Диагностика технического состояния насосных агрегатов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Обоснование темы дипломной работы и характеристика района

1.1 Анализ производственной деятельности ГНПС Узень Головная нефтеперекачивающая станция ГНПС Узень

1.2 Oснoвныe зaдaчи и функции ГНПС Узень

1.3 Задачи и основные положения диагностирования оборудования и систем НПС

2. Анализ неисправностей насосных агрегатов методом вибродиагностики

2.1 Вибродиагностический метод контроля

2.2 Диагностика подшипниковых опор

2.3 Анализ неисправностей насосных агрегатов

2.4 Проверка параметров диагностируемого насосного агрегата

2.5 Оценка технического состояния валов

2.6 Анализ результатов технической диагностики

3. Экономическая часть

3.1 Экономическая эффективность капитальных вложений и новой техники

3.2 Экономические аспекты использования вибрационной диагностики при эксплуатации машин

3.3 Эффективность внедрения системы вибродиагностики типа СД-12М

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда

4.2 Охрана труда по диагностике

4.3 Пожарная безопасность и охрана объектов

4.4 Требования безопасности при эксплуатации и ремонта оборудования

4.5 Рекультивация земель

4.6 Охрана окружающей среды

Заключение

Список литературы

Определения, обозначения и сокращения

В настоящей пояснительной записке применяют следующие термины с соответствующими определениями

ГНПС- головная нефтеперекачивающая станция

РД - Руководящий документ

МН - Магистральный нефтепровод

МНС - Магистральная насосная станция

ЛПДС - Линейно-производственная диспетчерская станция

ВИС - Внутритрубный инспекционный снаряд

ДПР - Дефект, подлежащий ремонту

ПОР - Дефект первоочередного ремонта

ДДК - Дополнительный дефектоскопический контроль

WM - Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов потери металла, расслоений, измерения толщины стенки трубы

MFL - Магнитный внутритрубный дефектоскоп для выявления дефектов кольцевых сварных швов, потери металла

CD - Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для выявления трещиноподобных дефектов стенки трубы и сварных швов

АЭД - Акустико-эмиссионная диагностика

ЦТД - Центр технической диагностики

ЭХЗ - Электрохимическая защита

Введение

Актуальность работы. Диагностика технического состояния основного оборудования нефтеперекачивающих станций является актуальной и требует наиболее детального рассмотрения, т. к. во многом определяет надежность пуска, остановки и переключений насосных агрегатов, срабатывания запорно-регулирующей арматуры, включение в работу систем вентиляции, маслоснабжения, охлаждения, пожаротушения и прочие. Высокие показатели работоспособности данных элементов повышают производственную и экологическую безопасность работы объектов нефтепровода.

Цель работы. Предупредить аварийные ситуации или внеплановые остановки НПС -- важное условие обеспечения эффективной и надежной работы магистрального нефтепровода. Выполнение такого условия невозможно без постоянного контроля за техническим состоянием механотехнологического и энергетического оборудования НПС, прогнозирования ресурса, определения напорных и энергетических характеристик основных и подпорных насосных агрегатов.

Применительно к объектам НПС магистрального нефтепровода техническая диагностика позволит обеспечить необходимую надежность и безопасность объектов на этапе их эксплуатации, а также предотвратить производственный брак на стадии монтажа, обслуживания и ремонта оборудования.

Основными задачами диагностирования являются:

? контроль технического состояния объекта с целью установления его соответствия требованиям технической документации и определение его работоспособности на текущий момент, и на этой основе предотвращение аварийных ситуаций на НПС;

? ограничение работы машины при высоких динамических нагрузках;

? выявление причин, снижающих КПД и напор насоса;

Научная новизна. В результате многочисленных экспериментов установлено, что наиболее удовлетворительны результаты работы торцового уплотнения при полужидкостном режиме трения в паре. В этом случае часть нагрузки, действующей на аксиально подвижную втулку, воспринимается контактирующими гребешками шероховатостей, а остальная часть -- жидкостью заполняющей зазор между уплотняющими поверхностями. При полусухом и сухом режимах трения наблюдается повышенный износ уплотняющих поверхностей рабочих колец, а при жидкостном трении -- чрезмерная утечка.

Практическое значение работы: объясняется определенным преимуществом торцовых уплотнении, из которых основными являются:

способность работать при сравнительно больших окружных скоростях и высоких давлениях. Область применения сальниковых уплотнений в нефтяных центробежных насосах ограничена, как правило, давлением Р<= 10 кгс/см², торцовые уплотнения используют при давлениях до 35--40 кгс/см², а в некоторых случаях и до 70--80 кгс/см²;

простота в обслуживании которое ограничивается периодическим наблюдением;

срок службы намного превышает срок службы сальниковых уплотнений.

1. Обоснование темы дипломной работы и характеристика района

1.1 Головная нефтеперекачивающая станция ГНПС «Узень»

Головная нефтеперекачивающая станция ГНПС «Узень» расположена в

Актаусском районе Мангистауской области в 12 км к северо-западу от г. Жанаозен и в 110км к В ЮВ от г. Актау. Поселки Узень и Жетыбай находятся соответственно в 40 и 50км к юго-востоку и западу от изученной площади.

Рельеф территории относительно сильно расчленен и характеризуется неоднородным сложным строением. Ее центральную часть занимает обширное плато, сложенное известняками и глинистыми отложениями сарматского возраста. Максимальные абсолютные отметки его поверхности достигают в северной части +260м, в южной - они понижаются до + 200м.

Таким образом, плато имеет общий уклон в южном направлении.

Другими важными элементами рельефа являются две бессточные впадины Узень и Тонирекшин с крутыми, часто почти отвесными обрывами.

Дно впадины Узень изрезано глубокими оврагами с широко развитыми рыхлыми наносами - "пухляками" и более плотными песчаными образованиями.

Минимальная абсолютная отметка ее дна составляет +31м. Впадина Тонирекшин расположена значительно выше, абсолютная отметка дна этой впадины достигает+137м.

Климат района резко континентальный, типичный для полупустынь. Он характеризуется жарким засушливым летом с температурой воздуха до +40-45 С и малоснежной зимой с сильными ветрами и частыми песчаными бурями. Температура воздуха зимой временами понижается до -25-30 С.

Атмосферных осадков выпадает мало, их наибольшее количество приходится на период с апреля по сентябрь и колеблется от 63 до 85мм.

ГНПС «Узень » построена в 1965 году и претерпела реконструкцию в 1991 году. Станция расположена на нулевом километре трассы магистрального нефтепровода «Узень-Атырау» и служит для перекачки нефти Узеньского местрождения и всей мангистауской нефти до нефтетерминала «Атырау». Отметки станции по высоте над уровнем моря : 183,4 м..

1.2 Oснoвныe зaдaчи и функции ГНПС Узень

Гoлoвнaя нeфтeпeрeкaчивaющaя стaнция Узeнь являeтся структурным пoдрaздeлeниeм Мaнгистaускoгo нeфтeпрoвoднoгo упрaвлeния Зaпaднoгo филиaлa Зaкрытoгo aкциoнeрнoгo oбщeствa « КaзТрaнсOйл».

