Bez kategorii

Monitorowanie stanu technicznego poziomych agregatów pompowych z łożyskami ślizgowymi

Dr inż. Ryszard Nowicki

niezależny ekspert w zakresie systemów zabezpieczenia maszyn i urządzeń, diagnostyki stanu technicznego maszyn oraz systemów wspomagania UR na poziomie przedsiębiorstwa i koncernu.

Bazowe podejście do monitorowania agregatów pompowych jest znane od dawna. Natomiast obserwowany jest także systematyczny postęp w zakresie nadzoru stanu technicznego poczynając od standardów, poprzez możliwość zastosowania coraz lepszych i bardziej zróżnicowanych czujników, które na rzecz monitorowania stanu technicznego są wykorzystywane, kończąc na systemach, coraz częściej nadbudowanych także o system diagnostyki. Wymienione zmiany każą dokonać okresowego podsumowania w zakresie dostępnych technik i metodologii.

Od dawna, i powszechnie wiadomo, że nadzór stanu technicznego pomp prowadzi do:

  • wydłużenia ich żywotności,
  • wydłużenia okresów międzyremontowych,
  • minimalizacji liczby nieplanowanych przestojów,
  •  zwiększenia efektywności napraw tak poprzez skrócenie ich czasu, jak i poprawienia jakości,
  • redukcji nakładów na utrzymanie ruchu (UR),
  • maksymalizacji wydajności pracy,
  • zwiększenia bezpieczeństwa systemu produkcyjnego.

Za potrzebą okresowego podsumowania w zakre­sie dostępnych technik i metodologii przemawiają dwa fakty. Wciąż generowane są SIWZy, w których formu­łowane są wymagania sprzeczne z zasadami najlepszej praktyki [4]. W konsekwencji niepoprawnych zapisów wdrażane są systemy nadzoru, które nadzorują stan techniczny pompy w sposób marginalny, bowiem koncentrują się na drugoplanowych problemach technicznych. Równolegle pojawiają się publikacje internetowe, preferujące rozwiązania techniczne, które bądź to pisane są przez ignorantów (bowiem nie przystają do standardów), bądź też są ukierunkowane na promocję jakiegoś konkretnego rozwiązania technicznego, przedstawianego jako panaceum na wszystko, co również jest dalekie od prawdy.

Pompy posiadają zróżnicowaną konstrukcję, co może istotnie rzutować na zróżnicowanie najlepszego sposób nadzoru ich stanu technicznego. Agregat pompowy może również posiadać różne komponenty i może funkcjonować w zróżnicowany sposób, co również będzie wpływać na zróżnicowanie w optymalnym skonfigurowaniu systemu monitorowania i zabezpieczeń. Ponadto pompa może stanowić różne zagrożenie dla środowiska. Fakt ten również winien znaleźć swoje odzwierciedlenie w zaawansowaniu wykorzystywanego systemu nadzoru.

O jakości systemu nadzoru w pierwszym rzędzie decyduje poprawność doboru i zainstalowania czujników. Jeśli na etapie projektowania i wdrażania systemu monitorowania i zabezpieczeń zostaną popełnione błędy, to nie ma możliwości ich późniejszego skory­gowania poprzez taką czy inną konfigurację systemu zabezpieczeń. Także rozszerzenie tego systemu o za­instalowanie nad nim jakiegoś systemu diagnostyki, celem lepszego wspomagania UR, będzie tym bardziej wątpliwe, im dane, mające mówić o stanie technicz­nym, są bardziej iluzoryczne: szum informacyjny na wejściu do systemu diagnostyki nie może się transfor­mować w informację użyteczną dla służb UR.

Podstawowa różnica konstrukcyjna, wpływająca na kształt systemu monitorowania, to rodzaj wykorzystywanych łożysk: toczne lub ślizgowe, a podstawowe zróżnicowanie w pracy agregatu, które w nim także winno znaleźć odzwierciedlenie, to prędkość obrotowa wirnika: stała lub zmienna. Typowo pompy z łożyskami ślizgowymi są agregatami bardziej krytycznymi niż pompy z łożyskami tocznymi, natomiast agregaty pompowe pracujące ze zmienną prędkością wirników, stawiają większe wymagania przed systemem nadzoru niż pompy z napędem stało-prędkościowym.

Tab. 1. W krajach wysoko rozwiniętych jest wykorzystywane zróżnicowane podejście do nadzoru stanu technicznego pomp o różnej ważności 

Standardy

Dwie grupy standardów wypowiadają się szerzej na temat nadzoru drganiowego pomp: ISO i API. Standardy ISO w kręgach specjalistów zajmujących się nadzorem stanu technicznego maszyn są znane przede wszystkim od strony nadzoru drganiowego. W sposób dość ogólny wypowiadają się na temat miejsca lokalizacji czujników, natomiast dla różnych zestawów pompowych określają limity dopuszczalnych drgań (przede wszystkim sejsmicznych) [1], [2]1,2. Standard ISO dedykowany pompom, podobnie jak szereg innych standardów ISO dedykowanych różnym innym maszynom, przy określaniu dopuszczalnych poziomów drgań bazuje na podejściu statystycznym. Podejście statystyczne mogło być bez problemów zastosowane dla pomp o stosunkowo niewielkich mocach (kilka – dziesiąt – kilkaset [kW]) z tego względu, że pompy te są bardzo rozpowszechnione. W konsekwencji podejście bazujące na pomiarach drgań sejsmicznych bardzo dobrze odzwierciedla stan techniczny takich pomp. Zauważmy, że w zdecydowanej większości przypadków pompy o mocy poniżej 1 [MW] są łożyskowane tocznie.

American Petroleum Institute (API) koncentruje się na zróżnicowanej problematyce dotyczącej produkcji w obszarze O&G (orzecznictwo, badania i statystyki, normalizacja, certyfikacja, edukacja), w tym także na maszynach, które w tym obszarze są wykorzystywane. W pierwszej kolejności uwaga Instytutu była skierowana na ten majątek produkcyjny, który był najbardziej krytyczny dla realizowanego systemu produkcyjnego. Tak więc w sferze jego zainteresowania pozostawały i pozostają maszyny (np. sprężarki, pompy [6]3,4 turbiny), ich detale konstrukcyjne (np. łożyska, sprzęgła, uszczelnienia [7]), a także systemy nadzoru stanu technicznego (np. pomiary drgań, położenia, temperatury, obrotów). W tym ostatnim przypadku standardy nie wypowiadają się najczęściej bardzo szczegółowo na temat limitów dla dopuszczalnych wartości granicznych, a koncentrują przede wszystkim na najlepszych praktykach nadzoru stanu technicznego, poczynając od poprawności przygotowania maszyn do instalacji czujników, kończąc na wytycznych na okoliczność rodzaju stosowanych czujników oraz poprawności ich montażu na maszynach, a także sposobie dostarczenia sygnałów do systemów monitorowania i zabezpieczeń, a następnie komunikowania się tych ostatnich z nadrzędnymi systemami zabezpieczenia maszyn i instalacji. Ze względu na powszechnie uznany wysoki poziom merytoryczny standardu [6] jest on często przywoływany na świecie, także w branżach poza obszarem O&G.

