Методика повышения надёжности оборудования магистральных нефтепроводов с использованием механизма управления качеством

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и основные
защищаемые положения.
В первой главе проанализированы методы оценки показателей
надежности оборудования, исследованы статистические данные о результатах эксплуатации на магистральных нефтепроводах основных видов оборудования и изделий (задвижки шиберные и клиновые, насосы магистральные и подпорные, трубы магистральные нефтепроводные,
соединительные детали нефтепроводов) нефтепроводной компании «Транснефть», причины их отказов и брака, сопоставлены требования федеральных и отраслевых стандартов к такому оборудованию в области надежности и качества. Рассчитаны показатели безотказности оборудования за период 2001-2020гг. За указанный период отмечен рост вероятности безотказной работы R(t) задвижек, применяемых на магистральных нефтепроводах на 0,01052 пунктов или 1,05%, насосов – на 0,01385 (1,39%); показатель средней наработки до отказа MTTF задвижек увеличился на 26,31
тыс.час. (10,39 %), насосов – на 35,07 тыс.час. (7,64%); коэффициент оперативной готовности КОГ вырос по задвижкам на 1,055%, по насосам – на 1,387%. Результаты расчетов приведены в таблицах 1, 2, на рисунках 1, 2 показана зависимость показателей безотказности от вводимых технических критериев задвижек, насосов. Проанализирован комплекс научно- методических и организационно-технических работ компании «Транснефть», направленных на повышение надежности эксплуатируемого оборудования.
Классифицированы основные виды отказов/брака оборудования:
для задвижек: дефекты и повреждения основных деталей, шибера, штока, бугельного узла и сварных соединений корпусных деталей (Рисунок 3); потеря герметичности в затворе (наличие утечек в затворе, превышающих установленные нормы); негерметичность фланцевого соединения корпус- крышка; разрушение срезных штифтов муфты ограничителя крутящего момента бугельного узла задвижки; дефекты антикоррозионного покрытия; дефекты в результате некачественного крепления производителем задвижек при транспортировке.
для насосов магистральных и подпорных: осевой сдвиг ротора в сторону электродвигателя с последующим нагревом подшипникового узла и барабана разгрузки, разрушение секции подшипника; износ бандажного кольца со срывом с места установки; трещины на сварных швах приварки перегородки к крышке насоса; разрушение торцевой части вала со стороны упорного подшипника; поперечные трещины по ширине рабочей плоскости корпуса с неподвижным элементом гидропяты, забоины, усадочные раковины; дефекты отливки корпуса насоса (Рисунок 4); дефекты в виде механических разрушений шпонки и шпоночных пазов и узла соединения диска упорного подшипника и вала насоса. Недопустимые дефекты шейки вала и посадочной поверхности диска подшипника (задиры в виде прокатной плены); заклинивание торцевого уплотнения магистрального насоса со стороны упорного подшипника; зажатие торцевого уплотнения, нагрев и разрушение колец контактной пары трения, оплавление уплотнительных колец в корпусе торцевого уплотнения и во втулке вала ротора насоса; разгерметизация торцевого уплотнения, поперечные трещины и поры, выходящие наружу на рабочих поверхностях колец разгрузки; забоины и вмятины рабочего колеса; негерметичность корпуса насоса в области спиральной улитки под карманом утечек с рабочей стороны, негерметичность выкидного патрубка.
для нефтепроводных труб и соединительных деталей трубопроводов:
дефекты в продольном шве (непровары, трещины); дефекты основного металла металлургического происхождения (раковины, вдавы, риски, расслоения, раковины, потеря основного металла); дефекты торцов (забой фаски); дефекты в результате некачественного крепления производителем труб и соединительных деталей трубопроводов при транспортировке.
Установлено, что причинами вышеуказанных отказов являются ошибки, допущенные на стадии изготовления, транспортировки, хранения, строительства (монтажа) и эксплуатации оборудования, например:
– производственные (конструкционные), к которым относятся ошибки

8
Таблица 1 – Результаты расчета показателей безотказности (задвижки шиберные, клиновые)
No п/п
Год выявления дефектов
Общее количество эксплуатируемого оборудования N, тыс. шт.
Количество дефектов n(t), шт.
% дефектов по отношению к общему количеству оборудования
Вероятность
безотказной
работы
( − ( ))
̅( ) =
Средняя наработка до отказа, тыс. час.