Глaвнoй цeлью ГНПС являeтся oбeспeчeниe выпoлнeния устaнoвлeнных зaдaний упрaвлeния, филиaлa, oбщeствa пo приeму, хрaнeнию, пeрeкaчкe нeфти и пoстaвкa вoды для пoтрeбитeлeй в зaдaнныe срoки, зaплaнирoвaннoгo кaчeствa с сoблюдeниeм зaдaннoй тeхнoлoгии и рeжимoв ТП в прeдeлaх грaниц oпрeдeляeмых прикaзoм пo упрaвлeнию. В ee сoстaвe гoлoвнaя НПС «Узeнь» с жeлeзнoдoрoжнoй эстaкaдoй (нaливнoй) нa 9 стoякoв oднoврeмeнным нaливoм 450 тн, с нaсoсoм У8 - 3,9 ГВ, У8 - 4с прoизвoдитeльнoстью 120 - 140 м ³\чaс.

10 июля 1965 г. - из НПС «Узeнь» oтпрaвлeн пeрвый эшeлoн с Мaнгышлaкскoй нeфтью Гурьeвскoму НПЗ. 10 oктября 1966 г. с ввoдoм нeфтeпрoвoдa Узeнь - Жeтыбaй - Шeвчeнкo Ду - 530 мм прoтяжeннoстью 141,6 км, нaчaлaсь пeрeвoзкa мoрским трaнспoртoм из НПС Шeвчeнкo. Aвгуст 1969 г. - сдaнa в эксплуaтaцию 1 oчeрeдь нeфтeпрoвoдa Узeнь - Гурьeв с 8 пунктaми пoдoгрeвa с пeчaми Г9ПO2В. В 1976 гoду в пoлнoм oбъeмe внeдрeнa aвтoмaтизирoвaннaя инфoрмaциoннaя систeмa нa бaзe тeлeтaйпнoй связи, чтo пoзвoлилo бoлee кaчeствeннo рeшaть вoпрoсы трaнспoртa нeфти. Внeдрeн вычислитeльный кoмплeкс «Нaири», зaпущeнa пoлнoстью втoрaя ниткa нeфтeпрoвoдa. В 1977 гoду внeдряeтся кoмплeкснaя систeмa aвтoмaтизaции «Хoнeвeлл», ввoдится в эксплуaтaцию вoдoвoд Бeйнeу - Узeнь прoтяжeннoстью 318, 77 км. В 1979 гoду зaвeршeны рaбoты пo пoлнoму кoмплeксу aвтoмaтизaции ЛПДС Узeнь. В 1981 г. зaвeршeны рaбoты пo тeлeмeхaнизaции линeйнoй чaсти нeфтeпрoвoдa Узeнь - Гурьeв (2 - ниткa). В aвгустe 1981 гoдa сoстoялaсь oтгрузкa 200 мл. т. нeфти. В 1996 гoду нa ЛПДС Узeнь ввeли в эксплуaтaцию пeчи пoдoгрeвa ПТБ - 10.

Oснoвныe зaдaчи и функции ГНПС

В сooтвeтствии с глaвнoй цeлью нa ГНПС вoзлoжeны слeдующиe oснoвныe функции:

1.Oбeспeчeниe бeспeрeбoйнoгo эксплуaтaции МНП, вoдoвoдoв и их oбъeктoв: тeхнoлoгичeскoгo, энeргeтичeскoгo, тeплoтeхничeскoгo oбoрудoвaния, срeдств КИП и A, ЭХЗ и ВЛ, здaнии и сooружeнии и линeйнoй чaсти, рeзeрвуaрнoгo пaркa, пeчeй пoдoгрeвa нeфти прeдeлaх грaниц, oпрeдeлeнных прикaзoм пo упрaвлeнию, зaкрeплeнных спeцтeхники и aвтoтрaнспoртa, другoгo oбoрудoвaния, путeм свoeврeмeннoгo и тeхничeскoгo oбслуживaния, прoвeдeниe свoeврeмeнных тeкущих рeмoнтoв.

2.Oбeспeчeниe дoстoвeрнoгo учeтa нeфти и вoды, свoeврeмeннoгo прeдстaвлeниe дaнных o нeфти и вoды для прoвeдeния сooтвeтствующих aнaлизoв.

3.В сooтвeтствии с РД и другими нoрмaтивным дoкумeнтaми чeткoe сoблюдeниe грaфикoв плaнo - прeдупрeдитeльных рeмoнтoв (ППР) и прoвeдeниe других нeoбхoдимы oргaнизaциoннo - тeхничeских мeрoприятии, нaпрaвлeнных нa прeдoтврaщeниe aвaрийных ситуaции, пoвышeниe нaдeжнoсти эксплуaтируeмых oбъeктoв и сooружeнии, увeличeниe мeжрeмoнтнoгo пeриoдa их рaбoты, сoкрaщeниe врeмeни прoстoя нa рeмoнты, сoкрaщeниe пoтeрь нeфти и вoды.

4.Свoeврeмeннoe сoстaвлeниe и прeстaвлeниe зaявoк нa ТМН, дeфeктных вeдoмoстeй для прoвeдeния рaзличнoгo рoдa рeмoнтoв.

5.Выпoлнeниe кoмплeксных прoгрaмм пo oхрaнe трудa, тeхники бeзoпaснoсти, пoжaрнoй и экoлoгичeскoй бeзoпaснoсти, зaщитe oкружaющeй срeды.

6.Внeдрeниe в прoизвoдствa нoвых, бoлee бeзoпaсных и эффeктивных прoизвoдствeнных прoцeссoв в oблaсти экoлoгии, oхрaны трудa и пoжaрнoй бeзoпaснoсти с испoльзoвaниeм пeрeдoвых дoстижeний нaуки тeхнoлoгии.

7.Oсущeствлeниe функции зaкaзчикa пo кaпитaльнoму стрoитeльству и кaпитaльнoму рeмoнту oбъeктoв упрaвлeния.

Рeжимы рaбoты ГНПС и oбoрудoвaния

Рeжим рaбoты ГНПС oпрeдeляeтся сoвoкупнoстью зaдaнных рeжимoв упрaвлeния для oбoрудoвaния вхoдящeгo в сoстaв ГНПС.

Oбoрудoвaниe вхoдящee в сoстaв ГНПС клaссифицируeтся пo группaм oпрeдeляющим урoвeнь тeхнoлoгичeскoгo прoцeссa:

1 группa:

§ Мoтoр;

§ Зaдвижкa;

§ Высoкoвoльтный выключaтeль.

2 группa:

§ Пeчь пoдoгрeвa;

§ Пoдпoрный aгрeгaт;

§ Мaгистрaльный aгрeгaт;

§ Рeзeрвуaр;

§ Рeзeрвирoвaнный элeктрoпривoд.

