Monitorowanie stanu technicznego poziomych agregatów pompowych z łożyskami tocznymi

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.

W poprzednim artykule omówiono metody oceny stanu technicznego oraz zabezpieczenia poziomych agregatów pomp wirowych łożyskowanych ślizgowo. Niniejsza publikacja stanowi kontynuację i podejmuje podobną tematykę dla poziomych agregatów, ale łożyskowanych tocznie, koncentrując się na pompach typu OH1, OH2 oraz BB1…BB5 [2]1-2.

Brak jest jakiegoś jednego uniwersalnego schematu nadzoru pomp łożyskowanych tocznie. Podobnie jak w przypadku tych łożyskowanych ślizgowo o ostatecznej formie wdrażanego systemu nadzoru winna decydować krytyczność agregatu dla realizowanego procesu i ryzyko, jakie ten proces niesie dla środowiska. Ze statystycznego punktu widzenia można zauważyć, że agregaty łożyskowane tocznie cechują się mniejszą mocą niż te, które są łożyskowane ślizgowo. W konsekwencji o agregatach łożyskowanych ślizgowo można powiedzieć, że są typowo bardziej krytyczne od tych łożyskowanych tocznie.

Pompy wirowe są wykorzystywane od blisko 200 lat. Natomiast w ciągu minionych „dziestu” lat można zauważyć jedną istotną zmianę – w sposobie ich wykorzystywania. 0 ile wcześniej, w zdecydowanej większości przypadków pracowały one ze stałą prędkością obrotową układu wirującego, o tyle współcześnie coraz więcej pomp pracuje ze zmienną prędkością obrotową wirnika, którą dostosowuje się do potrzeb procesowych, dążąc w ten sposób do minimalizacji zużycia energii niezbędnej do zrealizowania wymagań procesowych. To zróżnicowanie dość zdecydowanie wpływa na sposób monitorowania stanu technicznego. Agregaty pracujące ze stałą prędkością są łatwiejsze dla nadzoru i w konsekwencji wykorzystywane dla nich systemy monitorowania są mniej skomplikowane.

Monitorowanie temperatury łożysk
W [1] sporo miejsca poświęcono omówieniu zasad poprawnego monitorowania temperatury łożysk ślizgowych i oleju. Ten sposób nadzoru również jest ważny w przypadku maszyn łożyskowanych tocznie i równie ważne jest przestrzeganie zasad poprawności realizacji tego pomiaru.

Na rys. 1A pokazano łożyskowany tocznie agregat pompowy typu OH, a na rys. 1B profil typowego obciążenia łożyska tocznego w przypadku obciążenia wirnikiem poziomym. Maksymalne obciążenie łożyska (pokazane strzałkami) przypada w ograniczonej strefie jego działania. Strefa obciążenia typowo nie przekracza 150° i znajduje się w dolnej części łożyska. Tak więc w strefie tego największego obciążenia pojawiają się najwyższe temperatury w stacjonarnym pierścieniu zewnętrznym, co zostało pokazane na rys. 1C.

Rys.1. Agregat pompowy z przewieszonym wirnikiem łożyskowanym tocznie (A) profil typowego obciążenia łożyska tocznego (B), rozkład temperatury w pierścieniu zewnętrznym (C)

Wzrost temperatury węzła łożyskowego może być spowodowany postępującą destrukcją łożyska, która przyczynia się do zwiększenia oporów ruchu, pogorszeniem smarowania elementów łożyska spowodowanym zbyt małą ilością środka smarnego lub też pogorszeniem właściwości smarnych samego smaru, a także w przypadku pomp gorących, które posiadają system chłodzenia węzłów łożyskowych, niewystarczającym przepływem chłodziwa (typowo: wody). W niektórych sytuacjach użytkownik doszedłszy do wniosku, że węzły łożyskowe charakteryzują się zbyt wysoką temperaturą stara się doprowadzić do jej obniżenia przez dodatkowe schładzanie węzła strugą powietrza.

Miejscem odpowiedzialnym za maksymalne generowanie ciepła w łożysku jest strefa jego maksymalnego obciążenia. W tej strefie pojawiają się także najczęściej pierwsze uszkodzenia bieżni, prowadzące zarówno do zwiększenia poziomu drgań, jak i do zintensyfikowania procesów ciernych, przyczyniających się do zwiększonej generacji ciepła. Oba te procesy skutkują w przyspieszonej destrukcji łożyska, a czasami oddziałują także negatywnie na inne podzespoły agregatu pompowego (np. uszczelnienia).
Kontrolę temperatury prowadzi się bądź to w odniesieniu do pierścienia zewnętrznego łożyska bądź też dla obudowy, w której znajduje się łożysko. Na rys. 2A pokazano oczkowy czujnik temperatury, który jest mocowany bezpośrednio do powierzchni zewnętrznej obudowy łożyska. Natomiast na rys. 2B i C pokazano czujniki temperatury, które są zainstalowane w górnej części obudowy łożyskowej, w sposób umożliwiający bezpośredni pomiar temperatury pierścienia zewnętrznego łożyska. Warunkiem poprawności tego pomiaru jest dobry kontakt między czujnikiem a pierścieniem. Z tego względu bezpieczniej jest w tym celu wykorzystywać czujniki temperatury z elementami sprężystymi, które zapewniają stały i pewny docisk do monitorowanego elementu maszyny [6].