∑ = =1

Интенсивно
сть отказов, час -1
1 (t) =
̃
Коэффициент
оперативной
готовности,
ог = г ∙ ( ог), г =
+
2001
38,01
1,05%
0,9894
226,68
4,4115E-06
0,9891
2002
38,11
1,00%
0,9899
227,86
4,3887E-06
0,9896
2003
38,21
0,90%
0,9910
228,88
4,3690E-06
0,9907
2004
38,31
0,75%
0,9925
230,81
4,3325E-06
0,9922
2005
38,41
0,58%
0,9942
231,70
4,3160E-06
0,9939
2006
38,51
0,63%
0,9937
233,03
4,2913E-06
0,9934
2007
38,61
0,75%
0,9924
233,48
4,2831E-06
0,9921
2008
39,28
0,49%
0,9950
234,68
4,2610E-06
0,9947
2009
39,28
0,59%
0,9940
235,50
4,2463E-06
0,9937
2010
39,71
0,39%
0,9961
237,60
4,2087E-06
0,9957
2011
40,29
0,23%
0,9977
239,12
4,1820E-06
0,9973
2012
40,31
0,27%
0,9973
238,69
4,1894E-06
0,9969
2013
40,35
0,28%
0,9972
240,44
4,1590E-06
0,9969
2014
40,39
0,21%
0,9978
240,66
4,1551E-06
0,9975
2015
41,12
0,22%
0,9977
241,97
4,1327E-06
0,9975
2016
41,66
0,04%
0,9996
243,55
4,1059E-06
0,9993
2017
41,87
0,01%
0,9998
246,77
4,0523E-06
0,9995
2018
42,01
0,00%
0,99998
248,00
4,0323E-06
0,9996
2019
42,07
0,00%
0,99996
248,99
4,0162E-06
0,99967
2020
42,17
0,00%
0,99998
252,99
3,9526E-06
0,99969
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
9

10
Рисунок 1 – Сопоставление вводимых технических критериев с показателями безотказности задвижек
Таблица 2 – Результаты расчета показателей безотказности (насосы магистральные, подпорные)
No п/п
Год выявлени я дефектов
Общее количество эксплуатируемого оборудования N, тыс. шт.
Количество дефектов n(t), шт.
% дефектов по отношению к общему количеству оборудования
Вероятность
безотказной
работы
( − ( ))
̅
( ) =
Средняя наработка до отказа, тыс. час.
∑ = =1

Интенсивность отказов, час -1
1 (t) =
̃
Коэффициент
оперативной
готовности,
ог = г ∙ ( ог), г =
+
2001
2,255
1,46%
0,9853
424,07
2,3581E-06
0,9852
2002
2,255
1,29%
0,9871
425,80
2,3485E-06
0,9869
2003
2,255
1,15%
0,9884
429,61
2,3277E-06
0,9883
2004
2,255
1,37%
0,9862
428,13
2,3357E-06
0,98609
2005
2,255
1,20%
0,9880
429,24
2,3296E-06
0,9878
2006
2,260
0,93%
0,9907
432,56
2,3118E-06
0,9905
2007
2,260
1,06%
0,9893
432,94
2,3097E-06
0,9892
2008
2,314
0,82%
0,9917
435,71
2,2951E-06
0,9916
2009
2,314
0,86%
0,9913
436,74
2,2896E-06
0,9911
2010
2,356
0,42%
0,9957
439,63
2,2746E-06
0,9955
2011
2,410
0,54%
0,9946
440,46
2,2703E-06
0,9944
2012
2,415
0,66%
0,9933
442,24
2,2612E-06
0,9932
2013
2,420
0,45%
0,9954
443,52
2,2546E-06
0,9952
2014
2,426
0,78%
0,9921
445,75
2,2434E-06
0,9920
2015
2,488
0,44%
0,9955
447,65
2,2338E-06
0,9954
2016
2,505
0,12%
0,9988
451,46
2,2150E-06
0,9986
2017
2,522
0,20%
0,9980
454,70
2,1992E-06
0,9978
2018
2,527
0,16%
0,9984
455,53
2,1952E-06
0,9982
2019
2,531
0,04%
0,9996
456,82
2,1890E-06
0,99945
2020
2,537
0,08%
0,9992
459,14
2,1779E-06
0,99906
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
11
Рисунок 2 – Сопоставление вводимых технических критериев с показателями безотказности насосов
проектирования, несоблюдение требований стандартов, применение некачественных материалов и сырья, закупленных заводом для изготовления оборудования, заводские дефекты, допущенные в процессе сборки оборудования, несоблюдение условий транспортировки;
– эксплуатационные отказы, возникающие по мере износа оборудования, обусловленного его старением, изменением условий эксплуатации (повышение нагрузки, режимы перекачки среды, рост запусков и остановок оборудования), изменением текущего технического состояния оборудования, физическим износом оборудования, нарушением условий эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования, несоблюдением условий хранения оборудования, воздействием внешних факторов.