API dzieli się na pewną liczbę komitetów, a te z kolei na podkomitety. W tej drogiej grupie znajdują się m.in.:

  • Subcommittee on Instruments and Control Sys¬tems, czyli podkomitet ds. przyrządów i systemów sterowania;
  • Subcommittee on Mechanical Equipment, czyli podkomitet ds. wyposażenia mechanicznego.

Mogłoby się wydawać, że to właśnie pierwszemu z wymienionych winno być dedykowane zadanie związane z instrumentalizacją wymaganą na rzecz systemów monitorowania i zabezpieczeń. W rzeczywistości jednak zadanie to zostało przydzielone podkomitetowi ds. wyposażenia mechanicznego. To mechanicy odpowiedzialni za zróżnicowany majątek produkcyjny (w tym także pompy), winni wiedzieć w pierwszej kolejności, jakie techniki powinny być na okoliczność ich nadzoru wykorzystywane oraz jakie metody akwizycji sygnałów (tzn. symptomów stanu technicznego) winny być najlepsze dla systemów monitorowania i zabezpieczeń. Wynikiem prac tego podkomitetu jest standard [5], który obowiązuje aktualnie w jego 5-ej już rewizji. Standard ten co kilka – kilkanaście lat podlega poważnej rewizji rozszerzającej.

Rys.1. Zróżnicowanie łożysk ślizgowych pomp wpływające na instalację czujników systemu monitorowania stanu technicznego 

Degradacja stanu technicznego

Monitorowanie węzłów łożyskowych agregatów pompowych jest realizowane pierwszoplanowo w oparciu o pomiary drgań i temperatury, bowiem mechanizm pogorszenia stanu technicznego łożysk ślizgowych przebiega następująco:

  • pierwotną przyczyną pogorszenia stanu technicznego może być np.: w filmie zachodzi zmiana lepkości, nastąpił znaczący wzrost drgań względnych, do węzła łożyskowego nie dopływa wymagana ilość oleju, olej nie posiada wymaganej czystości;
  • w konsekwencji następuje wzrost temperatury oleju;
  • w przypadku drgań względnych większych niż luz promieniowy pomniejszony o mimośrodowość położenia czopa w łożysku, dochodzi do przytarć powodujących pogorszenie czystości oleju oraz lokalnego wzrostu temperatury panwi/segmentu łożyska;
  • wzrost temperatury oleju powoduje wzrost temperatury stopu łożyskowego;
  • ten wzrost temperatury powoduje najpierw osłabienie przylegania wylewki (jeśli stosowana) i następnie odwarstwianie stopu łożyskowego;
  • połączony efekt wzrostu obciążenia i podwyższona temperatura powoduje przycieranie;
  • dochodzi do poważnego uszkodzenia łożyska.

Innymi powodami wzrostu drgań, z przyczyn leżących po stronie pompy, mogą być: niewyważenie, nieosiowość, niestabilności przepływu medium powodowane pracą daleką od punktu BEP. Przyczyna wzrostu drgań może leżeć także po stronie instalacji współpracującej z pompą. Czasami podwyższony poziom drgań powoduje praca innych maszyn znajdujących się w niedalekiej odległości od pompy.

Doskonałym wykładnikiem stanu technicznego pompy są jej uszczelnienia. Wymagają bardzo starannego montażu i zapewnienia czystości współpracujących powierzchni. Kultura techniczna jest także wymagana przy działaniu mechaników np. na okoliczność montażu i demontażu sprzęgieł. Prowadzenie działań „na siłę” może doprowadzić do uszkodzeń uszczelnień. Drgania podzespołów pompy będą prowadzić do przyspieszonego ich zużywania się. Zabójcza dla uszczelnień będzie także praca w warunkach suchobiegu (co zdarza się pompom ssącym i głębinowym). Praca na sucho przez ok. pół minuty może doprowadzić do szoku termicznego i w jego konsekwencji do pęknięcia pierścienia.

Nie tylko błędy montażowe, ale także naruszanie procedur rozruchowych agregatów pompowych może prowadzić do odstawień awaryjnych. W ich konsekwencji może z czasem dojść do ukręcenia wału, uszkodzeń uszczelnień i skrócenia żywotności łożysk.

W dalszej części artykułu omówiono współcześnie obowiązujące zasady poprawności instalacji czujników umożliwiających realizację jakościowo możliwie najlepszych pomiarów dla sygnałów pozyskiwanych z różnych czujników. W szeregu przypadków agregatów pompowych pracujących w kraju (łącznie z tymi najnowszymi) opisane poniżej zasady są mniej lub bardziej naruszone.

Pomiary wykorzystywane w nadzorze stanu

Następujące pomiary i metodyki bywają wykorzystywane w nadzorze stanu technicznego agregatów pompowych:

  • ruch czopów (tzn. ich drgania względne oraz położenie),
  • drgania sejsmiczne elementów agregatu,
  • położenie osiowe wirnika (ważne w przypadku łożysk oporowych),
  • temperatury (łożysk, medium, uzwójeń,…),
  • obroty wirnika,
  • ciśnienie pompowanego medium (statyczne oraz jego pulsacje),
  • w przypadku napędów elektrycznych: prąd i napięcie (tak statyczne, jak i „dynamiczne”),
  • poprawność działania uszczelnień,
  • parametry procesowe umożliwiające (i) rozpoznawanie anomalii, (ii) ocenę sprawności termodynamicznej,
  • ekscentryczność wirnika (co może być ważne w przypadku „pomp gorących”),
  • drgania skrętne (co może być ważne w przypadku agregatów z napędem VFD wykorzystujących przekładnie zębate lub mających niepoprawnie dobrane sprzęgła).

Pomiary te mogą mieć różne znaczenie dla poprawności i rzetelności oceny stanu technicznego w przypadku agregatów mających różną specyfikę konstrukcyjną i działania. W kolejnych punktach omówione zostaną zasady najlepszej praktyki wdrożenia poszczególnych elementów systemu nadzoru.

Zróżnicowanie nośnych węzłów łożyskowych

Łożyska ślizgowe mogą mieć różną konstrukcję (półpanewki, łożyska segmentowe,…), natomiast z punktu widzenia systemów monitorowania stanu technicznego pomp i ich napędów najważniejszy jest stosunek „L/D”, gdzie L jest długością łożyska, a D jego średnicą – tak jak to pokazano w [5].

Wartość tego stosunku przypisuje łożyska do dwóch różnych grup (przypis 5). Dla obu obowiązują nieco różne wymagania w zakresie instalacji czujników temperatury i drgań.

Łożyska są instalowane w przeważającej większości pomp w węzłach łożyskowych, które są zintegrowane z ich korpusami. O wyborze preferowanej formy monitorowania będzie m.in. istotnie współdecydować współczynnik α = ks/kŁ będący stosunkiem sztywności dynamicznej węzła łożyskowego ks do sztywności dynamicznej zastosowanego w węźle łożyskowym łożyska kŁ. Stosunek tych sztywności α współdecyduje o rodzaju pierwszoplanowo wymaganego sposobu monitorowania drgań i w konsekwencji o rodzajach czujników drgań, które winny być uwzględnione przy projektowaniu systemu monitorowania.

W przypadku:

  • α > 1 winny być monitorowane głównie drgania względne wirnika;
  • α < 1 można myśleć o ograniczeniu się do monitorowania drgań sejsmicznych, natomiast dla
  • α w przedziale <0,2….5> należy się liczyć z potrzebą monitorowania drgań absolutnych wirnika.