Rys.2. Przykłady instalacji czujnikia do monitorowania temperatury łożyska tocznego

Pomiary temperatury obudowy łożyska można realizować dla niewielkich gabarytowo węzłów łożyskowych, tzn. takich, które nie posiadają dużej pojemności cieplnej. Bardziej wiarygodnym pomiarem jest jednak pomiar temperatury pierścienia łożyska. W tym przypadku wrażliwość pomiaru zależy dodatkowo od kąta zainstalowania czujnika w stosunku do strefy obciążenia łożyska. W przypadku niektórych węzłów łożyskowych można zrealizować pomiar łożyska bezpośrednio w strefie jego maksymalnego obciążenia. Przykład takiej instalacji czujnika pokazano na rys. 3. Tak realizowany pomiar cechuje się największą wrażliwością z punktu widzenia zróżnicowania wartości temperatury dla dobrego i złego stanu technicznego łożyska oraz charakteryzuje się najkrótszą zwłoką czasową między zmianą temperatury łożyska, a zarejestrowaniem tego faktu przez system monitorowania (przypis 3).

Rys.3. Przykłady instalacji czujnikia temperatury w dolnej części węzła łożyskowego

Monitorowanie temperatury poza łożyskami
Monitorowanie temperatury dla oceny stanu technicznego może być również prowadzone dla oceny poprawności działania niektórych typów uszczelnień, a także w przypadku pomp gorących, które posiadają układy chłodzenia węzłów łożyskowych, celem oceny poprawności działania systemu chłodzenia.

Monitorowanie drgań pomp
Możemy wyróżnić następujące kategorie źródeł drgań pomp:
– drgania wymuszone, które są uzależnione od prędkości obrotów wirnika i generowane przez:
– niewyważenie (mechaniczne/dynamiczne oraz hydrauliczne): składowa drgań IX,
– łopatkowe (generowane przez hydraulikę): składowa drgań bX, gdzie b jest liczbą łopatek,
– pobudzenie do drgań rezonansowych (zarówno drgania giętne jak i skrętne systemu wirników, drgania elementów korpusu),
– wymuszenia przenoszące się na pompę ze strony jej napędu;
– drgania samowzbudne, które nie są powiązane z prędkością układu wirującego:
– drgania olejowe (dotyczące maszyn z łożyskami ślizgowymi),
– niestabilności hydrauliczne (są konsekwencją zaburzeń w przepływie; typowo są one tym większe im punkt pracy pompy znajduje się dalej od punktu BEP4),
– drgania generowane w wyniku przytarć;
– drgania przenoszące się na agregat pompowy ze środowiska: na rys. 4 pokazano drgania rurociągów przenoszące się na agregat pompowy; zauważmy że statyczna deformacja rurociągu dolotowego/wylotowego będzie powodować deformację agregatu pompowego, przyczyniając się do pojawienia na nim nieosiowości, które również będą skutkować dodatkowym wzrostem drgań;
– drgania generowane w wyniku złego stanu technicznego agregatu pompowego (np. pojawiają się drgania w charakterystycznych częstotliwościach łożyskowych w przypadku pogorszenia stanu technicznego łożysk) oraz braku poprawności jego powiązania ze środowiskiem (np. luźne mocowanie pompy/silnika do fundamentu).

Rys.4. Pobudzenie do drgań agregatu pompowego w wyniku drgań generujących się na rurociągach

Na agregacie pompowym można także wyróżnić składowe drgań, będące kombinacją wybranych spośród ww. Tak więc problemy natury drganiowej pomp mogą dotyczyć:
– drgań giętnych (poprzecznych) wirników,
– drgań skrętnych systemu wirnikowego,
– drgań strukturalnych.

W przypadku pomp łożyskowanych tocznie rzadko realizuje się monitorowanie drgań giętnych ich wirników. Podstawową formą monitorowania drgań jest ocena drgań strukturalnych, co sprowadza się do monitorowania drgań sejsmicznych węzłów łożyskowych (a w niektórych przypadkach czujnik drgań bywa instalowany również na korpusie celem rozpoznawania zaburzeń w przepływie medium).

Monitorowanie drgań węzłów łożyskowych
Do monitorowania drgań agregatów z pompami wirowymi łożyskowanymi tocznie są wykorzysty-wane przede wszystkim sejsmiczne czujniki drgań, mocowane do obudów łożysk [3]. Na okoliczność podjęcia decyzji co do miejsca i sposobu montażu czujnika oraz liczby czujników, które należy instalować na agregacie, można posiłkować się różnymi standardami. Na rys. 5 pokazano zalecany sposób pomiarów drgań sejsmicznych wg norm [4] [5]5 dla agregatów pompowych z pompami typu BB [2].

Rys.5. Wytyczne pomiaru drgań sejsmicznych wg norm: (A) ISO [4], (B) API [5]

Warto zauważyć, że standard [2] dopuszcza możliwość wymagania przez inwestora określenia przez wytwórcę częstotliwości drgań rezonansowych obudowy łożyskowej6. 

