в частях опоры подшипников был обнаружен не нормативный перегрев поверхности (рис 2) не типичный для данной части насоса превосходящий нормативный предел (согластно ОТУ – 78 пункт 2.5.8. температура подшипникого узла не должна превышать 60 С).

рис 1 рис 2

Температура охлождающей жидкости на входе в систему охлаждения насоса согластно регламента должна быть не более 25 – 30С. Анализируя линейный профиль термограммы на которой отчетливо видно падение температуры при пересечении профильной линии, трубки подачи охлаждающей жидкости до значения указанных в регламенте по эксплуатации насосного агрегата (рис 3), отклонения или нарушения нормальной функции системы охлаждения обнаружено не было.

рис 3

На основании термографического исследования было сделано предположение о том что с большой вероятностью у данного насоса вышли из строя подшипники качения. Наши предположения косвенно подтверждались «металлическим» шумом производимым насосом. Для устранения причин было принято решение об остановки данного оборудования и его детальной проверки. В результате детальной проверки наши предположения полностью подтвердились, дефектными а правильней сказать в аварийном состоянии оказались внутренние кольца подшипников качения (рис 4,5) в виду чего происходил не допустимый сверхнормативный

рис 4 рис 5

нагрев подшипников которые в свою очередь оказывали температурное воздействие на корпус насоса в результате чего возникала реальная угроза возгорания насосного агрегата. Следующим объектом исследования стала емкость D – 301(рис 6) емкостью 9000 литров с рабочим давлением 1,0 кгс/см2 и температурой продукта (техническая вода) + 90 С0
на этой же установке .Данная емкость является буферной емкостью для сбора технической воды служащей для охлаждения теплообменного узла Е – 303АВ.Цель исследования заключалась в определении точности работы механических и электронных уровнемеров марок LT – 311 IZIZZEB - DEA и LG – 311 SRG - 1 установленных на
емкости после проведения на них ремонтных работ. После получения термографического изображения была проведена работа по геометрическому замеру термической ватерлинии (рис 7) и посредством расчета вычислен объем содержащийся на данный момент воды. Полученные данные и данные показания уровнемеров совпали.

рис 6 рис 7

Следующим этапом исследования стала технологическая печь атмосферного блока (рис 8)по подогреву нефти на установке первичной перегонки нефти ЭЛОУ – АВТ 2 . Производительность печи: 2 миллиона
тонн нефти в год
Температура в камере радиации – 850
0
С
Температура в камере конвекции – 343
0
С
Число потоков – 4
Число форсунок – 10 штук
Изоляция печи – Керамический фибер толщиною 76,2 мм
Габаритные размеры печи; ширина – 3160мм
длина – 13735мм
высота – 12287 мм

рис 8 рис – 9

При проведении термографической (рис - 9)съемки (съемка проводилась в сентябре 2008 – го года при эксплуатации печи при температуре воздуха +30 0
С,относительной влажности 70 %, расстоянии до объекта 20 м, угол измерения 300 ) были выявлены значительные зоны повышенной температуры (рис – 10, 10а, 11, 11а) в различных частях печи. По состоянию аномальных зон с учетом длительного срока эксплуатации без капитального ремонта (установка в ведена в эксплуатацию с 1994 года) и превышению температур на поверхности печи было сделано предположение о частичном разрушении

рис – 10 рис – 10а
(северная сторона)

(линейный профиль температур северной части)



рис – 11 рис – 11а

(западная часть)

(линейный профиль температур восточной части)

по всем четырем сторонам изоляционного слоя . На основании термограмм и их анализа были разработаны рекомендации по устранению данных дефектов. В январе - феврале 2009 года на данной установке был проведен капитальный ремонт в том числе и технологической печи все выводы сделанные при обследовании печи в сентябре месяце были подтверждены визуально(рис – 12, 12а) при состовлении отбраковочных актов.

рис – 12 рис – 12а
(элементы с не пригодной теплоизоляцией технологической печи с
северной и восточной стороны)

Рассмотреные случаи не претендуют на 100 % выявление дефектов в данных оборудованиях ,но это еще один шаг в сторону раннего обнаружения дефектов и своевременного их устранения, способствующих увеличению срока эксплуатации оборудования и соответственно сокращению расходов на капитальный ремонт .

Ахундов Фаик Гюльмамед оглы
Начальник отдела Технического Надзора
НПЗ «Азернефтьяг»
Госнефтекомпании Азербайджана
Общий стаж работы в НК 10 лет
Имеет II уровень SNT – TC – 1A
по RT, UT, MPI, а так же II уровень
по EN 4179,EN 473,EASA AMC 145.A.30.(f)4
круг интересов; тепловой контроль


Список литературы:
«Методика инфрокрасной диагностики тепломеханического оборудования» ОРГРЭС Москва 2000 г
«Основные положения методики инфракрасной диагностики электрооборудования и ВЛ» РД . 153 – 34.0 – 20.363 – 99