Monitorowanie temperatury stopu łożyska nośnego

Monitorowanie temperatury stopu łożyskowego winno być realizowane w różny sposób dla łożysk krótkich oraz długich. W pierwszym przypadku wy­starczający jest pomiar w pojedynczej płaszczyźnie pomiarowej, tak jak to pokazano z prawej strony rys. 2. W przypadku łożysk długich standard [5] zaleca pomiar w dwóch płaszczyznach pomiarowych.

Rys. 2. Zasady instalowania czujników temperatury metalu łożyska 

W agregatach pompowych mogą występować zarówno krótkie, jak i długie łożyska ślizgowe. Dla takich łożysk w maszyn używanych w obszarze O&G standard [5] wymaga, aby b=0,25L i w przypadku niewielkich gabarytowo łożysk może być to warunek już trudny do spełnienia. Natomiast w przypadku długich łożysk pomp o większych mocach, dla których łożyska ze względów oczywistych są gabarytowo dużo większe, można sobie pozwolić na „b” nawet znacząco mniejsze niż 25% L. Zwiększenie odległości między obydwoma płaszczyznami pomiarów temperatury prowadzi do zwiększenia wrażliwości na zróżnicowanie wartości temperatury w obu płaszczyznach, co będzie miało miejsce przy braku równoległości osi łożyska oraz osi czopa.

Standard [5] podkreśla ważność takiego ulokowania czujnika w łożysku, aby droga propagacji ciepła (od punktu hipotetycznego przytarcia między czopem a łożyskiem) do czujnika temperatury była możliwie najkrótsza. Przekłada się to na wymóg kierunkowego zlokalizowania czujnika oraz znajdowanie się jego sensora możliwie blisko warstwy stopu łożyskowego.

Na rys. 2 pokazano kierunek obrotów czopa (w) i kierunek odchylenia kątowego od pionu otworu, w którym umieszczony jest czujnik temperatury. Kierunek odchylenia od pionu odpowiada kierunkowi obrotów wirnika. Kierunek ten winien określać statystycznie oczekiwaną najcieńszą warstwę filmu olejowego dla współpracującej pary czop-łożysko, bowiem dla tego kierunku zerwanie filmu jest najbardziej prawdopodobne. Zabezpieczenia temperaturowe łożysk mają ustrzec agregat pompowy na okoliczność pracy w warunkach tarcia suchego między powierzchnią czopa a powierzchnią łożyska. Zainstalowanie czujnika temperatury daleko od stopu łożyskowego prowadzi do wydłużenia drogi propagacji ciepła i w konsekwencji do zwiększenia stałej czasowej pomiaru oraz do opóźnienia zadziałania zabezpieczeń.

Zauważmy jednak, że nawet w przypadku naj­bardziej poprawnej instalacji czujnika w łożysku rozpoznanie faktu przycierania przez system moni­torowania może mieć miejsce z różnym opóźnieniem czasowym. To opóźnienie będzie tym większe, im miejsc, w którym dochodzi do przytarcia kierunkowo różni się bardziej od kierunku, na którym zainstalowany jest czujnik. Takie przypadki przytarć mogą być spowodowane nietypowymi przeciążeniami promieniowymi.

Standard [5] formułuje wymóg na okoliczność punktowego pomiaru temperatury w odległości aMIN=0,8 mm od tylnej warstwy stopu łożyskowego. Natomiast warto rozważyć możliwość zmniejszenia tej odległości tak dalece, jak długo nie będzie to skutkować w zakłóceniu poprawności pracy łożyska prowadząc m.in. do przyspieszonego odwarstwienia stopu. Zmniejszenie aMIN przyczynia się do zmniejszenia bezwładności pomiaru.

W końcu standard [5] formułuje wymóg odnośnie rodzaju czujnika temperatury i sposobu jego mocowania. W szeregu aplikacji miast czujników prowadzących pomiar punktowo są wykorzystywane czujniki płaszczowe, których stosowanie skutkuje w zdecydowanie większej bezwładności czasowej pomiaru.

Błędem jest również swobodne włożenie czujnika temperatury do przygotowanego dla niego otworu w łożysku. Takie rozwiązanie jest tym bardziej niepo­prawne, im wyższa może być temperatura pompowa­nego medium. Powtarzające się procesy nagrzewania i schładzania prowadzą do pogorszenia kontaktu czujnika ze ścianką otworu, co w przypadku braku jego sprężystego mocowania skutkuje wzrostem stałej czasowej pomiaru. Dla zapewnienia lepszej powtarzal­ności pomiarów, standard [5] wymaga mocowania czujnika z pomocą sprężyny dociskającej go do dna otworu.

Sformułowane zasady monitorowania temperatury metalu łożyska są w takim samym stopniu obowiązujące dla pompy, jej napędu (turbina, silnik), a także większości przekładni. Jakkolwiek w przypadku przekładni winna być dodatkowo przeprowadzona analiza sposobu kierunkowego obciążenia jej węzłów w warunkach roboczych.

Dokładnie takie same reguły jak opisane powyżej dla łożysk ślizgowych, obowiązują dla węzłów przekładni zębatych (yide punkt 6.1.9.1.4 standardu [5]). Natomiast [5] oględnie wypowiada się co do lokalizacji punktów największego obciążenia łożysk przekładni. W [11] omówiono siły działające w łożyskach ślizgowych oraz zmianę położenia czopów w różnych warunkach pracy maszyny. Na rys. 3 pokazano zróżnicowanie obciążenia przekładni (z wałami poziomymi) w zależności od jej rodzaju (reduktor lub przekładnia przyspieszająca) oraz kierunku obrotu wałów. Pokazane na rysunku maksymalne obciążenie winno być uwzględniane przy wyborze miejsc pomiarów temperatury w łożyskach. Jak widać, w każdej przekładni zębatej, to największe obciążenie (w kierunku którego winien być prowadzany pomiar) będzie zorientowane, w zależności od wału, na dolną lub na górną pół- panewkę i należy raczej wykluczyć możliwość, aby zachodziło ono dla wszystkich łożysk przekładni na tym samym kierunku.

Rys. 3. Oczekiwane kierunki największego obciążenia łożysk (pokazane czerwonymi strzałkami) w zależności od typu przekładni oraz kierunku obrotów wału (pokazany czarnymi strzałkami)

Przekładnie zębate wykorzystują dość często długie łożyska ślizgowe, dla których stosunek L/D może prze­kraczać nawet 1,2. Tak więc, zgodnie z podanymi wcze­śniej zasadami, nadzór temperatury nie tylko winien być prowadzony na kierunku kątowym maksymalnego obciążenia każdego łożysk, ale pomiary te winny być wykonywane w dwóch płaszczyznach pomiarowych, tak jak to pokazano na rys. 2. Może się zdarzyć, że między napędem a pompą jest wykorzystywane sprzęgło lub przekładnia hydrokinetyczna. W takim przypadku monitorowanie temperaturowe jej węzłów łożyskowych winno być realizowane analogicznie do omówionych wyżej zasad [przypis 6].

