автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Разработка методов и средств оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов

На правах рукописи \]

Сулейманов Раис Насибович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Специальность 05.02.13 - "Машины, агрегаты и процессы" (Нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре «Нефтегазопромьтсловое оборудование» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный консультант

доктор технических наук, профессор Султанов Байрак Закиевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зубаиров Сибагат Гарифович; доктор технических наук, профессор Уразаков Камиль Рахматуллович; доктор физ.-мат. наук, профессор Хабибуллин Ильдус Лутфурахманович.

Ведущая организация

ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Защита состоится «28 » октября 2005 года в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 26 сентября 2005 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета М. М. Закирничная

Мб 6-4

/¡2> f ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В последние годы наметился переход от обслуживания оборудования по регламенту планово-предупредительных ремонтов (ППР) к более прогрессивному и экономически оправданному в большинстве случаев обслуживанию по техническому' состоянию (ТС). Однако существующие критерии и методики оценки ТС конкретных типов оборудования часто или неполны, или не совсем корректны, или предполагают длительную процедуру, не совместимую с промысловыми условиями.

Это относится, в частности, к одному из наиболее признанных методов технической диагностики (ТД) - вибродиагностике - в применении к насосным агрегатам нефтяной промышленности, например, в диагностике такой широко встречающейся неисправности, как несоосность валов насоса и электродвигателя.

В ряду параметров, характеризующих ТС оборудования, главным должен быть коэффициент полезного действия (к.п.д.), в том числе с точки зрения установления оптимального межремонтного периода (МРП). В то же время по разным причинам, главной из которых является громоздкость существующих методик определения, этот параметр часто оставался вне внимания диагностов-практиков.

Внедрение методов мониторинга и анализа ТС оборудования сдерживается также отсутствием и нормативно-технической базы в виде стандартов предприятий по конкретным типам насосов.

Таким образом, для оценки ТС насосного оборудования необходима разработка методов и соответствующей аппаратуры диагностики (вибродиагностики), адаптированных к конкретным типам агрегатов, позволяющих в промысловых условиях получать достов№ЯВ*А**1**1 «-диагнозы

БИБЛИОТЕКА

\

....... «

Необходима также разработка метода и реализующей ее аппаратуры экспрессного определения к.п д. насосных агрегатов, а также разработка принципов установления оптимальных сроков (межремонтных периодов (МРП)) выведения в ремонт в зависимости от темпа снижения кпд насосов во времени.

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промышленных исследований, посвященных разработке и обоснованию методологии, аналитического и аппаратного решения новых средств оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов.

Объектом исследований диссертационной работы являются центробежные насосные агрегаты (промысловые - погружные или скважин-ные, наземные системы поддержания пластового давления (ППД) и первичной подготовки нефти (ППН), а также магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов) в изменяющихся условиях эксплуатации, а предметом исследований - техническое состояние насосных агрегатов

Цель работы:

Повышение эффективности и экспрессности диагностирования технического состояния центробежных насосных агрегатов за счет разработки новых критериев, методик и реализующей аппаратуры.

В связи с этим решались следующие основные задачи исследования:

1. Анализ состояния диагностирования технического состояния центробежных насосных агрегатов в системе нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).

2. Исследование влияния основных факторов (дисбаланс вращающихся масс, несоосность валов, механические свойства трубопроводной об-

вязки, состояние фундамента) на техническое состояние и эффективность работы насосных агрегатов.

3. Разработка экспресс-метода определения к.п.д. центробежных насосных агрегатов, основанного на термодинамическом способе

4. Разработка средств приборной экспресс-диагностики насосных агрегатов (измерители уровня и характеристик вибрации, расцентровки, к.п.д.).

5. Разработка не зависящего от технологического режима работы насосного агрегата критерия сравнения его к.п.д. с паспортными значениями и построение на его основе трендов снижения к.п.д.

6. Разработка методики определения допустимого снижения к.п.д. насосного агрегата с целью установления времени вывода в ремонт.

7. Разработка нормативно-технической документации, регламентирующей применение методов и средств диагностики технического состояния насосных агрегатов

8. Апробация и внедрение средств приборной диагностики и нормативно-технической документации на предприятиях отрасли.

Методы решения поставленных задач

Построение математических моделей изучаемых процессов и их решение (численное или аналитическое)

Экспериментальные исследования в лабораторных условиях.

Промышленные испытания

Основные защищаемые положения

1. Применение вибрационных параметров в качестве критериев экспресс-диагностики несоосности с целью диагностирования типов и величины расцентровки валов центробежных насосных агрегатов.

2. Использование гидравлического к.п.д. в качестве основного диагно-

стического параметра, характеризующего техническое состояние и эффективность работы насосного оборудования.

3. Методика сравнения паспортного и измеренного значений к п д с применением линеаризованных характеристик насосных агрегатов для упрощения процедуры и повышения достоверности с целью построения временных трендов.

4. Результаты лабораторных и промысловых исследований по обоснованию разработанных критериев оценки технического состояния насосного оборудования

Научная новизна

1. Установлена зависимость уровня вибрации на гармониках оборотной частоты вращения от характеристик расцентровки насосного агрегата, позволяющая диагностировать тип и величину расцентровки по спектру вибрации.

2. Установлены основные величины (темп снижения к.п.д. и технико-экономические параметры), выведено уравнение их взаимосвязи, проведено численное решение и получена аппроксимирующая формула, позволяющие прогнозировать время вывода насосных агрегатов в ремонт.

3. Получена связь между сжимаемостью жидкостей, перекачиваемых высоконапорными многосекционными насосами, и эффективностью их работы, позволяющая рассчитать величины проходных сечений ступеней нагнетания.

4. Получен и обоснован новый линеаризованный критерий оценки технического состояния насосных агрегатов, позволяющий проводить сравнение измеренных и паспортных значений гидравлического к п.д насосных агрегатов независимо от технологического режима их работы.

5. Разработан метод интерпретации измеренных значений гидравлического кпд. насосных агрегатов, позволяющий установить степень его снижения во времени (тренд) в результате износа.

Практическая ценность

1. Установлены величины тепловых деформаций подшипниковых опор насосов типа ЦНС и двигателей АРМ и СТД, учитываемых для нахождения предварительных расцентровок при проведении центровочных работ.

2. Получена зависимость минимума приведенных потерь на закачку 1 куб м жидкости от технико-экономических параметров и допустимого снижения к.п.д., позволяющая прогнозировать время вывода насосного агрегата в ремонт.

3. Проведены оценки темпа снижения гидравлического к.п.д. некоторых типов центробежных насосных агрегатов: ЦНС 180-1422, ЦНС63-1400, Д3200-75, необходимые для определения величины допустимого снижения к.п.д.

4. Предложен метод учета сжимаемости жидкости при конструировании высоконапорных многосекционных насосов, заключающийся в изменении площади сечения проходных отверстий рабочих колес.

5. Разработано приборное обеспечение, реализующее полученные критерии и методики:

5.1. виброизмерительный прибор с функцией измерения гармоник оборотной частоты вращения насосных агрегатов типа ВМС-25\50\100,

5.2. центровочные приспособления для центровки валов насосных агрегатов типа ПЦ, в том числе без разборки брандмауэрной стены,

5.3. микропрограммное вычислительное устройство для расчега толщины пластин при центровочных работах типа «Центр»,

5.4. автоматизированное измерительно-вычислительное устройство «КПДмер-1» для определения гидравлического кпд. насогных агрегатов.

6. Разработаны Руководящие документы

6.1. по проведению измерений гидравлического кпд. насосных агрегатов системы ППД,

6.2. по проведению центровочных работ на магистральных насосах типа МН10000-210 без разборки брандмауэрной стенки

Внедрение результатов работы

Результаты работы получили следующее промышленное внедрение:

В 1995-2003 г.г. изготовлены и внедрены 45 приборов типа ВМС-25\50\100, более 100 комплектов центровочных приспособлений разных типов (ОАО «Урало-Сибирские МН», ОАО «Северо-Западные МН», ОАО «Татнефть», ОАО «АНК «Башнефть»», ОАО «Удмуртнефть», МУП «Уфаводоканал» и др.).

Изготовлены измерители гидравлического к. п.д. насосных агрегатов типа «КПДмер-1» и внедрены в ОАО «Удмуртнефть» (2 комплекта), в ОАО "Татнефть" (11 комплектов). Методика расчета оптимального межремонтного периода по данным исследований тренда к.п д. внедрена в МУП «Уфаводоканал» в 2001 году. Руководящий документ «Методика измерения гидравлического к.п д. насосов системы поддержания пластового давления» утвержден к использованию в ОАО «Татнефть» в 2003 году. Стандарт предприятия «Инструкция по проведению центровочных работ на агрегатах магистральных насосов, имеющих промвальную систему» утвержден в ОАО «Урало-Сибирские МН» в 2005 году. Методики определения технического состояния оборудования используются в учеб-

ном процессе УГНТУ, в том числе в рамках Института повышений квалификации (программа «Вибродиагностика насосных агрегатов») и еошли в учебные пособия.

Апробация работы

Основные положения работы были доложены и обсуждены на следующих научно-технических конференциях:

• XX межвузовской научно-технической конференции «Наука - производству» (Уфа, 1998);

• Научно-технической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона» (Уфа, 2000);

• Втором Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных систем» (Уфа, 2000),

• 3-ей Международной конференции «Диагностика трубопроводов» (М., 2001);

• Межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социо-гуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2001);

• Межрегиональной научной конференции «Севергеоэкотех-2001» (Ухта, 2001);

• Научно-технической конференции «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан» (Уфа, 2002);

• 4-ой Международной конференции «Диагностика трубопроводов» (С.Пб, 2002);

• 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003);

• Второй Международной научно-технической конференции «Новосе-ловские чтения» (Уфа, 2004);

• Всероссийской научно-технической конференции «Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений. Современные методические и технико-технологические решения в области диагностики насосных агрегатов» (М., 2004).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в 57 печатных работах, в том числе 2 учебных пособиях, 2 монографиях, 53 научных статьях и тезисах

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и основных выводов Работа изложена на 337 страницах машинописного текста, содержит 48 рисунков, 56 таблиц, список литературы из 281 наименований, 45 приложений.

Автор выражает признательность научному консультанту д-ру техн наук проф Б 3 Султанову за помощь в работе, свою благодарность сотрудникам кафедры НГПО и кафедры физики УГНТУ, кафедры ИТМЕН Октябрьского филиала УГНТУ за доброе внимание и дружескую поддержку в работе, а также д-ру техн. наук проф. Ю Г Матвееву, д-ру хим наук проф. Е.А. Кантору, д-ру техн. наук проф. Л.Г Колпакову, д-ру техн наук проф Ю А Гуторову за консультации по отдельным вопросам работы Соискатель благодарит за доброжелательное отношение и активную помощь в проведении промысловых исследований сотрудников ряда НГДУ ОАО «АНК «Башнефть»», ОАО «Татнефть», ОАО «Удмуртнефть», а также сотрудников ОГМ ОАО «СЗМН» и ОАО «УСМН». Автор благодарен российским фирмам ТОО «Фирма ДиаМех» (президент И И Рад-

чик), НПФ «ВиброЦентр» (ген директор В.А. Русов) и Hl 111 «РОС» (ген. директор Н Н. Софьина), предоставивших на безвозмездной основе вибродиагностическое оборудование и программное обеспечение. Соискатель выражает свою благодарность также д-ру техн. наук проф. М.С. Габдра-химову (филиал УГНТУ в г. Октябрьском) и д-ру техн. наук проф A.C. Галееву (АлГНИ) за многолетнее плодотворное сотрудничество.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении

дано обоснование актуальности разработки новых методов и средств оценки ТС насосных агрегатов с целью создания эффективных средств оперативной диагностики, а также сформулированы научная новизна, основные положения, выносимые на защиту, практическая ценность работы и ее реализация.

