Регламентирование технического обслуживания оборудования по его фактическому состоянию

В НГО различают три основные концепции управления техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР):

· техническое обслуживание по событию (ТОС),

· планово-предупредительный ремонт (ППР),

· обслуживание по фактическому состоянию (ОФС).

Каждая из перечисленных методологий ремонтов и обслуживания имеет свои достоинства и недостатки.

Целью ОФС является повышение прозрачности расходов, связанных с обслуживанием и ремонтом основных фондов. Реализация этих целей осуществляется с использованием АС ТОиР.

Результатом внедрения АС ТОиР является:

· Увеличение срока службы оборудования.

· Повышение производительности труда ремонтных служб.

· Увеличение производительности оборудования.

· Более оперативное выполнение восстановительных ремонтов.

· Сокращение излишков складских запасов.

· Сокращение незапланированных простоев.

· Увеличение коэффициента готовности (времени исправности).

· Уменьшение числа поломок и простоев.

· Повышение отдачи от имеющихся у компании основных фондов.

· Более эффективное бюджетное обслуживание ремонтов.

· Повышение прибыльности предприятия.

АСТОиР представляют собой аппаратно-программные комплексы, включающие:

· систему управления документооборотом;

· справочники и базы данных;

· датчики, монтируемые на оборудование и предоставляющие значения ключевых параметров, характеризующих состояние данного типа оборудования;

· контроллеры, обрабатывающие значения с датчиков;

· системы визуализации, аварийного предупреждения и архивации информации о состоянии оборудования;

· экспертные базы знаний, позволяющие предупреждать возникновение аварийных ситуаций на основании знаний, введённых в БД.

На предприятиях НГО существует устойчивое стремление объединять достоинства всех основных стратегий технического обслуживания и ремонта, путем, так называемого, совмещенного технического обслуживания (СТО), направленного, как на увеличение уровня готовности технологического оборудования к применению по его назначению и его работоспособности в процессе применения, так и на снижение затрат времени, труда и средств на выполнение технического обслуживания и ремонта оборудования.

Идея такого технического обслуживания заключается в том, что на каждом временном горизонте планирования ТОиР используются свои технологии (ППР, ОФС).

Так на долгосрочном горизонте планируются веховые показатели ППР. Такие показатели рассчитываются прямым методом [34].

На оперативных горизонтах планирования показатели ТОиР определяются на основании математической обработки данных измерений состояния оборудования ОФС, а в случае их отсутствия формируется финансовый резерв.

В соответствии с совмещенным техническим обслуживанием по мере сокращения горизонта планирования осуществляется последовательное уточнение плановых показателей ТОиР. Основа для такого уточнения — данные о фактическом состоянии оборудования, технологических режимах его работы, а также выполнение планов по техническому обслуживанию и ремонту оборудования в предыдущих периодах.

При использовании технологии оперативного контроля состояния оборудования выделяются отдельные группы технологического оборудования в соответствии с особенностями его эксплуатации. Так в нефтегазовой отрасли выделяется оборудование роторной группы с вращающимися силовыми блоками. Это оборудование создает вибрационные деформации, частота и амплитуда которых позволяет контролировать наступление времени технического обслуживания. Алгоритмы выявления необходимости ТОиР рекомендуются ГОСТ Р ИСО 10816 ч. 1–4 и СТП, например, РД 153-39-ТЦ-008-96. Для диагностики оборудования нероторного типа каких-либо стандартизированных методик не предложено [34].

Большая часть механических и технологических отказов (около 90%) проявляется постепенно при изменении одного или нескольких выходных параметров. Контролируемыми параметрами могут быть как непосредственно измеряемые величины повреждений (глубина коррозии стенок, износ детали), так и выходные параметры оборудования (производительность, коэффициент полезного действия, степень разделения, осветления, очистки) и другие количественные показатели качества продукта, параметры вибрации, шума, величина утечки среды через уплотнения и т.д.

Оценка риска технологических процессов в НГО в процессе их выполнения с использованием компьютерных средств может осуществляться с использованием методологии HACCP (Анализ рисков и критических контрольных точек, ГОСТ Р ИСО/МЭК 31010).

Метод HACCP основан на следующих принципах:

- идентификация опасностей и соответствующих предупреждающих действий;

- определение контрольных точек процесса, в которых можно устранить опасности или контролировать их возникновение (критические контрольные точки);

- установление критических границ при контроле возникновения опасностей, т. е. для каждой критической контрольной точки необходимо установить диапазон изменения параметров;

- мониторинг критических границ для каждой критической контрольной точки;

- определение корректирующих действий, если параметры процесса вышли за установленные границы;

- установление процедур верификации;

- внедрение процедур управления записями и документацией на каждом этапе выполнения процесса.