Monitorowanie temperatury oleju

Oprócz monitorowania temperatury metalu łożysk, ważnym pomiarem dla oceny poprawności pracy węzłów łożyskowych agregatu pompowego jest także pomiar temperatury oleju – przede wszystkim na spływie z łożysk. Pomiar taki winien być prowadzony indywidualnie dla każdego węzła łożyskowego. Celem tego pomiaru jest nie tyle zaobserwowanie podwyższenia temperatury oleju jako konsekwencji zwiększonego oddziaływania dynamicznego czopa na łożysko (i ewentualnie chwilowego zerwania filmu olejowego), o ile zaobserwowanie zwiększenia temperatury wskutek niewystarczającego podania oleju do łożyska. Taka usterka może wpłynąć na zakłócenie poprawności jego pracy, a pogorszone chłodzenie może skutkować podwyższeniem temperatury węzła i w konsekwencji skróceniem jego żywotności. Problematyka monitorowania oleju OnLine, szerzej niż tylko z punktu widzenia zmiany temperatury, zostanie omówiona w kolejnej części artykułu.

Monitorowanie temperatury uzwojeń silnika

Jeśli napędem agregatu pompowego jest silnik elektryczny, to dodatkowo winna być mierzona temperatura uzwojeń. W przypadku silników trójfazowych każda faza powinna być wyposażona w dwa czujniki temperatury (jeden na początku uzwojenia, a drugi na jego końcu). Takie wymaganie formułowane jest przez standard [5].

Dla zabezpieczenia cieplnego stojana, w zakresie pomiaru temperatur, bywają również wykorzystywane termistory (które w odróżnieniu od czujników typu RTD i TC posiadają mocno nieliniową charakterystykę). Są one wystarczające dla zabezpieczenia silnika w przypadku agregatów objętych prewencyjnym utrzymaniem ruchu i wtedy winny być podłączone bezpośrednio do jego systemu monitorowania i zabezpieczeń. Natomiast jeśli producent silnika dla jego zabezpieczenia stosuje termistory, a agregat napędzany tym silnikiem ma być objęty utrzymaniem ruchu bazującym na stanie technicznym, to należy się domagać wyposażenia silnika dodatkowo w czujniki temperatury uzwojeń, takie jak wymagane przez standard [5], a więc charakteryzujące się liniowością. Czujniki takie umożliwiają śledzenie zmian temperatury stojana, a wiec umożliwiają UR bazujące na zmianie stanu technicznego, a ich włączenie do zintegrowanego systemu monitorowania drganiowo-temperaturowego zapewnia redundantne zabezpieczenie silnika, dzięki informacji z przekaźników o wystąpieniu wzrostu temperatury uzwojeń, przekraczającym jego wartość graniczną.

Monitorowanie ruchu pary czop-łożysko

Monitorowanie wzajemnego położenia pary czop-łożysko realizowane jest z pomocą czujników zbliżeniowych umocowanych w węźle łożyskowym. Czujniki zbliżeniowe umożliwiają pomiar zarówno drgań, jak i położenia.

O preferowanym rodzaju wykorzystywanych w systemie monitorowania czujników drgań winna decydować wartość współczynnika α. Hipotetycznie można się liczyć z następującymi scenariuszami: (i) mogą być stosowane jedynie zbliżeniowe czujniki drgań, (ii) jedynie czujniki sejsmiczne lub (iii) celowym jest stosowane obu rodzajów wymienionych czujników.

Samodzielne wykorzystanie czujników zbliże­niowych ma miejsce w przypadku wystarczająco sztywnych węzłów łożyskowych (tzn. w większości przypadków, bowiem w większości przypadków agre­gaty pompowe mają węzły łożyskowe zintegrowane z korpusem maszyny). W celu pomiarów ruchu wału, w każdym węźle łożyskowym są wykorzystywane dwa czujniki zbliżeniowe zorientowane wzajemnie prostopadle (czujniki XY) w płaszczyźnie prostopadłej do osi wału. Najczęściej czujniki są ukierunkowane ±45° od pionu (nie jest to zorientowanie obligatoryjne i np. w przypadku przekładni zębatych można się często z innym spotkać). W każdym przypadku najlepszym miejscem do mocowania czujników jest łożysko i z jego pozycji obserwowany jest przez czujniki wał. Natomiast ze względów praktycznych mocowanie czujników jest często wykonane do węzła łożyskowego, w którym jest ono zamocowane, co jest możliwe w przypadku wystarczająco wysokiej sztywności tego węzła.

Mocowanie czujników poprzez węzeł ułatwia ich montaż i demontaż. W skrajnym przypadku wymianę czujnika można przeprowadzić nawet na pracującym agregacie. Para takich czujników XY została pokazana na rys. 4 z pomocą żółtej elipsy.

Rys. 4. Obudowy ochronne czujników zbliżeniowych zainstalowanych w węźle łożyskowym pompy

Pamiętając o tym, że wiroprądowe czujniki zbliżeniowe współpracują z wałem, wymagane jest zapewnienie przygotowania ścieżek pomiarowych w taki sposób, który zapewni dostatecznie niski poziom zaszumienia sygnału. Charakterystyczny szum towarzyszący wiroprądowym pomiarom zbliżeniowym zwany jest w piśmiennictwie angielskim runoutem (czasem także glitchem). W przypadku nowych agregatów pompowych inwestor winien sprecyzować wymagania na maksymalnie dopuszczalny poziom tego szumu oraz winien domagać się certyfikatów dla wszystkich ścieżek pomiarowych (certyfikaty powinny zawierać charakterystyki runoutu). W przypadku instalowania czujników na agregatach, które wcześniej nie były wyposażone w pomiary wiroprądowe, należy na nich zainstalować pomiary w takim stanie, w jakim agregat jest, a następnie, w trakcie prowadzenia jego remontu, jeśli poziom runoutu okazał się za wysoki, przeprowadzić legalizację ścieżek pomiarowych i domagać się certyfikatów dla każdej z nich.

Pomiary prędkości drgań

Pomocniczo na pompach i ich napędach może być przydatnym zainstalowanie sejsmicznych czujników prędkości drgań. O ile czujniki zbliżeniowe informują przede wszystkim o niesprawnościach agregatu, o tyle czujniki sejsmiczne w pierwszej kolejności pomagają rozpoznać nieprawidłowości w jego pracy powodo­wane przez podłączone do pompy (i turbiny – jeśli jest stosowana) rurociągi, uszkodzenia fundamentu lub konstrukcji wsporczej, na której ustawiony jest agregat etc. Każdy węzeł łożyskowy pompy winien być wyposażony w dwa takie czujniki usytuowane wzajemnie prostopadle [przypis7].