Во второй главе проведено сопоставление требований национальных стандартов вида ГОСТ с требованиями отраслевых стандартов к качеству изготовления оборудования для магистральных трубопроводов.
Предупреждение указанных ошибок обеспечивается нефтепроводными компаниями посредством применения комплекса процедур: экспертизы
технической документации заводов-изготовителей, инспекций производства, испытаний оборудования, надзора за производством, проведения мониторинга (диагностики) состояния оборудования на протяжении всего жизненного цикла; системной организации технического обслуживания и ремонта, ряда других работ.
Отмечены пробелы нормативной базы ГОСТ в части недостаточности (неполноты) технических характеристик и показателей нефтепроводного оборудования, что способствует появлению заводских дефектов задвижек, насосов, например:
– ГОСТ 977-88 «Отливки стальные. Общие технические условия», устанавливает, что объем выборки дефектных мест – трещин, забоин, газовых пор, попадания песка определяет завод-изготовитель в своей конструкторской документации, что может приводить к допустимым показателям дефектных мест до 10 % массы всего изделия. В сравнении с весовыми характеристиками насоса магистрального для перекачки нефти НМ 10000 массой 10 тонн, дефектные места могут достигать до 1 тонны (Рисунок 4). При массе задвижки диаметром DN1200 PN10 МПа в 20 тонн, допустимая выборка дефектных мест может составить 2 тонны;
– в федеральном нормативе ГОСТ Р 59063-2020 «Арматура трубопроводная. Задвижки клиновые для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Общие технические условия» не регламентирован
ряд отраслевых требований (Таблица 3), которые необходимы для гарантированно безопасного применения задвижек клиновых на магистральных нефтепроводах и обеспечения заданного уровня показателей надежности.

Рисунок 3 – Выход нефти в местах наплавки корпуса задвижки (ГОСТ 977-88)
No
Рисунок 4 – Сквозной дефект литого корпуса магистрального насоса (ГОСТ 977-88)
Таблица 3 – Отраслевые показатели задвижек клиновых, не учтенные в ГОСТ.
Отраслевые общие технические требования (ОТТ)
Надежность задвижек в условиях и режимах эксплуатации, должна характеризоваться следующими показателями надежности:
– ресурс – не менее 3000 циклов;
– назначенный ресурс выемных частей и комплектующих изделий – 1500 циклов;
– полный срок службы (до списания) – не менее 50 лет;
– полный ресурс (до списания) – не менее 5000 циклов;
а) комплексный показатель надежности – коэффициент оперативной готовности по критическому отказу «невыполнение функции «закрытие» – не менее 0,999999;
б) показатели безотказности:
– вероятность безотказной работы в течение полного ресурса – не менее 0,99;
– вероятность безотказной работы по критическому отказу «невыполнение функции «закрытие» в течение назначенного ресурса – не менее 0,999;
в) показатели долговечности:
– назначенный срок службы – не менее 30 лет;
– назначенный срок службы выемных частей (подшипники бугельного узла, уплотнения сальникового узла, уплотнение разъема «корпус- крышка») и комплектующих изделий – не менее 15 лет;
г) Срок сохраняемости без переконсервации – 2 года.
ГОСТ
Показатели надежности
1
Задвижки относят к классу ремонтируемых, восстанавливаемых изделий с нерегламентированной дисциплиной восстановления. Номенклатура и значения показателей надежности и безопасности – в соответствии с ГОСТ 27.003, ГОСТ Р 53674. Значения показателей надежности и безопасности приводят в КД (в том числе ТУ). Показатели надежности и безопасности рассчитывают, обосновывают и оценивают в соответствии с ГОСТ Р 27.301, ГОСТ 33272
Правила приемки (отраслевые требования значительно жестче ГОСТ)
Условия испытаний – по ГОСТ 33257 и требованиям заказчика.
Выдержка из ГОСТ 33257:
При проведении испытаний должны быть обеспечены следующие предельные отклонения давления, температуры и времени, соответственно:
– ±1,0 % – для давления;
– ±5 °С – для температуры;
при измерении давления
±2,5%
при измерении
температуры
±1,5%
– ±1 с – для времени.
При определении значения крутящего момента на шпинделе, которое отображается на электроприводе при проведении испытаний, величина погрешности должна быть не более установленной в ТУ на электропривод.