Jako sejsmiczne czujniki drgań są wykorzystywane w przeważającej liczbie przypadków czujniki piezoelektryczne i rzadziej indukcyjne. Obydwa rodzaje czujników mają swoje plusy i minusy. Czujniki piezoelektryczne cechują się typowo niższą czułością niż czujniki indukcyjne. W konsekwencji charakteryzują się one gorszym stosunkiem sygnału do szumu niż to ma miejsce dla czujników indukcyjnych.

Jednak czujniki akcelerometryczne mają także swoje pozytywne cechy. Ze względu na fakt, że nie posiadają części ruchomych, mówi się o nich, że charakteryzują się wyższą niezawodnością niż czujniki indukcyjne, których żywotność jest uzależniona od skumulowania naprężeń drgań w sprężynie, a skumulowanie te jest dodatnio skorelowane z intensywnością drgań, którym poddawany był czujnik w czasie jego pracy. Standard [5] pokazuje na schematach oczujnikowania maszyn czujniki akcelerometryczne.

Zauważmy jednak, że typowo sygnałem wykorzystywanym dla zabezpieczenia maszyny jest sygnał prędkości drgań, a więc taki, jaki jest oryginalnie generowany przez czujniki indukcyjne. Dla maszyn szybko obrotowych realizuje się na ogół zabezpieczenie maszyn na bazie pomiaru sumarycznego poziomu prędkości drgań w paśmie 10…1000 Hz – typowo jest to estymacja RMS, a czasami bywa również stosowana estymacja PEAK.

W przypadku stosowania czujników akcelerometrycznych (wykorzystujących jako sensor najczęściej piezo-element) oryginalnie generowany jest przez nie sygnał przyspieszeń drgań, który następnie w systemie monitorowania i zabezpieczeń jest całkowany do sygnału prędkości drgań. Na przełomie lat 80./90. minionego wieku zaczęto wprowadzać do użycia piezo-prędkościowe czujniki prędkości drgań (np. Yelomitor®). Czujniki te mają konstrukcję podobną do piezoelektrycznych czujników przyspieszeń drgań, natomiast w ich wnętrzu umieszczony jest dodatkowo obwód całkujący, a stowarzyszony z nim wzmacniacz umożliwia wzmocnienie sygnału, polepszające nieco możliwość minimalizacji zaszumienia sygnału na trasie kablowej między skrzynką obiektową, a kasetą systemu monitorowania. Czujnikom tym w minionym wieku była przypisywana taka sama przewaga niezawodnościowa nad czujnikami indukcyjnymi, jaką cechowały się czujniki akcelerometryczne. Nie jest to jednak końca prawda. Wymieniony układ całkujący jest elementem nieobecnym w typowych czujnikach przyspieszeń i w konsekwencji przyczynia się do obniżenia niezawodności czujników piezo-prędkościowych w porównaniu z niezawodnością czujników akcelerometrycznych. 

Monitorowanie drgań może być w różny sposób wykorzystywane przez obsługę. Na rys. 6 pokazano dwa rodzaje czujników drgań: typowe czujniki, które wymagają podłączenia do specjalizowanego systemu monitorowania drgań (bowiem na ich wyjściu znajduje się wysokoczęstotliwościowy sygnał dynamiczny) oraz transmitery, na których wyjściu znajduje się już sygnał przetworzony (czyli quasi-statyczny) w standardzie akceptowanym przez DCS (współcześnie jest to na ogół sygnał 4…20mA). Zastosowanie transmiterów umożliwia realizowanie prewencji w jej najbardziej podstawowym zakresie. Nieco bardziej zaawansowane transmitery posiadają również drugie wyjście dla sygnału dynamicznego, które może być wykorzystywane do prowadzenia analiz widmowych sygnału drgań z pomocą sprzętu przenośnego.

Rys.6. Zróżnicowanie czujników drgań 

Transmitery drgań są pomocne w rozpoznawaniu powolnych zmian stanu technicznego, natomiast nie zawsze pomagają w rozpoznaniu zmian szybkich. Na rys. 7 pokazano agregat pompowy, dla którego nastąpiło nagłe naruszenie ciągłości pracy w konsekwencji mechanicznej dezintegracji sprzęgła. Agregat ten był nadzorowany z pomocą transmiterów drgań zainstalowanych w obu węzłach łożyskowych silnika i podłączonych bezpośrednio do DCS. Transmitery drgań nie pomogły w rozpoznaniu uszkodzenia, w wyniku którego nastąpiło wstrzymanie przepływu wody chłodzącej. W tym przypadku, po dezintegracji sprzęgła, generowany przez nie sygnał po prostu się obniżył. W przypadku zastosowania bardziej zaawansowanych systemów nadzoru (tzn. wykorzystujących miast transmiterów czujniki drgań podłączone do specjalizowanego systemu monitorowania) opisane zdarzenie winno być przez nie rozpoznane.

Rys.7. Widok agregatu pompy wody chłodzącej (A) przed awarią (B) po dezintegracji sprzęgła

Oprócz węzłów łożyskowych czujniki sejsmiczne bywają także stosowane dla wielostopniowych pomp wirowych celem wspomagania rozpoznawania zaburzeń przepływu (w tym także kawitacji). Na taką okoliczność można wykorzystywać jeden dodatkowy czujnik (w tym przypadku najlepiej przyspieszeń drgań) instalowany pośrodku korpusu pompy.

