Диагностический мониторинг объектов энергетики, нефтегазовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности – путь повышения промышленной безопасности

Касаясь вопроса, связанного с решением проблем промышленной безопасности, следует отметить большое количество решений, но наиболее эффективным является комплексный подход, который условно можно разделить на пять основных пунктов:

1. Разработка комплексной системы контроля технического состояния скважины.

2. Определение предельных и допустимых величин МКД в эксплуатируемых скважинах.

3. Совершенствование методов исследований и определение дополнительных критериев для диагностики источников МКД.

4. Разработка технологии преждевременного выявления признаков негерметичности скважин и оборудования.

5. Повышение эффективности мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации причин негерметичности в скважинах и оборудовании.

Основными практическими результатами, полученными за период действия применения подобного принципа, являются снижение числа скважин с МКД, уменьшение скважин наиболее высокого класса опасности и сохранение действующего фонда скважин.

Литература

1. Федеральный закон от 21.07.1997 N 116-ФЗ (ред. от 13.07.2015) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». М.: «Консультант Плюс» 2015. 23 с.

2. СТО Газпром 2-2.3-696-2013 «Руководство по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на месторождениях и подземных хранилищах газа». М.: ООО «Газпром экспо» 2014. 36 с.

Диагностический мониторинг объектов энергетики, нефтегазовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности -путь повышения промышленной безопасности Портненко М. А.1, Степанов Е. Г.2, Шамаев И. А.3, Ермаков К. В.4

4Портненко Максим Александрович /Portnenko Maksim Aleksandrovich - ведущий инженер отдела неразрушающего контроля;

2Степанов Евгений Георгиевич / Stepanov Evgenij Georgievich - начальник испытательной лаборатории неразрушающего контроля;

3Шамаев Игорь Александрович / Shamaev Igor' Aleksandrovich - начальник отдела неразрушающего контроля;

4Ермаков Константин Васильевич /Ermakov Konstantin Vasil'evich - начальник отдела электромагнитной совместимости,

ООО «Энергодиагностика», г. Москва

Аннотация: в статье рассматриваются проблемы повышения промышленной безопасности путем мониторинга объектов энергетики, нефтегазовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности методами неразрушающего контроля.

Ключевые слова: диагностика, мониторинг, промышленная безопасность,

акустическая эмиссия [2], напряженно-деформированное состояние, акустикоэмиссионный преобразователь, тензопреобразователь.

Актуальность проблемы диагностирования технического состояния опасных производственных объектов с каждым годом становится все очевиднее.

73

В особенности таких объектов, разрушение которых, даже частичное, может привести к техногенной катастрофе или непоправимому материальному ущербу. К таким объектам относятся конструкции энергетики, нефтегазовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности: агрегаты, емкости,

колонны, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы.

Износ и старение оборудования делают эксплуатацию его опасным, а периодический контроль штатными средствами контроля зачастую не может обеспечить надлежащего уровня эксплуатационной надежности, или проведение его связано с большими потерями времени на подготовительные работы.

Опасности, грозящие трубопроводным системам, можно объединить в две категории: это аварии и диверсии. Многие аварии вызываются земляными работами, недостаточной пропускной мощностью систем, коррозией, погодными условиями, механическими поломками, повреждениями системы контроля, ошибками операторов и стихийными бедствиями. Поэтому все заметнее просматривается тенденция перехода от периодического контроля таких объектов к непрерывному их контролю (мониторингу).

Кроме физического и морального износа оборудования имеется ряд причин, заставляющих производственников обращаться к мониторингу. Можно назвать следующие:

1. Отсутствие доступа и затрудненный доступ.

Примером таких конструкций служат, например, емкости для хранения аммиака, колонны и сосуды с теплоизоляцией.

2. Высокие скорости роста эксплуатационных дефектов и, как следствие, малая долговечность вынуждают эксплуатационников уменьшать интервалы между очередными инспекциями, что приводит к значительным материальным затратам за счет простоев оборудования и высокой суммарной стоимости работ по инспекции за время эксплуатации объекта.

3. Последствия от разрушения объектов могут приводить к большим материальными потерями и значительному риску для здоровья обслуживающего персонала и населения при неблагоприятном расположении объектов.

Цель диагностического мониторинга объектов нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и химической промышленности.

Целью диагностического мониторинга является:

• своевременное обнаружение дефектов в конструкции;

• сбор, хранение и анализ данных технического диагностирования и прогнозирование изменения технического состояния конструкции во времени;

• автоматизация технического диагностирования и снижения роли человеческого фактора при оценке результатов диагностирования;

• повышение уровня промышленной безопасности.

