CC BY
46
УДК 622.692.4.053 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10501
ПРИМЕНЕНИЕ УДАЛЕННОЙ ТЕНЗОМЕТРИИ ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСПОЛОЖЕНИЯ ДЕФЕКТОВ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА*
А.Р. ВАЛЕЕВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа А.П. ТОКАРЕВ, доцент кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин
Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., проф., завкафедрой транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: anv-v@yandex.ru, E-mail: art-tokarev@yandex.ru , E-mail: mastoba@mail.ru
Работа посвящена повышению достоверности диагностирования технического состояния нефтеперекачивающих агрегатов. Применяемые методы диагностики не позволяют достаточно достоверно определять дефекты, поскольку методы неразрушающего контроля используют косвенные и экспертные способы их идентификации. Предлагается использовать подход по определению положения дефекта по данным тензометрических датчиков, расположенных на опорах агрегата. Зная расположение дефекта в совокупности с информацией о частоте и интенсивности колебаний дефекта, можно его идентифицировать с высокой достоверностью. Представлены основы расчетной схемы и математической модели, которая по анализу динамических реакций на опорах и фазовым отставаниям позволяет определить вертикальную и горизонтальную координаты дефекта.
Ключевые слова: диагностика, техническое состояние, тензометрия, вибрационный анализ, нефтеперекачивающий агрегат.
Введение
Эффективная эксплуатация магистральных насосных агрегатов является одним из важнейших вопросов нефте-проводного транспорта. Магистральные насосные агрегаты - мощные энергоемкие машины, эффективная экономичная эксплуатация которых - одна из ключевых задач обслуживающего персонала. Необходимо постоянно поддерживать высокую надежность этих машин, что значительно снижает расходы на ремонт и эксплуатацию. Наряду с проблемами технического состояния и работоспособности агрегатов необходимо также выделить вопрос об экономии электроэнергии на перекачку. В условиях непрерывного технологического процесса отказ ответственного оборудования по причине пропуска его неисправности может привести к аварийной ситуации, а также дополнительным затратам при ремонте, издержкам от простоя и др. [1].
В вопросах обеспечения надежности и эффективности эксплуатации насосного оборудования одним из главных аспектов является диагностика их технического состояния, основанная на том, что количественные и качественные характеристики диагностических параметров являются признаками того или иного дефекта. В результате наработки статистического материала по связи между характеристиками диагностических параметров и состоянием объекта по каждому виду оборудования разрабатываются диагностические алгоритмы, включающие в себя также эталонные
уровни и правила принятия решения о принадлежности объекта к тому или иному виду технического состояния [2].
Методы, применяемые для диагностирования дефектов нефтеперекачивающих агрегатов
Определение вида технического состояния насосного оборудования может производиться как в собранном состоянии, так и после его полной разборки. Методы технической диагностики, требующие разборки, обычно применяют при капитальном ремонте - дефектации его элементов. В период эксплуатации насосных агрегатов, как наиболее экономичные и позволяющие получать оперативную информацию об их состоянии, применяются методы безразборной диагностики, среди которых можно выделить параметрическую и вибрационную диагностику.
При этом каждый из методов диагностики отличается по степени достоверности и степени оперативности использования (рис. 1).
Параметрическая диагностика насосного оборудования представляет собой контроль нормируемых параметров оборудования, обнаружение и идентификацию их опасных изменений. В ее основу положены оценка температуры, напора, мощности и КПД насоса и агрегата в целом, определение причин, вызывающих ухудшение данных параметров, разработка и реализация мероприятий по улучшению или восстановлению напорной и энергетической
* Исследование выполнено при поддержке гранта Республики Башкортостан молодым ученым «Разработка технологии объективного распознавания и идентификации дефектов промышленного оборудования на основе удаленного тензометрического анализа».
_о
(О
Разобранный агрегат
характеристики насоса. При этом оценка ведется и по отклонению текущих параметров, и по тенденции их изменения по мере наработки. Этот метод применяется как на начальной стадии работы агрегата, чтобы выявить дефекты заводского характера, монтажа и ремонта, так и в период эксплуатации для своевременного обнаружения и оценки причин ухудшения рабочих параметров насоса, электродвигателя и агрегата в целом по мере наработки.
На основе опыта эксплуатации данный подход позволяет косвенно определить некоторые дефекты, но подробный анализ дефектов произвести невозможно. При этом если параметрическая диагностика насосных агрегатов способствует достижению более экономичных эксплуатационных параметров, то вибрационная в первую очередь решает задачи повышения надежности оборудования, позволяя на основе частотного анализа выявлять конкретные дефекты.