Monitorowanie drgań skrętnych
Jednym z rodzajów drgań, które są dyskutowanie w standardzie [2], a dla których rzadko są wykorzystywane profesjonalne rozwiązania monitorowania on-line, są drgania skrętne.

Ryzyko pojawienia się drgań skrętnych może mieć miejsce w przypadku:
– wykorzystywania jako napędów zmiennoobrotowych silników elektrycznych, bowiem mają one wyraźne bieguny, które nie są idealnie takie same (tzn. od nowości charakteryzują się nieznacznie różnymi parametrami elektrycznymi, a w miarę upływu czasu obwody przypisane do poszczególnych faz będą podlegać zróżnicowanej degradacji, tak więc zróżnicowanie parametrów elektrycznych będzie się pogłębiać) i w konsekwencji powodują niewielkie fluktuacje prędkości o częstotliwościach wyższych od 1X;
– wykorzystywania jako napędów tłokowych silników spalinowych;
– pojawienia się pulsacji ciśnienia; mogą one być spowodowane (i) wymuszeniem odpowiadającym częstotliwości łopatkowej, (ii) nieznacznie zróżnicowanym komorom przez które przepływa pompowane medium, co będzie skutkować w nieznacznej zmianie prędkości obrotowej podczas pojedynczego cyklu obrotów wirnika, (iii) kawitacją;
– pojawienia się wymuszeń (innych niż generowane przez napędy oraz przez zaburzenia przepływającego medium) o częstotliwościach bliskich częstotliwościom własnym drgań skrętnych;
– zmiany częstotliwości drgań własnych w konsekwencji erozji wirnika (masa wirnika może się zmniejszyć nawet o 20%; w konsekwencji zmieniać się będzie również jego moment bezwładności) lub urwania łopatki.

Nadmierna aktywność skrętna układu wirnikowego może prowadzić do:
– uszkodzenia sprzęgła,
– uszkodzenia wału (pęknięcie, a jeśli nie jest ono w porę zauważone to może dojść do jego pełnej dezintegracji),
– przyspieszonego zużycia zębów przekładni zębatej (jeśli jest stosowana), co w konsekwencji prowadzi do wtórnego zużywania się innych elementów przekładni oraz finalnie do wyłamania zębów.

Normy wymagają przeprowadzenia przez wytwórcę agregatu pompowego tzw. analizy TVA7. Na analizę tę składają się nie tylko same analizy drgań skrętnych ale także analizy naprężeń oraz maksymalnych kątów deformacji kątowych wałów.

Norma [2] zobowiązuje wytwórcę do analizy częstotliwości własnych nietłumionych drgań skrętnych dla agregatów pompowych: (i) napędzanych silnikami spalinowymi o mocy 250 kW i wyższej, (ii) napędzanych silnikami synchronicznymi o mocy 500 kW i wyższej, (iii) stojących – z napędem o mocy 750 kW i wyższej, (iv) napędzanych silnikami o regulowanej bezstopniowo prędkości o mocy 1 MW i wyższej, (v) napędzanych silnikami indukcyjnymi lub turbinami, które są połączone z pomocą sprzęgła zębatego imają moc 1,5 MW lub wyższą, (vi) składających się z trzech lub więcej połączonych urządzeń z mocą napędu 1,5 MW lub wyższą.

W celu pomiaru drgań skrętnych wykorzystywane mogą być różne czujniki (np. akcelerometryczne, naprężeń [mostek Wheatstona], optyczne, magnetyczne, enkodery inkrementalne). Dla większości wymienionych czujników maszyny wymagają przygotowania do realizacji pomiaru np. przez założenie wykonanego wystarczająco dokładnie dodatkowego koła zębatego. Współcześnie coraz częściej wykorzystywane są w tym celu czujniki optyczne dla których wystarczającym jest dołączenie do wału taśmy typu zebra. Na rys. 8 pokazano dwa rodzaje takich taśm, które mogą być wykorzystywane z czujnikami optycznymi instalowanymi promieniowo (w stosunku do wału – rys. 8A) lub osiowo. Na rys. 8B pokazano dwie różne zebry, które mogą być zamocowane do swobodnego końca wirnika i umożliwiają analizę drgań skrętnych w różnym paśmie częstotliwości (zebra pokazana bardziej na prawo umożliwia analizę w szerszym paśmie niż zebra z lewej strony rysunku). W ciągu minionego dziesięciolecia rozpoczęto też próby wykorzystania w celu pomiarów drgań skrętnych czujników bezkontaktowych wykorzystujących efekt magnetostrykcji (co jest możliwe dla wałów wykonanych z materiałów ferromagnetycznych).