Определяющие признаки необходимости диагностического мониторинга технических устройств.

Системы диагностического мониторинга, обеспечивая высокую достоверность и полноту контроля потенциально опасных производственных объектов, являются сложными и дорогостоящими устройствами. Поэтому необходимо рассмотреть ряд признаков, которые позволяют оценить эффективность диагностического

мониторинга объектов с точки зрения эксплуатационной надежности и достаточности для обеспечения эффективной и безопасной эксплуатации объекта в целом.

Такими признаками можно считать следующие:

• Последствия от разрушения конструкции.

• Доступ для проведения диагностирования.

• Характеристики эксплуатационной живучести конструкции.

74

Последствия от разрушения зависят от конструктивного исполнения, расположения и функционального назначения объекта.

Например, повреждение днища или стенки хранилища аммиака емкостью 2000050000 куб. метров, расположенного в зоне морского терминала, приведет к экологической катастрофе, ибо будет полностью нарушен навсегда или на длительное время естественный природный баланс в зоне морской акватории и прибрежной зоне, создаст глобальную опасность здоровью десятков тысяч людей, проживающих в этой зоне.

Диагностический мониторинг в данном случае представляется единственным и наиболее целесообразным видом контроля технического состояния объекта.

Доступ к объекту во многом определяет состав и вид системы диагностирования. При отсутствии доступа практически невозможно осуществлять периодическое диагностирование с использованием штатных средств, или суммарные материальные затраты на подготовку объекта к контролю и проведение самого контроля будут очень значительны.

Характеристики эксплуатационной живучести объекта, к которым относятся: интервал времени от начала эксплуатации до момента времени, при котором дефект достигает обнаруживаемых размеров (долговечность до обнаружения дефекта), интервал времени от момента обнаружения дефекта до момента времени, при котором дефект достигает своего критического значения, т. е. происходит разрушение объекта (эксплуатационная живучесть), влияют на выбор способа обеспечения

эксплуатационной надежности объекта, одной из составляющих которого является диагностический мониторинг.

Роль и место диагностического мониторинга становится более очевидной при рассмотрении различных сочетаний доступа и характеристик живучести объекта.

При высоких скоростях развития дефектов (малой живучести) и отсутствии доступа диагностический мониторинг объекта является безальтернативным способом обеспечения требуемой эксплуатационной надежности.

Весьма дорогостоящим вариантом поддержания необходимого уровня надежности, например, емкости, может явиться снижение уровня напряжений за счет увеличения проектной толщины стенки емкости и введения выходного контроля, обеспечивающего обнаружение всех производственных дефектов. В этом случае в процессе эксплуатации дефекты в конструкции не должны возникать по определению за все время эксплуатации, и, естественно, не требуется проведение контроля. Однако для парка существующих эксплуатируемых емкостей проблема остается.

При невысоких скоростях дефектов и отсутствии доступа мониторинг объектов также предпочтительнее любых других способов обеспечения эксплуатационной надежности, несмотря на то, что объект с такими характеристиками живучести может эксплуатироваться без использования какого-либо контроля, если выполняются условия критерия медленного роста дефекта, суть которого заключается в том, что в процессе эксплуатации дефекты в конструкции могут возникать и развиваться, но их размеры к моменту исчерпания ресурса не должны превышать критических, при которых может произойти разрушение конструкции. Для реализации такого принципа на этапе проектирования должны быть выбраны специальные стали с высокой способностью к сопротивлению усталостным трещинам и другим дефектам.

При высоких скоростях роста дефекта и наличии доступа мониторинг объектов как способ организации контроля технического состояния является предпочтительнее обычного периодического контроля в силу значительной трудоемкости последнего и субъективной оценки результатов контроля.

Эксплуатация таких конструкций без проведения какого-либо контроля фактически будет означать эксплуатацию до отказа, т. е. до разрушения.

Блок-схема системы комплексного диагностического мониторинга (КДМ) и решаемые ею задачи отображены на Рисунке 1.

75

Система КДМ

Измерительная часть

Модули сбора и обработка данник

Диагностические Параметрические

С атчики датчики

— Преобразователи АЭ

— Датчики вибрации

— Датчики деформации

— Датчики давления

— Датчики температуры

— уравнонеры

b Датчики скорости корразии L Датчики осадков, направления и

силы ветра

— Датчики перемещений

^ Исполнительная часть ^

Li___________________П

Вдаислительнап часть

Промежуточные

станции

Центральная

вычислительная

станция

Рис. 1. Блок-схема системы КДМ и решаемые ею задачи

Акустико-эмиссионный контроль технических устройств проводится в соответствии с [1].