В первой главе

представлен обзор работ о существующих на сегодня методиках и средствах диагностики насосных агрегатов.

Основы диагностики (прежде всего, вибродиагностики) состояния оборудования различного назначения заложили в разные годы отечественные ученые КМ.Алиев, Ф.Я. Балицкий, A.B. Барков, H.A. Баркова, М.А. Брановский, A.C. Галеев, М Д. Генкин, Л.Д. Гик, A.C. Гольдин, В В Гриб, Г В. Зусман, Ю. Иориш, Е.И. Ишемгужин, В.В. Клюев, Р.Н Ковалев, М В Кочнев, P.A. Максутов, A.A. Мынцов, И.И. Радчик, Б.Т Рунов, В.А. Русов, A.B. Салимон, Д.В. Соколов, А.Б. Соловьев, A.A. Стеценко, Б.З. Султанов, В.М. Тараканов, Е С. Трунин, В.М. Фридман, А.Р. Ширман, В В. Яблонский, К.Н. Явленский и др.

Вопросами диагностики оборудования по характеристикам вибрации и динамикой работы погружного (скважинного) оборудования занимались

11

К Р Уразаков, Ю.К. Шлык, В.У. Ямалиев и другие.

Методы центровки валов с учетом тепловых и технологически деформаций отражены в работах Н.В. Григорьева, М М Исакович, M Л Каминского, В А Карасева, А И. Куменко, C.B. Медведева, Б.Х Песчанок, А.Б Ройтман, О.В. Филимонова, В А. Щепетильникова и др.

Некоторые аспекты диагностики наземного оборудования- насосов системы первичной подготовки нефти (ППН) и системы поддержания пластового давления (ППД)- рассмотрены в работах А.С. Галеева, И И Галлямова. Вопросы обеспечения эффективности работы электрических приводов агрегатов разработаны в трудах И.Р. Байкова с учениками. В области термодинамических исследований известны работы JI И. Канатьева, Б. В Колосова, А Н. Туркина.

Однако ряд вопросов диагностики насосного оборудования требует своего дальнейшего развития, в частности, на основе анализа имеющихся практических и литературных данных выявлены следующие проблемы:

• Методы вибродиагностики- одного из основных методов определения технического состояния агрегатов- достаточны общи и потому часто отсутствуют корректные признаки конкретных неисправностей (несоосность валов, например)

• Вибродиагностика неисправностей насосного оборудования должна быть дополнена инструментальными методами контроля технического состояния, - как за технологическими параметрами (подача, напор, потребляемая мощность), так и за техническими (расцентровка, температурный режим, к.п.д и т.п.).

• В настоящее время к.п д насосных агрегатов не входит в число основных параметров, определяющих техническое состояние, т к не существует экспресс-метода определения к.п.д. в производственных (промысловых) условиях.

• Отсутствует методика определения допустимого снижения кп д насосных агрегатов в зависимости от технологических, технических и экономических условий.

Во второй главе

представлены результаты исследования вибрационной активности центробежных насосных агрегатов

Работа механизмов сопровождается вибрацией, повышенный уровень которой приводит, как правило, к уменьшению эксплуатационной надежности и срока службы машин. В свою очередь, уровень вибрации является показателем, по которому оценивается техническое состояние того или иного механизма, а по характеристикам вибрации (спектральный состав, кепстр, огибающая и т.д.) можно диагностировать имеющиеся неисправности.

Для проведения замеров вибрации и анализа его характеристик нами применялись приборы следующих типов: виброметры УЛ-ОЗб («Диа-Мех»), «Корсар» и УЛгоУшоп («ВиброЦентр»), а также спектр-анализаторы-коллекторы данных А11-014 («ДиаМех»), «Диана+» «ВиброЦентр»), Для обработки и анализа результатов замеров использовались программные продукты: «Тренд-тест», «Диамант» («ДиаМех») и «Аврора-2000», «Атлант» («ВиброЦентр»), Процедура проведения замеров, точки измерений на агрегатах регламентированы ГОСТ ИСО 10816-1-97, кроме того, при исследовании влияния трубопроводной обвязки на уровень и характеристики вибрации насосных агрегатов нами использовалась схема, показанная на рис. 1.

В этой главе приведены результаты исследований вибрации центробежных насосных агрегатов системы ППД, ППН и добычи нефти, системы магистральных нефтепроводов и системы городских водоканалов. Приве-

дены результаты измерений на подшипниковых стойках, фундаментах, а также выкидных линиях агрегатов (рис. 1).

Напориаа линия

Установлено, что уровни виброактивности насосных агрегатов системы НГДУ имеют весьма широкий разброс: оценка

«хорошо» - ОТ 10 ДО 45%, «удов- Рис 1 Точки измерения вибрации (1 6)натру-

25...70%, «еще допустимо» -10...35%, «недопустимо» - 0... 10%.

Анализ причин возникновения вибрации свидетельствует о том, что высокий уровень вибрации на насосных агрегатах связан с. дисбалансом ротора двигателя - 5... 10%, дисбалансом ротора насоса - 15... 25%, дисбалансом соединительной муфты - до 5%, некачественным устройством фундамента и (или) расслаблением соединений -10... 15%,

несоосностью валов агрегатов (расцентровка) - 30... 65%, недостаточной жесткостью выкидных линий («виброактивный вы-кид») - 5... 10%.

Показано, что современные аппаратурные средства позволяют как надежно диагностировать дисбалансы, так и проводить балансировку либо в собственных опорах (электродвигатели), либо на балансировочных станках (роторы насосов) при капитальном ремонте. Выявлено также, что диагностика состояния крепления агрегатов и неисправностей в состоянии фундаментов не представляет сложностей при проведении т н. контурного обследования.

летворительно» или «годно»

бопроводной обвязке агрегата вид со стороны заднего подшипника насоса

Установлено, что основными причинами превышающей регламентируемые нормы несоосности валов являются отсутствие корректных критериев диагностирования расцентровки по данным спектрального анализа вибрации, отсутствие устройств для проверки соосности и проведения центровочных работ на промыслах, а также проведение центровочных работ без учета сил, действующих на элементы агрегата при его работе. Для агрегатов системы ППН это силы, действующие от нескомпенсированных нагрузок на выкидных линиях (см. ниже), а для агрегатов системы ППД - от различного температурного расширения двигателя и насоса (температурная расцентровка).

Получено, что величина тепловых смещений электродвигателя зависит от температуры подшипниковых опор, температуры окружающей среды; насоса - от его гидравлического к п д. и температуры перекачиваемой жидкости Промысловыми исследованиями показано (рис. 2), что использование линейного приближения в определении температурного удлинения АЬ подшипниковых стоек насосов и двигателей оказывается не совсем корректным. Результаты, близкие к измеренным, дает экспоненциальная зависимость в виде

45,0

15,0

Равпряаатии«т«лмр|Г)фы по корпусу насоса и :

ПОЙШИПНИКММЙ стойк*

Т= 34е1ММ1» 8. Т = 0,014у +34 № = 0,92 | И1 = 0,90

150 300 460 600

Рис 2 Распределение температуры по корпусу и подшипниковой стойке насоса О и □ - соответственно задняя и передняя корпусная крышка насоса, * и Д - соответственно передняя и задняя подшипниковая стойка двигагеля

где I и ? - соответственно длина подшипниковой стойки и температура, к- экспериментальный коэффициент, нижний индекс «о» относится к температуре на уровне фундаментной рамы. Видно, что распределение температуры по высоте на подшипниковой стойке электродвигателя и корпусной крышке насоса имеет разнонаправленный характер, что обуславливает существенную «тепловую» расцентровку.

Для насосных агрегатов, укомплектованных электродвигателями серий СТД, АТД, 4А и насосами ЦНС180, ЦНС90, ЦНС63, значения суммарной тепловой расцентровки в результате тепловых деформаций представлены в табл. 1.

Для оценки степени влияния на величину вибрации и возможности диагностирования расцентровки насосных агрегатов по характеристикам вибрации (спектр) проведен промышленный эксперимент. Программа исследований предполагала определение влияния расцентровки на уровень вибрации в диапазоне смещения осей 0.. 1 мм с шагом 0,3 мм при радиальном смещении и в диапазоне 0°...0°15' с шагом 0°5' при угловом смещении. При этом в спектрах вибрации был выявлен полосовой диапазон частот, наиболее чувствительный к изменениям величины расцентровки-диапазон 0 200 Гц- до четвертой гармоники оборотной частоты 0 (в основном это первые три гармоники й, 2{о, ЗСэ, см. Рис 3, б), составляющий ~ 90% мощности всей полосы частот. Формализация описания, представле-

16

ТАБЛИЦА 1

ВЕЛИЧИНЫ ТЕПЛОВЫХ РАСЦЕНТРОВОК

НАСОСНЫХ А] ГРЕГАТОВ

Насосный агрегат Расцен-

Электродвигатель Насос тровка, мм

СТД- 1250-2УХЛ4 ЦНС180 0,062

4АРМ ЦНС180 0,077

4А315М4УЗ ЦНС180 0,052

СТД- 1250-2УХЛ4 ЦНС90 0,063

СТД-800 ЦНС90 0,057

4АРМ ЦНС63 0,088

4А315М4УЗ ЦНС63 0,052

V,

MM/tí— : l-

¿.5 .

2 0........i

í

1.5 ,

10.......4

0.5 : . . 4-

í.i......L

I ; Г ; j 0 200

а б

РисЗ Характерный спектр неисправности «расцентровка» валов (а) и соотношение уровней вибрации в полосе частот 0. 200 Гц и 200 .1000 Гц (6)

ния и анализа результатов проведена в псевдотензорном виде: расцен-

ínklm yklm

тровки Л и соответствующие им значения виброскорости ijp Индексы обозначают:

к- тип расцентровки, соответственно горизонтальная и вертикальная, или 1 и 2,

I- вид расцентровки, соответственно радиальная и угловая, или 1 и 2, т- направление расцентровки, соответственно «вверх» и «вниз» (для вертикальной расцентровки; для горизонтальной расцентровки за «вверх» принимается положение поворота муфты по направлению вращения на 90°, а за «вниз» - поворот муфты на 270°), или 1 и 2,

i - точка измерения вибрации, соответственно задний и передний подшипники насоса и двигателя, или 1,2, 4 и 3,

у - направление измерения, соответственно X, Y и Z, или 1, 2 и 3, р - гармоника или полоса частот, соответственно 50, 100, 150 и

О .150 Гц, или 1, 2, 3 и 4 (рис. 3, а).