W tym celu mogą być wykorzystywane bądź to czujniki drgań typu indukcyjnego, bądź też czujniki typu „piezo-prędkościowego”, bowiem na rzecz oceny stanu technicznego z pomocą czujników sejsmicznych wykorzystuje się pomiary prędkości drgań. Czujniki indukcyjne są najczęściej czujnikami typu pasywne­go, tzn. generują sygnał i nie potrzebują zasilania. Czujniki typu piezo-prędkościowego są czujnikami piezoelektrycznymi (a więc ich sensor generuje sygnał przyspieszeń drgań), posiadającymi wbudowany we­wnątrz korpusu czujnika układ całkujący i w związku z tym na ich wyjściu z czujnika dostępny jest sygnał prędkości drgań. Z punktu widzenia fizyki, miejsce lokalizacji elementu całkującego (bezpośrednio w czujniku i dostarczanie do systemu monitorowania sygnału prędkości drgań czy też w systemie monitoro­wania, do którego jest dostarczony z czujnika sygnał przyspieszeń drgań, który następnie podlega w tym systemie całkowaniu do sygnału prędkości drgań) nie ma większego znaczenia. W praktyce lepiej jest jednak realizować całkowanie sygnału bezpośrednio w czujniku, bowiem sygnał prędkości drgań jest mniej podatny na zakłócenia w trakcie jego transmisji poprzez kable sygnałowe do systemu monitorowania niż ma to miejsce w przypadku sygnału przyspieszeń drgań. Obydwa typy czujników sejsmicznych mają swoje plusy i minusy, które zostały omówione w [12].

W przypadkach, w których agregat pompowy posiada jakieś węzły łożyskowe niewystarczająco sztywne, lub takie, które mogą utracić sztywność na którymś kierunku po jakimś czasie użytkowania agregatu (także w kilka lat po uruchomieniu), należy je wyposażać w obydwa typy czujników drgań, tzn. wiroprądowe czujniki drgań względnych oraz sejsmiczne czujniki drgań węzłów łożyskowych.

Czujniki sejsmiczne były instalowane w przeszłości najczęściej na kierunkach pionowym i poziomym. W świetle najnowszych standardów drganiowych ISO zaleca się odejście od tej tradycji i mocowanie sejsmicznych czujników prędkości drgań na tych samych kierunkach, na których są zainstalowane czujniki zbliżeniowe (czyli współosiowo).

Pomiary przyspieszeń drgań

Oprócz sejsmicznych czujników prędkości drgań dla agregatu pompowego może wystąpić potrzeba prowadzenia pomiarów przyspieszeń drgań. Sytuacja taka ma miejsce w przypadku:

  • wykorzystywania przekładni zębatej między napędem a pompą; dla przekładni o wałach rów­noległych standard [5] zaleca instalację czujnika typu akcelerometrycznego [przypis8] po jednym na każdym boku przekładni. Stosowanie tych czujników jest pomocne w lepszym monitorowaniu stanu technicznego przekładni, bowiem pasmo pracy czujników zbliżeniowych (typowo do 7… 10 kHz) nie gwarantuje wystarczająco dobrej indykacji zmian składowych drgań charakterystycznych dla częstotliwości zazębienia fz oraz jej harmoniki 2*fz;
  • zastosowanie nadzoru stanu dla przekładni planetarnych;
  • chęci rozpoznawania kawitacji z pomocą wykorzystywania sygnału drgań; w takim przypadku czujnik akcelerometryczne winien być zainstalowany na korpusie pompy po stronie ssania.

Znacznik fazy – pomiar pomocniczy

Samodzielnie czujniki drgań pozwalają na pomiar sumarycznego poziomu drgań, a ewentualne niektóre dalsze analizy są możliwe w przypadku zastosowania systemu diagnostyki. Natomiast dla diagnostyki agre­gatów pompowych, oprócz sygnałów z czujników drgań i położeń, niezbędny jest jeden sygnał więcej. Jest on pozyskiwany z czujnika znacznika fazy (tzw. Keyphasor®). Sygnał znacznika fazy umożliwia nie tyl­ko określanie zależności fazowych między sygnałami drgań generowanymi w różnych węzłach łożyskowych przez różne czujniki drgań, ale także realizację pewnych dodatkowych i ważnych dla diagnostyki pomiarów już na poziomie systemu monitorowania i zabezpieczeń, a mianowicie: wyznaczanie wektorów drgań NX z po­mocą filtrów śledzących, które dzięki znacznikowi fazy ulegają przestrojeniu stosownie do zmieniających się obrotów wirnika, pomiaru SMAX9, pomiaru NOT(1X), a także znacznie wspomaga działanie systemu diagno­styki. Jedną z bardzo podstawowych funkcjonalności diagnostycznych jest indykacja znacznika fazy dla analiz orbity (czyli dynamicznego ruchu wirnika), co zostało pokazane przykładowo dla dwóch łożysk wirnika pompy na rys. 5.

Rys. 5. Analiza orbity z widocznym znacznikiem fazy dla dwóch łożysk pompy

Dla agregatu pompowego niezbędne jest stosowanie:

  • pojedynczego znacznika fazy w przypadku pompy zasprzęglonej bezpośrednio z napędem,
  • dwóch znaczników fazy w przypadku, w którym między napędem a pompą znajduje się dodatkowo przekładnia.

Dla pojedynczego ciągu wirników, znacznik fazy winien znajdować się raczej na wale napędowym tego ciągu (tzn. na wale turbiny, silnika, wyjściowym przekładni). Natomiast niektórzy profesjonalni producenci pomp, przygotowując je do instalacji czujników zbliżeniowych celem realizacji pomiarów XY, przygotowują je także do instalacji znacznika fazy.

Informacyjny pomiar prędkości obrotowej wirnika pompy

W niektórych systemach monitorowania i zabezpieczeń funkcjonalność znacznika fazy jest możliwa do zrealizowania nie tylko z pomocą specjalizowanego modułu akwizycji fazy, ale także z pomocą monitora tachometrycznego. Monitor tachometryczny umożliwia wypracowywanie informacji o bieżących obrotach wirnika, z dokładnością wystarczającą dla szeregu sterowań. W ten sposób można uzyskać informację o rzeczywistej prędkości obrotowej wirnika:

  • turbiny – pomiar taki może być wykorzystywany do sterowania np. podaniem oleju lewarowego;
  • silnika sterowanego VFD – umożliwia sprawdzanie kiedy prędkość wysterowana przez VFD jest w rzeczywistości uzyskiwana przez wirnik silnika;
  • wirnika wyjściowego z przekładni – tzn. wirnika, z którym zasprzęglona jest pompa.

W szeregu przypadków VFD wymaga sygnału zwrotnego z napędu informującego o rzeczywistej prędkości obrotowej wirnika silnika celem realizowania poprawnego sterowania pracą agregatu. W tym celu są typowo wykorzystywane prądniczki tachometryczne. W przypadku, w którym pompa posiada napęd VFD i jest wyposażona w system monitorowania, można wykorzystać dodatkowo tachometr z systemu monitorowania stanu technicznego (współpracujący z czujnikiem znacznika fazy) w celu przekazywania informacji o rzeczywistych obrotach wirnika silnika i nie instalować na silniku dodatkowo prądniczki tachometrycznej [przypis10].

Monitorowanie kierunku obrotów wirnika pompy

W przypadku niektórych agregatów pompowych celowym jest monitorowanie przeciwnych obrotów wirnika. Sytuacja taka może mieć miejsce w przypadku wyłączenia napędu. Wtedy może wystąpić niepożądany wsteczny przepływ cieczy, który wymusza ruch pompy w trybie turbinowym. Jednym z zadań systemu monitorowania może być monitorowanie wystąpienia przeciwnych obrotów wirnika.

Jest ono możliwe do zrealizowania z pomocą dwóch czujników znacznika fazy, tak jak pokazano z lewej strony rys. 6.