Автоматизированное техническое обслуживание предусматривает обязательные встроенные средства контроля состояния технологического оборудования, которые часто реализуются в виде контрольных средств ПАЗ оборудования. Параметрами, характеризующими состояние технологического оборудования, являются вибрация, температура отдельных узлов оборудования, токи потребления и др. Выбор и использование этих параметров контроля требует, прежде всего, однозначной количественной взаимосвязи их с ключевыми параметрами технического состояния, высокой достоверности контроля и низкого уровня ложных тревог. Важным требованием является возможность контроля во всем диапазоне изменения параметров оборудования от состояния «хорошо» до состояния «недопустимо», так как контролируемый эксплуатационный параметр может меняться более чем в 15…20 раз. Другой проблемой является необходимость контроля трендов измеряемых параметров одновременно как на коротких интервалах времени (один день), так и на длительных месячных и даже годовых циклах непрерывной работы с изменяющимися условиями и режимами работы технологического процесса. Считается, что достаточно эффективным средством контроля основного нефтегазового оборудования является вибромониторинг, особенности которого изложены в следующих нормативных документах:

ГОСТ ИСО 10816-1-97. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 1. Общие требования.

ГОСТ Р ИСО 10816-3-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 3. Промышленные машины номинальной мощностью более 15 КВт и номинальной скоростью от 120 до 15000мин-1.

ГОСТ Р ИСО 10816-4-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 4. Газотурбинные установки.

ГОСТ Р ИСО 7919-1-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Общие требования.

ГОСТ Р ИСО 7919-3-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Промышленные машинные комплексы.

ГОСТ Р ИСО 7919-4-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Газотурбинные установки.

ГОСТ 27165-97. Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений.

ГОСТ Р ИСО 18436-2-2005 Контроль состояния и диагностика машин. Вибрационный контроль состояния и диагностика. Часть 2.

ГОСТ Р ИСО 13379-2009 «Контроль состояния и диагностика машин. Руководство по интерпретации данных и методам диагностирования».

BS ISO 7919-2-2001. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Наземные паровые турбины и генераторы мощностью свыше 50МВт со скоростями вращения 1500, 1800, 3000 и 3600 об/мин.

BS ISO 10816-2-2001. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 2. Наземные паровые турбины и генераторы мощностью свыше 50МВт со скоростями вращения 1500, 1800, 3000 и 3600 об/мин.

ISO 13379:2003 «Condition monitoring and diagnostics of machines -- General guidelines on data interpretation and diagnostics techniques».

ISO 17359:2003. Condition monitoring and diagnostics of machines. General guidelines.

ISO 13380:2002. Condition monitoring and diagnostics of machines. General guidelines on using performance parameters.

ISO 10816. Mechanical vibration. Evolution of machine vibration by measurements on non- rotating parts. Part 1-5.

ISO 7919. Mechanical vibration of non-reciprocating machines. Measurements on rotating shafts and evolution criteria. Part 1-5.

ISO 10816-6:1995. Mechanical vibration. Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts. Part 6: Reciprocating machines with power ratings above 100 kW.

ISO 13373-1:2002. Condition monitoring and diagnostics of machines. Vibration condition monitoring. Part 1: General procedures.

ISO/DIS 13373-2. Condition monitoring and diagnostics of machines. Vibration condition monitoring. Part 1: Processing, presentation and analysis of vibration data.

ISO/DIS 15242-1. Rolling bearings. Measuring methods for vibration. Part 1: Fundamentals.

ISO 13374-1:2003. Condition monitoring and diagnostics of machines. Data processing, communication and presentation. Part 1: General guidelines.

Однако сложность интерпретации на коротких интервалах времени, изменения технологических режимов оборудования ведут к значительным сложностям правильной интерпретации вибродиаграмм [6].

Для улучшения результатов интерпретации изменчивости состояния оборудования рекомендуется применение статистических методов контроля [5].

В случае непрерывных количественных измерений и достаточного объема исходных данных при использовании современных программно-технических средств их обработки можно ожидать снижение ложных тревог и повышение вероятности правильной оценки состояния оборудования на любых интервалах времени. Эти методы устойчивы к изменениям условий эксплуатации и могут одинаково успешно применяться по результатам измерений состояния оборудования как роторного, так и нероторного типов. Применение методологии непрерывного контроля состояния оборудования позволяет одновременно с увеличением достоверности решать задачу комплексного контроля технического состояния всего оборудования, задействованного в нефтегазовом технологическом процессе.

Контрольные вопросы

1. Какие технологии используются для управления техническим обслуживанием оборудования и его ремонтом?

2. Какими руководящими документами следует пользоваться при техническом обслуживании и ремонте в НГО?

3. Что такое совмещенное техническое обслуживание технологического оборудования?

4. Что представляет собой статистический контроль состояния оборудования?

5. Чем отличается роторное оборудование от нероторного?