Разность температур стенки корпуса задвижки и окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать конденсацию влаги на поверхности стенки корпуса.
при измерении массы
при измерении времени при измерении утечки:
а) до 1,67 мм3/с (0,1 см3/мин) включ.
б) св. 1,67 мм3/с (0,1 см3/мин)
при измерении хода
±1,0% ±2,0%
±0,167 мм3/с (0,01 см3/мин)
±5,0% ±0,5%.
2

No
3
Отраслевые общие технические требования (ОТТ)
ГОСТ
Требования к конструкции (более конкретные в ОТТ)
Строительные длины задвижек с фланцевым присоединением должны соответствовать требованиям ГОСТ 3706.
Строительные длины задвижек со сварным соединением до DN 250 включительно должны соответствовать требованиям ГОСТ 3706. Строительные длины задвижек с комбинированным соединением приведены в таблице:
Строительные длины задвижек – по ГОСТ 3706 и/или требованиям заказчика. Строительные длины задвижек с приварными переходными катушками – по согласованию с заказчиком.
В третьей главе разработан алгоритм выполнения методики повышения надежности оборудования для магистральных нефтепроводов, который предусматривает два контура: 1) определение наиболее эффективных производственных процессов, направленных на повышение надежности оборудования, расчет их количественных значений при помощи методов квалиметрии; 2) установление оптимального перечня технических параметров, необходимых для системного управления качеством оборудования в заданных производственных процессах.
Согласованность результатов расчётов при определении процессов достигнута применением прямых многократных измерений в условиях нормального распределения, критериев Граббса. Данная комбинация позволила исключить систематические погрешности и грубые ошибки из результатов расчета, вычислить среднее квадратическое отклонение расчетных значений и вычислить доверительные границы погрешности.
Установлен диапазон вариации: = − . Вычислены средние арифметические величины весомости процессов.
∑ 85+86+88∙2+⋯+95+97
̅= =1 = =90,07 (1.1)
15
– численная величина весомости процесса, данная k-м экспертом; –
количество участвующих экспертов. Определено среднеквадратическое отклонение критериев:
∑ ( − ̅)2 (85−90,07)2 +⋯+(95−90,07)2
=√ =1 =√ =3,35 (1.2)
Принадлежность результатов к нормальному распределению проверена с помощью составного критерия:
Отнесение результатов к нормально распределенным выполнено при
−1 14
∑ ( − ̅) 37,21 =1
̃
= ∙ ∗ = 15∙3,24= 0,77 (1.3)

помощи квантилей распределения по ГОСТ Р 8.736-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений». Определены максимальные и
минимальные значения критериев ; , и диапазоны вариации:
G1 = | − ̅| = |97−90,07| = 2,07 (1.4); G2 = | ̅− | = |90,07−85| = 1,51 (1.5)
3,35 3,35
По критическим значениям Граббса GТ, определена согласованность.
Вычислен коэффициент вариации:
√∑ ( − ̅)2 =1
= − 1 ̅
=
3,35
90,07
= 0,04 (1.6)
0,04 < 0,15 − оценки согласованы. Графические результаты согласованности количественных значений процессов управления надежностью показаны на рисунке 5. Определены итоговые процессы управления надежностью оборудования, перечень которых представлен в таблице 9, определены их весовые характеристики. Рисунок 5 - Результаты расчета количественных значений процессов В работе для каждого из выбранных процессов разработаны оптимальные перечни технических показателей оборудования. Алгоритм выбора процессов представлен на рисунке 6. Проведен расчет парной корреляции процессов и выявлены их наиболее сильные связи, рассчитаны коэффициенты изменения выбранных процессов и коэффициенты парной корреляции процессов (Таблицы 4, 5), построен граф (Рисунок 7) оптимального состояния системы управления надежностью оборудования. Поскольку система управления надежностью оборудования относится к целостным системам, в которых каждый элемент (процесс) функционально зависит от всей совокупности, а сама система зависит от каждого из своих элементов, то изменение состояния одного из связанных процессов влияет на другие процессы. Взаимосвязи между процессами вычислены при помощи проведения расчета комплексного коэффициента эффективности (Ккэ) работы системы за период 2001-2020гг. На графе (Рисунок 7) вершинами являются выбранные процессы (подпроцессы), а ребра показывают связь между ними. Весовая характеристика процесса (ребра) на рисунке 7 представлена двумя числами – плановое значение, т.