Перспективы внедрения автоматизированной системы контроля фактического состояния насосного оборудования

УДК 621.6

Перспективы внедрения автоматизированной

системы контроля фактического состояния насосного оборудования

А.Р. ВАЛЕЕВ, к.т.н., доцент

О.М. САУБАНОВ, магистрант

ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

E-mail: anv-v@yandex.ru

Статья посвящена разработке концепции автоматизированной системы контроля фактического состояния насосного оборудования, её преимуществам по сравнению с существующей системой обслуживания на базе планово-предупредительных ремонтов. В её основе лежит измерение вибрации насосного агрегата в ключевых точках, анализ состояния агрегата и рекомендации к установке оптимальных межремонтных периодов и рационального объёма ремонта. Представлен предварительный анализ экономической эффективности системы. Показано, что предлагаемая система приведёт к значительной экономии средств при эксплуатации нефтеперекачивающей станции, а также повысит надёжность и безопасность работы насосных агрегатов.

Ключевые слова: виброконтроль, вибродиагностика, вибрация, насосный агрегат, обслуживание, фактическое состояние.

надёжное и безаварийное функционирование системы магистрального транспорта нефти напрямую зависит от работы насосно-энергетического оборудования на нефтеперекачивающих станциях. Эксплуатация нефтеперекачивающих станций неразрывно связана с контролем технического состояния насосных агрегатов.

В настоящее время для эксплуатируемых насосных агрегатов характерен повышенный износ узлов и деталей. Ресурс большинства машин значительно исчерпан, а темп отработки ресурса такого оборудования превышает темп обновления насосно-энергетического парка машин.

Практика эксплуатация насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на данный момент использует техническое обслуживание на основе планово-предупредительного ремонта, т.е. обслуживание агрегата по графику. Целью данного графика является исключение отказов и предотвращение непредвиденных расходов, достигаемое за счёт планирования и проведения технического обслуживания до момента наиболее вероятного выхода из строя механизма, согласно среднестатистической информации для оборудования данных типов.

Назначенный объём работ при планово-предупредительном ремонте, как правило, превышает требуемый объём работ для устранения дефектного состояния механизма. В ряде случаев необходимость вмешательства совсем не требуется, но проводится для гарантии обеспечения надёжной работы [1].

Также используются элементы реактивной системы технического обслуживания (т.е. обслуживания по отказу или аварийной ситуации), реализуемой

при помощи контрольно-сигнальной виброаппаратуры. Данная аппаратура замеряет уровень вибрации на подшипниковых узлах и при достижении предельных значений сигнализирует об аварийной состоянии. Согласно регламентирующим документам [2], контроль вибрации насосного агрегата производится 1 раз в смену, при этом учитывается только общий уровень вибрации агрегата (средне-квадратическое значение виброскорости). Здесь же отметим, что плановая вибродиагностика, позволяющая проводить более глубокий анализ состояния агрегата, проводится только через 2000 ч наработки оборудования [2].

Таким образом, существующая система технического обслуживания агрегата обеспечивает глубокий контроль и анализ состояния оборудования только в периоды ремонта агрегата или при плановой вибродиагностике, проводимой через 2-3 месяца. Это приводит к тому, что в данный период могут беспрепятственно появляться дефекты агрегата, не приводящие к аварийному состоянию, но негативно влияющие на оборудование.

Внеплановое техническое обслуживание проводится при снижении коэффициента полезного действия насоса более чем на 3%, при достижении виброскорости в какой-нибудь точке значения 7,1 мм/с (и ряде других условий согласно [2]). Дефект насосного агрегата опознается только в том случае, если его влияние уже критично; меньшие дефекты не определяются, хотя их влияние на общее состояние агрегата, технико-экономические параметры, скорость износа элементов агрегата может быть значительным.

Рассмотрим функциональные возможности существующих систем виброконтроля роторных машин. Данные системы позволяют контролировать вибрационные параметры, частоту вращения, линейные перемещения, тепловые абсолютные и относительные расширения, угловые перемещения и температуру. Как правило, системы виброконтроля состоят из следующих условных блоков (рис. 1):

1) блок датчиков вибрации (вибропреобразователей), и возможно других параметров;

2) блок нормирования сигнала (нормирующий усилитель);

3) блок обработки сигнала;

4) блок защиты, аварийно отключающий агрегат при достижении предельных значений вибрации;

Показания общего уровня вибрации

Рис. 1. Структура системы вибромониторинга насосного агрегата

5) блок визуализации измеренных значений.

Преимущества и недостатки типовых систем вибромониторинга состояния насосных агрегатов приведены в таблице.

В нашей стране ряд предприятий производят стационарные системы контроля вибрации: НТЦ «Виконт» (г. Москва), НПП «Вибробит» (г. Ростов-на-Дону), ООО «Энергоприбор» (г. Санкт-Петербург), ООО «Динамика» (г. Омск), ООО «ДИАМЕХ 2000» (г. Москва) и другие.

