Возможность прогнозирования величины остаточного ресурса обеспечивается при одновременном наличии следующих условий:
- известны параметры, определяющие техническое состояние оборудования (ПТС);
- известны критерии предельного состояния оборудования;
- имеется возможность периодического (или непрерывного) контроля значений ПТС.
По многим характерным для нефтехимического оборудования деградационным процессам (сплошной коррозии, изнашиванию, ползучести и др.) указанные условия выполняются. По другим видам повреждений (например, образование трещин, межкристаллической коррозии) не все условия, необходимые для прогнозирования остаточного ресурса, по данной методике могут выполняться; в таких случаях требуется проведение специальных исследований. /Возможность эксплуатации сосудов, работающих под давлением, у которых будут выявлены дефекты, превышающие допустимые нормы, определяют с привлечением специализированной научно-исследовательской организации (по ОСТ 26-291-87)/.
При прогнозировании, в зависимости от срока эксплуатации оборудования, применяют два подхода. При малом сроке эксплуатации (относительно нормативного) и незначительной поврежденности оборудования для прогнозирования его остаточного ресурса используют только информацию о нагруженности.
Остаточный ресурс оборудования необходимо знать не только до истечения расчетного срока службы, но и после него. Это обусловлено действующими нормами и правилами расчета сроков службы оборудования, предусматривающими обеспечение прочности и износостойкости изделий при наиболее неблагоприятных режимах нагружения в заданных условиях эксплуатации, а также при минимальных уровнях механических характеристик конструкционных материалов, обеспечиваемых по государственным стандартам. Фактические режимы нагружения при соблюдении правил эксплуатации оказываются, как правило, менее напряженными, чем расчетные, что снижает интенсивность расходования заложенных запасов (по прочности, износо- и коррозионной стойкости) создающих резерв по остаточному ресурсу оборудования.
При сроке эксплуатации близком к нормативному или значительной поврежденности элементов оборудования дополнительно исследуют степень поврежденности оборудования. Преимуществом первого подхода является его меньшая трудоемкость, второго - более точный прогноз, возможность выявления дополнительного резерва ресурса оборудования. Основная задача системы диагностики - долгосрочное прогнозирование работы объектов, раннее предупреждение дефектов и определение по результатам прогноза наиболее эффективных способов использования располагаемых материально-технических ресурсов. Неразрушающие методы контроля подразделяются на пассивные (интегральные) и активные (локальные).
e-mail: info@korsystem.ru
Определение остаточного ресурса технологического оборудования
Защита технологического оборудования и трубопроводов от коррозии:
- Системы коррозионного мониторинга реального времени на объектах нефтехимпереработки;
- Оценка коррозионных процессов на объектах нефтедобычи ;
Научно-технические разработки в области экспертизы промышленной безопасности и защиты оборудования от коррозии:
Экспертиза промышленной безопасности опасных производственных объектов:
К активным методам относятся методы, в которых измеряется изменение возбуждаемого физического поля, а к пассивным методам относятся методы, использующие свойства физического поля, возбуждаемого самим контролируемым объектом.
Локальные методы позволяют обнаружить дефект лишь на ограниченной площади, а интегральные методы способны проконтролировать весь объект в целом.
Активными методами являются: визуальный и измерительный контроль, ультразвуковая дефектоскопия, магнитные, радиографические капиллярные, метод вихревых токов, электрический.
К пассивным относятся: тепловизионный, виброакустические методы и акустической эмиссии.
Выбор методов диагностирования проводится на основании эксплуатационных параметров , условий положения (наземный, подземный) технологического трубопровода , а так же с учетом внешнего фактора (состава внешней среды и ее активности ).
В процессе "жизненно цикла" на трубопроводах проводятся диагностические работы, к которым следует отнести, прежде всего:
-входной контроль оборудования и материалов
-оперативное(функциональное ) диагностирование в процессе эксплуатации
-диагностирование оборудование в процессе эксплуатации в пределах нормативного срока эксплуатации
-экспертное диагностирование оборудования по окончании нормативного срока службы(нормативного ресурса)
-оценка и интерпретация результатов диагностирования в рамках норм дефектности определенным НТД, а так же расчет остаточно ресурса и назначение продолжительности и условий эксплуатации оборудования после диагностирования.
-экспертная оценка результатов диагностирования, в случае обнаружения дефектов не оговоренных в НТД , влияние которых на прочность оборудования требует выполнение специальных расчетов и проведения дополнительных исследований.
Оперативную диагностику, как правило, выполняют посредством обхода обслуживающим персоналом предприятия (или средствами экспертной организацией) трассы трубопровода. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностями доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта. Поэтому на практике диагностирование трубопроводов осуществляется с использованием комплекса методов и средств как по контролю основного металла труб, так и заводских и монтажных сварных соединений в объеме 100% для выявления внутренних дефектов заводских сварных швов и стресс- коррозионных дефектов глубиной свыше 10% от толщины стенки труб. При проведении диагностических работ выполняется визуальный и измерительный контроль в объеме 100% . Для выявления стресс- коррозионных дефектов имеющих глубину менее 10% от толщины стенки труб применяют вихретоковый контроль в объеме не менее 3% поверхности труб. Для выявления подповерхностных дефектов применяется магнитопорошковый контроль для визуализации выявленных поверхностных металлургических и стресс-коррозионных дефектов выполняют в объеме не менее 10% .
Объем неразрушающего контроля при обследовании трубопроводов с применением ручных дефектоскопов руководствуются ГОСТ 12503-75, ГОСТ 14782-86, ГОСТ 22368-77, ГОСТ 23049-78, ГОСТ 23667-85, ГОСТ 28702-90; - при проведении радиографического контроля - ГОСТ 3242-79, ГОСТ 7512-82;
- при проведении вихретокового контроля - ГОСТ 24289-80, ГОСТ 8.283-78 ГСИ, ГОСТ 26697-85, Е-309-77;
- при проведении магнитопорошкового контроля - ГОСТ 21105-87.