего технического состояния оборудования, оценке опасности и вероятности аварии при эксплуатации насосно-компрессорного оборудования (рис. 4) [5].
При идентификации опасности оборудования — процессе выявления опасности с учётом особенностей промышленного объекта — составляется перечень нежелательных событий, способных привести к аварии. Первоначально проводится анализ технологических параметров и свойств технологической среды (1). По результатам характера и количества неполадок (2) выявляется наиболее «проблемное» оборудование (3) — оборудование, которое имеет наибольшее количество отказов, способных привести к аварийной ситуации. Оценка риска оборудования состоит из анализа частоты возникновения аварийной ситуации и последствий аварийной ситуации. Анализ частоты заключается в определении вероятности возникновения определённой опасности, при этом используются качественные (логические методы, экспертные оценки) и количественные (использующие, статистические данные по аварийности и надёжности технологической системы) методы оценки.
транспорт И ХРАНЕНИЕ нефтепродуктов И углеводородного сырья № 1 2014
Рис. 4. Основные этапы идентификации текущего технического состояния оборудования, оценки опасности и вероятности аварии при эксплуатации насосно-компрессорного оборудования
На основе перечня наиболее «проблемного» оборудования производится анализ неполадок и отказов оборудования и анализ аварий, ранее произошедших на данном или подобных объектах нефтегазовой отрасли. Результатом анализа неполадок и аварий является определение последствий аварийных ситуаций, выявление причин возникновения аварийных ситуаций. На основе этого устанавливаются причинно-следственные связи отдельных событий, приводящих к аварийной ситуации, и сценарии возможных аварийных ситуаций. Количественные характеристики отказов и неполадок оборудования (вероятность отказа, интенсивность потока отказов, средняя наработка на отказ) определяются для каждого вида отказа или неполадки по известным математическим зависимостям, используемым в теории надежности. По известным сценариям возникновения и развития аварийных ситуаций, с учётом технологических связей отдельных элементов технологической схемы, и количественных характеристик отказов и неполадок, строятся логико-графические схемы развития аварийных ситуаций для наиболее «проблемного» оборудования. В результате проведения данного этапа должны быть получены оценки вероятности возникновения аварийной ситуации — количественные показатели, полученные с помощью логико-графических схем [5].
Показатель рисков ущербов при отказе оборудования рассчитывается по формуле, приведенной в [6], в которой величина риска г определяется как произведение величины нежелательного события (ущерба) на вероятность его наступления:
г =1 к1 • р • ог,
1=1
(1)
где N — количество возможных опасных событий; ki — масштабирующий коэффициент; р1 — вероятность возникновения опасного события ¿-го класса; с — величина ущерба при ьом событии, выраженная в условных единицах.
Для количественной оценки технического состояния насосно-компрессорного оборудования с электрическим приводом используется интегральный диагностический параметр поврежденности Д^:
Б,
т=1
(2)
где ю — весовые коэффициенты нейронной сети; т = 1,2,3,.... — количество факторов (повреждений); Лт — поврежденность отдельных элементов насосно-компрессорного оборудования:
Дт = Р(К1пА' КипА' ФтпЛ' К1пВ' КипВ' Уи1пВ' К1пС'К1пС' Уи1пС'
(3)
Рис. 5. Архитектура комплексной автоматизированной системы технического диагностирования оборудования
где п — номер гармонической составляющей п = 3; 5; 7; 9....
Для создания автоматизированной системы непрерывного мониторинга технического состояния оборудования предлагается использовать стацио-
ТРАНспОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТЕпРОДУКТОВ И УГЛЕВОДОРОДНОГО сЫРЬЯ № 1 2014
нарные анализаторы качества электрической энергии, регистрирующие гармонический состав токов и напряжений. На рис. 5 представлена архитектура комплексной автоматизированной системы технического диагностирования, в основу которой положен метод оценки технического состояния насосно-компрессорного оборудования на основе анализа гармонического состава токов и напряжений.
Данное решение позволяет автоматизировать процесс контроля и защиты оборудования, а также обеспечивает автоматический сбор, хранение и передачу диагностической информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) операторов по месту расположения оборудования и в удаленный диагностический центр. На экране оператора АРМ отображаются значения диагностических параметров, которые позволяют проследить в динамике развитие дефектов, прогнозировать ресурс безопасной эксплуатации, а также планировать сроки ремонтно-восстановительных работ. Количественная оценка технического состояния оборудования может осуществляться при помощи программного продукта «Оценка технического состояния электрооборудования на основе интегральных параметров» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012615158, авторы: М.Г. Баширов, У.Ф. Юмагузин, И.С. Миронова, В.Г. Акчулпанов) [7].
список литературы
1. Федеральная служба государственной статистики. Основные фонды. Адрес доступа: http://www.gks.ru/
wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/ (дата обращения: 20.09.2013).