Rys. 6. Wykorzystanie dwóch znaczników fazy celem określania kierunku obrotów wirnika

Monitorowanie nieuzasadnionego przepływu zwrotnego medium może być ważne z następujących przyczyn: (i) przepływ zwrotny jest równoznaczny ze stratą energii, która została spożytkowana na transport medium w pożądanym kierunku; będzie występował w przypadku złego stanu technicznego klap i/lub zaworów, a także w przypadku błędów w sterowaniu ich położeniem; (ii) w przypadku na­pędów silnikowych ponowne uruchomienie agregatu napędzanego silnikiem prowadzić będzie do cięższego rozruchu; będzie on negatywnie odbijać się na stanie technicznym izolacji silnika – nawet w przypadku, w którym silnik formalnie umożliwia załączenie dla takich warunków obrotów; (iii) niektóre typy uszczel­nień ulegają przyspieszonemu zużyciu w przypadku współpracy z wirnikiem obracającym się w prze­ciwnym kierunku; (iv) w niektórych przypadkach, w trakcie pracy turbinowej pompy, może dojść do obrotów wyższych niż dopuszczalne dla agregatu (tzn. do nadobrotów).

Monitorowanie nadobrotów

Dla niektórych agregatów może być ważne monitorowanie zwyżki obrotów. Problematyka detekcji zwyżki obrotów jest omówiona w [5] i może być ważna w następujących przypadkach:

  • wspomniany w poprzednim punkcie ruch agregatu w następstwie pracy pompy w reżimie turbinowym;
  • zawsze w przypadku wykorzystywania turbiny jako napędu;
  • także w niektórych przypadkach, kiedy napędem pompy jest silnik zmiennoobrotowy ze sterowaniem VFD.

Problematyka detekcji zwyżki obrotów została szczegółowo omówiona w [8].

Monitorowanie położenia osiowego wału w łożysku oporowym

Podstawową formą monitorowania poprawno­ści pracy łożyska oporowego jest pomiar położenia osiowego wału. Współcześnie monitoring tego po­łożenia jest prowadzony z pomocą wiroprądowych czujników zbliżeniowych, a więc takich samych jak wykorzystywane do monitorowania drgań względ­nych wirnika z pomocą czujników XY instalowanych w łożyskach nośnych. Na tę okoliczność standard [5] zaleca stosowanie 2 czujników zbliżeniowych [przypis 11]. Ze względu na ważność tego zabezpieczenia (i delikatność wykorzystywanych w tym celu czujników) oraz fakt, że dla niewielkich agregatów łożysko oporowe jest najczęściej skrajnym łożyskiem maszyny, dopuszcza się instalację tych czujników do skrajnej pokrywy i wymaga ich zabezpieczenia specjalną obudową, tak jak pokazana na rys. 7.

Rys. 7. Obudowa ochronna zalecana do ochrony czujników zbliżeniowych monitorujących położenie osiowe wirnika

Na rysunku 4 zaprezentowano w czerwonym kółku przykładową instalację opisanej obudowy ochronnej na pompie.

Monitorowanie temperatury segmentów łożyska oporowego

Nadzór łożyska oporowego sprowadza się do monitorowania przesuwu osiowego wirnika oraz do monitorowania temperatury wybranych (czasami wszystkich) segmentów łożyska. Standard [5] wymaga na tę okoliczność monitorowania 2 klocków oporowych po każdej stronie tarczy oporowej. W agregatach pompowych pomiar ten może dotyczyć wirnika pompy, turbiny i przekładni.

Na rys. 8 pokazano wytyczne instalacji czujników temperatury w segmentach łożyska oporowego. W takiej konfiguracji czujniki winny być zainstalowane zarówno z aktywnej, jak i pasywnej strony łożyska. Po każdej stronie łożyska wymaga się monitorowania co najmniej dwóch segmentów. Instalacja czujników temperatury winna mieć miejsce w bezpośredniej bliskości stopu łożyskowego. Zgodnie z wytycznymi standardu [5] odległość ta nie powinna być większa niż 0,76 mm, tzn. ma w tym przypadku miejsce wymóg zlokalizowania czujnika w segmencie. Czujnik winien znajdować się w odległości -25% od końca segmentu, z którego następuje spływ oleju oraz na -75% jego wysoko­ści. Taka lokalizacja czujnika (w żargonie „75-75”) powoduje, że pomiar temperatury jest realizowany w tym narożu segmentu, w którym warstwa oleju jest już najcieńsza, a olej w tym obszarze cechuje się typowo najwyższą temperaturą spośród wartości pola jej zmienności między segmentem a tarczą łożyska oporowego. W konsekwencji możliwość zaistnienia tarcia suchego między segmentem a tarczą łożyska jest w tym narożu najbardziej prawdopodobna.

Rys. 8. Sposób instalacji czujników temperatury w segemnatch łóżyska oporowego 

Czujnik temperatury segmentu winien pracować punktowo i w konsekwencji musi mieć właściwy kontakt z gniazdem, w którym jest zainstalowany. Spełnienie tego wymagania zapewnia sprężyna, która dociska czujnik. Naruszenie podanych reguł instalacji czujników temperatury będzie skutkować w zwiększeniu bezwładności czasowej pomiaru [9].

Celem zwiększenia niezawodności pomiaru temperatury segmentów łożyska celowym jest stosowanie czujników podwójnych. Pomiar temperatury spełnia podobną funkcję, jak wcześniej omówiony nadzór położenia osiowego wirnika. Natomiast obie te formy monitorowania cechują się różnymi właściwościami. Dla pomiarów temperatury (z jednej strony łożyska) (i) oczekuje się znacznego podobieństwa pomiarów, a w przypadku pojawienia się zróżnicowania mówi ono najprawdopodobniej o zróżnicowaniu w pracy segmentów, (ii) może się zdarzyć, że pomiary, które przez długi przedział czasu były podobne i „normalne” zaczynają cechować się jakimś trendem zmiany, co może świadczyć o zmianach obciążenia wirnika na kierunku osiowym.

Natomiast w stanie awaryjnym łożyska oporowego omówione wcześniej pomiary położenia osiowego cechują się zdecydowanie szybszą reakcją na zachodzącą zmianę.

Na rys. 9 pokazano przykład zmiany obu pomiarów w czasie uszkodzenia łożyska oporowego maszyny z poziomym wirnikiem. W kilkadziesiąt sekund po uruchomieniu maszyny w czasie -1 sekundy (od 15:18:52,5 do 15:18:53,5) doszło do przesuwu osio­wego wirnika wynoszącego -0,64 mm, po czym sygnał zniknął (co wskazuje na przekroczenie dynamiki wska­zań aparatury kontrolno-pomiarowej). Około jedną sekundę później (<— 15:18:54,5) nastąpiła zmiana trendu wskazań pomiarów temperatury, co oznacza, że temperatura odreagowała dopiero wtedy kiedy łożysko oporowe było już poważnie uszkodzone. Przekrocze­nie wartości alarmowej (90°C) nastąpiło 5,5 sekundy po zmianie trendu położenia osiowego wirnika.

Rys. 9. Zmiana położenia osiowego wirnika oraz temperatury segmentu w czasie awarii łożyska oporowego

Monitorowanie pulsacji ciśnienia

Jednym z problemów występujących w czasie użytkowania pomp jest problem kawitacji [13] oraz turbulencji przepływu przez wirnik pompy.

