СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

А.Н. Мисейко, В.Г. Харебов, К.А. Медведев

ООО «Научно-технический центр «ЭгидА»

В современных экономических условиях одним из перспективных направлений повышения эффективности управления основными фондами промышленных предприятий является переход к обслуживанию и ремонту оборудования по фактическому техническому состоянию. Он позволяет увеличить прибыль за счет сокращения простоев оборудования и оптимизации длительности межремонтных периодов, снизить затраты на превентивный ремонт еще работоспособного оборудования, обеспечивает гибкое распределение внутренних ресурсов предприятия, стимулирует поиск и внедрение инновационных технологий обслуживания и ремонта. Однако такой переход предполагает существенное повышение ответственности предприятия в вопросе обеспечения надежной и безопасной эксплуатации оборудования. Особую актуальность эта проблема имеет для нефтеперерабатывающих предприятий, где обращаются пожаро- и взрывоопасные вещества, а аварии и отказы оборудования в результате ухудшения его технического состояния могут привести к многочисленным человеческим жертвам и многомиллионным убыткам, нанести непоправимый урон экологии.

Реализация вышеуказанной концепции ремонта и обслуживания на нефтепере­рабатывающих предприятиях невозможна без организации эффективной системы сбора и анализа информации о текущем техническом состоянии технологического оборудования, что, в свою очередь, накладывает определенные требования на способы, методы и средства получения подобной информации [1].

Система сбора и анализа оперативной информации о текущем техническом состоянии оборудования нефтеперерабатывающих предприятий должна предусматривать следующие виды контроля:

-        непрерывный контроль (мониторинг технического состояния) наиболее ответственного оборудования в процессе его эксплуатации;

-        периодический контроль менее ответственного оборудования в процессе эксплуатации;

-        входной контроль материалов, применяемых при монтаже и ремонте оборудования;

-        приемочный контроль после монтажа и ремонта оборудования перед допуском его в эксплуатацию;

-        контроль полноты и правильности действий персонала, ответственного за эксплуатацию и ремонт оборудования.

Важнейшая роль в описанной системе сбора и анализа информации отводится мониторингу технического состояния наиболее ответственного нефтеперерабатывающего оборудования в процессе эксплуатации, который должен в режиме реального времени решать следующие задачи:

-        обнаруживать дефекты, представляющие опасность для целостности и работоспособности эксплуатируемого оборудования;

-        определять с необходимой точностью местоположение, тип и характер обнаруженных дефектов;

-        адекватно оценивать степень опасности обнаруженных дефектов;

-        регистрировать динамику развития обнаруженных дефектов и прогнозировать момент перехода оборудования в критическое состояние;

-        предупреждать эксплуатационный персонал о приближении критического состояния оборудования и своевременно предотвращать аварийные ситуации путем выработки управляющих воздействий.

Для решения вышеперечисленных задач предлагается использовать системы комплексного диагностического мониторинга (СКДМ) технического состояния, основанные на методах неразрушающего и параметрического контроля. Обобщенная функциональная схема СКДМ технического состояния приведена на рис. 1. Согласно этой схеме в СКДМ выделяются измерительная, вычислительная и исполнительная части. Методы и средства, обеспечивающие функционирование каждой из этих частей, варьируются в зависимости от параметров контролируемого оборудования и условий мониторинга. Измерительная часть представлена многофункциональными модулями сбора и обработки данных (МСОД), получающими информацию с диагностических и параметрических датчиков. К первым следует отнести датчики акустической эмиссии (АЭ), вибрации, деформации, скорости коррозии, линейных перемещений, акселерометры, инклинометры и т.п., регистрирующие изменения состояния материала контролируемого оборудования и положения оборудования в пространстве. Ко вторым относятся датчики, регистрирующие параметры эксплуатации оборудования (давление, температуру, уровень рабочей среды и т.п.) и параметры окружающей среды (уровень осадков, температуру воздуха, направление и силу ветра и т.п.). Вычислительная часть состоит из центральной вычислительной станции (ЦВС), устанавливаемой в помещении операторной, а также из промежуточных вычислительных станций, устанавливаемых недалеко от контролируемого оборудования. Исполнительная часть представляет собой запорно-регулирующую арматуру (клапаны, задвижки, заслонки и т.п.), позволяющую управлять режимом работы контролируемого оборудования.

Рис. 1. Обобщенная функциональная схема СКДМ технического состояния нефтеперерабатывающего оборудования

На рис. 2 приведена обобщенная структурная схема предлагаемой СКДМ технического состояния нефтеперерабатывающего оборудования с различными вариантами построения: 1 – для оборудования, расположенного поблизости от ЦВС; 2 – для группы близко расположенных единиц технологического оборудования; 3 – для протяженного (крупногабаритного) оборудования или единиц оборудования, находящихся на значительном удалении друг от друга и ЦВС.

