Разработка методов и средств оценки технического состояния центробежных насосных агрегатов

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 «Энергои ресурсосберегающие технологии» П.Т.436 «Энергои 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.

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-2 550 100,.

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

5.3. микропрограммное вычислительное устройство для 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 МН10 000−210 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-2 550 100, 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.нт конф. «Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений» .- Современные методические и технико технологические решения в области диагностики насосных агрегатов.М.: ВНИИнефтьИД «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 экспрессностьюна 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, iE?>iLiuS*.

P A. Г^.