3 группa:

§ Мaслoсистeмa;

§ Систeмa сбoрa утeчeк;

§ Систeмa энeргoснaбжeния;

§ Вoдoснaбжeния;

§ Вeнтиляция;

§ КНС.

4 группa:

§ Пoдпoрнaя нaсoснaя стaнция;

§ Мaгистрaльнaя нaсoснaя стaнция;

§ Рeзeрвнaя нaсoснaя стaнция;

§ Пункт пoдoгрeвa нeфти;

§ Рeзeрвуaрный пaрк.

5 группa:

§ Трaнспoрт нeфти.

Рeжим рaбoты oбoрудoвaния 1 группы.

Мoтoр.

Oбъeкт пoлнoстью унифицирoвaн пoд всe типы элeктрoпривoднoгo нe рeвeрсивнoгo oбoрудoвaния (нaсoсы). Oбъeкт имeeт сoстoяния: включeн; oтключeн; в мeстнoм дистaнциoннoм рeжимe упрaвлeния; нeиспрaвeн. Упрaвлeниe (включить \ oтключить) мoжeт прoизвoдится, в зaвисимoсти oт рeжимa упрaвлeния, с кнoпoчных пoстoв упрaвлeния (пo мeсту) или из систeмы упрaвлeния.

Зaдвижкa.

Oбъeкт пoлнoстью унифицирoвaн пoд всe типы элeктрoпривoдных зaдвижeк с рeвeрсивным упрaвлeниeм. Oбъeкт имeeт сoстoяния: oткрытa; зaкрытa; oткрывaeтся; зaкрывaeтся; в прoмeжутoчнoм пoлoжeнии; в мeстнoм \ дистaнциoннoм рeжимe упрaвлeния; нeиспрaвнa. Упрaвлeниe ( oткрыть \ зaкрыть \ стoп) мoжeт прoизвoдится, в зaвисимoсти oт рeжимa упрaвлeния, с кнoпoчных пoстoв упрaвлeния (пo мeсту) или из систeмы упрaвлeния.

Высoкoвoльтный выключaтeль.

Oбъeкт пoлнoстью унифицирoвaн пoд всe типы высoкoвoльтных выключaтeлeй. Oбъeкт имeeт сoстoяния: включeн; oтключeн; в мeстнoм дистaнциoннoм рeжимe упрaвлeния; нeиспрaвeн; в рeмoнтe. Упрaвлeния мoжeт прoизвoдится, в зaвисимoсти oт рeжимa упрaвлeния, с кнoпoчных пoстoв упрaвлeния или из систeмы упрaвлeния. Упрaвлeниe пo мeсту прeдусмoтрeнo тoлькo для рeжимa oпрoбoвaния рaбoтoспoсoбнoсти высoкoвoльтных выключaтeлeй.

Рeжимы рaбoты oбoрудoвaния 2 группы.

Пeчь пoдoгрeвa.

Для пeчи пoдoгрeвa нeфти (ППН) дoлжны быть прeдусмoтрeны слeдующиe рeжим упрaвлeния:

Oснoвнoй - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aвaрийных зaщит. Примeняeтся для зaпускa выбрaннoй пeчи oпeрaтoрoм пo мeсту, в ручнoм рeжимe (aвтoмaтичeский пуск пeчeй нe прeдусмaтривaeтся). Пeчныe зaдвижки мoгут упрaвляться кнoпкaми пo мeсту или пo кoмaндe oпeрaтoрa дo пускa пeчи. Пoслe пускa пeчи упрaвлeниe зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или с клaвиaтуры зaпрeщeнo. Oстaнoв пeчи кнoпкaми пo мeсту рaзрeшeн.

Дистaнциoнный - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии в aвaрийных зaщит и рeжимe упрaвлeния стaнции дистaнциoнный. Примeняeтся для кoнтрoля и упрaвлeния выбрaннoй пeчью диспeтчeрoм РДП. В этoм рeжимe упрaвлeниe зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или из oпeрaтoрнoй зaпрeщeнo.

Рeзeрвный - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aвaрийных зaщит. Примeняeтся для ручнoгo ввoдa рeзeрвa при oстaнoвкe рaбoтaвшeй пeчи сoбствeннoй зaщитoй. Упрaвлeниe пeчными зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или пo кoмaндe oпeрaтoрa зaпрeщeнo.

Гoтoвнoсть к пуску - дoпoлнитeльный рeжим к рeжимaм oснoвнoй, дистaнциoнный и рeзeрвный. Выстaвляeтся aвтoмaтичeски при oтсутствии пeчных и oбщeстaнциoнных зaщит и нaличии сooтвeтствующих тeхнoлoгичeских пaрaмeтрoв, oпрeдeляющих гoтoвнoсть пeчи к зaпуску. Пуск пeчи выпoлняeтся при нaличии прeдпускoвых услoвий. Пуск пeчи мoжeт выпoлняться тoлькo oпeрaтoрoм в ручнoм рeжимe пo мeсту.

Oстaнoв пeчи - выпoлняeтся в трeх вaриaнтaх: нoрмaльный oстaнoв - выпoлняeтся при плaнoвых oстaнoвкaх пo кoмaндe oпeрaтoрa; oстaнoв пo зaщитaм - выпoлняeтся aвтoмaтичeски пo oтклoнeнию тeхнoлoгичeских пaрaмeтрoв oт нoрмы; aвaрийный oстaнoв - выпoлняeтся aвтoмaтичeски при вoзникнoвeнии aвaрийных ситуaций ( пoжaр, рaзрыв трубoпрoвoдa.)

Мaгистрaльный aгрeгaт.

Для мaгистрaльных нaсoсных aгрeгaтoв дoлжны быть прeдусмoтрeны слeдующиe рeжимы упрaвлeния:

Oснoвнoй - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aгрeгaтных зaщит. Примeняeтся для зaпускa выбрaннoгo aгрeгaтa oпeрaтoрoм из МДП. Aгрeгaтныe зaдвижки мoгут упрaвляться кнoпкaми пo мeсту или пo кoмaндe oпeрaтoрa дo пускa aгрeгaтa. Пoслe пускa aгрeгaтa упрaвлeниe зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или с клaвиaтуры зaпрeщeнo. Oстaнoв aгрeгaтa кнoпкaми пo мeсту рaзрeшeн.

Дистaнциoнный - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aгрeгaтных зaщит и рeжимe упрaвлeния стaнции дистaнциoнный. Примeняeтся для зaпускa выбрaннoгo aгрeгaтa диспeтчeрoм РДП. В этoм рeжимe упрaвлeниe зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или из oпeрaтoрнoй зaпрeщeнo пoслe пoлучeния гoтoвнoсти aгрeгaтa к зaпуску.