Типовые системы мониторинга технического состояния оборудования имеют весомый недостаток в том, что данные системы не позволяют производить частотный анализ зарождающегося дефекта и производить контроль его развития в течение периода его существования. Рассмотренные системы только лишь фиксируют отклонения от нормальной работы насоса, а основные причины их возникновения выявляют уже специалисты по вибродиагностике с помощью необходимого оборудования, причем точность и оперативность таких работ недостаточна [4].

Итак, на сегодняшний день системы оперативного вибрационного анализа состояния насосных агрегатов на нефтеперекачивающих станциях не устанавливаются, отсутствует единая система, позволяющая в режиме реального времени следить за вибрационном состоянием оборудования, а также выявлять, идентифицировать зарождающиеся и развитые дефекты, прогнозировать остаточный ресурс оборудования и рекомендовать межремонтный период.

По мнению авторов, повысить качество технического обслуживания насосных агрегатов может переход к обслуживанию по фактическому состоянию предсказывать развитие конкретного дефекта и заранее планировать проведение его ремонта. Основой данного контроля предлагается принять постоянный вибромониторинг насосного агрегата с

Типовые системы вибромониторинга

Система Преимущества Недостатки

АЛМАЗ 7010 Широкий динамический диапазон. Возможность реализации любых алгоритмов анализа и диагностики. Передача сигналов по каналам с повышенной помехоустойчивостью Неточное определение дефектов. Программное обеспечение системы имеет сложную базу данных и сигналов и не предусматривает автоматической классификации сигналов вибрации, что затрудняет принимать объективные решения по состоянию агрегата. Долгий период адаптации и настройки

ПРОТОН-1000 Максимальная оперативность контроля и защиты. Открытость и интегрируемость. Надёжность. Интеграция с другими системами Неточное определение дефектов. Невозможность проведения детального частотного анализа. Долгий период адаптации и настройки

VIBRO-METER VM600 Широкий спектр применения. Надёжность. Работоспособность датчиков при экстремальных температурах. Контроль измерения в широком диапазоне частот Неточное определение дефектов. Невозможность проведения частотного анализа. Долгий период адаптации и настройки

обработкой вибросигнала и идентификации дефектов в режиме реального времени.

Поясним, почему вибромониторинг является наиболее эффективным и простым способом оценки фактическогосостоянияагрегата.Вибромониторинг и вибродиагностика являются средствами нераз-рушающего контроля, их использование не требует остановки или изменения работы агрегата. Вибросигнал включает информацию о колебательных процессах, происходящих в насосном агрегате, акустическом шуме, характеризующем качество работы взаимодействующих поверхностей деталей, тем самым отражая фактическое техническое состояние узлов и отдельных деталей. Изменение технического состояния агрегата вызывает мгновенное изменение вибрационных параметров. Также в пользу вибромониторинга говорит широкое развитие техники и электроники в области измерения вибрации, обработки сигнала, методов оценки технического состояния.

Более того, реализация обслуживания по фактическому состоянию возможна на базе уже смонтированных систем виброконтроля насосных агрегатов.

Система обслуживания фактического технического состояния насосного агрегата в идеале должна содержать следующие условные блоки:

1) блок датчиков вибрации, температуры и др.;

2) блок нормирования сигнала;

3) блок обработки сигнала;

4) блок защиты агрегата, аварийно отключающий агрегат при достижении предельных значений вибрации;

5) блок вибрационной диагностики в режиме реального времени;

6) блок визуализации состояния агрегата;

7) выделенный центр обработки данных, собирающий данные со всех агрегатов данного типа.

Схематично структура представлена на рис. 2.

Поясним работу системы более подробно.

Располагаемые на насосном агрегате датчики собирают информацию о работе агрегата. Помимо уровня вибрации рекомендуется собирать информацию о температуре, расходе нефти, давлении до и после насоса. С целью облегчения внедрения данной системы можно использовать элементы существующих, уже смонтированных систем виброконтроля, в состав которых уже входят необходимые датчики. В целом, оптимальное расположение и количество вибродатчиков указано на рис. 3.

Отметим, что для дальнейшей качественной обработки вибросигнала рекомендуется использование датчиков с верхней границей частотного диапазона не менее 10000 Гц.

Блок нормирования сигнала, в случае необходимости, производит первичную обработку сигнала.

Блок обработки сигнала производит разложение вибросигнала в спектр и другую необходимую обработку.

Блок защиты агрегата необходим в том случае, если дефект или неисправность агрегата возникает внезапно и никаким образом не может быть предсказан заранее. Например, в случае внешних форс-мажорных ситуаций, человеческого фактора или стремительном, лавинообразном развитии дефекта.