2. Бахтизин Р.Н., Баширова Э.М., Миронова И.С. Разработка системы автоматизированного управления техническим состоянием технологического оборудования нефтегазовых производств // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — 2011. — № 4. — С. 27-31.
3. Диагностика технического состояния электрооборудования систем электроснабжения: Уч. пособие / Под ред. В.А.Шабанова. — Уфа: Нефтегазовое дело, 2012. — С. 29-30.
4. СТО Газпром РД 39-1.10-083-2003. Положение о системе технического диагностирования оборудования и сооружений энергохозяйства ОАО «Газпром» / Утв. распоряжение ОАО «Газпром» № 337 от 26.12.2003.
5. Хуснияров М.Х. Анализ риска эксплуатации оборудования установок нефтепереработки // Нефтегазовое дело. — 2001. — № 2. — С. 131-135. Адрес доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Husniyarov/hus2.pdf (дата обращения 02.02.2014).
6. Баширов М.Г., Юмагузин У.Ф., Талаев В.Л. Оценка технического состояния оборудования предприятий нефтегазовой отрасли на основе применения техноценоло-гического метода // Нефтегазовое дело. — 2012. — № 5. — С. 293-302. Адрес доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ Bashirov/Bashirov_5.pdf (дата обращения 02.02.2014).
7. Баширов М.Г., Миронова И.С., Юмагузин У.Ф., Акчулпанов В.Г. Оценка технического состояния электрооборудования на основе интегральных параметров. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012615158, 2012.
RANKING OF OIL AND GAS EQUIPMENT IN THE TRANSITION TO A SYSTEM OF MAINTENANCE AND REPAIR OF THE TECHNICAL CONDITION
Bashirova E.M., Docent, Candidate of Tech. Sci., Gazprom neftekhim Salavat (30, Molodogvardeytsev str., Salavat, 453256, Russian Federation). E-mail: bashirova-elmira@yandex.ru
Yumaguzin U.F., Assistant, Branch of Ufa State Petroleum Technical University in Salavat (22B, Gubkin str., Salavat, 453250, Russian Federation)
Yulberdin R.T., Engineer, Gazprom neftekhim Salavat (30, Molodogvardeytsev str., Salavat, 453256, Russian Federation) ABSTRACT
In work the analysis of the current state of the main funds of the oil and gas industry of the Russia. Approaches to the implementation of maintenance and repair of oil and gas equipment. The stages of the ranking equipment when moving to a system of maintenance and repair of the technical condition.
Keywords: oil and gas equipment, technical condition, defect, electrical equipment, electric drive, monitoring, ranking.
REFERENCES
1. Federal'naya sluzhba gosudarstvennoy statistiki. Osnovnyye fondy [Federal State Statistics Service. Fixed assets]. Available at: http://www.gks.ru/ wps/wcm/connect/rosstat_main/rosstat/ru/ (accessed 20 September 2013).
2. Bakhtizin R.N., Bashirova E.M., Mironova I.S. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya — Transport and storage of oil and hydrocarbons. 2011, no. 4, pp. 27-31.
3. Diagnostika tekhnicheskogo sostoyaniya elektrooborudovaniya sistem elektrosnabzheniya [Diagnostics of technical condition of an electric power supply systems]. Ed. V.A.Shabanov. Ufa: Neftegazovoye delo Publ., 2012. pp. 29 - 30.
4. Standard Organization of Gazprom RD 39-1.10-083-2003. Polozheniye o sisteme tekhnicheskogo diagnostirovaniya oborudovaniya i sooruzheniy energokhozyaystva OAO «Gazprom» [Regulation on technical diagnostics equipment and facilities energy management of Gazprom]. (In Russian).
5. Khusniyarov M.Kh. Neftegazovoye delo — Oil and Gas Business. 2001. No. 2. pp. 131 - 135. Available at: http://www.ogbus.ru/authors/ Husniyarov/hus2.pdf (accessed 02 February 2014).
6. Bashirov M.G., Yumaguzin U.F., Talayev V.L. Neftegazovoye delo — Oil and Gas Business. - 2012. No.5. pp. 293 - 302. Available at: http://www. ogbus.ru/authors/Bashirov/Bashirov_5.pdf (accessed 02 February 2014).
7. Bashirov M.G., Mironova I.S., Yumaguzin U.F., Akchulpanov V.G. Otsenka tekhnicheskogo sostoyaniya elektrooborudovaniya na osnove integral'nykh parametrov. Svidetel'stvo o gosudarstvennoy registratsii programmy dlya EVM № 2012615158, 2012 [Technical evaluation of electrical equipment on the basis of integral parameters. Certificate of state registration of the computer. No. 2012615158, RF, 2012].
транспорт И ХРАНЕНИЕ нефтепродуктов И УГЛЕВОДОРОДНОГО сырья № 1 2014