Rys.8. Przygotowanie wału do pomiarów drgań skrętnych z pomocą taśmy typu zebra do instalacji na jego części (A) walcowej i (B) czołowej

Drgania skrętne mogą generować się w warunkach ustalonych (stałe obroty) pracy maszyny, jak również w czasie stanów przejściowych. Na rys. 9 pokazano trzy przypadki rozruchu różnych agregatów, dla których generowane są drgania skrętne. W przypadku A drgania skrętne mają miejsce w końcowej fazie rozruchu. W przypadku B, dla którego rozruch jest dłuższy, bowiem agregat ten jest napędzany silnikiem z płynnie regulowaną prędkością obrotową, obserwuje się ich trzykrotne kątowe pobudzenie w czasie dochodzenia układu wirnikowego do nominalnej prędkości roboczej. W każdym przypadku jest to pobudzenie tego samego rezonansu (który zmienia nieco swoją częstotliwość ze względu na zmianę obciążenia wirnika) przez różne wymuszenia (elektryczne i mechaniczne). Natomiast na rys. 9C pokazano półsekundowy fragment rozruchu agregatu napędzanego silnikiem spalinowym. W tym przypadku dla zmiany rejestracji prędkości obrotowej wykorzystywano dwa układy rejestracji, charakteryzujące się różnymi (synchronicznie do obrotów) częstotliwościami próbkowania: krzywa czarna odpowiada częstotliwości próbkowania IX natomiast czerwona – 100 razy szybszej. W tym drugim przypadku widoczna jest okresowa zmiana zaburzenia prędkości obrotowej o częstotliwości ~94 Hz, powodowana przez drgania skrętne. Z przykładu tego wynika, że obserwacja i analiza drgań skrętnych wymaga (identycznie jak to ma miejsce w przypadku innych rodzajów drgań) odpowiednio szybkiego układu akwizycji (i analizy) danych. 

Rys.9. Przykłady zmiany drgań skrętnych w czasie rozruchu (A) krótkiego, (B) długiego i (C) w czasie fragmentu rozruchu

Rys. 10 Wybrane metody smarowania łożysk tocznych agregatów pompowych (A) smarem plastycznym (B,) mgłą olejową, (C) olejem 

Zróżnicowanie monitorowania drgań w zależności od polityki UR
Zastosowanie czujników drgań, które w konsekwencji nie mogą być podłączone bezpośrednio do DCS, a wymagają podłączenia do systemu monitorowania, umożliwia zastosowanie bardziej za-awansowanej polityki nadzoru stanu technicznego niż tylko prewencyjne UR. O stopniu tego zaawansowania decydują dostępne funkcjonalności systemu monitorowania (np. rodzaj estymacji sygnału drgań, dostępność programowania logicznego wyjść przekaźnikowych, funkcjonalność autodiagnostyki systemu monitorowania, możliwość cyfrowego interefejsowania z DCS, możliwość interefejsowania z systemem diagnostyki) oraz zaawansowanie wykorzystywanego systemu diagnostyki (np. skaningowa analiza sygnału versus analizy on-line dla wszystkich sygnałów podłączonych do systemu nadzoru; analizy w ustalonych warunkach pracy agregatu versus analizy nie tylko w ustalonych, ale także w przejściowych warunkach jego pracy; możliwość włączenia do systemu diagnostyki zmiennych procesowych i środowiskowych; możliwość realizacji analiz korelacyjnych dla dowolnie wybranych zmiennych [7]).

W tab. 1 dokonano charakterystyki różnych form nadzoru stanu technicznego agregatów pompowych wykorzystywanych dla różnych form zaawansowania utrzymania ruchu: poczynając od bardzo podstawowego prewencyjnego UR (w przypadku zastosowania transmiterów drgań), kończąc na zaawansowanym predykcyjnym UR w przypadku wykorzystywania systemów diagnostyki, umożliwiających gromadzenie danych diagnostycznych nie tylko w czasie pracy agregatu pod stałym obciążeniem (przy stałych obrotach układu wirnikowego), ale także w tzw. stanach przejściowych, tzn. w czasie rozruchu i odstawiania agregatów pompowych.
Te bardziej zaawansowane formy nadzoru stanu technicznego agregatów pompowych winny być wykorzystywane w przypadku agregatów o wyższej krytyczności dla zachowania ciągłości pracy systemu produkcyjnego, a także w przypadku podwyższonego zagrożenia naruszenia bezpieczeństwa na kierunku ludzi i środowiska.

Tab.1. Charakterystyki różnych form nadzoru stanu technicznego agregatów pompowych wykorzystywanych dla różnych form zaawansowania utrzymania ruchu – od bardzo podstawowego prewencyjnego UR (w przypadku zastsowania transmiterów drgań) do zaawansowanego predykcyjnego UR

Monitorowanie smarowania
Poprawność smarowania łożysk rzutuje bezpośrednio na ich trwałość i w konsekwencji na częstotliwość ich niezbędnej wymiany. Ocena poprawności smarowania może być prowadzona z pomocą klasycznych technik drganiowych, a pogorszenie jakości smarowania przejawia się także podwyższeniem temperatury węzła łożyskowego.

Wykorzystywanie technik drganiowych w stosunkowo niskim paśmie częstotliwości (tzn. w takim, które jest typowo wykorzystywane do nadzoru stanu technicznego agregatów pompowych) może skutkować w niektórych przypadkach problemami z rozpoznaniem, które łożysko cechuje się brakiem poprawności smarowania. Rozpoznawanie tego faktu jest tym łatwiejsze, im wykorzystuje się w tym celu wyższe pasmo częstotliwości (także pasmo częstotliwości ultradźwiękowych, a nawet emisji akustycznej).

