Предложены современная концепция и комплекс методов для мониторинга технического состояния элементов системы: «валопровод – масляная пленка опорных подшипников - опоры турбоагрегата» на базе отечественной технологии КОМПАКС®.
Исходными данными для системы являются: - конструктивные, технологические, монтажные и режимные параметры турбоагрегата; - измеренные параметры абсолютной вибрации опор и механических величин в контрольных точках турбоагрегата;; - измеренные параметры относительных смещений и относительной вибрации шеек роторов в соответствии с ГОСТ Р 55263-2012; Так же в систему вводятся предварительно вычисленные: - монтажная линия валопровода в холодном состоянии; - номинальные параметры положения шеек роторов на кривой подвижного равновесия; - статические и динамические характеристики масляной пленки опорных подшипников; - матрица жесткости валопровода от единичных перемещений опор.
Методическое обеспечение позволяет в процессе эксплуатации определять статические и динамические нагрузки в опорах турбоагрегата, расцентровки его опор и оценить корректирующие центровки роторов по полумуфтам, напряжения в шипах роторов, сварных швах и в болтах полумуфт. Предполагается выдача автоматического заключения о соответствии параметров технического состояния роторной системы нормативным значениям, причин их отклонения от нормативных значений и рекомендаций по необходимым мероприятиям. В работе представлена часть методического обеспечения, в том числе методы определения статических реакций опор в эксплуатации, методика определения матриц жесткости валопровода и методика решения обратной задачи – определение расцентровок опор по измерениям относительного положения шеек роторов в расточках подшипников.
Приведены результаты моделирования ряда статических характеристик на примере т/а 1000 МВт для АЭС.
Костюков В.Н., Куменко А.И., Кузьминых Н.Ю., Тимин А.В. Разработка методического обеспечения систем мониторинга дефектов и напряжений в элементах валопроводов турбоагрегатов ТЭС и АЭС с использованием датчиков вала // Материалы конференции CM2016/MFPT2016
Рассмотрены возможности применения статистических характеристик - числовых и функциональных, для оценки вибрационных процессов. Проведенные исследования показали, что использование площади под кривой модуля характеристической функции мгновенных значений виброакустических сигналов для различных узлов и механизмов, в качестве диагностического признака и формирование вектора диагностических признаков на его основе позволило предложить принципиально новый диагностический параметр, который является инвариантным к конструкции машины и предельным значениям параметра. Применение данного параметра позволяет повысить достоверность результатов диагностики при одновременном упрощении алгоритмов диагностирования.
Костюков В.Н., Кудрявцева И.С., Науменко А.П., Бойченко С.Н. Формирование вектора диагностических признаков на основе характеристической функции виброакустического сигнала // Материалы конференции CM2016/MFPT2016
Для управления надежностью оборудования нефтеперерабатывающих предприятий в настоящее время активно используется система риск-менеджмента, которая должна обеспечить оптимизацию затрат на техническое обслуживание и ремонт при одновременном увеличении межремонтного периода эксплуатации технологических установок. Однако, при расчете риска возникает ряд проблем, связанных с большим объемом данных, необходимых для его расчета, их неоднородностью, отсутствием стандартизованных механизмов их накопления. Кроме того, субъективность ручного ввода данных не позволяет считать системы риск-менеджмента предприятий достаточными для перехода на увеличенный межремонтный период и обеспечивающими требуемый минимальный уровень техногенного риска. Основным параметром, определяющим расчет риска, является вероятность отказа оборудования. Используя возможности и свойства современных систем мониторинга технического состояния оборудования, оказывается возможным предложить механизм расчета вероятности отказа оборудования технологических объектов и риска его эксплуатации в реальном времени.
В докладе рассматривается статистический подход к оценке вероятности отказа оборудования по данным стационарных систем мониторинга технического состояния. Приводятся результаты исследования статистических параметров наработок агрегатов, вероятностей отказов.
Использование системы мониторинга технического состояния оборудования для расчета и мониторинга вероятности отказа оборудования и, следовательно, риска его эксплуатации оборудования позволяет повысить эффективность внедрения средств мониторинга технического состояния технологического оборудования, увеличить межремонтный пробег технологических установок.