Вибродиагностирование насосных агрегатов основано на сравнении значений вибрации в данное время с предельно допустимыми значениями и оценке скорости изменения вибрации в двух интервалах наработки. Текущие значения вибрации обрабатываются при помощи методов статистического анализа. В качестве контролируемого параметра вибрации устанавливается среднеквадратичное значение виброскорости. Вибродиагностика решает задачи по выявлению причин повышенного уровня вибрации агрегатов и обнаружению скрытых дефектов конструкций. Это основной метод контроля состояния машин (теоретически исправная машина не вибрирует) [3].
В зависимости от глубины решаемых задач при проведении диагностического обследования разделяют вибродиагностику первого, второго и третьего уровней.
Первый уровень - оценка состояния агрегата в целом, соотнесение состояния агрегата (по уровню вибрации) к одному из заранее установленных состояний: «хорошее», «удовлетворительное», «допустимое» и «недопустимое». Диагностирование на этом уровне заключается в сопоставлении замеренных уровней вибрации с уровнями вибраций, установленными ГОСТами, технической документацией, стандартами предприятий. При этом среднеквадра-тическое значение виброскорости сравнивается с пороговыми значениями для различных типов машин в зависимости от их мощности и зон технического состояния, то есть могут быть использованы только для целей виброзащиты при критических дефектах.
Второй уровень - оценка состояния отдельных узлов агрегата по результатам частотного анализа, включающая в себя обнаружение дефектов и неисправностей агрегата и его узлов, разработку рекомендаций по улучшению состояния агрегата.
Третий уровень - прогнозирование технического состояния агрегата и его узлов, определение остаточного ресурса и узлов агрегата, планирование времени следующего обслуживания.
Рис. 1. Классификация видов технической диагностики Достоверность
с
Удаленная тензометрия
Виброанализ
"Анализ электрических параметров ^ работы электродвигателя___^--^
С Анализ состояния"""'*) масла
Измерение уровня вибрации __ Параметрическая диагностика
Оперативность и гибкость
Номинальный режим
Неноминальный режим и сложные условия
Нормативные уровни интенсивности вибрации нефтяных магистральных насосов представлены в нормативной документации [4]. Точки измерения являются строго заданными (подшипниковые узлы, корпус, опоры). Другие нормы можно видеть в [5]
Для выявления причин вибрации насосных агрегатов и оценки состояния отдельных его узлов в основном применяется спектральный метод анализа вибросигналов, основанный на первичном преобразовании Фурье. Преимуществом анализа в полосах частот с относительно постоянной шириной является возможность представления на одном графике широкого частотного диапазона с довольно узким разрешением на низких частотах. Разрешение в области высоких частот (характерных для как гидрогазодинамической вибрации различной природы, так и для газотурбинных приводов) ухудшается с повышением частоты.
Также это преобразование обладает и определенными недостатками: вследствие потери информации о временном факторе искажается представление о динамике изменения спектрального состава сигнала, что не позволяет производить всесторонний анализ вибросигнала. В отдельных случаях происходит невозможность однозначного определения дефектов, ведущих к частотной и амплитудной модуляции вибросигнала, таких как нарушение условий смазки подшипников, изгибная деформация рабочего колеса; также возникают сложности выявления скрытых дефектов и разделения между собой основных неисправностей, которые имеют сходные диагностические признаки. В спектр вибросигнала, кроме того, неизбежно попадают частоты различных шумов, помех, резонансных явлений, возможен вклад в общий спектр других источников вибрации. При влиянии шумов, наведенных колебаний и других полигармонических процессов легко могут затеряться полезные сигналы на тех частотах, на которых дефекты наиболее ярко себя проявляют. Поэтому риск пропуска дефекта достаточно велик.
Отмечаем, что существует метод диагностики на основе анализа масла, но он пока не получил широкого распространения в России. Известно, что трибодиагностика пар трения опережает по эффективности применения
вибродиагностику и термографию. Анализ масла позволяет получить достоверную информацию о техническом состоянии подшипников, уплотнений, состоянии смазки, эффективности работы присадок, о наличии ферромагнитных (металлических) и неферромагнитных включений, обводнения, параметров вязкости и качества смазки. Однако неполный спектр диагностируемых дефектов не позволяет данный метод использовать в виде основного [7].
Методы диагностики электродвигателя по электрическим параметрам и электромагнитных полей позволяют достаточно полно анализировать состояние электродвигателя и некоторые общие параметры всего агрегата (например, дисбаланс). Однако для нефтеперекачивающих агрегатов внимание, как правило, смещается больше на состояние насоса. И очевидно, данные методы не позволяют диагностировать весь агрегат [8].