Na rys. 10 pokazano ciśnienia, o których można mówić w przypadku przepływu turbulentnego. Po­miarowi często podlega ciśnienie statyczne Ps (tzn. panujące w instalacji) po stronie ssawnej oraz tłocznej pompy. W hydrodynamice często pomiarowi podlega również ciśnienie dynamiczne12 PD = p∆V2/2g, gdzie p jest gęstością cieczy, v jego prędkością przepływu, a g przyspieszeniem ziemskim, natomiast typowo nie jest ono włączone do systemu monitorowania. Oba te ci­śnienia składają się na ciśnienie całkowite Pc =PS + PD. Ciśnienie PD = const ma miejsce tylko w sytuacji, w której v(t)=const. Natomiast należy liczyć się z tym, że w wyniku perturbacji przepływu (turbulencje, kawitacje) prędkość v(t)≠const. Wtedy możemy mówić o średniej prędkości przepływu vSREDNIE, która decyduje o wartości średniego ciśnienia dynamicznego PD/ŚREDNIE oraz ciśnienia całkowitego PC/ŚREDNIE. W rzeczywistości obydwa te ciśnienia: PD(t) oraz Pc(t) są funkcjami czasu. W prawej części rys. 10 pokazano graficznie funkcję zmienności ciśnienia PD(t) i zaznaczono ekstrema tej przykładowej zmiany jako PD/MAX oraz PD/MIN. Zmienność ciśnienia PD(t) wokół PD/sREDN]E, opisano jako pulsacje ciśnienia13.

Rys. 10. Ciśnienia w instalacji przepływowej

Od kilku lat na rynku dostępny jest czujnik umoż­liwiający pomiar pulsacji ciśnienia wody. Czujnik ten umożliwia nie tylko ocenę składowej dynamicznej, ale także pomiar ciśnienia statycznego. Dostępne w pi­śmiennictwie dotyczącym tematu charakterystyki przed­stawiają zazwyczaj PC/ŚREDNIE i odnoszą je do ciśnienia parowania. Natomiast w trakcie pojedynczego obrotu wirnika pompy mogą występować pulsacje ciśnienia medium generowane przez obracający się wirnik.

Na rys. 11 pokazano scenariusz B, dla którego na pewnym dystansie przepływu medium przez pompę PC/ŚREDNIE jest niższe od ciśnienia parowania medium Pp. W związku z brakiem pulsacji ciśnienia, proces kawitacyjny ma tu charakter ciągły. Natomiast w przypadkach:

  • „A” pulsacje ciśnienia dodane do PC/ŚREDNIE nie powodują pojawienia się kawitacji bowiem Pc(t) > Pp;
  • „C” mimo tego, że PC/SREDNIE > Pp, to jednak ze względu na występujące pulsacje ciśnienia chwilowo następuje formowanie się pęcherzyków kawitacyjnych;
  • „D” mimo tego, że w pewnej strefie pompy PC/SREDNIE < Pp, to jednak ze względu na występujące pulsacje ciśnienia chwilowo następuje zanik ich formowania się, tak więc mamy do czynienia z nieciągłą strefą formowanie się pęcherzyków kawitacyjnych.

Rys. 11. Zmiana ciśnienia na drodze między ssaniem, a tłoczeniem pompy z uwzględnieniem pulsacji ciśnienia (A, C, D)

Zastosowanie w systemie monitorowania pomiaru pulsacji ciśnienia dynamicznego pozwala lepiej wnio­skować o rzeczywistym stanie pracy pompy niż ograni­czenie się do pomiaru ciśnienia statycznego.

Monitorowanie napędu elektrycznego

Statystyki wskazują, że najpoważniejszym problemem silników elektrycznych łożyskowanych ślizgowo jest izolacja elektryczna uzwojeń stojana, która odpowiada za -66% uszkodzeń.

Od wielu lat w celu monitorowania tego typu uszkodzeń było przede wszystkim wykorzystywane monitorowanie wyładowań niezupełnych. Na początku dekady opracowany został sensor HSCT (wysokiej czułości przetwornik prądowy), który umożliwia dla maszyn o mocach typowych dla obszaru O&G, monitorowanie upływności pojemnościowej i rezystancyjnej, a więc umożliwia estymację TAN-DELTA, która to wielkość bezpośrednio informuje o stanie izolacji stojana.

Na rys. 12 pokazano wybrane szczegóły części obiektowej systemu monitorowania silnika o mocy -4 MW, napędzającego pompę wody zasilającej. Silnik jest łożyskowany ślizgowo. Na rys. 12A, w kółku zielonym, zaprezentowano jego zewnętrzny węzeł łożyskowy z zainstalowanymi czujnikami XY drgań wirnika, a ramką niebieską zaznaczono skrzynkę obiektową służącą do podłączenia zasilania do silnika oraz zawierającą transformatory zabezpieczające (widoczne na rys. 12B). Natomiast rys. 12C również pokazuje na pierwszym planie transformatory systemu zabezpieczeń, natomiast za nimi są zainstalowane ww. sensory HSCT, umożliwiające predykcyjną ocenę stanu technicznego izolacji. Więcej szczegółów dotyczących techniki HSCT zawarto w [14].

Rys. 12. Przykład instalacji HSCT dla silnika: (A) widok silnika wraz ze skrzynką przyłączeniową kabli zasilających, (B) przed isntalacją HSCT, (C) po zainstalowaniu HSCT

Dokonany w artykule przegląd technik wykorzystywanych do oceny stanu technicznego agregatów pompowych łożyskowanych ślizgowo nie wyczerpuje wszystkich możliwości. Na okoliczność monitorowania takich agregatów mogą być także wykorzystywane następujące techniki OnLine:

  • monitorowanie oleju (węzły łożyskowe, przekładnia),
  • monitorowanie uszczelnień,
  • monitorowanie drgań skrętnych systemu wirników,
  • podstawowe rozpoznawanie anomalii działania w przypadku agregatów pompowych napędzanych silnikami elektrycznymi, z wykorzystaniem pomiaru i analizy prądów,
  • zaawansowane rozpoznawanie anomalii działania w przypadku agregatów pompowych napędzanych silnikami elektrycznymi z wykorzystaniem metod sprzętowych stosujących pomiary napięć i prądów,
  • rozpoznawanie anomalii działania w przypadku agregatów pompowych z wykorzystaniem metod programowych,
  • monitorowanie temperatury węzłów łożyskowych oraz temperatury medium chłodzącego te węzły,
  • monitorowanie pasożytniczych prądów wałowych.

Większość z nich zostanie omówiona w kolejnych częściach artykułu dedykowanych poziomym agregatom pompowym łożyskowanym tocznie oraz agregatom pompowym z pionową osią wirnika.