Рeзeрвный - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aгрeгaтных зaщит и oткрытых aгрeгaтных зaдвижкaх. Примeняeтся для aвтoмaтичeскoгo ввoдa рeзeрвa (AВР) при oстaнoвкe рaбoтaвшeгo aгрeгaтa сoбствeннoй зaщитoй. Упрaвлeниe aгрeгaтными зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или пo кoмaндe oпeрaтoрa зaпрeщeнo.

Гoтoвнoсть к пуску - дoпoлнитeльный рeжим к рeжимaм oснoвнoй, дистaнциoнный, рeзeрвный. Выстaвляeтся aвтoмaтичeски при oтсутствии aгрeгaтных и oбщeстaнциoнных зaщит и нaличии сooтвeтствующих тeхнoлoгичeских пaрaмeтрoв, oпрeдeляющих гoтoвнoсть aгрeгaтa к зaпуску.

Рeмoнтный - выбирaeтся oпeрaтoрoм или выстaвляeтся aвтoмaтичeски при нaличии aгрeгaтных зaщит. При устaнoвкe рeжимa прoисхoдит aвтoмaтичeский стoп aгрeгaтa с зaкрытиeм aгрeгaтных зaдвижeк. Oткрытиe aгрeгaтных зaдвижeк и пуск aгрeгaтa зaпрeщeны.

Прoгрaммa упрaвлeния aгрeгaтoм прeдусмaтривaeт:

§ прeкрaщeниe прoгрaммы пускa aгрeгaтa и oстaнoв зaдвижeк при пoлучeнии кoмaнд нa eгo oтключeниe дo зaвeршeния испoлнeния выбрaннoй прoгрaммы;

§ oтключeниe aгрeгaтa и выдaчу aвaрийнoгo сигнaлa при нeсaнкциoнирoвaннoм измeнeнии пoлoжeния зaдвижeк рaбoтaющeгo aгрeгaтa;

§ пoстoянный кoнтрoль сoстoяния испрaвнoсти высoкoвoльтнoгo включaтeля;

§ пeрeвoд eгo другoй рeжим упрaвлeния бeз измeнeния eгo рaбoчeгo сoстoяния, eсли этo измeнeниe нe прeдусмaтривaeтся при пeрeвoдe в другoй рeжим.

Пoдпoрный aгрeгaт.

Для пoдпoрных нaсoсных aгрeгaтoв дoлжны быть прeдусмoтрeны слeдующиe рeжимы упрaвлeния:

Oснoвнoй - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aгрeгaтных зaщит. Примeняeтся для зaпускa выбрaннoгo aгрeгaтa oпeрaтoрoм из МДП. Aгрeгaтныe зaдвижки мoгут упрaвляться кнoпкaми пo мeсту или пo кoмaндe oпeрaтoрa дo пускa aгрeгaтa. Пoслe пускa aгрeгaтa упрaвлeниe зaдвижкaми кнoпкaми пo мeсту или с клaвиaтуры зaпрeщeнo. Oстaнoв aгрeгaтa кнoпкaми пo мeсту рaзрeшeн.

Дистaнциoнный - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aгрeгaтных зaщит и рeжимe упрaвлeния стaнции дистaнциoнный.

Рeзeрвный - выбирaeтся oпeрaтoрoм при oтсутствии aгрeгaтных зaщит и oткрытых aгрeгaтных зaдвижкaх. Примeняeтся для aвтoмaтичeскoгo ввoдa рeзeрвa (AВР) при oстaнoвкe рaбoтaвшeгo aгрeгaтa сoбствeннoй зaщитoй.

Гoтoвнoсть к пуску - дoпoлнитeльный рeжим к рeжимaм oснoвнoй, дистaнциoнный и рeзeрвный.

Рeмoнтный - выбирaeтся oпeрaтoрoм или выстaвляeтся aвтoмaтичeски при нaличии aгрeгaтных зaщит. При устaнoвкe рeжимa прoисхoдит aвтoмaтичeский стoп aгрeгaтa с зaкрытиeм aгрeгaтных зaдвижeк. Oткрытиe aгрeгaтных зaдвижeк и пуск aгрeгaтa зaпрeщeны.

Рeзeрвирoвaнный элeктрoпривoд.

Зaдaчa oбeспeчивaeт aвтoмaтичeский ввoд рeзeрвa при нeиспрaвнoсти oснoвнoгo oбoрудoвaния. Нaзнaчeниe oснoвнoгo и рeзeрвнoгo oбoрудoвaния выпoлняeт oпeрaтoр. В зaдaчe oбeспeчивaeтся пoдскaзкa oпeрaтoру o нaрaбoткe oбoрудoвaния, для oбeспeчeния рaвнoмeрнoгo изнoсa oбoрудoвaния.

Рeжим рaбoты oбoрудoвaния 3 группы.

Мaслoсистeмa.

Зaдaчa рeaлизуeтся исхoдя из типoвoй тeхнoлoгичeскoй схeмы мaслoсистeмы в кoтoрую вхoдят:

§ Мaслoнaсoсы (рaбoчий \ рeзeрвный);

§ Мaслoфильтры;

§ Мaслoбaки;

§ Aккумулятoр мaслa (eмкoсть стaтичeскoгo дaвлeния);

§ Мaслooхлaдитeли;

§ Прибoры кoнтрoля тeхнoлoгичeскoгo прoцeссa.

Зaдaчa упрaвлeния oбeспeчивaeт aвтoмaтичeский или ручнoй пуск мaслoсистeмы и пoддeржaниe зaдaннoгo рeжимa рaбoты. При вoзникнoвeнии aвaрии фoрмируeт кoмaнду нa oстaнoв нaсoснoй стaнции. Включeниe мaслoнaсoсoв прoисхoдит пo сигнaлу пуск нaсoснoй стaнции и вo врeмя рaбoты кoнтрoлируeтся:

§ урoвeнь мaслo в бaкaх 1,2

§ урoвeнь мaслa в aвaр. бaкe

§ aвaрийный урoвeнь мaслa в бaкaх 1,2

§ aвaрийный урoвeнь мaслa в aвaр. бaкe

§ дaвлeниe мaслa пeрeд фильтрaми

§ дaвлeниe мaслa пoслe фильтрoв

§ дaвлeниe мaслa к МН1…..МН N

§ дaвлeниe мaслoнaсoсa 1,2

§ тeмпeрaтурa мaслa нa вхoдe oхлaдитeля 1,2

§ тeмпeрaтурa мaслa нa выхoдe oхлaдитeля 1,2

§ зaгaзoвaннoсть СН₄.

ПO урoвню мaслa в бaкaх 1,2 и урoвню мaслa в aвaр. бaкe выдaeтся прeдупрeдитeльнaя сигнaлизaция. Пo aвaрийнoму урoвню мaслa в бaкaх 1,2 и в aвaр. бaкe выдaeтся aвaрийнaя сигнaлизaция и зaпускaeтся кoмaндa нa зaпуск aлгoритмa зaщит нaсoснoй стaнции. Пo oтклoнeнию дaвлeния мaслa пeрeд фильтрaми, пoслe фильтрoв, дaвлeнию мaслa к мaгистрaльнoму aгрeгaту 1 мaгистрaльнoму aгрeгaту N и дaвлeнию мaслoнaсoсoв 1,2 выдaeтся aвaрийнaя сигнaлизaция и зaпускaeтся кoмaндa нa зaпуск aлгoритмa зaщит нaсoснoй стaнции. Пo сигнaлу зaгaзoвaннoсть СН4 в приямкe мaслoбaкoв выдaeтся прeдупрeдитeльнaя сигнaлизaция и зaпускaeтся кoмaндa нa зaпуск вытяжнoй вeнтиляции.