Таким образом, можно заключить, что на данный момент не существует метода, позволяющего достаточно достоверно и объективно идентифицировать дефекты роторного оборудования. Существующие методы используют косвенное определение дефектов, исходя из опыта эксплуатации оборудования. В частности, поэтому они весьма плохо подаются автоматизации [9, 10]. Также на данный момент отсутствуют методы, позволяющие определить положение дефекта в пространстве, идентифицировать дефект и узнать степень его опасности не на основе опытных или эмпирических данных, а на основе точного и фундаментального анализа.
Концепция применения удаленной тензометрии для обнаружения и определения расположения дефектов при диагностике нефтеперекачивающего агрегата
На основе вышеизложенного авторами исследуется метод, позволяющий максимально объективно диагностировать дефекты с использованием удаленного анализа тен-зометрического сигнала. В основе метода лежит следующее. Под опорами насосного агрегата находятся тензодат-чики, что позволит определять динамические реакции на опоры в режиме реального времени. При невозможности их монтажа можно использовать накладные тензодатчики на опоры и раму оборудования.
Используется тезис, что оборудование изготавливается из сталей, следовательно, динамическая сила от колеблющихся дефектов и деталей полностью и без потерь передается на опоры оборудования и тензодатчики. Таким образом, исходные данные для диагностирования являются предельно точными. Далее происходит анализ сил реакции на опорах, что позволяет получить спектр динамических сил и спектр фаз изменения реакций. На основе разработанной пространственной математической модели можно получить точное положение источников колебания, иначе говоря, определить координату дефекта в пространстве, как расположение в горизонтальной плоскости (в двух горизонтальных координатах), так и координату по вертикали. Информация о расположении дефекта, его частоте и интенсивности колебания позволит максимально полно
I Рис. 2. Расчетная схема для определения динамики оборудования на опорах под действием дефекта
Дефект, Тензодатчик № 4
колеблющийся в плоскости Х-1
Определение 7-координаты дефекта с учетом анализа разницы фаз между динамическими реакциями по данным тензодатчиков № 1 и 2
Тензодатчик № 3
Определение у-координаты дефекта
с учетом анализа амплитуд динамических реакций по данным тензодатчиков № 1 и 3
Тензодатчик № 2
Тензодатчик № 1
Определение х-координаты дефекта с учетом анализа амплитуд динамических
реакций по данным тензодатчиков № 1 и 2
и точно идентифицировать дефект и определить степень его опасности (рис. 2).
На основе проведенных работ будет разработана пространственная модель идентификации дефектов и распределения потенциально опасных элементов роторного оборудования на основе тензометрического анализа и метод превентивного обслуживания.
Далее представлены основы математической модели по определению расположения по данным измерения динамических нагрузок на опорах.
Расчетная схема определения расположения дефектов по данным измерения динамических нагрузок на опорах
Рассмотрим расчетную схему, представленную на рис. 2. Согласно ей оборудование с источником колебаний располагается на опорах и представлено в проекции на вертикальную плоскость. Геометрические параметры представлены на рис. 3.
Центр масс находится в точке O. Дефект располагается в точке D и создает возбуждающую силу F, вектор которой вращается против часовой стрелки с частотой ю.
Рассмотрев общее уравнения движение оборудования в плоскости воздействия дефекта в проекциях на вертикальную ось у и уравнение моментов относительно центра масс оборудования (точки O), можно прийти к следующей паре уравнений, описывающих динамические составляющие реакции опор ЛЯ^) и ЛЯв(0 от времени
Му0(?) = АДа (?) + АЯВ (?) +F ^(ю?),
Iфо(0 = АПв (?) ■ Lв - ДЯл(0 • LА +F ■ -0 ^(ю? -Ф).
Проведем анализ амплитудных значений динамических реакций опор. Принимаем жесткое крепление оборудования к опорам, а также переходим к усредненным значениям:
О = АДА (?) + АДв (?) +F ^(ю?);
О = АЯВ(?)■ LB -АДа(^ LA +F■ — cos(юf-ф).
Уо
Уа1-в + Ув1-А
1-А + -В
Поворот оборудования относительно точки в силу раскачивания на опорах определяется как
Фо =
Ув - Уа
-А + -В
В связи с этим уравнения движения оборудования на опорах примут вид
М
у А—В + уВ-А -А + -В
= -^аУа - квУв + F^(юО;
1уз^уа = -квув.-в + иауа • -а +f■ -о ^(ю? -ф).
-а + -в
Решая уравнения, получаем следующее: У а = ^/а^+а^соз^? -а); ув Ь12 +Ь22 cos(юf-Р).