Тогда свертка по ] дает величину вектора вибрации на подшипнике в целом (нижний индекс «о») по гармоникам оборотной частоты- суммирование ведется по осям X, У, Ъ

Свертка по г дает величину вектора вибрации на агрегате в целом (нижний индекс «о»)- суммирование ведется по подшипникам:

yklm rrklm

°JP "л 2j 4P ЧР

И на агрегате в целом в полосе частот р- свертка по индексам í к j

А

rrklm t T/ktm ojp Vojp

Кроме того, проведено обезразмеривание путем нормировки относительно уровня вибрации при так называемой "нулевой" расцентровке (ш=0, радиальная расцентровка не более 30 мкм и угловая - не более 023")

у От

yklm ^ чр

ЧР у tío ЧР

Установлено, что диагностирование характеристик расцеитровки возможно провести при помощи измерения общего уровня вибрации в полосе частот 10... 1000 Гц (аппроксимация производилась степенной функцией п=2), а именно:

nl2 т

горизонтальная угловая расцентровка п ■ на всех подшипниках и агрегате в целом наблюдается закономерный рост с темпом 4.91 /км2 с достоверностью выше 0.85,

ТАБЯИЦА 2

МАТРИЦА ВЛИЯНИЙ ВИДОВ РАСЦЕНТРОВОК _ НА УРОВЕНЬ ВИБРАЦИИ

К2Ы ^22 т Я1Ы К12т

Ир 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

11р - - - - - + +- + + + +

12р - +- - - - + - - - - - - - + + +

13р - - - - +- +- - - - - - - + +- + +

21р + + - + +

22р - +- + - - + - - - +- +- - - + + +

23р - - - - - + - +- - + - - - + - +

31р - - - - + + - + + - - - + + +- +

32р - - +- - +- + + + - - +- - + + + +

ЗЗр - - - - + - + - - - +- - - + + +

41р - - - - - + - + - - - - + - +- -

42р - + + + - + - + - + - +- + + + + +-

43р - + - + +- - - - - - - - - +- +-

Юр - - - - - + - - - - - - + + + +

20р - - +- - - + - - - - - - + + + +

ЗОр - - - - + + - + +- - - - + + + +

40р - - - - + + - + - - - - + +- + +

ООр - - - - - + - - - - - - + + + X

Примечание: Знаком « Н> отмечена положительная корреляция с высокой достоверностью (более 0.75), «-» - отсутствие таковой, «+-» -положительная корреляция с низкой достоверностью (менее 0.75)

ту 22т

вертикальная угловая расцентровкап : выявлен закономерный рост на заднем и переднем подшипнике двигателя радиальных вибраднй с темпом 5 .19 1/мм2 и 5.. .9 1/мм2 с достоверностью выше 0.95,

вертикальная радиальная расцентровка " : наблюдается рост с достоверностью 0.9 и темпом 2 1/мм2 (задний подшипник двигателя, осевые и вертикальные).

В результате анализа спектрального состава вибрации (р=1, 2, 3, 4) нами

построена «матрица влияний» (см. табл. 2), которая может быть использо-

19

вана в автоматизированных системах диагностирования Путем наложе-

yklm

ния тензора измеренных значений ijp на построенную матрицу (в зависимости от «попадания» соответствующих значений виброскорости) определяется вид и ивеличина расцентровки Достоверность полученного диагноза оценивается в предположении о независимости оценок по от-

yklm

дельным гармоникам: в случае «совпадения» F значений iip для независимых признаков вероятность наличия расцентровки равна р Г F F

р=р(г) • 1\Кр W р(г) • п К (r)+а-до) • Пп»

■ъЫт

(Г^

v / и

где Г(г) - частота появления неисправности «расцентровка», * цР

Рур » - вероятность повышения уровня вибрации в точке с «координатами» к, I, I,}, р для расцен-

7,00 6,00

трованного (г) и отцентрованного (о) агрегата.

Исследовано влияние 5,00 трубопроводной обвязки на уровень вибрации агрегатов (рис. 1) Получено, что выкидные линии, имеющие 2,00 низкую жесткость, способствуют развитию значительного уровня вибрации 0,00 на насосе. Для исключения этого необходимо выбирать их геометрические раз- ме-

4,00 3,00

1,00-

Зависиюсп. "мощность ПЭД-

I

3

о О

а. о х о о а. ю х ш

20

40

Мои*юстъПЭД(ЦкВг)

-1--1

60 80 10Р

Рис 4 Зависимость уровня вибрации (эффективное значение виброскорости, мм/с) на головке УЭЦН по осям X, У, X в зависимости от мощности ПЭД С кВт)

ры (диаметр, толщина стенки, длина) исходя не только из технологических требований, но и из требования получения частоты собственных колебаний трубопровода выше частоты оборотов агрегата ^ («зарезонаксная» область).

В настоящее время установки- погружные двигатели (ПЭД) и установки электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН) в сборе- проходят предварительные испытания в условиях прокатно-ремонтного цеха погружных электроцентробежных установок (ПРЦПЭУ), заключающиеся в измерениях потребляемой мощности для ПЭД и характеристики «непор-подача» для УЭЦН. Нами проведены замеры уровня вибрации более чем на 80 агрегатах- ПЭД и УЭЦН- практически всех типоразмеров Исследованы зависимости уровня вибрации на головке УЭЦН от ряда факторов, например, на рис. 4 приведены графики зависимости уровня вибрации от мощности применяющегося в составе установки ПЭД, из которых следует, в частности, что существует область типоразмеров УЭЦН, предрасположенных к высокой вибрации (с ПЭД мощностью около 60 кВт).

В третьей главе

рассмотрен термодинамический способ определения гидравлического кпд., описано его применение для центробежных насосных агрегатов различных типоразмеров.

Параметрами, определяющими режим работы насосного агрегата, являются напор (Н), подача насосов (0, а также к.п.д. (г]н), фактические значения которых в процессе эксплуатации могут существенно отличаться от номинальных. Однако экспрессных и достаточно точных методов измерения к.п д для промысловых условий не создано. В качестве такого метода может служить термодинамический метод определения к.п.д.

Пусть все потери мощности в насосе идут на нагрев перекачиваемой

жидкости АТ= Т2 -Т1:

АТ=(1-т])* Мал /(р*с*0), где гидравлический к.п.д. г/: ц = 0*АР/Мвал. Здесь: Т2, Тг - температура жидкости, соответственно на входе и выходе из насоса, Мвал-

Рис 5 Схема измерения к п.д в рабочих уело- МОЩНОСТЬ на валу насоса, р, С — виях 1 - насос; 2- электродвигатель; 3 -

датчики температуры, 4-электронный гради- соответственно ПЛОТНОСТЬ, теПЛО-ент-термометр, 5 - измеритель активной мощности, б - манометры емкость перекачиваемой жидкости, АР и О- напор и подача насоса.

Отсюда следует:

т] = АР/(АР + с*р*АТ).

Более строгий подход, учитывающий изобарное расширение нагнетаемой жидкости (х), дает следующее.

г] = АР/(х *АР + с*р*АТ).

Схема измерений представлена на Рис. 5.

В результате проведенных исследований получено, что гидравлический кпд. насосных агрегатов системы ППД НГДУ (ЦНС180-1422, ЦНС63-1400 и др.) имеет значения на 10% и более ниже оптимальных-более чем в 40% измерений. Чаще всего (более 60% случаев) это объясняется выходом рабочей точки насоса из зоны оптимальных подач при росте давления закачки из-за уменьшения приемистости нагнетательных скважин, в остальных случаях- из-за износа проточной части рабочих колес и направляющих аппаратов. Насосные агрегаты системы магистральных нефтепроводов типа МН10000-210 характеризуются высоким совпадеии-

б)

1 у = 1,6Ех+ЗЛ 9 №=0,91 «J

Разогрев жидсости, гр. Ц

Разогрев жедкостк, гр. Ц.

Рис 6 Зависимость приведенной мощности от разогрева жидкости для агрегатов REDA 500-1820 (а), ЦНС 180-1422 (б) и ЦНС 63-1400 (в)

ем паспортных и измеренных значений к.п.д. Насосы Д3200-75 имеют низкие значения гидравлического к.п.д., что объясняется в 80% случаев т.н «поджатым выкидом», при котором с целью регулирования подачи задвижка на напорной линии прикрывается.

Установлено, что термодинамический метод измерения к.п.д позволяет произвести оценку одного из основных технико-экономических параметров нагнетания- величины удельных затрат электрической мощности на закачку (перекачку) 1 куб. метра жидкости Л^д- по нагреву перекачиваемой жидкости в насосе' по графику (рис. 6) или по аппроксимирующей линейной функции.

где Нуд „дет - коэффициент, имеющий физический смысл "идеальной" приведенной мощности при отсутствии потерь, кВт*час/м3; Км- коэффициент регрессии, (кВт*час/м3)/°С- численные значения приведены в табл. 3.

Таким образом, метод термодинамического измерения гидравлического кпд может быть использован как экспресс-метод для оперативного

ТАБЛИЦА 3

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ РЕГРЕССИОННОГО УРАВНЕНИЯ

Тип насоса ^уд-ид. кВт*ч/м3 К№ кВт*ч/(м3*°С)

ЯЕОА500*1820 5,03 1,27

ЦНС 180*1422 3,21 1,62

ЦНС63*1400 -1,61 2,48

конгроля эффективности работы насосных агрегатов для полевых условий определения и выбора мероприятий, позволяющих оптимизировать работу насосов с целью снижения энергоемкости процесса нагнетания

Далее в работе рассматривается взаимосвязь между уровнем вибрации агрегата и эффективностью его работы (к.п д.). Известно, что энергия вибрационных колебаний в насосных агрегатах составляет ничтожную долю от их мощности и не учитывается в потерях мощности. Однако можно предположить, что постепенный износ отдельных узлов насоса, приводящий к увеличению вибрации, должен снижать его к п.д. Для исследования этой взаимосвязи построены векторы, характеризующие вибрацию в целом на насосе (I = Н) и двигателе (I = Д):

V ^ . - <Ут-1 +Узл-/)

' эфф-1 У

где Упп-ь Узп-1 - соответственно такие же векторы, построенные на базе среднеквадратичных значений на переднем (ПП) и заднем (ЗП) подшипниках по направлениям «х», «у» и «г»-

Узп-1 = V (Узлх-1 пу-1 +Узт-])

Тогда вектор, характеризующий вибрацию в целом на агрегате, равен

Уэфф-Агр= ^(Уэфф-Н +У,фф-Д ).

В результате получена корреляция между величиной вибрациг ра агрегате, приведенной к условной мощности насоса (произведение «напор* подача» О*АР) и гидравлическим к.п.д. насосов в виде аппроксима-

24

ции

</= -0,163 *(Уэфф-Агр/(2 *АР)) + 64.8.

Полученная зависимость показывает, что высокая вибрация на агрегате, в целом, свидетельствует о низком значении к.п.д.

Здесь же представлен способ определения мощности на валу насоса, необходимой для определения гидравлического к.п.д. насоса классическим способом Для этого обычно проводят измерение электрических параметров (ток, напряжение, косинус сдвига фаз между током и напряжением), которые в промысловых условиях с необходимой точностью измерить практически невозможно. Однако наличие функции измерения частоты оборотов в современных коллекторах-анализаторах вибрации позволяет свести определение мощности на валу насоса к измерению частоты оборотов для наиболее широко распространенных на промыслах асинхронных двигателей.

Скольжение 5 асинхронных машин, определяемое как

5= (Ум- Ур)! ум,

характеризует развиваемый механический момент на валу электродвигателя М:

М= 2*Мкр/($кр/Я+ Б/внр), где ур, Ум- частота вращения ротора и магнитного поля статора, индекс «кр» означает так называемые критические (паспортные) параметры электродвигателя.

Тогда фактическая механическая мощность на валу электродвигателя ЛГ*« будет равна

Шех = М*2 *я* М*2 */г* ум*(1-8).

Отсюда следует, что в отсутствии индивидуального учета мощности, потребляемой электродвигателем, достоверную информацию о нагрузке

на валу электродвигателя, а значит, о состоянии насоса и режиме его работы, можно получить из определения величины скольжения Б- по результатам замеров частоты оборотов ротора- что позволяет отказаться от измерений электрической мощности, потребляемой электродвигателем из сети, при определении гидравлического к.п.д. насоса.