Рис. 2. Обобщенная структурная схема СКДМ технического состояния нефтеперерабатывающего оборудования с различными вариантами построения

Рассматривая мониторинг как важнейшую составляющую системы получения оперативной и достоверной информации о текущем техническом состоянии нефтеперерабатывающего оборудования, следует отметить, что особое значение имеет мониторинг оборудования с критическими дефектами, вынужденно эксплуатируемого по причине неремонтопригодности или невозможности его замены в кратчайшие сроки, а также оборудования, фактические параметры эксплуатации которого превышают проектные значения. Риск отказов такого нефтеперерабатывающего оборудования несоизмеримо выше, поэтому оно должно быть в первую очередь оснащено системами мониторинга технического состояния.

В качестве примера успешной реализации на практике указанных принципов построения СКДМ можно привести опыт разработки и внедрения системы мониторинга технического состояния абсорбера циркулирующего газа К-102 на установке ЛЧ-24/7 одного из нефтеперерабатывающих заводов ПАО «НК «Роснефть» [2]. Указанный абсорбер эксплуатировался с 1970 г. со следующими параметрами: рабочее давление – 4,2 МПа, рабочая температура +45 ^оС, рабочая среда – 15% раствор моноэтаноламина в смеси с водородсодержащим газом и сероводородом. Абсорбер был изготовлен из легированной стали марок 11483.1 и 11474.1 (ЧССР), его толщина составляла 24 мм, внутренний диаметр и высота соответственно равны 1200 и 16450 мм. Верхняя часть абсорбера имела критические дефекты в виде расслоения (площадью около 0,4 м², глубиной от 6,1 до 12,4 мм) металла днища и трещины (длиной 140 мм, глубиной от 12 до 14 мм) с внутренней стороны абсорбера в сварном шве приварки днища к корпусу. Ремонт этих дефектов с применением сварочных работ был признан нецелесообразным в связи с опасностью последующего коррозионного растрескивания металла абсорбера, а полная замена верхней части в период текущего ремонта являлась невозможной из-за отсутствия необходимых материалов. Поэтому было принято решение об оснащении абсорбера К-102 системой мониторинга для непрерывного наблюдения за динамикой развития имеющихся дефектов в процессе эксплуатации и заменой дефектных элементов при очередном капитальном ремонте установки.

Основным методом контроля технического состояния абсорбера К-102 при построении системы мониторинга был выбран акустико-эмиссионный метод неразрушающего контроля. Он обеспечивает высокую чувствительность к развивающимся дефектам и позволяет выполнять адекватную оценку степени их опасности в режиме реального времени. Кроме того, в число параметров, контролируемых системой мониторинга, были включены давление и температура рабочей среды внутри абсорбера, а также параметры метеорологической обстановки на производственной площадке. Их регистрация была необходима для нахождения корреляции с параметрами сигналов АЭ и построения трендов зависимости технического состояния абсорбера от влияния различных факторов.

Технические средства в составе разработанной системы мониторинга по способу и месту установки были разделены на средства измерения, установленные непосредственно на поверхности абсорбера К-102, и оборудование, установленное в помещении операторной.

К средствам измерения, непосредственно установленным на поверхности абсорбера К-102, относились:

-        4 датчика АЭ, расположенные в защитных гильзах, приваренных к корпусу абсорбера;

-        2 МСОД, содержащие аналоговые и цифровые частотные фильтры, усилители, аналого-цифровые преобразователи, цифровые компараторы амплитуды, вычислительные устройства для расчета характеристик сигналов АЭ, а также измерительные каналы токовой петли для регистрации медленно меняющихся параметров (типа давления и температуры) с первичных или вторичных преобразователей, оснащенных токовым выходом 4-20 мА;

-        3 клеммные коробки;

-        комплект соединительных кабелей (измерительных линий).

В состав оборудования, установленного в помещении операторной, входили:

-        ЦВС, содержащая системный блок, монитор с жидкокристаллическим дисплеем, клавиатуру, мышь, источник бесперебойного питания (ИБП);

-        коммутационный шкаф гальванической развязки (КШГР);

-        консоль метеостанции;

-        комплект соединительных кабелей (измерительных линий).

Сигналы АЭ, возникающие в результате действия эксплуатационных, ветровых нагрузок и осадков регистрировались четырьмя датчиками АЭ, установленными в верхней части абсорбера К-102. Три датчика АЭ были установлены по периметру шва приварки верхнего днища к корпусу абсорбера на равном расстоянии друг от друга и смещены на 200 мм вниз от уровня указанного сварного шва. Один датчик АЭ был установлен на верхнем днище абсорбера.