е. направление совершенствования системы, и фактическое значение за отчетный период (в скобках). В случае, если фактический показатель эффективности процесса совпадает с плановым значением весовой характеристики, то на ребре указано одно число. Суммарная весовая характеристика свойства «Надежность» также представлена двумя числами в одноименной вершине на графе: плановое и фактическое (в скобках) значения за отчетный период. Для количественной оценки взаимосвязей выбранных процессов со средним значением коэффициента оперативной готовности продукции Ког за текущий год введены коэффициенты корреляции ос, д, с, ск, тор и вп. Коэффициенты корреляции представлены на ребрах графа и выделены синим цветом. Коэффициенты корреляции выбранных процессов отдельно по каждому году рассчитаны по формулам: ос(2002) = ∆ог(2002) ∙ ∆ос(2002) ∙ ос(2002) ... ос(2020) = ∆ог(2020) ∙ ∆ос(2020) ∙ ос(2020) (1.7) ог(2002) ог(2020) д(2002) = ∆ог(2002) ∙ ∆д(2002) ∙ д(2002) ... д(2020) = ∆ОГ(2020) ∙ ∆д(2020) ∙ д(2020) (1.8) ог(2002) ог(2020) где коэффициенты изменения выбранных процессов ∆ос, ∆д, ... ∆вп и коэффициента оперативной готовности ∆ог рассчитаны по формулам: − ∆ос(2002)= ос(2002) ос(2001) ос(2002) ... − ∆ог(2002)= ог(2002) ог(2001) ог(2002) (1.9) (1.10) где , ,... – весовые характеристики процессов; Ког – средний ос д вп коэффициент оперативной готовности за год. Разработан алгоритм выполнения мероприятий по совершенствованию системы управления надежностью оборудования, блок-схема изображена на рисунке 8. В четвертой главе изложены результаты апробации методики повышения надежности оборудования, проведенной в научно- Рисунок 6 - Алгоритм выбора процессов и тех.показателей системы управления надежностью оборудования Таблица 4 – Результаты расчетов коэффициентов изменения выбранных процессов Год ос ск с д тор вп ог ... 2001-2002 2002-2003 2003-2004 2004-2005 2005-2006 2016-2017 2017-2018 2018-2019 2019-2020 0,0060 0,0069 0,0116 0,0114 0,0197 0,0023 0,0096 0,0012 0,0156 0,0227 0,0015 0,0077 0,0045 0,0101 0,0250 0,0087 0,0055 0,0149 0,0214 0,0137 0,0088 0,0080 0,0115 0,0097 0,0073 0,0041 0,0092 0,0120 0,0215 0,0206 0,0078 0,0111 0,0064 0,0108 0,0130 0,0040 0,0079 0,0070 0,0167 0,0101 0,0031 0,0124 0,0095 0,0132 0,0104 0,0191 0,0096 0,0106 0,0073 0,0161 0,0095 0,0081 0,0119 0,0078 0 0,0010 0,0006 0 0,0008 0 0,0011 0,0002 0 Таблица 5 – Результаты расчетов коэффициентов корреляции выбранных процессов Год ос ск c д тор вп 2001-2002 2002-2003 2003-2004 ... 2017-2018 2018-2019 2019-2020 0 0 0 0 0 0 3,94215E-07 1,52875E-07 1,61293E-06 1,40382E-07 1,2557E-08 1,38589E-06 6,85177E-07 1,96273E-06 2,36973E-07 4,3196E-08 1,48661E-07 3,44833E-07 1,0344E-06 1,93315E-07 2,9991E-08 1,79027E-06 7,19858E-07 1,62505E-06 4,31676E-07 3,9677E-08 2,47615E-06 1,71869E-06 1,89303E-06 2,53119E-07 2,9850E-08 9,96213E-07 6,8159E-07 1,07561E-06 2,70656E-07 2,0494E-08 Рисунок 7 - Граф системы управления надежностью оборудования исследовательском институте трубопроводного транспорта «Транснефть» при участии отечественных заводов-изготовителей оборудования. Вычислены количественные показатели эффективности выполнения процессов системы управления надежностью оборудования за период 2001- 2020гг (Таблица 6). Рассчитан комплексный коэффициент эффективности системы (Ккэ) - сумма итоговых оценок выбранных процессов, которая является интегральной суммой приращений всех критериев у процесса на конец отчетного периода. кэ = ∫ 1 ос( ) + ∫ 1 ск( ) + ∫ 1 д( ) + ∫ 1 с( ) + 0 0 0 0 ∫ 1 тор( ) + ∫ 1 вп( ) = ∑ ∫ 1 ( ) (1.11) 0 0 0 кэ(2020) = 0,1926 + 0,1658 + 0,1509 + 0,1425 + 0,1371 + 0,1245 = 0,9135 Таблица 6 – Результаты расчета количественных показателей процессов Наименование процесса Год Отраслевая стандартиз ация (Кос) Стройконтр оль (Кск) 0,18 0,1413 0,1423 0,1437 