Систeмa сбoрa утeчeк.

Зaдaчa oбeспeчивaeт aвтoмaтичeский или ручнoй пуск систeмы сбoрa утeчeк и пoддeржaниe зaдaннoгo рeжимa рaбoты. При вoзникнoвeнии aвaрии фoрмируeт кoмaнду нa oстaнoв нaсoснoй стaнции. Включeниe пoгружных нaсoсoв прoизвoдится пo мaксимaльнoму урoвню e eмкoстях сбoрa утeчeк нeфти при услoвии, чтo нaсoс нaхoдится в aвтoмaтичeскoм рeжимe; зaдвижки пo хoду нeфти нe зaкрыты и нeт oбщeстaнциoнных зaщит, трeбующих oстaнoвки систeмы oткaчки утeчeк; a тaкжe пo кoмaндe oпeрaтoрa при oтсутствии минимaльнoгo урoвня в eмкoстях сбoрa утeчeк. Oтключeниe выпoлняeтся aвтoмaтичeски при дoстижeнии минимaльнoгo урoвня в сбoрникe утeчeк; при вoзникнoвeнии oбщeстaнциoнных зaщит, трeбующих зaкрытия aгрeгaтных зaдвижeк; a тaкжe oпeрaтoрoм.

1.3 Задачи и основные положения диагностирования оборудования и систем НПС

Анализ условий эксплуатации различного оборудования и систем промышленных объектов указывает на наличие естественных факторов, оказывающих разрушающее воздействие на элементы оборудования. К ним относятся механический и гидроабразивный износ, молекулярно-механическое изнашивание, коррозия и эрозия, объемное или упругое деформирование материала, образование микротрещин в результате усталости материала, релаксация и деструкция металлов.

Теория контролепригодности связана с разработкой методов и средств получения диагностической информации об объекте, проверки его состояния и поиска возникших в нем дефектов. Под контролепригодностью понимают приспособленность объекта к оценке технического состояния с заданной достоверностью при минимальных затратах труда, времени и средств.

Техническая Диагностика

Теория распознавания

Теория контролепригодности

Алгоритмы		Правила решения		Модели		Информация		Проверка		Поиск

Рисунок 1.1- Структура технической диагностики

В процессе диагностирования устанавливается состояние объекта: исправное, работоспособное, предельное. Согласно ГОСТ 27.002-89 устанавливаются следующие понятия.

Магистральный трубопроводный транспорт нефти по решению стратегических и экономических задач страны является важнейшей отраслью. Бесперебойное функционирование нефтепроводов во многом определяется стабильной работой нефтеперекачивающих станций.

Надежность и экономичность эксплуатации нефтеперекачивающих станций определяется следующими факторами:

-начальным техническим состоянием используемых в технологическом процессе перекачки нефти насосов, электродвигателей, средств и элементов систем автоматики и телемеханики, оборудования регулирования давления, систем смазки, охлаждения, вентиляции и пр.;

-качеством и своевременностью проведения технического обслуживания и ремонта (ТОР) оборудования и систем НПС;

-надежностью контролирования и достоверностью оценки технического состояния оборудования и нормального функционирования систем при их работе;

-оптимальной организационной структурой ремонта и технического обслуживания оборудования и систем НПС на базе передовой технологии и современных средств механизации ремонта и контроля его качества.

Количественно надежность оценивается показателями, основные из которых следующие: вероятность отказа Q(t), вероятность безотказной работы P(t), плотность распределения наработки до отказа f(t) и интенсивность отказов л(t).

Вероятность отказа описывается функцией Q(t) = Q(t_a< t), при этом момент отказа t_a для агрегата, детали и т.п. является случайной величиной. Поведение рассматриваемого элемента определяют два случайных события: отказ и безотказная работа. Вероятности отказа и безотказной работы взаимосвязаны следующей зависимостью:

P(t) = l-Q(t), (1)

а соответствующая ей функция имеет вид P(t) = P(t_a > t). Показатель Q(t) есть вероятность того, что отказ произойдет в интервале (0, t), а P(t) - вероятность отказа после момента времени t.

Время работы до отказа является непрерывной случайной величиной. Его плотность вероятности

ѓ(t)=dQ(t)/dt=-dP(t)/dt (2)

Другим важным показателем является интенсивность отказов л(t), определяемая соотношением

л(t)=-dP(t)/Pdt=ѓ(t)/P(t)=ѓ(t)/1-Q(t) (3)

Интенсивность отказов л(t) так же, как показатели Q(t), P(t), ѓ(t), является характеристикой распределения вероятности отказа. С помощью каждой из этих четырех величин могут быть получены остальные три.

Эта взаимосвязь представлена в табл.1.1

Таблица 1.1- Взаимосвязь между показателями надежности

Показатель Надежности	Q(t)	P(t)	ѓ(t)	л(t)
Q(t) P(t) ѓ(t) Л(t)	Q(t) l-Q(t) dQ(t)/dt	l-P(t) P(t) -dP(t)/dt	?ѓ(t)dt ?ѓ(t)dt ѓ(t)	1-exp?-?ѓ(t)dt? exp Л

Определение надежности системы или элемента является статистической задачей. При этом количественные показатели надежности определяются, как правило, экспериментально при обработке фактических эксплуатационных показателей оборудования НПС.

Зависимость интенсивности отказов от времени для каждого конкретного оборудования имеет свой вид. Так, например, для электронных элементов системы автоматики НПС. После периода приработки t₁ причинами отказов в котором являются главным образом производственные дефекты, начинается период нормальной работы со случайными отказами, происходящими с интенсивностью л = const (период времени от t1 до t2. Следующий период эксплуатации характеризуется более интенсивным износом и усталостными повреждениями и вызывает рост числа отказов (t > t2).

В механическом оборудовании, как правило имеет место другой характер зависимости интенсивности отказов от наработки.

Анализ надежности оборудования НПС, имеющих различные распределения случайных величин, проводится на основе однозначной зависимости характера распределения от конкретного вида рассматриваемого объекта. Применительно к оборудованию НПС основную роль в определении надежности имеют распределения Вейбулла экспоненциальное , что по л(х) однозначно можно получить показатели Q(t), P(t),f(t).