Блок вибрационной диагностики в режиме реального времени производит диагностику насосного агрегата. В первую очередь рекомендуется использование сочетаний метода спектрального анализа вибросигнала, метода ПИК-фактора, метода спектрального анализа огибающего вибросигнала.

Более полную картину состояния агрегата можно получить при дополнительном использовании метода анализа ударных импульсов и метода анализа прямого спектра сигнала ударных импульсов. Отмечаем, что диагностика будет происходить при помощи электроники и программного обеспечения, расположенного на нефтеперекачивающей станции, при помощи со-

Рис. 2. Структура предлагаемой автоматизированной системы контроля фактического состояния

Рис. 3. Схема расположения вибродатчиков на насосном агрегате:

в — расположение датчика в вертикальном направлении; о — расположение датчика в осевом направлении; р — расположение датчика в радиальном направлении

храненных известных методов диагностики и распознавания дефектов [5,6], что обеспечит высокую оперативностью.

Блок визуализации состояния агрегата показывает фактическое техническое состояния агрегата, его узлов и деталей, оценку остаточного ресурса и рекомендуемое время до следующего капитального ремонта.

Вибрационный сигнал, вышедший с блока обработки сигнала, предлагается отправлять в отдельно созданный центр по анализу состояния агрегата, где будет возможность собирать данные со всех агрегатов данного типа. Это позволить фиксировать историю изменения состояния каждого агрегата и отслеживать состояния дефектов, сопоставляя данную информацию, поступающую с аналогичных насосов. Таким образом, будет возможно проведение более глубокого анализа и коррекции методик диагностирования дефектов. При необходимости специалисты с данного центра связываются с нефтеперекачивающей станций для коррекции оптимального межремонтного интервала насосного агрегата, при котором вероятность отказа и интенсивность износа минимальны. Отметим, что это также позволит отказаться от использования выездных вибродиагностирующих бригад.

В итоге, внедрение предложенной автоматизированной системы контроля фактического состояния насосного оборудования даст ряд преимуществ и позволит:

-уточнить причины дефекта, условия его возникновения и развития, а также оценить влияющие факторы;

-вовремя устранить дефект и увеличить среднюю наработку парка на проявление дефекта или отказа;

-снизить интенсивность проявления дефекта или отказа при наиболее ответственных режимах работы и эксплуатации машины;

-улучшить организацию работ по разработке и внедрению мероприятий, направленных на устранение дефекта;

-оценить эффективность мероприятий, направленных на устранение дефекта, и выбрать для внедрения наиболее эффективные;

-свести период диагностики до нуля; -автоматизировать процесс вибродиагностики насосного агрегата и свести к минимуму человеческий фактор;

-осуществлять прогнозирование развития дефекта с указанием времени до момента достижения ненормативного состояния.

-перейти от плановых ремонтных работ к ремонтным работам по текущему техническому состоянию;

-снизить эксплуатационные затраты практически в 2 раза [3].

Внедрение предлагаемой системы приведёт к экономии за счёт уменьшения затрат при капиталь-

ном ремонте, более оптимальном графику планирования ремонтов, снижению затрат за счёт отказа от выездных вибродиагностирующих бригад и т.п. Также уменьшаются потери за счёт несвоевременного обнаружения дефекта.

К примеру, пусть сформировался некоторый дефект, увеличивший уровень вибрации насоса НМ10000-210 до значения не более чем 7,1 мм, и уменьшающий коэффициент полезного действия агрегата на Дп=2,9%. Примерами такого дефекта могут быть: скол лопатки рабочего колеса, частичное механическое повреждение подшипников, ослабление крепления подшипниковых опор к раме, некоторые гидродинамические и электромагнитные дефекты. Согласно [2], эти обстоятельства не признаются аварийными, и насосный агрегат эксплуатируется дальше. Учитываем, что плановая вибродиагностика производится единожды за ¿=2000 ч наработки насоса, то за это время дефект не будет обнаружен. При мощности агрегата N=6,3 МВт будет затрачено лишней энергии в размере

W =

t. N. Дп п :

2000 ч . 6300 кВт . 0,029= 0,89

= 4,1 . 105кВт . ч .

где п — КПД насосного агрегата.

Примем для расчёта тариф электроэнергии k = 2,5 руб/кВт-ч. Получаем, что дополнительные затраты составляют

С = k . W = 2,5

л5

руб. кВт. ч

х 4,1 . 105кВт . ч = 1,025 млн.руб.

Итак, данный дефект приводит к дополнительным затратам порядка 1 млн. руб. Таким образом, даже один своевременно обнаруженный дефект окупает внедрение данной системы.