Для 100 %-го контроля АЭ методом поверхности резервуара была выбрана следующая расстановка преобразователей АЭ на внутреннем резервуаре изотермического хранилища жидкого аммиака:

На стенку корпуса внутреннего резервуара устанавливаются акустикоэмиссионные преобразователи по триангуляционной схеме в несколько поясов. Расстояние между поясами составляет 5-6 м., расстояние между ПАЭ в поясе также выбирается 5-6 м. Нижний ряд преобразователей устанавливается на высоте 200 мм от днища резервуара. Точность установки ПАЭ должна быть не хуже +50мм.

ПАЭ могут крепиться на стенке резервуара с помощью приваренных к стенке держателей. Способ крепления ПАЭ согласуется с заказчиком.

Устанавливаемые датчики АЭ позволят полностью контролировать стенку и днище внутреннего резервуара на наличие развивающихся дефектов в реальном времени. При этом проводится локация обнаруженных источников по триангуляционной схеме. Обнаруженные источники АЭ отображаются визуально на

76

3-х мерной картинке вычислительного комплекса с записью в Протоколе координат источников.

Около каждого датчика АЭ устанавливаются датчики деформации для локального контроля напряженно-деформированного состояния и датчики температуры.

Помимо датчиков АЭ устанавливаются уровнемеры и датчики давления для контроля минимального и максимального давления.

Для контроля нагрузок, связанных с отклонением резервуара от вертикального положения, устанавливаются датчики линейных перемещений.

Система мониторинга оснащается дополнительным устройством измерения скорости и направления ветра для контроля ветровых нагрузок, а также детектором осадков в виде дождя и снега для фильтрации сигналов АЭ.

Примерная схема расстановки датчиков АЭ на резервуаре приведена на Рисунке 2.

77

Примерный перечень оборудования, количество и тип устанавливаемых датчиков системы КДМ на контролируемом резервуаре приведен в Таблице 1.

Таблица 1. Примерный перечень оборудования, количество и тип устанавливаемых датчиков системы КДМ на контролируемом резервуаре

№ п/п Наименование Количество, шт.

1 Центральная вычислительная станция 1

1.1 Промышленная стойка 1

1.2 Промышленный системный блок 1

1.3 Промышленная клавиатура 1

1.4 Накопитель 1

1.5 Монитор 1

1.6 UPS 1

1.7 Принтер 1

1.8 Коммутационный шкаф 1

1.9 Удаленный терминал 1

1.10 Информационный экран 1

2 Концентратор 4

3 Модуль сбора и обработки данных 95

4 Сенсорный узел 95

4.1 Преобразователь АЭ (сдвоенный) 95

4.2 Датчик деформации 95

4.3 Датчик температуры 95

5 Дополнительные датчики

5.1 Датчик давления 2

5.2 Датчик перемещения 8

5.3 Виброизмерители 2

5.4 Уровнемеры 4

5.5 Г азоанализаторы 8

5.6 Метеостанция 1

6 Кабель

7 Программное обеспечение

Схема диагностического мониторинга трубопроводов приведена на Рисунке 3.

В условиях эксплуатации на трубопровод действуют следующие виды нагрузок:

1. Постоянные.

2. Временные длительные.

3. Кратковременные.

К числу постоянных нагрузок относятся:

• Собственный вес трубопровода.

• Предварительное напряжение трубы (упругий изгиб).

• Вес грунта (для подземной прокладки).

Временные длительные нагрузки:

• Внутреннее давление.

• Масса продукта.

• Температурные воздействия.

• Неравномерная деформация грунта.

78

79

Кратковременные нагрузки:

• Нагрузки, возникающие при испытаниях.

• Нагрузки от оползней.

В результате действия этих нагрузок в местах концентрации напряжений, образованных производственными дефектами или геометрическими концентраторами, могут появляться и развиваться трещины в основном металле и сварных швах трубы.

При неблагоприятном сочетании постоянных, временных и кратковременных нагрузок трубопровод может изменить пространственное, проектное положение, что приводит к появлению дополнительных нерасчетных напряжений.

Кроме механических нагрузок, стенка трубопровода в связи с различными условиями эксплуатации и разным характером транспортируемой среды испытывает дополнительные воздействия, приводящие к следующим негативным последствиям:

• возрастанию интенсивности коррозионных процессов внутренней и наружной стенок трубопроводов;

• эрозионному износу внутренней стенки трубы.

Чтобы снизить эти нагрузки мы предлагаем проложить трубопровод в бетонном коробе, соответственно облегчим доступ к сложному участку трубопровода для установки АЭ датчиков и последующему ремонту. Также мы применили систему компенсаторов.