В.Н. Костюков А.В. Костюков С.Н. Бойченко Оценка вероятности отказа и риска эксплуатации оборудования технологических установок по данным систем мониторинга технического состоянияического состояния // Материалы конференции CM2016/MFPT2016
Для визуализации физических процессов в опорных системах турбоагрегатов и диагностики их технического состояния предложена методика предварительного расчета характеристик подшипников скольжения в области возможных перемещений (ОВП) шеек роторов. Методика интерполяции характеристик масляной пленки подшипников разработана для последующего применения в диагностической системе реального времени КОМПАКС®. Согласно этой методике для каждого подшипника скольжения строится ОВП, в этой области проводится триангуляция и строится соответствующая ей сетка. В каждом узле сетки рассчитываются все характеристики подшипника, необходимые для работы диагностической системы. С помощью датчиков вала диагностическая система определяет мгновенное положение шейки вала в подшипнике, а также осредненное статическое положение шеек (вектор всплытия). Далее проводится гладкая интерполяция в триангулированной области, что позволяет в реальном масштабе времени вычислять значения статических и динамических сил, действующих на шейку ротора, расход смазки и ее нагрев, а также потери мощности на трение. Использование предложенной методики позволяет на работающем турбоагрегате диагностировать техническое состояние опорной системы валопровода и своевременно выявлять дефекты, определяющие вибрационное состояние и общую надежность турбоагрегата. Приведены примеры построения ОВП и рассчитаны основные статические характеристики для эллиптических подшипников, типичных для крупных энергетических турбоагрегатов. Для иллюстрации методики интерполяции использован традиционный подход, основанный на двумерном изотермическом уравнении Рейнольдса и учиты-
вающий подвижность границы сплошности смазки.
Куменко А.И., Кузьминых Н.Ю., Костюков В.Н. Расчет и интерполяция характеристик опорных подшипников скольжения в области возможных перемещений шеек роторов // ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА, 2016, № 10, с. 1–8
Предложена концепция совершенствовании систем мониторинга и автоматической диагностики для энергетических установок с применением датчиков вала, впервые предложены системно комплекс задач, решаемых при диагностике технического состояния валопровода и опор. Приведены диагностические признаки дефектов, измеряемых с использованием датчиков вала и предложены дополнительные критерии надежной работы валопровода и опор турбоагрегата.
В качестве примера выполним расчет корректирующих центровок роторов для фрагмента многоопорной роторной системы.
На примере моделирования задач центровок роторов по полумуфтам на базе четырех-опорной системы роторов показано: заводские рекомендации по центровкам роторов по полумуфтам не всегда соответствуют фактическим теплосиловым расцентровкам опор и требуют коррекции.
Куменко А.И., Кузьминых Н.Ю., Тимин А.В. Разработка и моделирование диагностических признаков дефектов энергетических установок с использованием датчиков вала // Procedia Engineering. - 2016. - № 152. - c.531 – 539
Одним из основных методов определения технического состояния механического оборудования является анализ сигнала вибрации корпуса. Вибрация преобразуется в электрический сигнал, параметры которого затем используются автоматической экспертной системой для выдачи сообщения о состоянии оборудования. В системах мониторинга технического состояния измерения вибрации и других параметров должны проводиться периоди-чески, с периодом, определяемым максимальной скоростью изменения технического состояния машины [1-3]. Для многоканальных систем мониторинга период измерения в конкретной точке будет определяться архитектурой системы (параллельная, последовательная, смешанная), а также временем измерения сигнала и временем его обработки.
Однако для распознавания определенных видов дефектов экспертной системе требуется измерение сигналов вибрации с длинными выборками, до десятка секунд. При этих значениях в многоканальной системе мониторинга период измерения вибрации на машине может достигать недопустимых значений для цели мониторинга ее технического состояния. Для сохранения быстродействия системы в этом случае необходимо изменить алгоритм работы системы, например, проводя измерения с длинной выборкой реже, чем со штатными параметрами.
Период измерения вибрации также определяется состоянием оборудования. Для машины, находящейся в состоянии «Допустимо» период измерения может быть больше, чем в состоянии «Требует принятия мер», который, в свою очередь, больше периода измерения в состоянии «Недопустимо».