0,1448 0,1456 0,1467 0,1484 0,1496 0,1502 0,1516 0,1529 0,1542 0,1556 0,1568 0,1580 0,1592 0,1607 0,1625 0,1638 0,1658 Сертифик ация (Кс) 0,16 0,1214 0,1228 0,1230 0,1235 0,1254 0,1268 0,1289 0,1307 0,1319 0,1339 0,1371 0,1384 0,1395 0,1417 0,1428 0,1457 0,1475 0,1485 0,1495 0,1509 Диагнос- тика (Кд) 0,16 0,1106 0,1119 0,1137 0,1149 0,1174 0,1185 0,1204 0,1216 0,1228 0,1254 0,1267 0,1277 0,1304 0,1313 0,1326 0,1338 0,1368 0,1383 0,1406 0,1425 ТОР (Ктор) 0,15 0,1040 0,1061 0,1085 0,1113 0,1128 0,1137 0,1145 0,1155 0,1166 0,1196 0,1226 0,1237 0,1255 0,1274 0,1290 0,1298 0,1325 0,1343 0,1357 0,1371 Вспом. Комплекс- процессы ный коэфф. Коэфф. опера- тивной готовности (Ког) 0,9901 0,9899 0,9909 0,9915 0,9913 0,9921 0,9917 0,9924 0,9933 0,9948 0,9972 0,9948 0,9970 0,9955 0,9960 0,9992 0,9982 0,9993 0,9995 0,9995 Весовая характери стика (КВП) эффективнос 0,21 ти (ККЭ) 0,1003 0,7455 0,1022 0,7542 0,1032 0,7614 0,1043 0,7683 0,1051 0,7773 0,1068 0,7852 0,1072 0,7941 0,1094 0,8025 0,1098 0,8082 0,1118 0,8202 0,1133 0,8330 0,1148 0,8419 0,1164 0,8519 0,1172 0,8613 0,1187 0,8688 0,1199 0,8775 0,1211 0,8884 0,1220 0,8968 0,1235 0,9051 0,1245 0,9135 0,14 2001 0,1680 2002 0,1690 2003 0,1694 2004 0,1696 2005 0,1711 2006 0,1726 2007 0,1747 2008 0,1757 2009 0,1769 2010 0,1779 2011 0,1803 2012 0,1832 2013 0,1846 2014 0,1868 2015 0,1876 2016 0,1890 2017 0,1898 2018 0,1913 2019 0,1920 2020 0,1926 Графическая зависимость показателя безотказности оборудования (Ког) от комплексного коэффициента эффективности (Ккэ) показана на рисунке 9. По алгоритму методики (Рисунок 8) проведены совместные с заводом- изготовителем мероприятия по повышению качества задвижек: 1) Выявлены критичные дефекты (на момент апробации), в том числе: низкое качество износостойкого защитного покрытия шиберов; наличие недопустимых дефектов при изготовлении отливок корпусных деталей. 2) Определена стадия, на которой допускаются дефекты: при нанесении защитного покрытия шибера на партнерском заводе; при производстве литых корпусных деталей на основном производстве. 3) Классифицирован вид дефектов: заводские дефекты при изготовлении. 4) Дефекты определены как повреждения основных деталей (шибер) и корпусных литых деталей. 5) Установлено, что в 2020 году наибольшую взаимосвязь с показателями надежности продемонстрировали процессы «Сертификация», «Диагностика» и «Вспомогательные процессы». При этом выявлена необходимость совершенствования отдельных процессов, которые влияют на качество изготовления задвижек и насосов: по «Сертификации» имеются отклонения плановых весовых характеристик в части организации испытаний оборудования и инспекций производства. По процессу «Стройконтроль» имеются отклонения в части входного заводского контроля покрытия шиберов и литых корпусных деталей задвижек и насосов. По вспомогательным процессам не достигнуто плановое значение весовой характеристики в части автоматизации взаимодействия с производителями оборудования и повышения квалификации экспертов, участвующих в интерпретации дефектов. 6) В стандарты, технологические карты контроля и заводскую техническую и конструкторскую документацию внесены изменения: - при обнаружении недопустимых дефектов отливки должны подвергаться ремонту с выборкой дефектов и последующей их заваркой, при этом должны осуществляться следующие виды контроля: визуальный и измерительный контроль мест исправления дефектов; капиллярная или магнитопорошковая дефектоскопия мест исправления дефектов; ультразвуковой или радиографический контроль в зоне исправления дефектов; контроль режимов проведения термической обработки отливки после исправления дефектов сваркой на соответствие требованиям технологического процесса. Устранение недопустимых дефектов отливок корпусных деталей методом сварки должно осуществляться в присутствии представителя технического надзора заказчика. Отливки, подвергнутые скрытому (несанкционированному) исправлению дефектов, бракуются и к изготовлению задвижки не допускаются. Поковки, штамповки, заготовки из проката, предназначенные для изготовления