В четвертой главе

приведено описание разработанных устройств и приборов для контроля и диагностики технического состояния насосных агрегатов

Известны различные методики вибродиагностики насосных агрегатов и соответствующие им аппаратурные средства В частности, разделяют вибродиагностику первого, второго и третьего уровней, различающиеся степенью оценки спектра виброколебгний насосных агрегатов, а значит, глубиной оценки состояния агрегата, выявления дефектного узла и прогноза работоспособности.

Аппаратурные средства известных иностранных фирм и отечественных производителей и разработанные методики обработки данных измерений вибрации и интерпретации результатов, позволяют, в целом, решать указанные выше задачи. Однако, в известной мере, оказалась оторванной от потребностей производства (особенно, в нефтяной промышленности, характеризующейся относительной удаленностью объектов) проблема пе-

ооо ста

чк. \ * » *

2 З1 4 У 6

№ Го

Го*2

\ \ \

Рис 7 Принципиальная структурная схема комбинированного прибора вибродиагностихи 1-го уровня

рехода от диагностики первого уровня ко второму, то есть от оценки состояния агрегата в целом к первичной диагностике отдельных его узлов. Нами была поставлена задача создания такого прибора для измерения и простейшего анализа спектра вибрации, который бы позволял после измерения общего уровня (среднеквадратичное значение виброскорости в полосе частот 10... 1000 Гц) произвести анализ спектра по наиболее информативным составляющим- гармоникам оборотной частоты, по которым, как правило, производится диагностика 2-го уровня. В связи с этим, предлагаемая нами структурная схема диагностического прибора сводится к следующему (см. рис.7): 1- виброактивная поверхность (опора подшипника), 2- датчик-акселерометр пьезокерамический; 3- согласующий повторитель; 4- интегратор; 5- усилитель; 6- переключатель входов фильтров с фильтрами на/о/2, 2* /0 Гц; 7- выпрямитель, 8- АЦП, 9- ЖКИ. Здесь/0Д /о, 2* /о - середина узкополосного высокой добротности фильтра {¡0 - оборотная частота). В 1995-2002 гг. изготовлены и переданы в эксплуатацию 45 приборов типа ВМС-25\50\100, реализующий указанную структурную схему (цифры в названии прибора 25, 50 и 100 обозначают середину фильтров в Гц).

В этой же главе приведено описание разработанных центровочных приспособлений для центровки валов насосных агрегатов типа ПЦ1, ПЦ2, ПЦЗ, ПЦ4, а также ПЦ5, позволяющее проведение центровочных работ при наличие брандмауэрной стены без ее предварительной разборки («вслепую»), В 1996-2003 гт. изготовлены и переданы в эксплуатацию более 100 комплектов центровочных приспособлений разных типов (ОАО «Урало-Сибирские МН», ОАО «Северо-Западные МН», ОАО «Татнефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Удмуртнефть», МУП «Уфаводоканал» и др.)

Для ускорения проведения расчетов толщин центровочных пластин по данным замеров расцентровки и исключения ошибок нами разработано

27

микропрограммное вычислительное устройство типа «ЦЕНТР». Прибор представляет собой микроЭВМ с закрытой архитектурой. Ввод цифровых данных и управление режимами работы осуществляется при помощи 18-ти клавишной клавиатуры и буквенно-цифрового двухстрочного жидкокристаллического дисплея Основой калькулятора является микроконтроллер серии МСБ-51, в памяти которого хранятся программы расчетов и управления В 1998-2003 гг. изготовлен и внедрен 101 специализированный калькулятор в ОАО «Урало-Сибирские МН», ОАО «Северо-Западные МН», ОАО «Татнефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Удмуртнсфть», МУП «Уфаводоканал» и др.).

Далее в работе проведено исследование влияния сжимаемости жидкостей на эффективность работы при их перекачке высоконапорпыми (многоступенчатыми) насосами.

Известно, что сжимаемость жидкостей р является весьма малой величиной, позволяющей отказаться от ее учета. Однако буровые растворы, газированные жидкости, нефть имеют достаточно большую сжимаемость, чтобы неучет ее не мог не привести к значимым потерям гидравлической мощности насосов.

Из определения (3 Р=- (ЦУ)*(Мт, где V и Р - соответственно объем и давление в жидкости, при (1|Ус1р= 0 следует для малых (3*АР из разложения экспоненты в ряд

У= Уо * (1-Р* АР),

где АР, Уо и V - перепад давления (напор), начальный и конечный объем жидкости.

I

J

' На рис 8 показаны

^ графики изменения от-

I носительного объема

жидкости для значений Рг = 14*10"9 1/Па и рд= Г 0.5 *10"9 1/Па, соответст-

* вующим газированной и

дегазированной нефти V Видно, что в области

практических перепадов давления для дегазированной нефти относительное изменение удельного объема не превышает 1%, а для газированной при напоре 1000 метров - более 13 %.

Из последней формулы и уравнения неразрывности p,V, = const ,

для необходимых рабочих объемов очередных ступеней нагнетания с учетом изменения плотности перекачиваемой жидкости получаем рекур-

%

I рентную формулу:

% vM-vxi + fi*bРХ1,

' где индекс i соответствует номеру ступени.

На рис. 9 представлены графики изменения давления по ступеням насоса с учетом и без учета изменения плотности жидкости с ростом давления. Видно, что выигрыш в напоре для 300 ступеней при окружной скорости 7.5 м/с составляет около 1 МПа.

Зависимость изменения относительного объема нефти от изменения давления

0,95

V/Vо

0,5

Для "несжимаемой" нефть (дегазированной, !

р. 0,5*104-8) ПаМ)

V/Vo = в

О.ООО^ДР i

.V/Vo = е

Для "сжимаемой" нефти (с растворенным газом, f}= 14*10*(-9) Пад-1)

ДР, МПа

2,5

4,6

6,5

Рис. 8. Зависимость относительного объема жидкости от давления для сжимаемости рг = 14*10"° Па"1 и Рд= 0.5*10"' Па1

Далее в данной главе представлен разработанный прибор для измерения гидравлического к.п.д., основанный на термодинамическом способе определения кпд. (см. рис. 5) и автоматизирующий процедуру измерения разности температур на датчиках и проведение расчета гидравлического кпд. насоса. Необходимые для расчета к п.д. параметры (плотность жидкости, Рвх и Рвых) вводятся с клавиатуры в зависимости от типа перекачиваемого агента (нефть, вода) и его характеристик (минерализация, теплоемкость и т.п.).

Приведены результаты испытательных замеров в сравнении с классическим способом определения к.п.д. насосов; получено удовлетворительное схождение результатов в пределах погрешности измерений. В 1999 году внедрены измерители

гидравлического к.п.д. насосных агрегатов в ОАО «Удмуртнефть», а в ОАО "Татнефть"

находятся в эксплуатации с 2002 года 11 измерителей

гидравлического к.п.д. насосов типа «КПДмер-1».

Также в работе представлена методика проведения замеров гидравлического кпд насосных агрегатов, использующая описанный выше прибор. Методика предназначена для использования работниками цехов ППД для оперативного определения гидравлического к.п.д. насосных агрегатов с целью обеспече-

30

Рис 9. Зависимость перепада давления от числа ступеней и окружной скорости жидкости с учетом (маркеры) и без учета (сплошные линии) изменения плотности жидкости

ния контроля за экономным расходованием электроэнергии насосами (Б)КНС, для определения времени вывода насосного агрегата в ремонт, для оценки качества ремонта насосного агрегата Здесь приводятся описание необходимых измерительных инструментов (комплект «КПДмер-1»), порядок проведения измерений гидравлического к п д насосов на (Б)КНС с использованием термодинамического метода и необходимые справочные данные в виде графиков и таблиц («Методика измерения гидравлического к.п.д.. насосов системы поддержания пластового давления». РД 15339.1-305-03, утвержден по ОАО "Татнефть» им. В. Д. Шашина, 29 мая 2003 г.).

Далее приведена методика проведения центровочных работ на магистральных насосах МН10000-210 без разборки брандмауэрной стенки, утвержденная к применению в ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им. Д.А Черняева» в 2005 г. (СТП-04.00-60.30.11-УСН-048-±-05).

В пятой главе

рассмотрены вопросы использования значений гидравлического кпд для прогноза времени вывода насосного агрегата в ремонт в рамках обслуживания по ТС либо оптимизации величины межремонтного периода в регламенте ППР с точки зрения допустимого снижения к.п.д. и проведения предупредительного ремонта.

В современных условиях непрерывного роста стоимости энергоносителей и, соответственно отпускных цен на электроэнергию необходим пересмотр аксиоматической до недавнего времени политики достижения высоких межремонтных периодов (МРП) силового оборудования ка предприятиях Межремонтные периоды должны определяться не расплывчатым понятием «техническое состояние», а конкрегным значением гидрав-

лического коэффициента полезного действия насосов или, точнее, темпом его снижения после ввода в эксплуатацию.

Известны рекомендации некоторых методик и заводских нормативов о недопустимости снижения к.п д. ниже определенной величины (например, насосов магистральных нефтепроводов - более чем на 3%, насосов системы ППД - на 5%) Очевидно, что конкретное значение этой величины зависит от ряда факторов, основными из которых являются

• мощность насоса;

• величина отпускных цен на электроэнергию;

• стоимость капитального ремонта насосов;

• темп падения к.п.д. насоса во времени.

Изменение вышеперечисленных факторов в зависимости от конкретной экономической ситуации, типа насосного оборудования и реологических характеристик перекачиваемой жидкости постулирует необходимость выведения не числового предела допустимого снижения к.п.д., а получения функциональной зависимости между ними.

Оценку величины оптимального межремонтного периода (понимаемого как период времени между двумя последовательными капитальными ремонтами насоса с целью восстановления к.п.д, после достижения некоторого критического значения) можно выполнить на основании следующих показателей работы насоса:

Тмрп - фактическое значение МРП, установленное нормативными документами или установившееся (достигнутое) на данном предприятии де-факто, сутки,

ко - начальный гидравлический к.п.д.. насоса- нового или после капитального ремонта, %,

кмш - конечный гидравлический к.п.д.. насоса в момент времени Тмрп, %,

Срем. - стоимость капитального ремонта, включая стоимость вспомогательных работ (демонтаж, перевозка, монтаж и др), рубли,

Стариф - стоимость одного киловатт-часа электроэнергии, руб/кВт-

час.

Тогда среднее значение расходов на электроэнергию и капитальный ремонт насосов (за время Т) будет равно

с0 =-Г

среди rp J

с,

рем

[МРП

+с.

тариф

W

К

тары

Г

1МРП

К

для случая неизменного в течение межремонтного периода к п.д. ко,

С =-

средм

"if

/С \

рем

+с.

W

тариф

Щ

dt--

рем

Т т

Старик Л /С, ^

\\

\

К

п

для линейно убывающего со временем к.п.д. k(t). Приведенное значение расходов составит

C„„„JV ( м \

-[ ■'тариф' ^

среди

с°

среди

Щ

рем.

Т *k

ЛМРП Ло

^ Старик * Typn ^ / м ^

Ьк*С

: / Cma„U<W ^

рем / , тариф * f

/С г- I МРП / рем СР«Л

рем

0 1

1 UPп

1+-

С W*T

^ тариф" *МРП

к С

рем

1 - (Ц/М) х 1п(1 - (М/£0 ) • г) r(l+Q/k0)

Г * ш * -г

О - тариф " 1 МРП

где " - с

Т =

Рве НАЦИОНАЛЫ'л

1 I вНБЛИОТЕКА I

рем

Т MPlfl

С-Яетервург ••Mm

Эта функция имеет минимум, который находится из уравнения

йт

/Г" \ среди 1 £3 / 1- -0)

С0 ^ среди , ^ т А к \ \ *» I!