Таким образом, возникает проблема изменения параметров и алгоритмов работы измерительного блока системы по результатам работы экспертной системы.
Традиционные многоканальные измерительные комплексы имеют статическую конфигурацию измерительных средств, которая определяется при проектировании системы и не изменяется в процессе ее эксплуатации. Экспертная система в этом случае управляет только блоком анализатора сигналов для получения требуемой информации о техническом состоянии оборудования.
Необходимость изменения параметров и конфигурации измерительного блока в процессе работы требует создания для него дополнительной связи с экспертной системой для обеспечения динамических адаптивных измерений.
В этом случае параметры измерительных каналов (длина выборки, частота дискретизации, коэффициент усиления), алгоритм опроса каналов, и даже аппаратная конфигурация измерительной части системы (степень параллелизма) изменятся по сигналам экспертной системы в зависимости от технического состояния оборудования. При этом обеспечивается требуемый период измерения, который в свою очередь автоматически определяется экспертной системой исходя из типа оборудования и его технического состояния.
Таким образом, применение интеллектуальных измерений обеспечивает мониторинг технического состояния оборудования при минимальных затратах на измерительные средства системы.
Костюков В.Н., Костюков Ал.В., Бойченко С.Н. Интеллектуальный мониторинг технического состояния механического оборудования на основе адаптивных измерений // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства. - Материалы 6-й международной научно-технической конференции, 2016., - с. 115
Одной из проблем эксплуатации оборудования нефтегазохимических комплексов является обеспечение его качественными запасными частями. Так, установка новых клапанов на поршневые компрес-соры (ПК), как правило, приводит к изменению их технического состояния, в частности изменяется их виброактивность. Это связано с тем, что параметры клапанов не соответствуют реальным условиям компримирования, а приобретение клапанов с требуемыми характеристиками для конкретного ПК, компримирующего конкретный по составу газ, для многих является достаточно серьезной проблемой.
Тренд вибропараметра системы мониторинга [1, 2, 3] состояния ПК типа 4М16М-35/45-55 (рис. 1, участок 1 – за 10 мес. эксплуатации до замены клапанов) имеет большое количество выбросов, которые свидетельствует о частом превышении уровня вибрации, что является следствием возникновения неисправностей клапанов и разрушения их деталей.
После установки новых клапанов в течение трех месяцев эксплуатации ПК (см. рис. 1, участок 2) произошло 17 отказов и ремонтов клапанов. И только после изменения параметра время–сечение за три месяца до окончания наблюдения (см. рис. 1, участок 3) уровень вибрации существенно снизился. Разруше-ния клапанов прекратились (см. рис. 1, участок 4).
Попытки использования клапанов различных производителей и конструкций при эксплуатации ПК типа 2ГМ2,5–6,2/38–46С приводили к существенному повышению виброактивности компрессора (рис. 2) до недопустимых уровней, определенных нормами вибрации [4]. Одной из проблем применения «неродных» клапанов для компрессоров различных типов является нерасчетный режим работы клапана для конкретного состава газа.
Специальные исследования ООО «КСК-Сервис» в области газодинамики клапанов позволили найти решения, позволяющие существенно снизить виброактивность клапанов при значительных отклонениях в составе газа.
Опытные экземпляры таких клапанов в июне 2015 г. были установлены на первый цилиндр ПК, и значения параметров вибрации снизились почти в 10 раз (рис. 2, «Цилиндр 1»). На втором цилиндре остались старые клапаны и величины вибропара-метров практически не изменились (рис. 2, «Цилиндр 2»).
Костюков В.Н., Казарин Д.В., Басакин В.В. Методика поиска оптимальных режимов работы подшипников качения для целей диагностики // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства. - Материалы 6-й международной научно-технической коференции, 2016., - с. 111-112
Техническое состояние агрегата определяется состоянием его узлов и механизмов, каждый из которых имеет свои диагностические признаки неисправностей и дефектов. Для оценки технического состояния необходим комплексный подход к анализу виброакустических сигналов с целью выявления диагностических признаков [1].
Одним из перспективных направлений является анализ сигналов вибрации при параллельных измере-ниях с использованием функции когерентности.