где
= Е
«2 = -Е
квЬв (ЬА + Ьв) -1ю2 -Ь0 (кв (ЬА + Ьв) -ЬвМю2)СОЭф кАкв (ЬА + Ьв)2 -(кА + кв)(/ + ЬАЬВМ)ю2 + /Мю4 Ь0 (кв (ЬА + Ьв) -ЬВМю2)sinф
Ь1 = Е
Ь2 =-Е
кАкв (ЬА + Ьв) -(кА + кв)(/ + ЬАЬвМ)ю2 + /Мю4 кАЬА (ЬА + Ьв) -/ю2 -Ь0 (кА (ЬА + Ьв) -ЬАМю2)СОSф кАкв (ЬА + Ьв)2 -(кА + кв)(/ + ЬАЬвМ)ю2 + /Мю4 Ь0 (кА (ЬА + Ьв) -ЬАМю2) Sinф
кАкв (ЬА + Ьв) -(кА + кв)(/ + ЬАЬвМ)ю2 + /Мю4 Фаза колебаний определяется как
а2 а1
!др = Ь2.
Преобразования позволяют получить горизонтальные координаты дефекта в представленной расчетной схеме, определяемой расстоянием L^:
-1
АД,
в
АДа +АД
в
I
Рис. 3. Расчетная схема для определения динамики оборудования на опорах под действием дефекта
Проведем анализ динамики для оценки вертикальной координаты.
Смещение опор обозначим как уа и уь, а жесткости опор - соответственно ka и kb. В таком случае динамические реакции опор будут равны:
АД А (О = -кАУА;
АДв (?) = -квУв.
При смещении опор, иначе говоря, при изменении величин уа и уь, происходит изменение вертикального положения центра масс. Высотная отметка центра масс определяется как
Я к
ЯА
wt
I I,
^ _ _ _ _
тд
Я ^
У
и
х
I
0
О
Ь
I
и
х
Ь
0
I
I
2
I
I
А
В
Тогда тангенс разницы фаз колебаний у будет равен
tgy = tg (Р-а) =
tgp - tga _ a1b2 -1 + tga-tgP a1b1 +
a2b1
■a2b2
Таким образом, получено общее уравнение для определения разницы фаз динамических реакций опор.
Примем, что оборудование закреплено жестко, тогда жесткость опор во много раз больше соответственных значений, связанных с инерцией оборудования, иначе говоря, массой и моментом инерции, то есть M^0 и /^0. Также примем симметричную компоновку оборудования = 0^ и Lb = 0^). Тогда, выражая вертикальную координату дефекта hD относительно разницы фаз колебаний, получаем
hD =ho +2
-ctgy + . ctg2y + 1-
2ARr
ARa +ARb
где у - разница фаз колебаний между динамическими реакциями опор. При у = 0 высота определяется как hD = h0.
Выводы
В статье предложен новый метод диагностирования нефтеперекачивающего агрегата, отличительной особенностью которого является определение расположения дефекта - источника колебаний в пространстве. Это позволяет наиболее точно идентифицировать местоположение дефекта. А в совокупности с информацией о частоте колебаний и их интенсивности максимально достоверно идентифицировать дефект.
Такой метод позволит повысить достоверность технической диагностики нефтеперекачивающего агрегата, улучшить возможности внедрения системы диагностирования по фактическому состоянию и в конечном счете повысить надежность и долговечность оборудования и снизить издержки на его эксплуатацию и ремонт.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лисин Ю.В., Фридлянд Я.М., Аралов О.В. Повышение надежности оборудования магистральных нефтепроводов // Стандарты и качество. 2015. № 8. С. 36-40.
2. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: Недра, 2001. 475 с.
3. Барков А.В., Баркова Н.А., Азовцев Ю.А. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации: учеб. пособие. СПб.: СПб ГМТУ, 2004. 156 с.
4. РД-75.200.00-КТН-119-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт механотехнологического оборудования и сооружений НПС. М.: Транснефть. 2016.
5. РД 29.020.00-КТН-185-08. Положение о системе технического обслуживания и ремонта электротехнического оборудования магистральных нефтепроводов на давление до 10 МПа. М.: Транснефть, 2008.
6. ГОСТ Р 55265.7-2012 (ИСО 10816-7:2009). Вибрация. Контроль состояния машин по измерениям вибрации на невращающихся частях. Ч. 7. Насосы динамические промышленные.
7. ASTM D6595-00: Standard Test Method for Determination of Wear Metals and Contaminants in Used Lubricating Oils or Used Hydraulic Fluids by Rotating Disc Electrode Atomic Emission Spectrometry.