а * 1

+ — *-- О

к0 1-Д к/к0

Решение последнего не может быть найдено аналитически, поэтому проведено численное решение, которое с достаточной точностью аппроксимируется функцией

-0.5887 „ ~ -0.4839 +0.08*АЛ

= *0*(а*)~иэйб/ *й

Г = ЛА

оптим . и

при изменении влияющих параметров в практически значимых пределах к0 = 50.. 70, Ак= 10. .30 %, 0= 10... 150 (что соответствует диапазону изменения \У=100...1000 кВт, Срем=25000 200000 рублей, Тмш= 100...730 суток, СхарИф— 0.72 руб./кВт-час).

Исходя из расчета среднесуточных затрат и формулы для нахождения топтим. получено, что экономическая эффективность (ЭкЭф) проведения предупредительного капитального ремонта с целью восстанозления гидравлического к.п.д. насоса составит (приведено к календарному году)

ЭкЭф =

С * 365 * (1 /г — 1)/Тмрп . —*1п „ =

рем 4 ; Ш + М (1-г*М/&0)

= ^рем * 365 * (1/ Топг - 1/Тшп ) +

+ £к*1п_1-Ак/к0

Ак (1 - Топт * Ак/ Тмрп * к0)Тмр"/Т°пт ■

Измеренное значение кпд насосного агрегата характеризует эффективность процесса нагнетания (перекачки) на момент и в условиях измерения (режима). Однако актуальна также задача сопоставления измеренного значения к.п.д. с паспортным (или базовым, если таковой опреде-

лен) при тех же гидравлических характеристиках сети, решение которой позволяет дифференцировать причины снижения к.п.д. (износ насоса или выход рабочей точки насоса из зоны оптимальных подач) Стандартная процедура, основанная на сравнении измеренных значений к.п.д с паспортными, представленными в виде функции от подачи (обычно аппроксимируемыми полиномами 3 или 4 степени), отличается громоздкостью и неточностью.

В связи с этим разработан обобщенный критерий и специальная процедура для сопоставления паспортного и измеренного значений к п.д., позволяющая, в конечном итоге, находить закон изменения (тренд) к.п.д во времени

В табл. 4 приведены численные значения (паспортные), а также расчетные (по паспортным данным) значения потерь мощности и соответствующего нагрева AT перекачиваемой жидкости (для насоса типа ЦНС180-1422, жидкость - пресная вода).

Из формулы определения гидравлического к п.д. термодинамическим способом получаем

1/tj = J + с* р* AT/AP.

Физический смысл последнего заключен во втором слагаемом правой части: это отношение мощности потерь на единицу создаваемого напора, при отсутствии потерь ц=\.

По данным расчетной части табл 4 (видно практическое совпадение значений 2-х последних столбцов) линейная аппроксимация дает функцию

Щ = 0,9876*(1 + c*f?AT/AP) + 0,0627

с достоверностью 0.993.

ТАБЛИЦА 4

ПАСПОРТНЫЕ И РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА ЦНС 180-1422

Паспортные данные Расчетные значения

м7ч Г),% Г^мл, КВТ Н, м АТ,°С 1+с*р*ДТ/ДР, - 1/>г -

50 37 570 1620 6,17 2,63 2,70

60 42 600 1600 4,98 2,33 2,38

70 47 640 1600 4,16 2,11 2,13

80 52 660 1600 3,40 1,91 1,92

90 56 680 1600 2,86 1,76 1,79

100 59 715 1600 2,52 1,67 1,69

110 62 750 1600 2,23 1,59 1,61

120 65 785 1600 1,97 1,53 1,54

130 67 810 1580 1,77 1,48 1,49

140 69 850 1560 1,62 1,44 1,45

150 70,5 880 1530 1,49 1,39 1,42

160 72 900 1500 1,35 1,34 1,39

170 72,5 930 1485 1,29 1,31 1,38

180 73 950 1450 1,22 1,28 1,37

190 73,5 970 1380 1,16 1,27 1,36

200 73,4 975 1330 1,11 1,26 1,36

Примечание' Расчет ДТ произведен для пресной воды, теплоемкость с=4190 кДж/кг* °С

На рис. 10,а приведены графики этой зависимости (с паспортными точками), а также и для других типоразмеров насосов серии ЦНС 180-**** (аппроксимационные формулы не приводятся); видно, что для высоконапорных насосов (свыше 10 МПа) наблюдается линейный характер рассматриваемой зависимости. Аналогичные зависимости (см. рис. 10, б) получены для низконапорных насосов (к.п.д. до 90%) МН 10000-21С- перекачка нефти

7/?7 = 1,2197*(1 + с*£РАТ/АР) - 0,8682, (величина достозерности - 0.999), и Д3200-75- перекачка пресной воды Цт] = 1,0655*(1 + с*р*АТ/АР) - 0,1070,

36

(величина достоверности - 0.998).

Таким образом, для достаточно представительного ряда рассмотрен-

¡ависимость 1/г| от1+ с"р*дТ/АР для насосов серии ЦНС180-****

ЦНС950 • ЦНС1050 ' ЦНС1185 ЦНС1422 цнс1900 ;

1+ с*р*дТ/дР,-

1,5

Зависимость 1/г) от 1 +с*р*ДТ/ДР дня низко напорных насосов МН210-10000 и Д3200-75

-0-Д3200-75 МН10000-210

1+с*р*лт/др, -

Рис 10 Зависимость обратной величины кпд от безразмерного комплекса 1+с*р*ЛТ/ДР для высоконапорных насосов серии ЦНС 180-****(а) и низконапорных насосов МН10000-210 и Д3200-75 (б)

1,005

Средни« значения относительного измене

ен|1я

0,995 -

0,985

I7 06.2003

Рис 11 Снижение гидравлического к.п д во времени (тренд) для насосов серии ЦНС 180-1422 (агр 2, БКНС 1)

ных центробежных насосов установлен линейный характер обобщенной зависимости между напором, мощностью на валу насоса, к.п.д и расходом в виде зависимости между ДТ, г], ДР, что дает возможность построения удобного критерии для проведения сравнения

измеренных значений кпд. насосов с паспортными значениями.

37

АППРОКСИМАЦИИ ДЛЯ ТРЕНДОВ

В результате про- ТАБЛИЦА 5.

веденных наблюдений ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЛИНЕЙНОЙ за темпом падения кпд. высоконапорных насосов типа ЦНС 1801422 (закачка сточных нефтепромысловых вод, характерный тренд приведен на рис. 11) и ЦНС63-1400, а также низконапорных Д3200-75 (пресная вода) получены тренды отношения измеренного к.п.д. к паспортному X в виде к --к* г + й (значения коэффициентов к и й - в табл. 5, здесь же приведено соответствие темпа падения снижению к.п.д. в пересчете на один календарный год в абсолютных процентах).

НАСОСОВ ТИПА Ц] ИС-180, ЦНС-63, Д3200

Тип насоса к, 1/сут <1,- Снижение кпд за год, %

ЦНС 180-1422 -0,00011 5,00 3,6

ЦНС 63-1400 -0,00004 2,63 1,4

Д3200-75 -0,00020 0,97 7,3

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что насосные агрегаты системы ППД НГДУ имеют повышенную виброактивность: до 10% агрегатов имеют недопустимо высокий уровень, около 30% - близкий к предельно допустимому, что отрицательно сказывается на состоянии подшипниковых опор, приводит к повышенному износу муфтовых соединений, креплений узлов агрегата между собой и т.д.

2. В результате исследования влияющих факторов установлено, что высокий уровень вибрации связан с дисбалансом ротора двигателя, ротора насоса или соединительной муфты (15...25%), некачественным устройством фундаментов или расслаблением соединений (10 . 15%), недостаточной жесткостью выкидных линий (до 10%) или несоосно-

стью валов агрегатов (30. . 65%).

3. Промысловыми исследованиями показано, что распределение температуры по высоте подшипниковой стойки подчиняется экспоненциальному закону, на основе которого разработана методика определения предварительных расцентровок при проведении центровочных работ на насосных агрегатах с целью учета «тепловой расцентровки» и получены численные значения для конкретных типов насосов и двигателей.

4. В результате промышленного эксперимента по установлению взаимосвязи между параметрами вибрации и характеристиками расцентровки насосных агрегатов установлено наличие информативных частот в спектре вибрации, на основе которой разработаны соответствующая «матрица» относительных уровней вибрации по гармоникам оборотной частоты и процедура сравнения, позволяюшая экс-прессно диагностировать тип и величину расцентровки валов агрегатов.

5. Теоретически обосновано влияние сжимаемости жидкостей на эффективность их перекачки высоконапорными многоступенчатыми насосами, получепа рекуррентная формула для определения величины проходных сечений насосов с учетом сжимаемости перекачивай-мой жидкости, позволяющая повысить эффективность процесса нагнетания

6. Разработана аппаратура и апробирована методика экспресс-определения гидравлического к.п.д. термодинамическим методом для широкого класса насосных агрегатов, показана применимость метода для насосных агрегатов системы ППД ПГДУ и насосов перекачки товарной нефти.

7. Разработаны и внедрены инструментальные средства экспресс -

39

определения технического состояния насосных агрегатов:

• контроля общего уровня и гармоник вибрации ВМС-25\50\100,

• контроля центровки и проведения центровочных работ ПЦ-1, ПЦ-2, ПЦ-3, ПЦ-4, ПЦ-5,

• расчета толщины центровочных пластин «Центр» и «Центр-5»,

• определения гидравлического к.п.д. насосов «КПДмер-1».

8. Разработан и апробирован линеаризованный критерий для оценки технического состояния насосного агрегата, позволяющий проводить корректное сравнение измеренного и паспортного к.п.д. независимо от технологического режима работы агрегата, с использованием которого установлены темпы снижения гидравлического к.п.д. для насосных агрегатов типа ЦНС180-1422, ЦНС63-1400, Д3200-75.

9. Разработана методика прогноза времени вывода в ремонт насосных агрегатов, исходящая из максимально допустимого снижения к.п д. в ходе эксплуатации, получена безразмерная формула его определения для линейного закона падения к.п.д. насосного агрегата вследствие износа.

Основные положения диссертационной работы отражены в 57 научных трудах, из них первые 15 в соответствии с Перечнем ведущих рецензируемых научных журналов и изданий ВАК РФ:

1. Галеев А.С., Султанов Б.З., Сулейманов Р.Н., Каминский С.Г. Выбор оптимального времени проведения предупредительного капитального ремонта насосов//Нефтегазовое дело.- Уфа: изд-во УГНТУ, 2001,-http://www.ogbus.ru/mashine.shtml.

2. Султанов Б.З., Сулейманов Р.Н., Каплан Л.С. К вопросу учета сжимаемости газированных жидкостей при их перекачке высоконапор-

40

ными насосами//Нефтегазовое дело,- Уфа- изд-во УГНТУ. 2001 -http://www.ogbus.ru/authors/Sulemanov/sul_2.pdf.

3. Колосов Б.В., Сулейманов Р.Н., Котович A.A. К вопросу определения гидравлического КПД центробежных насосов системы поддержания пластового давления//Нефтепромысловое дело - М.: ВНИИОЭНГ, 2001.-№10,-С. 15-18.

4. Сулейманов Р Н, Султанов Б 3 , Каплан JT С, Учет сжимаемости газированных жидкостей при их перекачке высоконапорными насосами// Нефтяное хозяйство - М.: Нефтяное хозяйство, 2003,- №4 - С. 107-109.