Функция когерентности является аналогом коэффициента корреляции в частотной области и отражает степень линейной взаимосвязи гармони-ческих компонент рассматриваемых параллельных сигналов. Одним из основных методов получения функции когерентности является взаимный спект-ральный анализ [2].
При анализе параллельных сигналов с использованием функции когерентности необходимо определить условия или режим работы исследуемого агрегата, на котором функция когерентности будет выражена наиболее явно, то есть когерентные составляющие спектра будут близки к 1.
Для роторных агрегатов основным изменением режима работы является изменения частоты вращения ротора, поэтому целью нашей работы является исследование зависимости значений функции когерентности от частоты вращения ротора.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
Измерить сигналы вибрации на различных частотах вращения с двух сопряженных узлов роторного агрегата;
Рассчитать и построить функцию когерентности для каждой частоты вращения ротора;
Рассчитать и построить дискретную функцию когерентности, для чего определить пороговое значение 0,5.
На основании полученных данных сделать вывод о зависимости функции когерентности от режима работы роторного агрегата.
Исследование проводилось на колёсно-моторном блоке электропоезда. В качестве исследуемых узлов выбраны подшипник тягового электродвигателя и подшипник корпуса редуктора имеющих связь через упругую муфту.
При частоте вращения вала двигателя 20 Гц, кроме частотной компоненты равной оборотной частоте, ее гармоник и наводки от сети питающего напряжения высокий уровень когерент-ности имеют составляющие кратные частоте зубозацепления редуктора.
Наиболее явно функция когерентности выражена при частоте вращения 20 Гц, причем с увеличением частоты вращения наблюдается рост значений когерентности частотных составляющих.
Данная зависимость объясняется следующим образом: с увеличением частоты вращения ротора растет мощность колебательного процесса, и, следовательно, растет соотношение «полезный сигнал/шум».
Вывод: для адекватной оценки технического состояния узлов роторного агрегата необходимо учитывать наличие в спектре виброакустического сигнала когерентных частотных составляющих, источником которых являются сопряженные узлы. При выделении этих частотных составляющих, необходимо учитывать, что более явно функция когерентности проявляется на повышенных частотах вращения.
Костюков В.Н., Бойченко С.Н., Тетерин А.О. Выделение когерентных частотных составляющих виброакустических сигналов с узлов роторного агрегата // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства. - Материалы 6-й международной научно-технической коференции, 2016., - с. 116
Современные центробежные насосные агрегаты получили широкое применение в нефтеперерабатывающей промышленности. Для обеспечения технологических процессов нефтепереработки на предприятиях применяются десятки тысяч единиц центробежных насосных агрегатов различных типов. Одним из показателей технического состояния центробежного насосного агрегата является вибрация агрегата [1]. По мере работы центробежного насосного агрегата происходит деградация деталей, узлов и в результате изменяется уровень вибрации агрегата. Согласно классической теории разрушения традиционно выделяют три периода износа [2]: приработка, равномерный износ до предельного состояния деталей и узлов, период критически быстрого износа деталей с высокой скоростью деградации, при котором происходит отказ агрегата.
Широкое применение стационарных систем мониторинга технического состояния и автомати-ческой диагностики на предприятиях нефтепере-работки позволило обеспечить постоянный контроль за работой оборудования в автоматическом режиме, отслеживать развитие неисправностей и выполнять своевременное предупреждение технологического персонала для принятия мер по планированию ремонтных работ по агрегатам с техническим состоянием «Требует принятия мер» и выводу из эксплуатации агрегатов с техническим состоянием «Недопустимо» [3]. При длительной эксплуатации центробежных насосных агрегатов под контролем стационарных систем мониторинга и диагностики установлено, что на ряде агрегатов процесс деградации агрегата отличается от классической схемы износа. При работе агрегатов наблюдаются скачкообразные изменения амплитуд вибропара-метров, которые характеризуют наличие процесса стадийной деградации деталей [4]. При этом зачастую на выбросы вибрации в зоне «Допустимо» персонал не обращает внимание, и начинает действовать только когда вибрация превышает пороги «Требует принятия мер» и «Недопустимо».