основных деталей, должны подвергаться следующим видам контроля: а) определение механических свойств материала на образцах от плавки; б) визуально-измерительный контроль в объеме 100 %; в) ультразвуковой контроль в объеме 100 %; - при изготовлении шиберов с износостойким защитным покрытием, служба технического контроля изготовителя должна проводить контроль в соответствии с таблицей 7. Испытания защитных свойств покрытия должны проводиться в камере влажности с автоматическим поддержанием установленных режимов температуры (40±3) °С и относительной влажности окружающего воздуха (97±3) %. Таблица 7 – Объем и методы контроля при изготовлении шиберов с износостойким защитным покрытием шибера No п/п 12345 1 Контроль подготовки поверхности шибера к нанесению покрытия Наименование параметра Значение параметра Объем контроля Метод контроля 1.1 Сплошность 1.2 1.3 Радиус скругления острых кромок, мм, не менее Отсутствие видимых индикаторных следов 2 0,8 10,0 100 % уплотнительных поверхностей шибера 100 % кромок шибера Не менее шести участков контроля в соответствии со схемой ТД 100 % уплотнительных поверхностей шибера Не менее трех участков по 100 см2 каждый Не реже 1 раза в 1 ч в процессе нанесения покрытия По завершению процесса нанесения покрытия Цветная дефекто- скопия Визуально-измери- тельный контроль Профилометром, методом сравнения с образцами шероховатости Визуальный контроль Протиранием белой салфеткой Автоматическая регистрация параметров Внешний вид Отсутствие дефектов: закатанной окалины и заусенцев; расслоений и трещин; пор и раковин; механических повреждений; следов прижогов; следов смазки, эмульсии, инородных включений, пыли, продуктов коррозии и иных загрязнений 100 % уплотнительных поверхностей шибера Визуальный контроль Шерохо- 1.4 ватость Ra, не более Уплотнительные поверхности Остальные поверхности 1.5 Качество обезжиривания Отсутствие следов загрязнений Отсутствие следов загрязнений и жировых пятен на салфетке непосредственно перед 1.6 нанесением покрытия 2 Контроль технологического процесса нанесения покрытия Температура электролита, сила тока 2.1 при нанесении покрытия 2.2 Время нанесения покрытия 2.3 Химический состав среды для проведения обезжиривания Согласно технической документации завода- изготовителя Не реже 1 раза в месяц Не реже 1 раза в неделю Лабораторные исследования или автоматическая регистрация параметров 2.4 Химический состав электролита (раствора для нанесения покрытия) В соответствии с алгоритмом, изображенном на рисунке 8 разработаны и проведены корректирующие мероприятия по основным видам оборудования, в т.ч.: - актуализированы существующие стандарты, регламентирующие требования к техническим характеристикам оборудования, в технических условиях заводов-изготовителей насосов увеличен показатель наработки до отказа с 40 тыс. часов до 50 тыс. часов (Таблица 8); Таблица 8 – Показатели надежности насосов. No п/п 1 Наименование показателя Тип насоса Показатель, не менее 50000 40000 0,99 Наработка до отказа, ч, не менее Коэфф-т готовности, не менее Все типы насосов BB1, VS6, VS7 ВВ3, ВВ5, ОН1, ОН2 - в отраслевой стандарт и заводские ТУ на шиберные задвижки введен комплексный показатель надежности – коэффициент оперативной готовности по критическому отказу «невыполнение функции «закрытие» – не менее Рисунок 8 – Корректирующие мероприятия по повышению надежности оборудования Рисунок 9 - Сопоставление показателей безотказности (Ког) с комплексным критерием эффективности системы управления надежностью. 