Literatura

[1] ISO 10816-7:2009(en) Mechanical vibration – Evaluation of machinę vibration by measurements on non-rotating parts -Part 7: Rotodynamic pumps for industrial applications, inclu- ding measurements on rotating shafts.
[2] ISO 5199:2002, Technical specifications for centrifugal pumps -Class II.
[3] ISO 13709:2009 Centrifugal pumps for petroleum, petrochemi- cal and natural gas Industries.
[4] Nowicki R, Krytyczne uwagi do SIWZów dotyczących bloków energetycznych w zakresie: nadzór stanu technicznego, Przegląd Elektrotechniczny 11/2017; 1(11): str. 31-40.
[5] API STD 670, Machinery Protection Systems, 5th edition, NOV 2014.
[6] API STD 610:2010 Centrifugal Pumps for Petroleum, Petroche- mical and Natural Gas Industries.
[7] API STD 682, Pumps – Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps, 4th edition, MAY 201414.
[8] Nowicki R, Nadobroty: skutki, systemy detekcji i zabezpieczenia, Napędy i Sterowanie Nr 10 (198), Październik 2015, str. 86-100. ISO 21049:2004 Pumps. Shaft sealing systems for centrifugal and rotary pumps.
[9] Nowicki R, Pomiary temperatury łożysk (cz. II): Szczegóły doty¬czące poprawności instalacji czujników, Inżynieria i Utrzymanie Ruchu Zakładów Przemysłowych, Nr 4,07-08 2016, str. 64-75.
[10] Nowicki R, Kontrola stanu technicznego sprzęgieł hydro-ki- netycznych, Służby Utrzymania Ruchu Styczeń-Luty 2017, str. 18-24.
[11] Nowicki R, Miałkowski P, Wykorzystanie charakterystyk SCL w diagnostyce maszyn łożyskowanych ślizgowo, Inżynieria i Utrzymanie Ruchu, Marzec-Kwiecień 2017, Nr 2 (119) ROK XIV 66-79.
[12] Nowicki R, Monitorowanie i diagnostyka łożysk w turbinach parowych, Przegląd Mechaniczny (przekazane do Redakcji do druku).[13] Nowicki R, (Niczym krewetki) Nowe możliwości w zakresie nadzoru pomp, Pompy Pompownie, Nr 2/2017, str. 8-15.
[14] Nowicki R, Monitorowanie OnLine stanu technicznego izolacji silników indukcyjnych, Napędy i Sterowanie Nr 5 (181), Maj 2014, str. 84-98.

Przypisy

1. Standard ten jest także bardzo podobny do innych standardów amerykańskich: ASME B73.1 sięgającego swoimi korzeniami do roku 1955 (aktualna wersja: Specification for Horizontal End Suction Centrifugal Pumps for Chemical Process z roku 2012), oraz ANSI B73.1 z roku 1974 noszącego identyczną nazwę. Czasami o tym standardzie ISO oraz o standardach amerykań­skich mówi się (ze względu na możliwość stosowania zmienno prędkościowych napędów VFD), że ten pierwszy dotyczy krajów z siecią 50 Hz, natomiast te drugie krajów z siecią 60 Hz.
2. Standard ten dedykowany jest przede wszystkim pompom w przedziale mocy napędu 1…100 kW i odwołuje się do innych standardów ISO (ISO 76:2006 i ISO 281:2007) wskazujących na to, że są to pompy łożyskowane tocznie
3. Odpowiednikiem tego standardu w grupie standardów ISO jest ISO-13709:2009.
4. Standard ten nawiązuje szerzej do pomiarów wykorzystywanych w celu nadzoru stanu technicznego i mówi nie tylko o drganiach, ale także o pomiarach położenia i temperatury, a w szczegółach odwołuje się do standardu [5]. Identyczne brzmienie przyjmuje także standard ISO 13709:2009 [3] oraz jego wersja polskoję­zyczna PN-ISO-13 709:2010.
5. W przypadku niektórych maszyn wyróżnia się jeszcze łożyska ponad kwadratowe dla których L/D>1. Dla łożysk ponad kwa­dratowych instalacja czujników może się nieco różnić, natomiast ta cecha konstrukcyjne nie jest istotna dla pomp.
6. Bardziej szczegółowo zasady nadzoru sprzęgieł i przekładni hydrokinetycznych zostały omówione w [10].
7. Podobnie jak w przypadku czujników zbliżeniowych, zorien­towanie osi czujników sejsmicznych (jeśli byłyby instalowane wyłącznie czujniki sejsmiczne) jest dowolne. Natomiast patrząc na praktykę ich instalowania, najczęściej czujniki te były insta­lowane na kierunku pionowym i poziomym.
8. Winien to być czujnik o obniżonej czułości (nie wyższej niż 25 mV/g) w stosunku do czułości najbardziej popularnych czuj­ników (typowo popularne czujniki posiadają czułość 100 mV/g). Skrzynia przekładni jest pobudzona do drgań rezonansowych, które w przypadku zmiennego obciążenia przekładni mogą zmieniać położenie linii węzłowych i strzałek drgań. Stosowanie czujników o typowej czułości może prowadzić do przesterowania torów tych pomiarów.
9. Pomiar SMAX jest również realizowany w systemach niewykorzy- stujących znacznika fazy. Natomiast Sj^ wyznaczany z pominię­ciem znacznika fazy (wykorzystywanym na rzecz tego pomiaru jako sygnał informujący o czasie pojedynczego obrotu wirnika) jest pomiarem przybliżonym, bowiem dotyczy nie konkretnego czasu, w którym następuje pojedynczy obrót wirnika i dla którego Smax w™o być wyznaczone, a jakiegoś czasu, w którym wirnik pozostaje w ruchu. Ignorowanie przez system monitorowania danych o bieżącej prędkości obrotowej wirnika przy estymacji ^max Powoduje brak możliwości racjonalnego wykorzystania tej estymaty sygnału w warunkach przejściowych pracy agregatu pompowego (tzn. w trakcie jego uruchamiania lub odstawiania).
10. O ile czujnik znacznika fazy może być wykorzystywany jako źródło informacji tachometrycznej, o tyle prądniczka tachome­tryczna nie ma zdolności generowania sygnału umożliwiającego realizację funkcjonalności znacznika fazy.
11. Dla maszyn o zwiększonej ważności dla realizowanego procesu produkcyjnego, a także dla agregatów, dla których łożysko oporowe nie jest łożyskiem skrajnym ciągu wirników, można rozważyć celowość zastosowania trzech czujników i w konse­kwencji logiki zabezpieczeń „2 z 3” tak jak to jest w przeważającej liczbie przypadków realizowane dla większych turbin parowych. Zastosowanie 3 czujników monitorowania przesuwu osiowego zwiększa niezawodność systemu monitorowania i zabezpieczeń. Dla niektórych krajowych projektów zrealizowanych w obszarze O&G (a więc dla maszyn o stosunkowo niewielkiej mocy), także dla skrajnego łożyska oporowego wykorzystywany jest nadzór przesuwu osiowego z pomocą trzech czujników i są one zabez­pieczone identyczną obudową, jak pokazana na rys. 7 i rys. 4.
12. Ciśnienie dynamiczne jest także czasami zwane ciśnieniem pracy lub ciśnieniem przepływu.
13. Przepływ pulsacyjny jest czasami także zwany przepływem Womersley’a.
14. Jeszcze przed pojawieniem się trzeciej edycji standardu API 682 opublikowany został standard ISO 21049 i obydwa te standardy nieco się różniły w swoich zaleceniach. Dopiero opublikowanie edycji trzeciej API 682 doprowadza do identyczności z ISO 21049

Powiązane Artykuły

Dodaj komentarz

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

Back to top button