Для обеспечения мониторинга стадийной деградации агрегатов необходимо обеспечить регистрацию процессов на ранних стадиях развития дефектов. По наличию выбросов вибрации делается заключение о присутствии в центробежном насосном агрегате процесса усталостного разрушения деталей и на ранних стадиях обеспечивается информирование персонала о необходимости выполнения подготовки ремонтно-восстановительных работ и усиления контроля за эксплуатацией агрегата [5].
Выполняется построение трендов выбросов вибропараметров, по которым обеспечивается фикси-рование стадий развития дефектов. По первому зафиксированному выбросу устанавливается начальный уровень деградации, относительно которого при дальнейшей эксплуатации агрегата оценивается степень его деградации. Сравнивая, в процессе работы агрегата, амплитуды последующих выбросов с амплитудой первого выброса обеспечивается долговременная диагностика процесса деградации агрегата на протяжении всего периода его работы от ремонта до ремонта. Кроме того, проводя сравнение амплитуд соседних выбросов обеспечивается контроль степени повреждения деталей агрегата от стадии к стадии, что позволяет проводить оперативную диагностику на интервале эксплуатации агрегата между двумя соседними выбросами, исключив погрешности, обусловленные различным исходным техническим состоянием деталей находящихся в эксплуатации.
Реализация контроля за стадийной деградацией центробежных насосных агрегатов в эксплуатации обеспечивает своевременное предупреждение аварийных состояний оборудования и повышает эксплуатационную безопасность нефтеперерабатывающего производства.
Костюков В.Н., Тарасов Е.В. Повышение эксплуатационной безопасности центробежных насосных агрегатов в нефтепереработке // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства. - Материалы 6-й международной научно-технической коференции, 2016., - с. 110-111
Одной из проблем эксплуатации оборудования нефтегазохимических комплексов является обеспечение его качественными запасными частями. Так, установка новых клапанов на поршневые компрессоры (ПК), как правило, приводит к изменению их технического состояния, в частности изменяется их виброактивность. Это связано с тем, что параметры клапанов не соответствуют реальным условиям компримирования, а приобретение клапанов с требуемыми характеристиками для конкретного ПК, компримирующего конкретный по составу газ, для многих является достаточно серьезной проблемой.
Тренд вибропараметра системы мониторинга [1, 2, 3] состояния ПК типа 4М16М-35/45-55 (рис. 1, участок 1 – за 10 мес. эксплуатации до замены клапанов) имеет большое количество выбросов, которые свидетельствует о частом превышении уровня вибрации, что является следствием возникновения неисправностей клапанов и разрушения их деталей.
После установки новых клапанов в течение трех месяцев эксплуатации ПК произошло 17 отказов и ремонтов клапанов. И только после изменения параметра время–сечение за три месяца до окончания наблюдения уровень вибрации существенно снизился. Разрушения клапанов прекратились.
Попытки использования клапанов различных производителей и конструкций при эксплуатации ПК типа 2ГМ2,5–6,2/38–46С приводили к существенному повышению виброактивности компрессора до недопустимых уровней, определенных нормами вибрации [4]. Одной из проблем применения «неродных» клапанов для компрессоров различных типов является нерасчетный режим работы клапана для конкретного состава газа.
Специальные исследования ООО «КСК-Сервис» в области газодинамики клапанов позволили найти решения, позволяющие существенно снизить виброактивность клапанов при значительных отклонениях в составе газа.
Опытные экземпляры таких клапанов в июне 2015 г. были установлены на первый цилиндр ПК, и значения параметров вибрации снизились почти в 10 раз . На втором цилиндре остались старые клапаны и величины вибропараметров практически не изменились.
Приведенные примеры показывают, что критерием оценки правильности ремонтов должно являться техническое состояние оборудования, в том числе и его виброактивность, а не «бездумное» использование новых комплектующих, приобретаемых у мировых «брендов». На практических примерах эксплуатации и мониторинга ПК видно, что отечественные разработки не уступают импортным, а зачастую и превосходят их по параметрам и характеристикам, что является положительным фактором в условиях сложившейся экономической ситуации и политики импортозамещения.
Костюков В.Н., Науменко А.П. Мониторинг состояния клапанов поршневых компрессоров // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства. - Материалы 6-й международной научно-технической коференции, 2016., - с. 112-113
Русский
English 
Публикации