Заключение

Предложена система, обеспечивающая обслуживание насосного агрегата по фактическому состоянию. Такая система позволит своевременно и оперативно распознавать дефект, следить за его развитием, определять остаточный ресурс и рекомендовать наиболее оптимальный межремонтный период. Внедрение указанной системы возможно на базе уже существующих и смонтированных систем виброконтроля насосного агрегата.

Предварительный анализ показал, что подобная система приведет к значительной экономии средств при эксплуатации нефтеперекачивающей станции, а также повысит надёжность и безопасность работы насосных агрегатов.

х

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамов ИЛ. Вибродиагностика энергетического оборудования. — Кемерово: КузГТУ, 2007. — 167 с.

2. РД153-ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. — Уфа, 1997.

3. Ширман А.Р., Соловьев А.Б. Практическая вибродиагностика и мониторинг состояния механического

оборудования. — М.: 1996. — 273 с.

4. Костюков В.Н, Науменко А.П. и др. Основы виброакустической диагностики машинного оборудования. — Омск: НПЦ «Динамика», 2007. — 286 с.

5. Барков А.В., Баркова НА, Азовцев ЮА. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации. — СПб.: СПбГМТУ, 2004. — 156 с.

6. Розенберг Г.Ш., Мадорский Е.З., Голубев Е.С. и др. Вибродиагностика. — СПб.: ПЭИПК, 2003. — 284 с.

Центр (Отдел) научно-информационного обслуживания (ЦНИО) ВИНИТИ РАН

Информационные услуги, предоставляемые ЦНИО ВИНИТИ РАН:

- проведение тематического поиска и консультации поисковых экспертов;

- подготовка списков научной литературы;

- подбор и копирование полнотекстовых материалов из первоисточников;

- библиометрическая оценка эффективности научной деятельности с использованием БД Web of Science и БД SCOPUS;

- информационное обеспечение информационно-аналитической деятельности по подготовке и предоставлению аналитических обзоров и других научных материалов;

- подготовка и представление в Редакционный комитет международного справочника Ulrich's сведений ( в формате справочника ) о российских журналах с целью размещения информации о российских журналах в базе данных UlrichsWeb.Global Serials Directory;

- подготовка (переработка) пристатейных списков литературы (ссылок) из российских журналов и представление их в формате, приемлемом для включения в международные библиографические и реферативные базы данных (например, БД SCOPUS).

Обращаться в ЦНИО ВИНИТИ:

- адрес: 125190, Россия, г. Москва, ул.Усиевича, 20.

- телефоны: 8(499) 155 -42 -43, 8(499) 155 -42 -09, 8(499) 155 -42 -17.

- эл. почта cnio@viniti.ru, fdk@viniti.ru. - факс 8(499) 930 -60 -00 (для ЦНИО).

PROSPECTS OF THE AUTOMATED MONITORING SYSTEM OF THE ACTUAL STATE PUMPING EQUIPMENT

Valeev A.R., Cand.Tech.Sci. E-mail: anv-v@yandex.ru Saubanov O.M., Undergraduate

Ufa State Petroleum Technological University (1, ul. Cosmonauts, Ufa, Republic of Bashkortostan,

450062, Russian Federation)

ABSTRACT

Article is devoted to developing the concept of automated control system of the actual state of pumping equipment and its advantages over the existing service system base don regular preventive maintenance. It is based on measuring vibration of the pump set at key points, analysis of the state of the unit and recommendations for optimal reserve maintenance periods and rational volume of repair.

Keywords: vibration control, vibration diagnostics, vibration, pumping unit, maintenance, actual state.

REFERENCES

1. Abramov I.L. Vibrodiagnostika energeticheskogo oborudovaniya. Kemerovo, KuzGTU Publ., 2007, 167 p. (In Russian).

2. RD153-TN-008-96. Rukovodstvo po organizatsii ekspluatatsii i tekhnologii tekhnicheskogo obsluzhivaniya i remonta oborudovaniya i sooruzheniy nefteperekachivayushchikh stantsiy, 1997, Ufa. (In Russian).

3. Shirman A.R., Solov'yev A.B. Prakticheskaya vibrodiagnostika i monitoring sostoyaniya mekhanicheskogo oborudovaniya. Moscow, 1996, 273 p. (In Russian).

4. Kostyukov V.N, Naumenko A.P. and etc. Osnovy vibroakusticheskoy diagnostiki mashinnogo oborudovaniya. Omsk, Dinamika Publ., 2007, 286 p. (In Russian).

5. Barkov A.V., Barkova N.A., Azovtsev Yu.A. Monitoring i diagnostika rotornykh mashin po vibratsii. Saint Petersburg, SPbGMTU Publ., 2004, 156 p. (In Russian).

6. Rozenberg G.Sh., Madorskiy Ye.Z., Golubev Ye.S. and etc. Vibrodiagnostika. Saint Petersburg, PEIPK, 2003, 284 p. (In Russian).