5. А. С. Галеев, Султанов Б.З., Сулейманов Р.Н., Каминский С.К, К вопросу выбора оптимального времени проведения предупредительного капитального ремонта насосов//Технологии ТЭК, - М.: Нефть и Капитал, 2003,-№5,-С. 14-17.

6. Сулейманов Р.Н. Методика интерпретации замеров гидравлическою КПД насосов на базе процедуры сравнения с паспортными данными// Технологии ТЭК,- М.: Нефть и Капитал, 2004 - №1.- С. 61-66.

7. Сулейманов Р.Н. К вопросу о связи к.п.д. и вибрации насосных агре-гатов//Нефтепромысловое дело,- М.. ВНИИОЭНГ, 2004 - №5 - С 3336.

8. Кантор Л.И., Левинских Б.Е., Сулейманов Р.Н. Оценка КПД центробежных насосов по нагреву перекачиваемой жидко-сти//Водоснабжение и канализация,- М.: ВСТ, 2004,- №7.- С.25-29.

9. Хусаинов С.К., Сулейманов Р.Н. Анализ эффективности работы центробежных насосов системы городских водоканалов// Водоснабжение и канализация.- М.: ВСТ, 2004,- №7,- С 21-25.

10. Султанов Б 3., Сулейманов Р.Н. Интерпретация измерений гидравлического к п.д. насосных агрегатов// Нефтяное хозяйство.- М. Нефтя-

41

ное хозяйство, 2004,- №4,- С. 95-98.

11. СулеймановРН., Филимонов О В Определение величины и характера расцентровок валов насосных агрегатов по данным измерения вибрации// Технологии ТЭК.- М.: Нефть и Капитал, 2004,- №12,- С. 64-68.

12. Бурганов И.Г., Кучербаев Ф.Ф., Сулейманов Р.Н. Опыт внедрения мониторинга вибрации агрегатов// Нефтяное хозяйство,- М.: Нефтяное хозяйство, 2005,- №1.- С.74-75.

13. Галеев А.С., Сулейманов Р.Н., Бикбулатова Г.И. К проблеме повышения эффективности работы насосных агрегатов//Технологии ТЭК,-М,- Нефть и Капитал, 2005,- №2. - С. 92-97.

14. А.С Галеев, Р.Н Сулейманов, Г И Бикбулатова. Оптимизация величины межремонтного периода насосных агрегатов// Технологии ТЭК,-М.. Нефть и Капитал, 2005,- №3.

15. Сулейманов Р Н., Филимонов О.В. Состояние фундаментов на объектах системы ППД и влияние его на вибрацию агрегатов// Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 2005.- №6,- С. 37-40.

16. Галлямов И.И., Сулейманов Р.Н. Метод вибродиагностики насосных агрегатов для закачки воды в пласт// Экспресс-инф-я. Сер. Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности.- М: ВНИИОЭНГ, 1990,- Вып.4,- С. 4-10.

17. Галлямов И.И., Сулейманов Р.Н., Крылова Г.И Обработка и анализ результатов измерений виброускорения по базе сравнения на насосных агрегатах системы ППД: тезисы XXI науч.-техн. конф- Бугуль-ма: ТатНИПИнефть, 1990.

18. Галлямов И.И., Сулейманов Р.Н,, Ханнанов М.Г. Об одном пути повышения эксплуатационной надежности насосного оборудования// Научно-технические достижения и передовой опыт: инф. сб нефт

42

промыт,- М.: ВНИИОЭНГ, 1991 - Вып.11 - С 25-27. 19. Галеев А.С., Сулейманов Р.Н. Организационные мероприятия по

* внедрению вибродиагностики в нефтедобывающей промышленно-' сти// Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений

межвуз. сб. науч. трудов,- Октябрьский: изд-во УГНТУ, 1996- С

* 101-106.

* 20. Галеев А С , Сулейманов Р Н, Филимонов О.В. Приспособление цен' тровочное// Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений межвуз. сб. науч. трудов,- Октябрьский: изд-во УГНТУ, 1996,-

| С 92.

»

I 21. Галеев А С, Сулейманов Р.Н, Филимонов О.В. Вибродиагностика

насосных агрегатов// Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений: межвуз. сб. науч. трудов,- Октябрьский: изд-во УГНТУ, 1996,-С. 110-115.

22. Галеев А С,, Сулейманов Р.Н., Камоцкий В.А. Виброметр ВМС-3// Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений, межвуз. сб науч. трудов,- Октябрьский: изд-во УГНТУ, 1996,- С. 67.

23. Сулейманов Р.Н, К вопросу выбора критерия вибрационного разрушения агрегата// Нефть и газ-97: проблемы добычи, транспорта и переработки: межвуз. сб. науч. трудов,-Уфа: УГНТУ, 1997 - С. 144-147.

* 24. Галеев А.С., Сулейманов Р.Н., Рязанцев А.В., Филимонов О.В. Виб-

родиагностика насосных агрегатов: справочное пособие,- Уфа. изд-во

1 УГНТУ, 1997,- 135 с.

*

25. Галеев А С., Сулейманов Р.Н. Филимонов О.В., Рязанцев А.В О внедрении вибродиагностики на предприятиях нефтяной отрасли // Материалы 48-й научно-техн. конференции.- Уфа. изд-во УГНТУ,1997,-С. 99.

26. Сулейманов Р.Н., А.А. Канипов, О.В. Филимонов. Вибромонитсринг

43

ПЭД и УЭЦН в условиях прокатно-ремонтного цеха электропогружных установок// Наука - производству: тез. докл XX межвуз. науч.-техн конф.- Уфа: изд-во УГНТУ,1998,- С. 113-114.

27. Сулейманов Р Н, Канипов А А, Филимонов О.В Вибромонитсринг ПЭД как средство диагностики состояния УЭЦН// Наука-производству: тез. докл XX межвуз науч -техн конф - Уфа' изд-во УГНТУД998.-С. 114-115.

28. Сулейманов PH., Канипов А.А, Филимонов О В. Измерение уровней вибрации погружных установок в условиях прокатно-ремонтного цеха// Нефть и газ: проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки- межвуз. сб. науч трудов - Уфа: изд-во УГНТУ, 1998 - С 118124.

29. Сулейманов Р Н, Камоцкий В А. Специализированный калькулятор для центровки насосных агрегатов// Наука и технология углеводородных систем' научные труды П Международного симпозиума. -Уфа- изд-во «Реактив», 2000 - Т: 2 - С. 145-146.

30. Сулейманов Р Н, Филимонов О.В. Состояние фундаментов на объектах системы ППД и влияние его на вибрацию агрегатов// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: сб. тез. докл. науч.-техн конф,- Уфа: изд-во УГНТУ,2000.- С.132-134.

31. Филимонов ОВ, Рязанцев АО, Галеев А.С., Сулейманов РН О внедрении технических средств центровки роторных машин на предприятиях России// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: сб. тез. докл. науч.-техн. конф.- Уфа: изд-во УГНТУ, 2000,- С. 150.

32. Галеев А С , Сулейманов Р.Н, Камоцкий В.А. Специализированный калькулятор// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона, сб. тез. докл. науч.-техн. конф,- Уфа: изд-во УГНТУ, 2000,- С.151.

33. Галеев А. С., Сулейманов Р.Н. Из опыта подготовки специалистов

среднего звена предприятий по вибродиагностике насосных агрегатов// Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса' тез докл. межотрасл. науч -практ конф.- Уфа: изд-во УГНТУ,2001.- С. 44-46.

« 34. Галеев АС., Султанов Б3., Сулейманов РН , Каминский С.Г К рас-

чету межремонтного периода центробежного насоса// Диагностика

* трубопроводов- тез. докл. 3-й Международ конф - М: изд-во ЗАО "Спектр", 2001,-С 49.

35. Галеев A.C., Сулейманов Р Н. Вибродиагностические приборы// Водоснабжение на рубеже столетий' тез докл науч -техн конф. "Уфа-водоканалу -100 лет",- Уфа' изд-во УГНТУ,2001 - С. 129.

36. Галеев А С , Сулейманов Р.Н Приборы и приспособления для центровки насосных агрегатов// Водоснабжение на рубеже столетий тез. докл науч-техн. конф. "Уфаводоканалу - 100 лет",- Уфа: изд-во УГНТУ,2001.-С. 130.

37. Султанов Б.З., Сулейманов Р.Н. К вопросу учета сжимаемости жидкостей в при их перекачке высоконапорными насосами// Водоснабжение на рубеже столетий: тез докл. науч.-техн. конф. "Уфаводоканалу -100 лет",- Уфа: изд-во УГНТУ,2001,- С. 143.

* 38. Галеев A.C., Султанов Б.З., Сулейманов Р.Н, Каминский С.Г. К рас-

чету межремонтного периода насосных агрегатов// Водоснабжение

? на рубеже столетий: тез. докл. науч.-техн. конф. "Уфаводоканалу -

*

100 лет",- Уфа: изд-во УГНТУ,2001.- С. 145.

39. Сулейманов Р.Н., Галеев A.C., Филимонов О.В О снижении потерь электроэнергии на кустовых насосных станциях// Севергеоэкотех-2001: межрегиональная молодежная науч. конфер.: тез. докл.- Ухта, УГТУ, 2001,-С. 89.

40. Сулейманов Р.Н., Филимонов О.В., Галеева Ф.А., Рязанцев А.О Виброакустическая диагностика насосных агрегатов,- Уфа' изд-во УГНТУ,2002.- 162 с.

41. Султанов Б.З., Сулейманов Р.Н., Филимонов О.В. Центровка насосных агрегатов с промежуточным валом// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан: сб. тез докл. науч.-техн. конф,- Уфа: БашНИПИнефть, 2002,- С. 114.

42. Султанов Б.З, Галеев А.С , Сулейманов Р.Н. К вопросу определения оптимального межремонтного периода высоконапорных насосов системы ППД// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан: сб. тез. докл. науч.-техн. конф,-Уфа: БашНИПИнефть, 2002,- С. 116.

43. Сулейманов Р.Н., Филимонов О В. О необходимости центровки агрегатов с предварительной расцентровкой// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан сб. тез. докл. науч.-техн конф - Уфа: БашНИПИнефть, 2002 - С. 118.

44. Сулейманов Р.Н., Султанов Б.З. Комплексная характеристика центробежного насоса// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан: сб. тез. докл науч -техн. конф,- Уфа: БашНИПИнефть, 2002,- С. 119.

45. Сулейманов Р.Н., Султанов Б.З. К методике сравнения измеренного и паспортного к.п.д. магистральных насосов// Диагностика трубопроводов: тез. докл. 4-й Международ, конф - С.Пб: изд-во ЗАО "Спектр", 2002.-С. 158.

46. Сулейманов Р Н., Филимонов О.В. К вопросу центровки валов насосных агрегатов, соединенных муфтой с промежуточным валом// Диагностика трубопроводов: тез. докл. 4-й Международ, конф,- С.Пб. изд-во ЗАО "Спектр", 2002,- С. 244.

47. Сулейманов Р.Н., Галеев A.C., Федотов Г. А. Методика измерения гидравлического к.п.д. насосов системы поддержания пластового давления/ РД 153-39.1-305-03.- Уфа: изд-во УГНТУ,2003.- 29 с.

48. Сулейманов Р.Н. К вопросу определения тренда к.п.д центробежных насосов// Техническая диагностика и неразрушающий контроль,- М.: РОНКТД, 2003.- http://www.td.rU/article/articleview/100/l/.

49. Сулейманов Р.Н. Вибродиагностика насосных агрегатов// Каталог дополнительных образовательных программ.- Уфа: изд-во УГНТУ,2003.- С. 20.