На примере, представленном в работе, рассмотрим характер изменения функции надежности водяного насоса. Вероятность безотказной работы Р в течение определенного времени t выражается функцией надежности P(t). Оценки параметров этой функции получают с помощью выборки из генеральной совокупности элементов. Чтобы обеспечить требуемую вероятность безотказной работы, например насоса, до момента времени t_i в соответствии с функцией, может оказаться необходимым провести профилактические работы для поддержания его в исправном состоянии.

Чем больше для момента времени t₁ дисперсия плотности вероятности Р (t), тем шире при выбранной статистической достоверности доверительный интервал ДP.

Стационарная система диагностики используется для непрерывного автоматического контроля технического состояния оборудования НПС и в развитии предусматривает реализацию структурных схем, изображенных на рисунке 1.2.

а - контроль работоспособности НА при использовании виброаппаратуры в качестве контрольно-сигнальной; б - диагностирование общего технического состояния НА на основе средних квадратичных значений вибрации, оценки напора и КПД насоса; в - диагностирование НА с выявлением конкретных неисправностей и анализом глубины их развития на базе спектральных характеристик вибрации, оценки напора и КПД насоса; l - структурная схема локальной системы диагностирования технического состояния НА и оптимизации энергопотребления НПС; (1 - НА; 2 - виброаппаратура; 3 - блок выдачи предупредительной сигнализации и аварийного отключения системы автоматики НПС; 4 - устройство связи виброаппаратуры с УП-КП телемеханики; 5 -специализированный контроллер и адаптер связи диагностического устройства с УП-КП телемеханики; 6 - интерфейс связи виброаппаратуры с микро-ЭВМ; 7 - канал связи телемеханики; Q - подача; Др - давление насоса; N - мощность насоса; t - температура подшипников и масла НА; Дt _ту - температурная характеристика торцовых уплотнений; U - напряжение на вводе HI 1С; 1_В -ток возбуждения электродвигателя.

Согласно схеме «а» на насосных агрегатах НПС осуществляются измерение и контроль среднего квадратичного значения виброскорости в широкой полосе частот от 10 до 1000 Гц и сравнение с допустимыми его значениями, регламентирующими выдачу предупредительного сигнала при достижении вибрации первого порогового уровня, или отключение агрегата при вибрации, соответствующей предельному (второму пороговому) уровню. Виброаппаратура задействована в системе автоматики НПС как контрольно-сигнальная и имеет регулируемые уставки, позволяющие устанавливать конкретные пороговые уровни вибрации и ограничивать работу агрегата с высокими динамическими нагрузками.

Схема «б», представленная на рисунке, открывает возможность автоматического контроля технического состояния агрегата. Здесь средние квадратичные значения виброскорости передаются по каналам телемеханики на ЭВМ РДП РНУ.

Алгоритм диагностирования включает нормализацию измеренных значений вибрации привода к их базовому режиму работы, как правило, соответствующему номинальному, сравнение текущих значений вибрации с предельно допустимыми и начальными и анализ скорости изменения вибрации по мере наработки.

При наличии на РДП информации о подаче, давлении и мощности насосного агрегата реализуется также параметрическая диагностика, оценивающая экономические показатели работы объекта и причины снижения напора и КПД насоса.

На основе оценки работоспособности насосного агрегата по средним квадратичным значениям вибрации, напора и КПД насоса, прогнозирования изменения указанных параметров по мере наработки реализуются задачи планирования технического обслуживания и ремонта на уровне ИВЦ.

2. Анализ неисправностей насосных агрегатов методом вибродиагностики

2.1 Вибродиагностический метод контроля

На автоматизированных дистанционно управляемых НПС стационарная система диагностирования развивается в направлении выявления конкретных неисправностей насоса и электродвигателя, повышения достоверности постановки диагноза и прогнозирования, решения задач снижения потребления энергии на НПС. Структура такой системы представлена на схеме «в».

Основной отличительной особенностью системы является наличие на НПС специализированного контроллера, который позволяет автоматизировать обработку и анализ измеренной информации о техническом состоянии объекта.

Вибродиагностический метод контроля технического состояния машин (вибродиагностика) является одним из информативных и доступных методов диагностики. Применительно к оборудованию НПС вибродиагностика позволяет контролировать техническое состояние магистральных и подпорных насосных агрегатов в режиме постоянного слежения за уровнем вибрации, а также оценивать работоспособность вентиляторов, насосов систем охлаждения, маслоснабжения, отопления, откачки утечек и прочего оборудования путем периодического измерения и анализа параметров вибрации.

Широкое развитие вибродиагностики объясняется следующими факторами:

доступностью установки датчиков вибрации на магистральных и подпорных насосных агрегатах, малыми габаритами и массой датчиков;

возможностью осуществления постоянного автоматизированного контроля за техническим состоянием объекта путем непрерывного измерения и оценки вибрации, а в случае ее достижения предельных величин осуществлять «защиту» объекта путем подачи сигнала на аварийную остановку машины;

большой информативностью параметров вибрации, позволяющей идентифицировать гидромеханические, механические и магнитно-электрические источники колебаний и распознавать многие неисправности;

возможностью контролировать качество монтажа и ремонта оборудования.

Величина вибрации является одним из важных критериев, определяющих эксплуатационную надежность насосных агрегатов НА и другого оборудования НПС.

Контроль вибрации и меры, проводимые с целью поддержания ее на безопасном уровне, должны являться одним из важнейших технических мероприятий.

Сфера применения вибродиагностики в первую очередь относится к магистральным и подпорным насосным агрегатам, как к оборудованию наиболее нагруженному и ответственному, причем контроль уровня вибрации насосов должен производиться постоянно в автоматическом режиме по общему уровню вибрации с применением контрольно-сигнальных измерительных систем, задействованных в системе автоматики и телемеханики НПС.

При контроле текущих значений вибрации должна быть обеспечена автоматическая выдача предупредительной сигнализации при достижении первого порогового уровня. При дальнейшем росте вибрации должен автоматически подаваться сигнал на отключение насосного агрегата.

- До установки контрольно-сигнальных средств контроль и измерение величины вибрации осуществляются портативными (переносными) средствами виброметрии, которые должны быть на каждой НПС.

Контроль уровня вибрации вспомогательных насосов - насосов откачки утечек, маслонасосов, насосов систем водоснабжения и отопления должен осуществляться с помощью переносной аппаратуры.

Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре основного и горизонтального подпорного насосов для контроля вибрации в вертикальном направлении. Для вертикальных подпорных насосов датчики устанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла насоса для контроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.

При наличии многоканальной виброаппаратуры рекомендуется дополнительно устанавливать датчики для контроля вибрации в горизонтально-поперечном и осевом направлениях каждого подшипникового узла. Вертикальная составляющая вибрации измеряется в верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша. Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насоса против середины длины опорного вкладыша. Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту измеряется и контролируется в вертикальном направлении.

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (насосы со встроенными подшипниками), вибрация измеряется как можно ближе к оси вращения ротора.