8. Петухов В.С. Диагностика состояния электродвигателей. Метод спектрального анализа потребляемого тока // Новости электротехники. 2005. № 1(31). С. 23-28.
9. Valeev A. The Monitoring System of an Actual Technical Condition for Pumping Units with Frequency Analysis / Valeev A., Zotov A., Tokarev A. // Procedia Engineering, Volume 176, 2017, 137-143 p.
10. Валеев А.Р., Саубанов О.М. Перспективы внедрения автоматизированной системы контроля фактического состояния насосного оборудования // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2014. № 4. С. 19-23.
APPLICATION OF REMOTE TENSOMETRY FOR DETECTION AND DETERMINATION OF POSITION OF DEFECTS AT DIAGNOSTICS OF OIL PUMPING UNIT
VALEEV A.R., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
TOKAREV A.P., Lecturer of Department of Fluid Dynamics of Pipeline Systems and Hydromachines MASTOBAEV B.N., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Transport and Storage of Oil and Gas Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
E-mail: anv-v@yandex.ru ,E-mail: art-tokarev@yandex.ru , E-mail: mastoba@mail.ru ABSTRACT
The study is devoted to improving reliability of diagnosing the technical condition of oil pumping units. The currently applied methods of diagnostics do not allow reliable determining defects, because the methods of non-destructive testing use indirect and expert methods of their identification. It is proposed to use an approach to determine the position of the defect according to strain gauges located on the supports of the unit. Knowing the location of the defect, together with information about the frequency and intensity of the defect oscillations, it can be identified with high reliability. The fundamentals of the calculation scheme and mathematical model, which allows determining the vertical and horizontal coordinates of the defect by analyzing the dynamic reactions on the supports and phase delays, are presented.
Keywords: diagnostics, technical condition, tensometry, vibration analysis, oil pumping unit.
REFERENCES
1.
Lisin YU.V., Fridlyand YA.M., Aralov O.V. Improving the reliability of equipment for trunk pipelines. Standarty i kachestvo, 2015, no. 8, pp. 36-40 (In Russian).
2. Gumerov, A.G., Gumerov, R.S., Akberdin, A.M. Ekspluatatsiya oborudovaniya nefteperekachivayushchikh stantsiy [Operation of pumping stations equipment]. Moscow, Nedra Publ., 2001. 475 p.
3. Barkov A.V., Barkova N.A., Azovtsev YU.A. Monitoring i diagnostika rotornykh mashin po vibratsii [Monitoring and diagnostics of rotary machines by vibration]. St. Petersburg, SPb GMTU Publ., 2004.156 p.
4. RD-75.200.00-KTN-119-16 Magistral'nyy truboprovodnyy transport nefti i nefteproduktov. Tekhnicheskoye obsluzhivaniye i remont mekhano-tekhnologicheskogo oborudovaniya i sooruzheniy NPS [Ruling Document -75.200.00-KTN-119-16 Main pipeline transport of oil and petroleum products. Maintenance and repair of mechanical and technological equipment and facilities of the NPS]. Moscow, Transneft Publ., 2016.
RD 29.020.00-KTN-185-08. Polozheniye o sisteme tekhnicheskogo obsluzhivaniya i remonta elektrotekhnicheskogo oborudovaniya magistral'nykh nefteprovodov na davleniye do 10 MPa [Ruling Document 29.020.00-KTH-185-08. Regulations on the system of maintenance and repair of electrical equipment of trunk pipelines for pressure up to 10 MPa]. Moscow, Transneft Publ., 2008.
GOST R 55265.7-2012 (ISO 10816-7:2009). Vibratsiya. Kontrol' sostoyaniya mashin po izmereniyam vibratsii na nevrashchayushchikhsya chastyakh. Chast' 7. Nasosy dinamicheskiye promyshlennyye [State Standard R 55265.72012 (ISO 10816-7:2009). Mechanical vibration. Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts. Part 7. Rotodynamic pumps for industrial applications]
7. ASTM D6595-00 Standard test method for determination of wear metals and contaminants in used lubricating oils or used hydraulic fluids by rotating disc electrode atomic emission spectrometry.
8. Petukhov V.S. Diagnostics of the state of electric motors. The method of spectral analysis of current consumption. Novosti elektrotekhniki, 2005, no. 1(31), pp. 23-28 (In Russian).
9. Valeev A., Zotov A., Tokarev A. The monitoring system of an actual technical condition for pumping units with frequency analysis. Procedia Engineering, 2017, vol. 176, pp. 137-143.
10.Valeev A.R., Saubanov O.M Prospects for the implementation of an automated system for monitoring the actual state of pumping equipment. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2014, no. 4, pp. 19-23 (In Russian).
5.
6.
