Файл: Е. А. Богданов Основы технической диагностики нефтегазового оборудования.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.03.2024
Просмотров: 224
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
i’arr 7’доп
Результаты измерения коэрцитивной силы могут быть использованы также для проверки соответствия фактического напряженного состояния допускаемым напряжениям по условию прочности или устойчивости, установленным соответствующими нормативными документами. Проверку выполняют по условию
Я < Якр
ЛЛС — ЛЛС J
где Я/р — критическая величина коэрцитивной силы, соответствующая допускаемому напряжению и определяемая по номограмме (см. рис. 7.11).
-
Оценка ресурса по состоянию изоляции
Состояние изоляционного покрытия является важнейшим фактором, определяющим ресурс оборудования, работающего в агрессивных средах. В первую очередь этот фактор актуален для стальных подземных газо- и нефтепроводов и хранилищ. Считается, что при нарушении целостности изоляции возникает интенсивная коррозия, приводящая к ускоренному исчерпанию ресурса.
Методику оценки остаточного ресурса по состоянию изоляционного покрытия рассмотрим на примере подземных газопроводов (по РД 12-411—01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов»). Оценка состояния изоляционного покрытия производится по следующим параметрам: внешнему виду покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характеру покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки); адгезии (прочности соединения) с основным материалом, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р51164—98; величине переходного сопротивления между изоляцией и основным металлом.
Критериями предельного состояния изоляции являются ее механические свойства и электропроводимость, наличие отслоений и сквозных повреждений, прочность соединения изоляционного покрытия с металлом. Комплексным интегральным показателем состояния изоляционного покрытия, прогнозируя который можно определить его остаточный ресурс, является величина переходного сопротивления.
Переходным сопротивлением изоляционного покрытия называется электрическое сопротивление единицы площади покрытия в цепи труба—покрытие—электролит. Величина переходного сопротивления R определяется по методу, приведенному в 8.2, или с помощью мегомметра, например типа М1101М или другого с килоомной шкалой и напряжением 100 В. Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения диагностируемого участка газопровода.
Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению Яф в сравнении с критическим (предельным) R* значением конечного переходного сопротивления труба—грунт. Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения
= р» Г
2 \j)2H ■ 0,4 • 10-6 )
где рг — удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-м; D — наружный диаметр трубопровода, м; 5 — толщина стенки трубы, м;
220
Н — глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м.
Решать уравнение следует методом подбора значения Лк, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью до 0,5. Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического (Лф< RK), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода. Если 2RK > R^, > Rk , то покрытие находится на пределе защитных свойств. Если Лф>2Ак и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия.
Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению проводится по формуле
Т
ост
где а — постоянная времени старения г:
а =
In
Аф “ Д*
где Тф — фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, г; Ro — переходное сопротивление изоляционного покрытия на участке газопровода в момент завершения его строительства и сдачи в эксплуатацию, принимается по результатам приемо-сдаточных испытаний газопровода для данного участка либо используется минимальное нормативное значение по РД 12-411-01, принимаемое по табл. 12.2.
Таблица 12.2
Основа покрытия | Переходное сопротивление Ом • м2 |
Битумные мастики | 5-104 |
Полимерные рулонные материалы | 105 |
Полиэтилен экструдированный | 3- 10 |
Стеклоэмаль | 103 |
При истечении расчетного остаточного срока службы Гост на про- диагностированном участке газопровода ожидается снижение переходного сопротивления изоляционного покрытия за допустимые пределы и должно быть принято решение о дальнейших противокор- 221
розийных мероприятиях, в том числе с применением пассивной и активной электрохимической защиты. При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенок труб в результате интенсивной коррозии, обусловленной агрессивностью среды, исключая защитные свойства изоляции.
-
ОСОБЕННОСТИ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
ТИПОВОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
Диагностирование оборудования различных типов осуществляется по определенным программам (алгоритмам). Индивидуальная программа технического диагностирования разрабатывается на основе типовой (см. 1.6) с учетом конструктивных особенностей конкретного оборудования. Ниже рассмотрены программы и особенности диагностирования некоторых типов основного технологического оборудования нефтегазовой промышленности.
-
Диагностирование бзфовьпх установок
Буровые установки представляют собой сложные технические системы, включающие комплекс машин, механизмов и сооружений. Техническое состояние буровой установки определяется состоянием ее составляющих, в том числе: основных грузоподъемных механизмов (лебедка, талевая система); металлоконструкций вышки; вспомогательных механизмов для выполнения спуско-подъемных операций на буровой площадке и приемных мостках; сосудов систем пневмооборудования установки, работающих под давлением; циркуляционных систем приготовления и подачи буровых растворов; комплекса приводов буровых роторов и другого оборудования.
Диагностирование (в НТД чаще используется термин «обследование») буровых установок производится с целью оценки их технического состояния как в период расчетного срока службы, так и выработавших свой расчетный ресурс.
При истечении нормативного срока эксплуатации обследование является обязательной процедурой и проводится с определенной периодичностью.
В соответствии с РД, разработанными АО «Уралмаш» и Волгоградским заводом буровой техники, предусматривают три вида обследования буровых установок с истекшим сроком эксплуатации: первичное, повторное и внеочередное.
Первичное обследование проводят по истечении нормативного срока эксплуатации, установленного заводом-изготовителем оборудования (обычно 7 лет с начала эксплуатации). Период, на который может быть продлен срок службы бурового оборудования, устанавливают исходя из требований нормативных документов и фактического состояния оборудования.
Повторное обследование проводят по истечении срока, установленного первичным обследованием. Количество повторных обследований не ограничивается. Срок до последующих обследований назначают не более трех лет. Возможность дальнейшей эксплуатации определяют общим состоянием бурового оборудования, экономическими показателями и затратами на ремонт.
Внеочередное обследование буровых установок проводят в следующих случаях:
-
если в процессе эксплуатации наблюдается неоднократное появление дефекта в узлах металлоконструкций и механизмах; -
при наличии деформаций, возникающих в результате высоких динамических нагрузок, переподъема, пожара и т.п.; -
если буровая установка подлежит перемонтажу или реконструкции.
Обследованию подвергают буровые установки, находящиеся в рабочем состоянии и установленные на месте эксплуатации, в том числе буровые вышки, основание буровой установки, установленное на них оборудование, устройство для подъема вышек, а также электрооборудование и электроаппаратуру. Вышку можно обследовать как в вертикальном, так и в горизонтальном положении. Решение об этом принимает экспертная комиссия.
При проведении обследования выполняют следующие основные работы:
-
ознакомление с технической эксплуатационной и ремонтной документацией буровой установки и ее анализ; -
внешний осмотр комплекса буровой установки, характеризующий визуально общее состояние металлоконструкций, механизмов, агрегатов, электро-, гидро- и пневмооборудования, проверку комплектности буровой установки; -
проверку состояния основных несущих элементов металлоконструкций с применением методов неразрушающего контроля; -
проверку состояния механизмов, агрегатов, канатов, канатноблочных систем и других узлов и деталей с проведением необходимых измерений величины износа элементов механизмов; -
проверку состояния электрооборудования, электроаппаратуры, приборов безопасности, гидро- и пневмооборудования; -
отбор проб образцов (при необходимости) для химического анализа и проверки механических свойств несущих элементов металлоконструкций.
Необходимость определения химического состава и механических свойств металла может возникнуть в следующих случаях: