Пути повышения надежности и эффективности эксплуатации электромеханического оборудования нефтеперекачивающих станций

В качестве комплексной оценки эффективности системы технического обслуживания и ремонта (ТОР) можно воспользоваться обобщенным коэффициентом, характеризующим изменение соотношения затрат, связанных с эксплуатацией оборудования:

где: — коэффициент соотношения затрат;

К_р — режимный коэффициент;

К_у — коэффициент удельной загрузки оборудования;

Н₁ — общие производительные затраты;

Н₂ — общие затраты по ТОР.

Рассматриваемые виды затрат являются cложными функциональными зависимостями, которые, в общем случае, можно представить в виде:

где , — составляющие, соответственно, производительных затрат и затрат на ТОР.

Учитывая значительную продолжительность периода эксплуатации оборудования, зависимости (2) можно аппроксимировать непрерывными функциями. В этом случае значение общих затрат на эксплуатацию оборудования определится как.

где, с целью упрощения последующего анализа, приняты следующие обозначения:

, , (5).

Значение величин, входящих в выражение (5), практически можно определить на основе анализа зависимостей, представленных на рис. 1.

Величины, характеризующие скорость изменения общих производительных затрат в зависимости от изменения составляющих, определяются структурой самого предприятия, номенклатурой эксплуатируемого оборудования, квалификацией основного и вспомогательного обслуживающего персонала и остаются неизменными до структурных или организационных преобразований предприятия.

Скорости изменения общих непроизводительных затрат в зависимости от изменения каждой составляющей, характеризуют организационно-техническую структуру системы ТОР конкретного предприятия и позволяют оценить степень влияния каждой составляющей на величину общих затрат.

Величины и, непосредственно связаны с техническим состоянием эксплуатируемого оборудования и характеризуют скорость изменения затрат на его эксплуатацию при его текущем состоянии () и скорость изменения затрат на восстановление или ремонт.

Из составляющих наиболее чувствительны к изменению технического состояния оборудования затраты на электроэнергию (), что связано с дополнительными энергетическими потерями при эксплуатации работоспособного, но технически неисправного оборудования. В последнем случае, часть подводимой к агрегату энергии тратится на преодоление дополнительных динамических сил, обусловленных наличием конкретных неисправностей в работе или на компенсацию их воздействия. Из экспериментально полученных данных, приведенных на рис. 2., следует, что величина данных потерь может возрастать до 20%, в зависимости от вида неисправности и степени ее развития, которая оценивалась линейным уровнем вибрации, сопровождавшей работу агрегата. Прирост затрат на электроэнергию дополнительного оборудования связан с необходимостью включения в работу маслоохладителей или повышенным расходом масла в маслосистеме или системе сбора утечек при неисправных подшипниковых узлах.

Скорости приращения составляющих затрат на ремонтно-восстановительные работы () зависят как от технического состояния оборудования, так и от продолжительности его эксплуатации при неисправностях конкретного вида. Подтверждением может служить анализ затрат (см. рис. 1.) на эксплуатацию магистрального насосного агрегата, после вывода его из текущего ремонта, связанного с необходимостью замены муфтового соединения. Ремонт выполнен квалифицированным персоналом, но из-за отсутствия средств контроля вновь установленная зубчатая муфта имела скрытый заводской дефект, что в последующем привело к росту вибрации, расцентровке валов и износу переднего подшипникового узла двигателя. При достижении уровня вибрации предельного значения, проведен повторный ремонт, который включал замену зубчатой муфты, подшипника двигателя и центровку валов.

Линейный уровень виброскорости, V [мм/c].

а. Двигатель СТД 6300 с насосом НМ 1000−210, Рабочее колесо на производительность 7000 куб. м/ч.

Линейный уровень виброскорости, V [мм/c].

б. (Подпорный насосный агрегат НМП 3600/90).

Рис. 2. Зависимость дополнительных потерь электроэнергии от технического состояния оборудования.

Рассматриваемый пример иллюстрирует случай низкой эффективности ТОР, когда имеет место рост непроизводительных расходов на эксплуатацию и обслуживание при резком изменении их соотношений, что достаточно полно оценивается предлагаемым обобщенным коэффициентом.

Поиск путей повышения эффективности ТОР возможен на основе анализа соотношения (5) [1]. Необходимым условием выполнения равенства, при ограничении роста и, является сохранение линейной зависимости между приращениями затрат. Практически, этим условием является требование своевременности проведения ремонтных и профилактических работ.

Увеличение прироста составляющих затрат на ТОР должно являться ответным воздействием на приращение эксплуатационных затрат.

Данное условие, являясь необходимым, может одновременно выполнять роль достаточного, только при наличии ряда ограничений, к числу которых можно отнести зависимости, устанавливающие связь конкретных производительных затрат () и затрат на ТОР () с наличием определенного вида неисправностей.

Объем и состав затрат определяется однозначно на основе отраслевой нормативной документации. Более сложной задачей является определение зависимостей между и возможными неисправностями, что связано с интегральным характером значений, допускающего однозначность решения в прямом направлении и приводящего к неоднозначности решения в обрат ном. В этом случае возникает необходимость учета дополнительных условий при выявлении вида неисправности и степени ее развития на основе анализа изменения затрат. Последнее является основной сложностью, при формировании ограничений и практической реализации условий минимизации затрат. Наиболее реальным вариантом решения отмеченной проблемы является применение дополнительных средств контроля или диагностики с учетом их вклада в изменение соотношения затрат (5).

Опыт создания и эксплуатации диагностических систем в ОАО «Центрсибнефтепровод» [2] и других управлениях АК «Транснефть» [3], свидетельствует о перспективности использования средств функциональной диагностики, основанных на анализе вибрационных характеристик оборудования.

В настоящее время существует большое разнообразие подобных диагностических комплексов различного исполнения, обладающих определенными достоинствами и недостатками. В большинстве случаев, это комплексы поставляемые зарубежными фирмами, наиболее известными из которых являются фирма «Брюль и Къер» (Дания), «Карл Шенк» и «Крауткремер ГМБХ» (Германия), «Baugh & Weedon» (Великобритания), «ABB Amdata Inc.» (США) и ряд других. Основными их достоинствами являются высокие метрологические характеристики и достаточно мощное программное обеспечение, позволяющее провести глубокий анализ информации. К недостаткам следует отнести высокую стоимость, закрытость программного и аппаратного обеспечения и недостаточно развитое методическое обеспечение.

Последнее связано с недостаточно полным учетом всех параметров, характеризующих работу механического оборудования и отсутствием формализованных процедур принятия решения.

Степень неполноты учета всех параметров различна как для систем в целом, так и для отдельных систем при решении определенного круга задач. На этапе постановки диагноза, в большинстве случаев, основное внимание уделяется результатам анализа вибрационных сигналов без учета их фазовых характеристик и влияния условий эксплуатации оборудования. Если учет производится, то только в виде фиксированных значений эксплуатационных параметров. При прогнозировании остаточного ресурса всего агрегата в целом и его отдельных узлов, недостаточно обоснованно принимают в качестве основной оценки линейный уровень вибрации, который также носит интегральный характер, как и рассмотренное ранее приращение эксплуатационных затрат.

В течении длительного периода эксплуатации оборудования (рис. 3.), техническое состояние последнего, а следовательно, и характер вибрации могут существенно изменяться. Для случая, приведенного в качестве примера, данные изменения существенны и связаны с износом радиальнопорного подшипника насоса, определить который по изменению только линейного уровня практически невозможно.

Учитывая дальнейшее использование данных средств диагностики в общей информационной структуре управления НПС, в частности системы ТОР, при разработке программного и методического обеспечения выбран другой, в отличие от известных систем диагностики, подход.

С целью устранения отмеченных недостатков, в ОАО «Центрсибнефтепровод», создан аппаратно-программный диагностический комплекс, структурная схема которого представлена на рис. 4.

Основными отличиями являются:

• · адаптивность процедуры сбора и обработки информации;
• · формализация процедур анализа информации и принятия решения;
• · прогнозирование ресурса на основе показателей надежности.

Программное обеспечение предусматривает два режима работы. Первый является режимом администратора системы и предназначен для опытного пользователя. Основным его этапом является настройка, на котором создается конфигурация всей системы с учетом требуемой глубины диагноза и конкретной аппаратурной комплектации. Формируется банк данных о номенклатуре оборудования, его нормативных эксплуатационных характеристиках, сроках и объемах ремонтных работ. Вносится информация о списке пользователей, их паролях и уровне допуска. Второй режим предназначен для конкретного пользователя, с учетом его уровня допуска к возможностям системы.

При положительных результатах анализа, процедура обследования завершается выдачей протокола, с указанием общего состояния агрегата, перечня неисправностей в работе, эксплуатационных параметров и показателей надежности (см. рис. 5.).

Таблица 1 Схема измерения параметров вибрации.

№ Точки, направление.	СКЗ.
ниж. частота.		76,25.	126,3.		226,3.	276,3.	326,3.	401,3.
верх. частота.
V1.	3,485.	0,485.	2,783.	0,183.	0,161.	0,052.	0,066.	0,031.	0,046.	0,017.	0,017.
H.	4,442.	1,555.	3,215.	0,505.	0,242.	0,107.	0,046.	0,091.	0,031.	0,015.	0,008.
A.	7,157.	5,049.	2,852.	0,288.	0,285.	0,033.	0,066.	0,183.	0,028.	0,011.	0,011.
V.	3,322.	2,500.	0,919.	0,173.	0,056.	0,066.	0,029.	0,049.	0,028.	0,008.	0,008.
H.	6,272.	4,853.	1,493.	0,198.	0,110.	0,035.	0,056.	0,181.	0,022.	0,007.	0,007.
A.	6,033.	4,828.	0,678.	0,118.	0,033.	0,019.	0,031.	0,078.	0,016.	0,008.	0,008.
V.	2,743.	1,146.	0,377.	0,258.	0,256.	0,223.	0,309.	0,583.	0,060.	0,093.	0,093.
H.	3,336.	0,488.	1,047.	0,230.	0,081.	0,190.	0,131.	1,887.	0,097.	0,027.	0,022.
A.	4,017.	2,481.	0,227.	0,066.	0,124.	0,226.	0,268.	0,611.	0,209.	0,085.	0,032.
V.	2,256.	1,339.	0,393.	0,137.	0,216.	0,157.	0,182.	0,106.	0,083.	0,042.	0,026.
H.	4,823.	3,097.	0,280.	0,163.	0,093.	0,232.	0,100.	1,802.	0,078.	0,023.	0,018.
A.	3,417.	1,672.	0,111.	0,324.	0,389.	0,231.	0,215.	0,694.	0,183.	0,027.	0,027.

Рис. 5. Фрагменты начала и конца диалога процедуры постановки диагноза.

Определение текущего состояния проводится с глубиной диагноза до узла, на основе разработанных и проверенных логических и метрических методов распознавания образов состояния, что позволяет использовать однотипные алгоритмы при постановке диагноза и дальнейшего прогноза. В качестве основных показателей при прогнозировании, используется вероятность безотказной работы и среднее время безотказной работы.

Определение данных показателей проводится по методу «наислабейшего звена» с учетом влияния обнаруженной неисправности на динамические характеристики дефектного узла и агрегата в целом.

При отрицательных результатах предварительного анализа, система запрашивает возможность ввода дополнительной информации, объем которой ограничивается возможностями аппаратурных средств и допустимой продолжительностью процедуры обследования. При достижении требуемой информативности, работа завершается выдачей протокола обследования (см. рис.5).

Наиболее существенной особенностью комплекса, является переход в постановке диагноза от предположений и гипотез к определению количественных характеристик технического состояния, что позволяет его использовать для получения требуемых достаточных условий выполнения соотношения (5) и их практической реализации.

Учитывая соотношение (5), необходимо отметить, что использование дополнительных средств диагностики связано с первоначальным увеличением затрат, которые могут достигать величин соизмеримых со стоимостью обследуемого оборудования. Кроме того, возникают вопросы, связанные с эксплуатацией самой системы диагностики и ее обслуживанием.

В заключении необходимо отметить, что только подобный подход позволит обоснованно повысить эффективность системы ТОР и перейти от регламентного обслуживания оборудования к обслуживанию по его текущему техническому состоянию.

• 1. Реклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К. Оптимизация в технике: В 2-х кн. Кн. 1. Пер. с англ. — М.: Мир, 1986 г. — 350 с.
• 2. Штин И. В., Савельев В. К., Рудаченко А. В. Передвижная вибродиагностическая лаборатория для нефтеперекачивающих станций / / Нефтяное хозяйство, 1991, № 8 — С. 32.
• 3. Хамитов Р. Ф., Султанов И. М., Софьина Н. Н., Булатов В. В. Внедрение систем обслуживания оборудования по техническому состоянию / / Трубопроводный транспорт нефти, 1997, № 1 — С. 20.
• 4. А.с. 1 631 310 СССР, МКИ ^З G 01 H 11/06 Анализатор спектра для диагностики вращающихся деталей / Г. К. Бутакова, А. К. Темник, А. С. Чекалин, А. В. Рудаченко (СССР). — № 4 462 679/28; Заявлено 18.07.88; Опубликовано 28.02.91. Бюл. № 8 — 8 с.