0,999999, а также вероятность безотказной работы в течение полного ресурса – не менее 0,99; - устранены недостатки нормативной базы в части применения литых конструкций насосов. Введен дифференцированный подход к отбраковке литых конструкций в зависимости от типоразмера дефекта и вида контроля (визуально- измерительного, капиллярного, магнитопорошкового, ультразвукового, радиографического); - дополнен план технадзора изготовления литых конструкций насосов, а именно предусмотрен контроль проникающими веществами (капиллярный) или магнитопорошковый контроль мест фрезеровки литейных прибылей, кромок под приварку, внутренних поверхностей магистральных патрубков корпуса; - внедрены современные средства технического диагностирования и освидетельствования механо-технологического оборудования (электромагнитно- акустические толщиномеры и преобразователи). Показатель удельной аварийности при перекачке углеводородов по трубопроводам ПАО «Транснефть» (аварий на 1000 км) в 2017 г. в 24 раза ниже среднего показателя выборки (0,06 против 1,39). Значение удельной аварийности в 2017 г. снизилось на 18% по отношению к 2016г. Соотношение объема разлива нефти к протяженности трубопроводов ПАО «Транснефть» в 2017 гг. в 21,3 раза ниже среднего показателя по аналогичным предприятиям (0,13 против 2,78). Проведен расчет экономической эффективности применения положений методики на основе сопоставления экономических выгод (доходов), которые получены в результате её применения, и затрат (расходов), понесенных в ходе реализации методики (Таблица 9). Таблица 9 - Оценка экономической эффективности методики (млн.руб. с НДС) No Показатель п/п 1 2 Год Итого 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Расходы No п/п 1 1 2 4 5 6 Показатель 2 Расходы на реализацию положений Методики Дисконтированный денежный поток DCF (отток) Год Итого 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 33,3 33,7 37,2 42,5 29,7 26,9 26,5 27 Доходы 45,3 47,8 48,2 49,3 49,6 25,7 24,2 21,8 19,9 17,9 23,6 24,4 27,8 27,8 27,3 56,2 58,1 63,3 64,8 64,7 30,5 33,9 41,5 44,9 46,8 386,9 219,6 183,8 433,2 213,6 Доходы дисконтированные от предотвращения снижения объемов транспортировки нефти 5,7 12,4 25,8 29,3 32,6 33,7 35,5 37 37,4 249,4 Доходы дисконтированные от сокращения количества аварий/инцидентов на МН Дисконтированный денежный поток DCF (приток) Чистая приведенная стоимость, NPV 4,1 9,8 -19,9 9 18,6 21,2 21,4 44,4 50,5 -5,5 17,9 23,5 Выполнение положений методики экономически эффективно, показатель чистого дисконтированного дохода в результате реализации Методики составляет 213,6 млн. руб. по 2024 год включительно, показатель дисконтированного срока окупаемости методики составляет 3 года (Рисунок 10). 50 30 10 0 -10 -20 -30 Чистая приведенная стоимость, млн. руб. 41,5 44,9 46,8 23,5 17,9 30,5 33,9 2620172018201920202021202220232024 -5,5 -19,9 Рисунок 10 - Чистая приведенная стоимость, NPV. На программно-технический комплекс, использованный в настоящей диссертационной работе, получено Свидетельство о государственной регистрации No2017663369. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ 1. Исследованы статистические данные о результатах эксплуатации на объектах магистральных нефтепроводов основных видов оборудования (задвижки, насосы, трубы, соединительные детали трубопроводов) за период 2001-2020гг., проанализированы причины отказов и брака оборудования. 2. Выполнены расчеты показателей надежности оборудования, выявлена и обоснована взаимосвязь показателей надежности с применяемыми производственными процессами управления надежностью. 3. Сопоставлены требования федеральных и отраслевых стандартов к оборудованию, проанализированы факторы, влияющие на успешность деятельности в области управления надежностью оборудования. На основании результатов анализа сформированы исходные данные для решения задач диссертационного исследования. 4. Разработана методика повышения надежности, которая обеспечивает комплексный подход к выбору и количественному определению уровня эффективности процессов системы управления надежностью оборудования, установлению перечня технических параметров, необходимых и достаточных для обеспечения заданного уровня качества оборудования, применяемого на МН. 5. Проведена апробация методики повышения надёжности оборудования магистральных нефтепроводов с использованием механизма управления качеством, методом дисконтированных денежных потоков обоснована её экономическая эффективность. По итогам апробации выполнены корректирующие мероприятия по минимизации отказов и брака оборудования, оптимизированы процессы системы управления надежностью.