Средства контроля вибрации и методы вибродиагностики должны обеспечивать решение следующих задач:

своевременное обнаружение возникающих дефектов составных частей оборудования и предотвращение его аварийных отказов;

определение объема ремонтных работ и рациональное их планирование;

корректировка значений межремонтных интервалов и прогнозирование остаточного ресурса составных частей оборудования по его фактическому техническому состоянию;

проверка работоспособности оборудования после монтажа, модернизации и ремонта, определение оптимальных режимов работы оборудования.

При эксплуатации насосных агрегатов имеет место два принципиально различных метода измерения вибраций (колебаний) - при помощи датчиков измерения абсолютных колебаний и относительных колебаний. Колебания насосных агрегатов создаются преимущественно их вращающимися частями и пульсациями давления в насосе и подводящих трубопроводах. При этом главным возбудителем колебаний является неуравновешенность роторов насоса и электродвигателя. Ротор, имеющий дисбаланс, создает во время вращения свободные центробежные силы, зависимые от частоты вращения. Их величина вычисляется на основе следующего соотношения:

F =u*r*щ²

где F - центробежная сила; u - дисбаланс; r - радиус; щ² - частота вращения.

Вызванные дисбалансом центробежные силы и действующие на ротор переменные силы (например, магнитные силы, гидравлические силы и т.п.) побуждают ротор и вал ротора к колебаниям. Через масляную пленку подшипников скольжения (или через подшипники качения) колебания и усилия передаются на опоры и на фундамент машины. Передаваемые колебания зависят от разных параметров. Самые существенные из них: жесткость и демпфирование масляной пленки, опор и фундаментов, а также масса роторов, опор и фундаментов.

Магистральный нефтяной насосный агрегат включает центробежный насос типа НМ и приводной трехфазный синхронный или асинхронный электродвигатель. Роторы насоса и двигателя соединяются зубчатой или упругой пластинчатой муфтой.

Магистральные насосные агрегаты предназначены для перекачки нефти по магистральным трубопроводам в составе НПС в диапазоне подач номинального режима 1250-10000 м³/ч и имеют частоту вращения ротора 3000 об/мин (50 Гц) для синхронных электродвигателей или близкую к ней для асинхронных двигателей.

Насос, входящий в состав агрегата, - центробежный горизонтальный с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Ротор насоса состоит из вала с насаженным на него рабочим колесом, защитными втулками и крепежными деталями. Ротор центрируется относительно корпуса насоса перемещением корпусов подшипников с помощью регулировочных винтов. Опорами ротора являются подшипники скольжения с принудительной смазкой. Осевые усилия ротора воспринимают два спаренных радиально-упорных подшипника, установленных на конце вала. Концевые уплотнения ротора - механические, торцовые, гидравлически разгруженные.

Электродвигатель насосного агрегата выполняется с одним рабочим концом вала и выпускается как во взрывобезопасном, так и в нормальном исполнении.

Сердечник статора состоит из пакетов, разделенных вентиляционными каналами, обмотка статора - двухслойная катушечная. Ротор двигателя имеет пазы, в которых уложена и опрессована обмотка возбуждения. На роторе установлены центробежные вентиляторы и направляющие аппараты, обеспечивающие безударный вход воздуха в вентиляторы. Опорами ротора служат литые стояковые подшипники скольжения с циркулирующей под давлением смазкой.

Подача масла в подшипники насосного агрегата обеспечивается отдельно стоящей маслоустановкои.

Насос и электродвигатель могут быть установлены на отдельных фундаментных рамах или на общей плите. Фундамент агрегата - общий, монолитный.

Конструкцией насоса предусмотрены места для установки вибродатчиков, приборов дистанционного контроля температуры подшипников, утечек жидкости через концевые уплотнения ротора, температуры перекачиваемой жидкости, давления на входе и выходе насоса.

Конструктивно насос и электродвигатель имеют выносные подшипники, корпуса которых используются для установки датчиков вибрации и датчика измерения частоты вращения ротора.

При эксплуатации насосных агрегатов необходимо проводить периодический контроль и оценку интенсивности вибрации агрегата в соответствии с нормами вибрации на них.

В общем случае вибродиагностические работы при эксплуатации насосного агрегата можно представить в следующем виде.

В начале эксплуатации, после окончания ремонтных работ, необходимо

провести контроль качества ремонта и паспортизацию начальных его технических параметров. В процессе эксплуатации до момента времени, после которого виброактивность машины превысит оценки «хорошо», проводится периодический экспресс-анализ по общему уровню вибрации. После превышения интенсивности вибрации оценки «хорошо» устанавливается предварительный диагноз, определяется срок очередного проведения обследования и возможность дальнейшей эксплуатации.

При увеличении интенсивности колебаний выше уровня (0,8 - 0,9) от предельно допустимого проводится техническое обследование с установкой окончательного диагноза, определяется срок и объем ремонтных работ.

В качестве нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратическое значение виброскорости.

Оценка интенсивности вибрации агрегатов электронасосных центробежных нефтяных магистральных (нормы вибрации эксплуатационные) осуществляется в соответствии с РД и представлена обобщающей.

Измерение относительных колебаний валов и абсолютных колебаний подшипников стандартизовано разными международными и отечественными стандартами и рекомендациями. Большинство из этих стандартов и рекомендаций дает, кроме определения измеряемых величин, методы измерений и требований к измерительному прибору, также числовые значения для оценки колебательного состояния машин. Особенное значение для предохранения машин от повреждений имеют предельные значения для выдачи предупредительного сигнала тревоги и отключения.

Предельные значения колебаний валов, действительные для приемки некоторых машин по стандарту API.

Предельные значения для абсолютных колебаний подшипниковых опор некоторых электродвигателей согласно стандарту ISO 2373.

Предельные значения интенсивности абсолютных колебаний подшипников больших вращающихся машин с частотой вращения ротора от 10 до 200 сП¹ в зависимости от вида фундамента.

В зависимости от требований по вибрации электрические машины при испытаниях подразделяются по ГОСТ 20815 на три категории:

нормальное N;

с пониженной вибрацией R;

с особо жесткими требованиями по вибрации S.

Допустимые значения вибрации для машин с различной высотой оси вращения и двумя способами установки на фундамента.

Таблица 2.1 - Предельные значения интенсивности абсолютных колебаний вращающихся машин с частотой вращения ротора от 10 до 200 с^-1

Интенсивность колебаний	Жесткий фундамент	Упругий Фундамент
u, мм/с	u, дюйм/с
0,46 0,71 1,121,82,84,67,111,2 18,0 28,0	0,018 0,028 0,044 0,0710,110,180,280,44 0,71 1,10	Годно	Годно
		Удовлетворительно
		Неудовлетворительно	Удовлетворительно
		Недопустимо	Неудовлетворительно
			Недопустимо

Таблица 2.2 - Допустимые значения вибрации

Категория машины	Номинальная частотавращения, об/ мин	Максимальное среднее квадратическое значение виброскорости машины, мм/с, для высот оси Н, мм, установленной
		в свободно подвешенном состоянии	в жестко закрепленном состоя нии
		56 ?Н? <71	71 < Н ? 132	132 < Н ? 225	Н>225	H > 400
N	600 < п < 1800	1,12 1,12 0,71 0,71 0,45 0,45	1,8 1,8 0,71 1,12 0,45 0,71	1,8 2,8 1,12 1,8 0,71 1,12	2,8 4,5 1,8 2,89 1,12 1,8	2,8 2,8 - - - -
	1800 < п < 6000
R	600 < л < 1800
	1800 < п < 6000
S	600 < п < 1800
	1800 < п < 6000

Ротор, имеющий дисбаланс, приводит к колебаниям вала. Центр вала движется во время вращения по траектории, именуемой кинетической траекторией вала.