Na rynku jest oferowanych szereg przyrządów, które umożliwiają prowadzenie diagnostyki łożysk tocznych także z punktu widzenia jakości ich smarowania8 (np. produkty firmy UE System Inc., STD Ultra Sund). Przyrządy te nie tylko umożliwiają rozpoznanie braku poprawności smarowania, ale także są pomocne w procesie obsługi (uzupełnianie środka smarnego), dzięki informowaniu o tym, kiedy smar jest uzupełniony w ilości wystarczającej. Jak bowiem wiadomo nadmiar smaru może wpływać na pracę łożysk tak samo destrukcyjnie jak jego niedostatek. Na rys. 11 pokazano uszkodzone łożysko toczne, w którym w konsekwencji nadmiernego smarowania doszło najpierw do wzrostu jego temperatury, wytopienia smaru i w końcu do uszkodzenia rozerwania obudowy łożyskowej.

Rys.11. Uszkodzenie węzła łożyska tocznego w konsekwencji nadmiernego smarowania łożyska

Na rys. 12A pokazano poprawną zmianę sygnału w przyrządzie realizującym pomiar w paśmie ultradźwiękowym po prawidłowym napełnieniu węzła łożyskowego smarem, natomiast na rys. 12B – po uzupełnieniu smaru w węźle łożyskowym w ilości większej niż to było niezbędne. W tym przypadku widać, że po chwilowej poprawie pracy łożyska, dalsze dodawanie smaru doprowadziło do ponownego podniesienia poziomu sygnału, informując tym samym o niepoprawnym działaniu łożyska. Sytuacja taka doprowadzi do przyspieszonego uszkodzenia samego łożyska i może także skutkować uszkodzeniem podobnym, jak pokazane na rys. 11.

Rys.12. Wykorzystanie technik wysokoczęstotliwościowych do oceny poprawności smarowania łożysk tocznych

Techniki monitorowania pomp dowolnie łożyskowanych
W [1] wymieniono kilka rodzajów monitorowania wykorzystywanych dla poziomych agregatów pompowych łożyskowanych ślizgowo, które mogą także mieć zastosowanie dla agregatów łożyskowanych tocznie. Są to:
– monitorowanie temperatury (i dodatkowo poziomu) oleju w przypadku węzłów łożyskowych nie wykorzystujących do smarowania łożysk smaru plastycznego9. Firma SKF szacuje się, że niewłaściwe smarowanie jest przyczyną 36% przedwczesnych awarii łożysk tocznych, 
– monitorowanie temperatury uzwojeń silnika, 
– znacznik fazy – pomiar pomocniczy: o ile w przypadku pomp łożyskowanych ślizgowo na stosowanie znacznika fazy należy patrzeć jak na pomiar obligatoryjny (analizy orbity są zdecydowanie bardziej informatywne ze znacznikiem fazy niż bez niego), o tyle w przypadku agregatów pompowych łożyskowanych tocznie przedstawia on mniejsze znaczenie, bowiem podstawowym rodzajem analizy na okoliczność oceny stanu technicznego są analizy widmowe; w tym przypadku wystarczającym jest posiłkowanie się widmem asynchronicznym dla wykonania którego znacznik nie jest potrzebny; wcześniej jednak zauważono, że coraz większy procent agregatów pompowych wykorzystuje napędy zmienno-obrotowe; w takich przypadkach można się liczyć z pojawianiem się niekorzystnych efektów drganiowych dla specyficznych pasm prędkości obrotowej układu wirników, jak również można spodziewać się zmiany pasm prędkości obrotowej, w których takie zwiększenie dynamiki jest obserwowane; tak więc w przypadku łożyskowanych tocznie zmienno-obrotowych agregatów pompowych o nieco wyższej krytyczności jak najbardziej celowym jest wykorzystywanie znacznika fazy w celach tachometrycznych i gromadzenie danych o zmianie poziomu drgań wraz z danymi informującymi o prędkości wirnika; w przypadku agregatów pompowych wykorzystujących przekładnię, zaleca się stosowanie niezależnego znacznika zarówno dla ciągu wirników po stronie napędu agregatu, jaki dla ciągu wirników na wyjściu z przekładni [1];
– monitorowanie zwrotnego przepływu medium dla agregatów, na których taki przepływ może wystąpić [1], bowiem fakt wystąpienia przeciwnych obrotów wirnika będzie prowadzić do przyspieszonego uszkodzenia niektórych typów uszczelnień;
– monitorowanie nadobrotów dla agregatów, dla których mogą one zaistnieć [1]. Na ogół o nadobrotach mówi się w kontekście możliwości ich pojawienia się za przyczyną napędu. Natomiast w przypadku agregatów pompowych, dla niektórych ich aplikacji, może także dojść do nadobrotów wirnika w czasie przepływów zwrotnych (tzn. wtedy, kiedy wirnik pompy pracuje w reżimie turbinowym);
– monitorowanie napędów elektrycznych większej mocy w zakresie zmiany TAN-DELTA [1];
– monitorowanie pulsacji ciśnienia dla agregatów o podwyższonej krytyczności [1], [8].