50. Галеев A.C., Сулейманов Р.Н., Филимонов О.В. Вопросы обслуживания насосных агрегатов системы ППД// Интервал.- Самара: изд-во "Венсис", 2003.- №2,- С. 64-66.

51. Сулейманов Р.Н., Султанов Б.З. К вопросу определения паспортных характеристик центробежных насосов// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: доклады 5-й науч.-техн. конф,- М.: РГУНГ им. И.М.Губкина, 2003.

52. Галеев A.C., Сулейманов Р.Н., Филимонов О.В. Эксплуатация насосного оборудования в нефтегазовой отрасли: учеб. пособие.-Альметьевск: АлГНИ, 2004.- 124 с.

53. Сулейманов Р.Н., Галеев A.C., Бикбулатова Г.И. Эффективность работы насосных агрегатов,- Уфа: УНТУ, 2004.- 109 с.

54. Галеев A.C., Сулейманов Р.Н., Бикбулатова Г.И.. Современные методические и технико - технологические решения в области диагностики насосных агрегатов// Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений: докл. Всерос.науч.-техн. конф,- М.: ВНИИ-нефть- ИД "Нефть и Капитал", 2004.

55. Сулейманов Р. Н., Загретдинов А.И. К вопросу сопоставления паспортного и измеренного значения к.п.д. магистральных насосов// Но-

47

воселовские чтения: материалы П Междунар. науч.-тцхы. fwhä.-Ус^а: изд-воУГНТУ,2004,-С. 17-18. "

56. Сулейманов Р.Н. Связь вибрации и гидравлического к.п.д. насосного агрегата// Сб. тез. докл. науч. сессии Альм. гос. нефт. техн. института.- Альметьевск: АлГНИ, 2004.

57. Сулейманов Р.Н., Филимонов О.В., Храмов P.A. О влиянии выкидных линий на уровень вибрации насосных агрегатов// Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения: докл. Всероссийск. науч.-техн. конф,- Уфа: изд-во УГНТУ, 2004.

РНБ Русский фонд

2006-4

13472

Подписано в печать 21 09 05 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Печ л 2 Тираж 90 экз Заказ 124

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии 450062, г Уфа, ул. Космонавтов, 1

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ДИАГНОСТИКИ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ.

1.1. Виброакустические методы. .П

1.1.1 .Акустические методы.

1.1.2. Вибрационные методы.1 *

1.2. Электромагнитные методы.

1.2.1. Магнитные методы.

1.2.2. Вихретоковый метод.

1.2.3.Электрические методы.

1.3. Тепловые (термодинамические) методы.2.

1.4. Измерение технологических параметров.

1.4.1. Измерение рабочих характеристик.

1.4.2. Измерение электрических параметров.

1.5. Измерение к.п.д. насосных агрегатов.

1.5.1. Измеряемые параметры.

1.5.2. Коэффициент полезного действия насоса.

1.6. Информационные методы.

1.7. Выводы и постановка задачи.ЪЧ

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВИБРАЦИИ И ДИАГНОСТИКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ.

2.1. Методика проведения измерений.Ь?

2.2. Аппаратурно-программное обеспечение измерений .V/

2.2.1. Датчики вибрации.

2.2.2. Приборы для измерения и хранения сигналов вибрации и программы обработки.

2.3. Алгоритмы обработки результатов.

2.3.1. Оценка состояния агрегатов по общему уровню вибрации.

2.3.2. Неисправности насосных агрегатов и их диагностирование по спектру вибрации.

2.3.2.1.Нарушения соосносности насоса и агрегата, ротора и статора.^

2.3.2.2.Дисбаланс ротора двигателя и насоса.

2.3.2.3. Дефекты муфт.

2.3.2.4.Дефекты в подшипниках.

2.3.2.5. Ослабление креплений, трещины.

2.3.2.6.Электромагнитная неисправность.

23.2.7. Гидродинамические нарушения.J5Z

2.4. Насосные агрегаты наземных объектов.

2.4.1. Насосные агрегаты системы поддержания пластового давления (ППД).

2.4.2. Насосные агрегаты системы первичной подготовки нефти (ППН).&

2.4.3. Насосные агрегаты системы городских водоканалов.

2.4.4. Насосные агрегаты системы магистральных нефтепроводов.JZ

2.4.5. Исследование состояния фундаментов агрегатов.

2.4.6. Исследование влияния обвязки агрегатов на их вибросостояние

2.4.7. Исследование влияния температурных (режимных) расцентро-вок на зиброактивность насосного оборудования.$

2.4.7.1. Неравномерность нагрева корпуса электродвигателей.

2.4.7.2. Неравномерность нагрева корпуса насоса.

2.4.7.3. Экспериментальная проверка закона распределения температуры подшипниковых стоек и щитов.

2.4.7.4. Выводы.

2.4.8. Установление связи между уровнем вибрации и величиной и видом расцентровки.95"

2.4.8.1. Тензорное представление расцентровок и соответствующих им величин виброскорости на разных частотах.

2.4.8.2. Результаты измерений.

2.4.8.3. Диагностика расцентровки при помощи измерителей общего уровня.

2.4.8.4. Диагностика расцентровки по спектральному составу вибрации.1ог

2.4.8.5. Выводы.

2.5. Погружные насосные агрегаты.10S

2.5.1. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) .■№&

2.6. Организационно-технические проблемы создания служб вибродиагностики на предприятиях.

2.7. Обсуждение результатов и выводы.

3. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ДИАГНОСТИКА

СОСТОЯНИЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ.12/

Введение.

3.1. Методика проведения измерений.

3.2. Аппаратурное обеспечение измерений.12.S

3.3. Алгоритмы обработки результатов.4Z

3.4. Насосные агрегаты наземных объектов.

3.4.1. Насосные агрегаты системы первичной подготовки нефти (ППН) .?

3.4.2. Насосные агрегаты системы поддержания давления (ППД).

3.4.3. Насосные агрегаты системы городских водоканалов.4Ч&

3.4.4. Насосные агрегаты системы магистральных нефтепроводов.

3.5.Связь между удельными затратами на закачку и разогревом жидкости.

3.6. Связь между к.п.д. и вибрацией.45?

3.1. Исследование эффективности работы насосного агрегата в зависимости от величины скольжения асинхронного электродвигателя.

3.8. Обсуждение результатов и выводы.

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И СРЕДСТВ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ

РАБОТЫ.т

4.1. Разработка приборов для экспресс-анализа спектра вибрации ВМП-50, ВМС-50\100, ВМС-25\50\100.

4.2. Разработка центровочных устройств./?<?

4.2.1. Разработка конструкций универсальных технических средств для контроля соосности и центровки валов насосных агрегатов

4.2.2. Центровка агрегатов с удлиненным промежуточным валом.

4.2.3. Разработка РД «Методика центровки валов насосных агрегатов с удлиненным промежуточным валов без разборки брандмауэрной стенки».18S

4.3. Разработка микропрограммного вычислительного устройства для расчета толщин подкладочных пластин при центровке.iJ

4.4. Разработка метода учета сжимаемости жидкости, перекачиваемой высоко напорными насосами.

4.5. Разработка измерителя гидравлического к.п.д. насосных агрегатов

4.5.1. Разработка принципиальной электрической схемы.

4.5.2. Опытно-промышленные испытания измерителя гидравлического к.п.д. насосных агрегатов типа «КПДмер-1»

4.5.3. Разработка РД «Измерение гидравлического к.п.д. насосных агрегатов системы 1111Д».

4.6. Выводы.2<?

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСТИМОГО

СНИЖЕНИЯ К.П.Д. НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ.2os

5.1. Теоретическая оценка величины оптимального межремонтного периода.

5.2. Вывод формулы для расчета экономического эффекта.НЧ

5.3 Методика сопоставления измеренных и паспортных характеристик насосных агрегатов.

5.3.1. Стандартная процедура сравнения.7.

5.3.2. Обобщенная характеристика центробежного насоса.

5.3.3. Процедура сопоставления паспортного и измеренного значения к.п.д. с использованием обобщенной характеристики.2ZS

5.3.4. Установление темпа снижения гидравлического к.п.д. насосов (тренд).ZZT

5.3.4.1. Тренд низконапорных насосов.

5.3.4.2. Тренд высоконапорных насосов системы ППД.

5.4.Выводы.1ЪЧ

Экономический спад 90-х годов отрицательно повлиял на предприятия нефтегазовой отрасли, сократив заказы на замену насосного оборудования, выработавшего свой ресурс. В то же время растут требования к надежности работы оборудования ввиду ужесточения экологического, трудового законодательства и также ввода соответствующих Правил структурами Госгортехнадзора. Однако, общепринятая система планово-предупредительных ремонтов (ПГТР) не учитывает реальные условия эксплуатации оборудования, которые могут различаться у разных агрегатов, и сопровождается заменой деталей и узлов, даже если они еще сохранили работоспособность. Известно, что наиболее эффективным методом поддержания работоспособности является контроль технического состояния объекта, обнаружение неисправностей на ранних стадиях, проведение целенаправленных работ, позволяющих устранить неисправность или вести отслеживание развития дефектов с целью недопущения аварийного состояния.

В связи с этим, к середине 90-х годов на предприятиях назрела острая необходимость диагностики состояния оборудования и перехода к обслуживанию агрегатов «по техническому состоянию» (ТС), а не по графику ППР. Однако существующие критерии оценки ТС конкретных типов оборудования неполны. То есть, для корректного внедрения методов обслуживания по ТС необходима разработка диагностических критериев по основным видам неисправностей для конкретных типов насосного оборудования, а также способов и средств диагностирования.

Это относится, в частности, к одному из наиболее широко известных методов технической диагностики, - вибродиагностике,- в применение к агрегатам нефтяной промышленности (промысловым — погружным или скважинным насосам, наземным системы поддержания пластового 6 давления (ППД) или первичной подготовки нефти (ППН)), а также магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов.

Современные системы мониторинга и диагностики машин и энергетического оборудования строятся на базе неразрушающих методов контроля и технической диагностики (НКТД).

На начальном этапе диагностирования производится определение производительности насоса, потребляемой мощности, а также приведение результатов измерений к нормальным (паспортным) условиям и сравнении текущего состояния агрегата с номинальным. В случае снижения технико-экономических показателей производится определение его причин. В частности, в условиях непрерывного роста стоимости энергоносителей и обусловленного этим неизбежного роста отпускных цен на электроэнергию, понятие «техническое состояние» должно включать, прежде всего, коэффициент полезного действия насосов (к.п.д.). Если пользоваться терминологией ППР, именно предельно допустимое значение к.п.д. должно определять величину оптимального межремонтного периода (МРП).

По разным причинам этот параметр оставался вне внимания диагностов-практиков. Главной из этих причин является отсутствие в отрасли достаточно точных и экспрессных методов определения к.п.д. агрегатов. Известный классический способ (см. ниже гл. 1.5) является громоздким, требует измерения большого количества параметров и потому не применяется даже в стационарных условиях.

Однако, несмотря на то, что информация об абсолютном значении к.п.д. насосного агрегата уникальна и представляет практический интерес, не менее важным оказывается установление скорости снижения к.п.д. (так называемый «тренд»). Получение такой зависимости позволяет оптимизировать продолжительность МРП с точки зрения минимизации 7 приведенных потерь на закачку (перекачку) 1 м3 жидкости,- в частности, при необходимости сохранения порядка обслуживания агрегатов согласно традиционного плана ППР (по соображениям технико-экономического характера).