На трубе компенсатора устанавливаются семь рабочих и семь резервных акустикоэмиссионных преобразователей (Д1, Д1р.-Д7, Д7р). Для измерения внутреннего давления и напряженно деформированного состояния трубы в зоне установки акустико-эмиссионных преобразователей Д7, Д7р устанавливаются один тензопреобразователь для измерения кольцевых напряжений и два по бокам трубопровода для измерения продольных напряжений. В тех же местах установлены резервные тензопреобразователи.

На опоре устанавливается датчик перемещений для измерения бокового смещения трубы тоннельного участка, обусловленного работой компенсатора в процессе транспортировки продукта.

Акустический контакт между акустико-эмиссионными преобразователями и трубой осуществляется с помощью акусто-проводящего клея. Тензопреобразователи наклеиваются на трубу по технологии завода-изготовителя. Для защиты тензопреобразователей от влаги, механических и других видов повреждений они вместе с выводными концами покрываются защитным слоем на эпоксидной основе.

Датчики линейных перемещений устанавливаются на хомутах опор.

Особенность контроля данного участка трубопровода состоит в том, что в течение всего периода эксплуатации система работает в автоматическом режиме, поставляя информацию о техническом состоянии трубопровода диспетчеру трубопровода.

При поступлении данных о повреждениях в диспетчерский пункт происходит автоматическая выборка всех параметров поврежденной конструкции из базы знаний, и формируется строка-сообщение в списке банка данных, включая: конструктивное описание газопровода и описание дефекта, далее выводится на дисплей в виде упомянутых выше курсоров разного цвета и формы.

Инициализация блока экспертных решений может осуществляться вручную или автоматически. При этом в результате сравнения обнаруженных дефектов с допустимыми и уточнения срока службы газопровода до возникновения дефектов, делается прогноз прочности газопровода, на основе которого вырабатываются следующие решения:

1. Оставить без внимания.

2. Следить за развитием (с рассчитанной ранее периодичностью или иной, уточненной расчетом).

80

3. Удалить дефект и продолжить эксплуатацию без ограничений.

4. Произвести локальный ремонт газопровода без вырезания «катушки».

5. Произвести капитальный ремонт газопровода в месте повреждения.

6. Отключить поврежденную нитку газопровода.

Литература

1. ПБ 03-593-03. «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов». М.: «ПИО ОБТ» 2003. 55 с.

2. ГОСТ 27655-88. «Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения». М.: «Издательство стандартов»,1988. 13 с.

Опыт оценки текущего технического состояния и экспертизы промышленной безопасности фонда скважин Инчукалнского ПХГ Щербицкис И. Д. , Доронин А. В. , Пищухин М. А. , Герасимов С. А.4, Степанов Е. Г.5

1 Щербицкис Иварс Дайнисович /Shcherbickis Ivars Dajnisovich - руководитель эксплуатационного участка

АО «Латвияс Газе», г. Сигулда, Латвийская Республика;

2Доронин Алексей Викторович /Doronin Aleksej Viktorovich - начальник экспертноаналитического отдела;

3Пищухин Михаил Алексеевич / Pishhuhin Mihail Alekseevich - заместитель начальника управления комплексного исследования скважин;

4Герасимов Сергей Александрович / Gerasimov Sergej Aleksandrovich - ведущий инженер экспертно-аналитического отдела;

5Степанов Евгений Георгиевич /Stepanov Evgenij Georgievich - начальник испытательной лаборатории неразрушающего контроля,

ООО «Энергодиагностика» г. Москва

Аннотация: в статье авторы делятся опытом проведения экспертизы

промышленной безопасности и оценки технического состояния фонда скважин Инчукалнского ПХГ.

Ключевые слова: промышленная безопасность, техническое состояние, техническое диагностирование, неразрушающий контроль, подземное хранилище газа, призабойная зона пласта, фонтанная арматура, колонная головка, оборудование устья скважины, эксплуатационная колонна, межколонное пространство, межколонное давление.

На Инчукалнском ПХГ, начиная с 2000 г., проводится постоянная оценка текущего технического состояния скважин методами неразрушающего контроля, в том числе геофизическими методами [1].

Объектами технического диагностирования выступали следующие основные элементы скважин: эксплуатационная колонна, межколонное пространство,

призабойная зона пласта (ПЗП), приустьевой участок скважины (ПУС), фонтанная арматура, оборудование устья.

Выбор скважин для технического диагностирования осуществляется на основе их предварительной оценки с учетом продолжительности эксплуатации, конструктивных особенностей, геолого-технологических условий эксплуатации, ранее наблюдавшихся осложнений и отказов, проведенных ремонтных работ, рентабельности и других факторов.

81