W kolejnych punktach zostaną omówione inne metody monitorowania stanu technicznego, które mogą być stosowane zarówno dla agregatów łożyskowanych zarówno tocznie jak i ślizgowo, których omówienie, ze względów redakcyjnych, zostało przeniesione do niniejszej części artykułu. Są to:
– monitorowanie oleju (węzły łożyskowe, przekładnia),
– monitorowanie agregatu pompowego na bazie pomiarów elektrycznych,
– monitorowanie prądów pasożytniczych, 
– monitorowanie uszczelnień.

Monitorowanie oleju
Poza zmianą właściwości smarnych oleju w przypadku niektórych agregatów, należy się liczyć z celowością monitorowania:
– intensywności i wielkości stałych produktów zużycia oraz
– zawartości wody w oleju: nasycenie, emulsja, woda w stanie bezpośrednim.

Na rys.13 pokazano zmianę jakości oleju w konsekwencji postępującej destrukcji majątku produkcyjnego na rzecz którego olej jest wykorzystywany. Pogorszenie wyraża się w czasie: (i) wzrostem intensywności pojawiania się produktów zużycia o różnej wielkości, (ii) pojawianiem się produktów zużycia o coraz większych rozmiarach. Identyfikacja intensywności, rodzaju i wielkości cząstek zużycia możliwa jest przy zastosowaniu metod spektralnych: SOA = Spectrometric Oil Analysis.

Rys. 13 Zmiana zanieczyszczenia oleju produktami zużycia w czasie

Tego typu monitoring może być użyteczny dla agregatów pompowych, wykorzystujących podsystem wymuszonego obiegu oleju (łożyska, przekładnia). Aktualnie na rynku dostępne są m.in. jednokanałowe systemy monitorowania oleju On-line. Ideową instalację takiego systemu pokazano na rys. 14.

Rys. 14 Ideowa instalacja systemu monitorowania jakości oleju On Line

Aplikacja podobnego funkcjonalnie system nadzoru On-Linę oleju, umożliwiająca także analizę produktów zużycia została opisana w [12].

Na rynku dostępne są systemy jednofunkcyjne zorientowane na ocenę wybranych cech jakości oleju, a także wielofunkcyjne systemy monitorują¬ce stan oleju. Na taki system wielofunkcyjny mogą się składać np. sensory monitorujące: (i) jakość podstawowych funkcji oleju, (ii) zawartość wody w oleju, (iii) zawartość w oleju produktów zużycia, (iv) lepkość oleju.

System nadzoru może się ograniczać do systemu monitorowania, a także może posiadać nadbudowę diagnostyczną. W tym drugim przypadku gromadzone przez niego dane podlegają przetwarzaniu i system diagnostyczny, po konwersji danych w informacje użyteczne dla służb UR, może niezależnie od systemu monitorowania informować operatorów i służby UR o zbliżających się lub zaistniałych już nieprawidłowościach w systemie olejowym. 

Takie systemy wielofunkcyjne mogą się różnić możliwościami pomiarowymi wykorzystywanych komponentów (np. w zakresie możliwości kwantyflkacji produktów zużycia zawartych w oleju). Tak więc decydując się na zastosowanie takiego systemu należy dobrze sprecyzować minimalne wymagania techniczne.

W przypadku mniejszych pomp łożyskowanych tocznie, monitorowanie produktów zużycia jest realizowane z pomocą „pułapek magnetycznych”, które wychwytują produkty zużycia pochodzące z materiałów ferromagnetycznych i okresowo umożliwiają analizę wychwyconego materiału. W podobnym celu pomocne także mogą być filtry oleju (jeśli stosowane) w układzie oleju obiegowego, które w przypadku zużycia czy to smarowanych podzespołów agregatu, czy też samego oleju, mogą tracić drożność.

Monitorowanie na bazie pomiarów elektrycznych
Monitorowanie napięć i prądów umożliwia: ocenę jakości zmienno-napięciowego napędu elektrycznego, o cenę jakości zasilania, ocenę części mechanicznej całego agregatu, tzn. także pompy.

Rozwiązanie takie może wykorzystywać monitory anomalii instalowane indywidualnie dla każdego agregatu pompowego (tak jak to pokazano w lewej dolnej części rys. 15 – opis rozwiązania dedykowanego indywidualnym agregatom napędzanym silnikami elektrycznymi zawarto w [13]) lub rozwiązanie scentralizowane realizowane przez serwer akwizycji danych SAD #2 (na którym dodatkowo jest zainstalowane oprogramowanie detekcji anomalii iMCM).

Podejście takie może być realizowane przez zastosowanie specjalizowanej analizy sygnałów pozyskanych dzięki wysokoczęstotliwościowemu próbkowaniu prądowi napięć napędów elektrycznych realizowane przez indywidulane systemy monitorowania i zabezpieczenia elektrycznego silników (tak jak to pokazano w prawej dolnej części rys. 15) – opis rozwiązania dedykowanego scentralizowanemu systemowi iMCM zawarto w [14].

Rys. 15. Rozwiązania systemowe umożliwiające wnioskowanie o stanie technicznym, bazując na analizach widmowych prądów/
napięć, wspomagające zaawansowane US (SAD – Serwer Akwizycji Danych) 

Systemy monitorowania anomalii w pierwszej fazie po uruchomieniu muszą się nauczyć właściwości poprawnie działającego agregatu (tzn. agregat winien się znajdować w dobrym stanie technicznym). Czas tego uczenia może być uzależniony od zróżnicowania sposobu wykorzystywania agregatu, tzn. agregat winien przepracować w tych wszystkich reżimach pracy, w których jest on wykorzystywany w czasie procesu produkcyjnego. Typowo proces samouczenia zajmuje -7…10 dni. Po zakończeniu procesu uczenia się, system posiada wzorce odpowiadające dobremu stanowi technicznemu oraz (na bazie wiedzy a priori) wygenerowane wartości graniczne odpowiadające krytycznym zmianom tego stanu.