Отсутствие стандартов на отдельные виды оборудования, в том числе, допусков на вибрацию низкооборотного оборудования также сдерживает полноценное внедрение методов технической диагностики, т.к. к агрегатам каждого типа нужен соответствующий алгоритм диагностики, способный при минимальных затратах дать максимальный эффект. По нашим данным, специального характера документы (Руководящий документ — РД или Стандарт предприятия), регламентирующие внедрение в практику основ вибродиагностики на предприятиях, имеются лишь в 2 нефтегазодобывающих объединениях страны.

Таким образом, для оценки ТС насосного оборудования необходима разработка методов и соответствующей аппаратуры диагностики (вибродиагностики), адаптированных к конкретным типам агрегатов. Необходима также разработка метода и реализующей ее аппаратуры экспрессного определения к.п.д. насосных агрегатов, а также разработка принципов установления оптимальных МРП насосного оборудования.

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промышленных исследований, посвященных разработке и обоснованию методологии, аналитического и аппаратного решения новых средств оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов, позволяющей в удобной для анализа формз представлять результаты диагностирования.

Объектом исследований диссертационной работы являются центробежные насосные агрегаты (промысловые — погружные или 8 скважинные, наземные системы поддержания пластового давления (ППД) и первичной подготовки нефти (ППН), а также магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов) в изменяющихся условиях эксплуатации, а предметом исследований - техническое состояние насосных агрегатов.

Исследования проводились в соответствии со следующими приоритетными направлениями развития науки и техники:

• комплексная научно-техническая программа Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири», утвержденная приказом № 599 от 15.10.82 г. и № 641 от 10.10.86;

• межвузовская научно-техническая программа «Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и углубленной переработки нефти и газа» (Приказ Госкомвуза России № 468 от 20.03.96);

• межвузовская научно-техническая программа «Энерго- и ресурсосберегающие технологии» П.Т.436 «Энерго- и ресурсосберегающие технологии добывающих отраслей промышленности» (Приказ Минобразования РФ № 227 от 03.11.97);

• межвузовская научно-техническая программа П.Т.467 «Технология добычи, транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (Приказ Минобразования России № 865от 03.04.98; указание №> 747-19 от 22.12.97);

• Приказ Минэнерго РФ «О проведении обязательных энергетических обследований на предприятиях и организациях» № 10 от 16.02.2001.

Таким образом, целью настоящей работы ставится:

Повышение экспрессности и эффективности диагностирования технического состояния центробежных насосных агрегатов за счет разработки новых критериев, методик и реализующей аппаратуры.

Отсюда были поставлены и решены следующие основные задачи У исследования:

1. Анализ состояния диагностики центробежных насосных агрегатов в системах нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) и магистральных нефтепродуктопроводов.

2. Исследование влияния основных факторов на техническое состояние и эффективность работы насосных агрегатов.

3. Разработка экспресс-метода определения к.п.д. центробежных насосных агрегатов.

4. Разработка средств приборной экспресс-диагностики насосных агрегатов (измерители уровня и характеристик вибрации, расцентровки, к.п.д.).

5. Разработка критерия сравнения к.п.д. насосного агрегата с паспортными значениями, не зависящего от технологического режима его работы, и построения на его основе трендов снижения к.п.д.

6. Разработка методики определения допустимого снижения к.п.д. насосного агрегата с целью установления времени вывода в ремонт.

7. Разработка нормативно-технической документации, регламентирующей применение методов и средств диагностики технического состояния насосных агрегатов.

8. Апробация и внедрение средств приборной диагностики и нормативно-технической документации на предприятиях отрасли.

Методы решения поставленных задач Построение математических моделей изучаемых процессов и их решение (численное или аналитическое).

Экспериментальные исследования в лабораторных условиях. Промышленные испытания.

Основные защищаемые положения

Технические решения и способы оценки работоспособности насосного оборудования.

Использование вибрационных параметров в качестве критериев экспресс-диагностики несоосности валов насосных агрегатов.

Использование гидравлического к.п.д. в качестве основного диагностического параметра, характеризующего техническое состояние насосного оборудования.

Использование линеаризованных характеристик насосных агрегатов для упрощения и ускорения процедуры сравнения паспортного и измеренного значений к.п.д.

Получены результаты, имеющие научную новизну:

1. Установлена зависимость уровня вибрации на гармониках оборотной частоты вращения от характеристик расцентровки насосного агрегата, позволяющая диагностировать тип и величину расцентровки по спектру вибрации.

2. Установлены основные величины (темп снижения к.п.д. и технико-экономические параметры), выведено уравнение их взаимосвязи, проведено численное решение и получена аппроксимирующая формула, позволяющие прогнозировать время вывода насосных агрегатов в ремонт.

3. Получена связь между сжимаемостью жидкостей, перекачиваемых высоконапорными многосекционными насосами, и эффективностью их работы, позволяющая рассчитать величины проходных сечений ступеней нагнетания.

4. Получен и обоснован новый линеаризованный критерий оценки технического состояния насосных агрегатов, позволяющий проводить сравнение измеренных и паспортных значений гидравлического к.п.д. насосных агрегатов независимо от технологического режима их работы.

11

5. Разработан метод интерпретации измеренных значений гидравлического к.п.д. насосных агрегатов, позволяющий установить степень его снижения во времени (тренд) в результате износа.

Следующие результаты работы представляют практическую ценность:

1. Установлены величины тепловых деформаций подшипниковых опор насосов типа ЦНС и двигателей АРМ и СТД, учитываемых для установки предварительных расцентровок при проведении центровочных работ.

2. Получена зависимость минимума приведенных потерь на закачку 1 куб. м жидкости от технико-экономических параметров и допустимого снижения к.п.д., позволяющая прогнозировать время вывода насосного агрегата в ремонт.

3. Получены оценки темпа снижения гидравлического к.п.д. некоторых типов центробежных насосных агрегатов: ЦНС180-1422, ЦНС63-1400, Д3200-75, необходимые для определения величины допустимого снижения к.п.д.

4. Предложен метод учета сжимаемости жидкости при конструировании высоконапорных многосекционных насосов, заключающийся в изменении площади сечения проходных отверстий рабочих колес.

5. Разработано приборное обеспечение, реализующее полученные критерии и методики:

5.1. виброизмерительный прибор с функцией измерения гармоник оборотной частоты вращения насосных агрегатов типа ВМС-25\50\100,

5.2. центровочные приспособления для центровки валов насосных агрегатов типа ПЦ, в том числе без разборки брандмауэрной стены,

12

5.3. микропрограммное вычислительное устройство для расчета толщины пластин при центровочных работах типа «Центр»,

5.4. автоматизированное измерительно-вычислительное устройство «КПДмер-1» для определения гидравлического к.п.д. насосных агрегатов.

6. Разработаны Руководящие документы:

6.1. по проведению измерений гидравлического к.п.д. насосных агрегатов системы ПГГД,

6.2. по проведению центровочных работ на магистральных насосах типа МН10000-210 без разборки брандмауэрной стенки.

Внедрение результатов работы Результаты работы получили следующее промышленное внедрение:

В 1995-2003 г.г. изготовлены и внедрены 45 приборов типа ВМС-25\50\100, более 100 комплектов центровочных приспособлений разных типов (ОАО «Урало-Сибирские МН», ОАО «Северо-Западные МН», ОАО «Татнефть», ОАО «АНК «Башнефть»», ОАО «Удмуртнефть», МУП «Уфаводоканал» и др.).

Изготовлены измерители гидравлического к.п.д. насосных агрегатов типа «КПДмер-1» и внедрены в ОАО «Удмуртнефть» (2 комплекта), в ОАО "Татнефть" (11 комплектов). Методика расчета оптимального межремонтного периода по данным исследований тренда к.п.д. внедрена в МУП «Уфаводоканал» в 2001 году. Руководящий документ «Методика измерения гидравлического к.п.д. насосов системы поддержания пластового давления» утвержден к использованию в ОАО «Татнефть» в 2003 году. Руководящий документ «Инструкция по проведению центровочных работ на агрегатах магистральных насосов, имеющих промвальную систему» утвержден в ОАО «Урало-Сибирские МН» в 2004 году. Методики определения технического состояния оборудования используются в учебном процессе УГНТУ (в том числе, в рамках Института повышения квалификации, Программа «Вибродиагностика насосных агрегатов») и вошли в учебные пособия.

Апробация работы

Основные положения работы были доложены и обсуждены на следующих научно-технических конференциях:

XX межвузовская научно-техническая «Наука производству».Уфа-Салават: УГНТУ, 1998 год.

Научно-техническая конференция «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона.Уфа-Октябрьский, УГНТУ, 2000 год.

Второй Международный симпозиум "Наука и технология углеводородных систем».Уфа, "Реактив", 2000 год.

3-я Международная конференция «Диагностика трубопроводов». Москва, РОНКТД, 2001 год.

Межотраслевая научно-практическая конференция «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социо-гуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса». У фа, УГНТУ, 2001 год.

Межрегиональная научная конференция "Севергеоэкотех-2001".Ухта, УГТУ, 2001 год.

Научно-техническая конференция «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан». Уфа, БашНИПИнефть, 2002 год.

4-я Международная конференция «Диагностика трубопроводов». С-Петербург, РОНКТД, 2002 год.

5-я научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».Москва, РГУНГ им. И.М.Губкина, 2003 год.

Вторая Международная научно-техническая конференция "Новоселовские чтения". У фа: УГНТУ, 2004 год.

Всеросс.н\т конф. "Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений".- Современные методические и технико технологические решения в области диагностики насосных агрегатов.М.: ВНИИнефть- ИД "Нефть и Капитал", 2004.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в 55 печатных работах, в том числе 2 учебных пособия, 2 монографии, 51 научных статей и тезисов.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и основных выводов. Работа изложена на 337 страницах машинописного текста, в том числе, содержит 48 рисунков, 56 таблиц, список литературы из 281 наименований, 45 приложений.

3. Выводы. 1. 2.

3. Процедура измерений отличается экспрессностью; на каждый замер требусчсм oj 15 до 20 минут времени

4. Мы считаем возможным рекомендовать закупку измерителя гидравлического КПД насосов "КПД-мер 1" производства Октябрьского филиала УГНТУ для всех pttcj объединения C3MH ' J

От СЗМН Главный механик А П. Новиков hupc IJ) ПС , i\E£>iLiuS*

P A . Г^

1.- V П,с 12-14

2. Рис. 1, Схема измерения к.п.д: 1 насос; 2 - электродвигатель; 3 - датчики температуры; 4 - измеритель гидравлического КПД насосов; 5 - манометры.2. Результаты измерении.

3. При помощи "Измерителя гидравлического КПД насосов" производства Октябрьского филиала УГНТУ проведены замеры гидравлического КПД насосов на 1-ШС " JfcfrMfir&taftr-'- ■." gtjMH,- см. Табл. 1.

4. А. С Галеев Старцфй научный сотрудник, кл н .Р. Н, Сулейманов1. А • С^Гсх //

5. Колосов Б.В. Определение параметров высоконап^рны^^сосЪв в рабочих условиях// PHTC Машины и нефтяное оборудование,- М. ВНИИОЭНГ, 1981 Л'г И, с 12-14.

6. Х- коэффициент, учитывающий изобарное расширение нагнетаемой жидкости, Х= 1- Рт* Тс„где pt коэффициент изобарного расширения жидкости, If С.температуры; 4 измеритель гидравлического КПД насосов, 5 - манометры.2. Результаты измерений.

7. При помощи "Измерителя гидравлического КПД насосов" проииюдства Октябрьского филиала УГНТУ проведены замеры гидравлического КПД насосов на НПС "Субхангулово" УСМН,- см. Табл. 1. ,