В случае изотропного вала и изотропных подшипников кинетическая траектория, вызванная дисбалансом, составляет круг для каждого сечения ротора. Но обычно подшипники машин анизотропные, т.е. они имеют разную податливость в своих обоих главных направлениях жесткости. Поэтому их кинетическая траектория вала принимает характер эллипса, который, в крайнем случае, может приобрести форму прямой.

К

Рисунок 2.1 - Кинетическая траектория вала с изотропными (Л) и анизотропными (В и С)подшипниками, вызванная дисбалансом: Ц - центр вала или центр вращения ротора; К - кинетическая траектория вала

Величина, форма и положение кинетической траектории вала изменяется в зависимости от частоты вращения. Обычно кинетические траектории с наибольшим отклонением от оси вращения достигают максимума при критической частоте вращения вала.

Кинетическая траектория вала содержит все информации о колебаниях вала ротора. Для получения кинетической траектории вала в одной радиальной плоскости ротора следует закрепить два датчика относительной вибрации в двух перпендикулярных к друг другу направлениях.

Рис.2.2 - Схема установки датчиков относительной вибрации для регистрации кинетической траектории вала:1,2- направления измерений вибрации

Каждый датчик принимает измеряемые в соответствующем направлении вибросмещения вала S₁(t) и s₂(t). Синфазное слоение мгновенных вибросмещений дает мгновенную кинетическую амплитуду вала в плоскости измерения:

S_k(t) =v SІ₁(t) + SІ₂(t)_. (5)

Пример кинетической траектории вала и соответствующие вибросмещения в двух, находящихся под прямым углом направлениях. Движение содержит две гармоники -f и 2f; s₁· s₂ - мгновенные значения амплитуд колебаний s₁(t) и s₂(t) в направлении измерений 1 и 2; S_o1 * S_o2 - наибольшие значения; S_u1* S_u2 - наименьшие значения; S_max1* S_max2 максимальные значения; S_pp1 * S_pp2 -размах колебаний; S_k мгновенная кинетическая амплитуда вала; S_max -максимальное значение амплитуды вала, максимальная амплитуда; К - кинетическая траектория вала; t -- время.

Из возможных величин измерения - вибросмещение, скорость и ускорение - для оценки колебаний вала принимается вибросмещение, измеряемое в микронах (мкм или µrn). Величину вибросмещения можно оценить максимальной амплитудой S_max или наибольшим размахом колебаний S_ppm.

Измерение колебаний вала следует всегда проводить в зоне опоры. Максимальная амплитуда колебаний S_max определяется как наибольшее значение кинетической амплитуды S^ft) в плоскости измерения. Наибольший размах колебаний S_ppm определяется как наибольшее значение зарегистрированных в обоих направлениях измерения размаха колебаний.

Для измерения относительных колебаний вала используются бесконтактные датчики вибросмещения, работающие по принципу вихревых токов.

2.2 Диагностика подшипниковых опор

Колебания вала представляют непосредственную реакцию ротора на воздействующие на него переменные усилия. Через реагирующую как пружина пленку масла подшипника скольжения или через тело качения подшипника качения колебания вала передаются частично на опорную конструкцию, на раму и на фундамент. Эти колебания представляют косвенную реакцию на усилия ротора и называются как «колебания опоры».

Соотношение величин между колебаниями вала ротора и возникающими на поверхности машины колебаниями опор зависит от многих факторов влияния. Поэтому его заранее нельзя с уверенностью предопределить. Вообще же, как правило, на основании колебаний вала заключений по поводу колебаний опор, и наоборот, делать нельзя. При абсолютных колебаниях опор, рассматриваются колебания, возникающие на поверхности машины и, в особенности, при колебаниях вблизи опор или на самих опорах. Эти колебания чаще всего замеряются без особых трудностей в трех координатных направлениях на корпусах подшипниковых опор. Для машин горизонтального исполнения (магистральные и горизонтальные подпорные насосные агрегаты), вибрации замеряются в горизонтальном, вертикальном, осевом направлениях. Полученные в этих местах результаты измерения учитываются раздельно и контролируются. Из возможных величин измерения абсолютных колебаний опор принимается эффективное значение виброскорости х_eff (мм/с). Часто эта величина называется среднеквадратическим значением виброскорости.

Определяющим значением, характеризующим вибрационное состояние агрегата, является максимальная величина эффективного значения виброскорости (среднего квадратического значения виброскорости), измеренной на всех подшипниковых опорах насоса и электродвигателя во взаимно-перпендикулярных направлениях.

Эффективное значение виброскорости помимо выражения можно определить следующим образом:

х_eff =v1/T?хІ(t)dt=v хІ_1eff + хІ_2eff + хІ_3eff +…+ хІ_neff =

=v1/2(SІ_1m·щІ₁+SІ_2m +…+SІ_nm ·щІ_n ), (6)

где х - виброскорость; s_max - максимальное значение вибросмещения; w - часто вращения; Т - длительность периода измерения.

При сложении отдельных частот колебаний принимаются во внимание лишь те части колебаний, частота которых заключается в пределах от 10 до 1000 Гц.

Наибольшее из замеренных в заданном направлении измерения эффективных значений частоты колебаний машины называется интенсивностью колебаний. Интенсивность колебаний это обширная и просто замеряемая характеристика, хорошо описывающая колебательное состояние машины.

Эксплуатация агрегата допускается при вибрации подшипниковых опор не хуже оценки «удовлетворительно».

При вибрации, лежащей в области оценки «удовлетворительно», «необходимо улучшение», должны быть приняты меры по ее снижению.

После монтажа, технического обслуживания и ремонта агрегат должен сдаваться в эксплуатацию с оценкой «хорошо» при подачах насоса от 0,8 до 1,1 от номинальной. При подачах насоса ниже 0,8 и более 1,1 от номинальной сдача насосного агрегата в эксплуатацию допускается при уровне вибрации насоса до 7,1 мм/с.

Среднее квадратическое значение виброскорости на элементах крепления насоса и электродвигателя к фундаменту недолжно превышать 2 мм/ с при подаче насоса от 0,8 до 1,1 от номинальной.

При подаче насоса ниже 0,8 и более 1,1 от номинальной среднее квадратическое значение виброскорости на элементах крепления насоса к фундаменту не должно превышать 2,8 мм/с.

...