Каждая пара датчиков АЭ подключалась к многофункциональному модулю МСОД, который обеспечивал гальваническую развязку измерительных каналов, прием аналоговых сигналов с датчиков АЭ и датчиков контроля дополнительных параметров, преобразование их в цифровую форму и последующую обработку. Оба МСОД были соединены одной измерительной линией (кабель типа МКЭШВ 2х2х1,5 мм). Линия подключалась к концентратору, который располагался внутри КШГР, который, в свою очередь, был установлен в помещении операторной установки ЛЧ-24/7. Концентратор обеспечивает электропитанием подключенные к нему МСОД, принимал и обрабатывал поступающую от них информацию. Кроме концентратора КШГР содержал источники питания класса AC/DC, буферные модули, медиаконвертер, предохранитель, автоматический выключатель, контактор, несущие DIN-рейки, шины заземления, коммутационные клеммы и стопоры. Буферные модули были предназначены для продолжения работы системы мониторинга в течение нескольких секунд после несанкционированного отключения электропитания и корректного завершения ее работы. Предохранитель и автоматический выключатель обеспечивали защиту электрических цепей от перегрузки и короткого замыкания. Контактор обеспечивал коммутацию электропитания при нажатии на кнопку включения/выключения КШГР и разрыв цепи электропитания при его несанкционированном отключении.

С выхода КШГР информация поступала в ЦВС. ЦВС, используя стандартные протоколы обмена, обеспечивая режим удалённого доступа с поддержкой управления и передачи данных. На ЦВС также поступала информация о метеорологических параметрах с метеостанции и об эксплуатационных параметрах с датчиков давления и температуры. Накапливаемая информация сохранялась на жестком диске компьютера в виде базы данных и в любое время могла быть извлечена для последующего анализа технического состояния абсорбера К-102.

Структурная схема разработанной СКДМ технического состояния абсорбера циркулирующего газа К-102 приведена на рис. 3.

Рис. 3. Структурная схема СКДМ технического состояния абсорбера К-102

Для вышеописанной системы мониторинга было разработано соответствующее алгоритмическое и программное обеспечение, которое обеспечивало оценку технического состояния абсорбера К-102 в процессе эксплуатации на основании критериев, учитывающих изменение скорости регистрации сигналов АЭ и их основных параметров (амплитуды, энергии, длительности, количества выбросов, времени нарастания и пр.) в зависимости от действия эксплуатационных нагрузок и изменения метеорологической обстановки на производственной площадке.

Обслуживающий персонал установки ЛЧ-24/7 получал оперативную информацию о техническом состоянии абсорбера К-102 в виде цветовых индикаций и сообщений в информационном поле программы на экране монитора ЦВС. Там же отображались рекомендации для обслуживающего персонала.

Для оценки изменения технического состояния абсорбера К-102 были предусмотрены следующие индикации:

-        индикация «НОРМА», показывающая, что СКДМ функционирует в штатном режиме, техническое состояние абсорбера не ухудшается (информационное поле программы при этом имеет зеленый цвет);

-        индикация «ВНИМАНИЕ», показывающая, что СКДМ зарегистрировала ухудшение технического состояния абсорбера (информационное поле программы при этом имеет желтый цвет, а в панели сообщений желтым цветом выведена строка «Опасный источник АЭ»);

-        индикация «ТРЕВОГА», показывающая, что СКДМ зарегистрировала приближение технического состояния абсорбера к критическому значению, существует возможность разгерметизации абсорбера, обслуживающему персоналу выдаются рекомендации по срочному снижению эксплуатационных нагрузок на абсорбер (информационное поле программы при этом имеет красный цвет, а в панели сообщений красным цветом выведена строка «Критический источник АЭ»).

Для повышения надежности функционирования аппаратной части и обеспечения достоверности измерений в установленной системе мониторинга был реализован алгоритм автоматической калибровки датчиков АЭ и самотестирование измерительных каналов (не реже 1 раза в сутки).

Вышеописанная СКДМ в течение 15 месяцев надежно функционировала, обеспечивая в режиме реального времени безаварийную эксплуатацию абсорбера. Использование данной СКДМ позволило спланировать своевременную замену аппарата. Опыт внедрения и эксплуатации данной СКДМ свидетельствует о большой перспективе применения систем подобного класса при переходе на обслуживание и ремонт технологического оборудования по фактическому техническому состоянию. Предлагаемые принципы могут быть широко использованы для построения целого класса систем непрерывного мониторинга технического состояния наиболее сложного и ответственного оборудования предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.     Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. – Новосибирск: Наука, 2005. – 516 с.

2.     Харебов В.Г., Мисейко А.Н., Ушаков А.С. Опыт и перспективы внедрения систем мониторинга технического состояния нефтеперерабатывающего оборудования с дефектами // Акустическая эмиссия. Роль метода в системах мониторинга технического состояния опасных производственных объектов: Тр. III Междунар. конф. – Москва: ИНТЕРЮНИС. – 2013. – с. 179-187.