Na rys. 16 pokazano algorytm działania systemu rozpoznawania anomalii agregatu pompowego. W pierwszej kolejności ocenie podlega jakość zasilania silnika elektrycznego, co jest realizowane bezpośrednio przez rozwiązania sprzętowe przyporządkowane bezpośrednio do pojedynczego agregatu. Może to być układ detekcji anomalii (jak pokazany po lewej stronie okienka w kolorze zielonym) lub też układ monitorowania elektrycznego stanu technicz¬nego silnika (jak np. różne systemy typu MULTILIN pokazane po prawej stronie tegoż okienka), który posiada zdolność próbkowania sygnału dynamicz¬nego i możliwość udostępnienia tego sygnału do serwera (SAD2).

Zarówno sprzętowy system detekcji anomalii jak i ww. oprogramowanie pracujące na serwerze SAD2 umożliwia odejmowanie od bieżących estymat funkcyjnych sygnału „WYJŚCIE” (w tym przypadku są to analizy widmowe) estymat modelowych „MODEL”. W miarę upływu czasu i pogarszania się stanu technicznego agregatu, wynik tego odejmowania będzie coraz bardziej znaczący, a skład widmowy będzie się różnił w zależności od rodzaju uszkodzenia oraz stopnia zaawansowania niesprawności, co daje możliwość „identyfikacji uszkodzenia” (także w tym przypadku dzięki zaszytej w stosowanych algorytmach wiedzy a priori) co pokazano z prawej strony rys. 16.

Rys. 16 Algorytm działania systemu detekcji anomalii

Implementacja systemów monitorowania na bazie sygnałów elektrycznych jest stosunkowo łatwa, bowiem wymaga jedynie wykorzystania/ zastosowania na obiekcie środków technicznych, umożliwiających akwizycję sygnałów napięciowych i prądowych. W przypadku wielu napędów linii produkcyjnej zasilanych z jednej stacji, na stacji tej znajdują się już na ogół transformatory pomiarowe umożliwiające akwizycję sygnałów napięciowych z trzech faz. Zauważmy, że w tym celu może być wykorzystywane pojedyncze źródło sygnału napięciowego dla wszystkich agregatów włączonych do systemu detekcji anomalii. W przeciwieństwie do sygnału napięciowego, sygnały prądowe muszą być indywidualnie pozyskiwane z każdego agregatu, natomiast jest to proces bardzo prosty i implementowany bezinwazyjnie. W tym celu są wykorzystywane bądź to przekładniki prądowe (w przypadku włączania do systemu silników elektrycznych stało obrotowych) bądź też czujniki Halla (wymagane w przypadku włączania do systemu nadzoru silników elektrycznych z płynną regulacją obrotów).

Z powyższego wynika także, że implementacja takiego systemu jest również mało problematyczna w przedsiębiorstwach, w których pracują pompy w strefach Ex (a także w przypadku innych zagrożeń – jakie np. można spotkać w kopalniach), bowiem stacje zasilające tych pomp znajdują się typowo poza strefą zagrożenia i instalacja środków technicznych do monitorowania ich anomalii może być całkowicie przeprowadzone poza strefą zagrożenia. Kilka przykładów wykorzystania sprzętowego systemu rozpoznawania anomalii pompy opisano w [13].

Monitorowanie prądów wałowych
Niektóre agregaty są podatne na pojawianie się problemów natury elektrycznej, wynikających z prądów pasożytniczych. Najczęściej kwestia ta dotyczy agregatów napędzanych silnikami zmienno-obrotowymi. Choć może się zdarzyć, że również w silniku zmienno-napięciowym, ale pracującym ze stałą prędkością obrotową, z jakichś przyczyn dochodzi do nadmiernego namagnesowania wału i w konsekwencji zaczyna on pracować jak wirnik generatora, tzn. pojawiają się w nim prądy wałowe. Również w niektórych sytuacjach przepływ medium może prowadzić do pojawienia się elektrostatyczności, która będzie prowadzić do wystąpienia się prądów pasożytniczych.

Na liniach produkcyjnych systematycznie wzrasta liczba różnych maszyn (w tym także pomp) napędzanych zmienno-obrotowymi silnikami elektrycznymi. Tu wstępnie można wyróżnić trzy przypadki: (i) agregat pompowy, który już przepracował pewną liczbę lat zostaje doposażony w falownik (ii) nowo nabyty agregat, którego konstrukcja nie jest przygotowana do aplikacji zmienno-obrotowej, zostaje doposażony w układ sterowania obrotami, (iii) nowy agregat jest konstrukcyjnie przygotowany do wdrożenia uwzględniającego płynne sterowanie prędkością obrotową wirnika.

Na rys. 17 pokazano różne prądy pasożytnicze, które mogą się pojawić na agregacie pompowym, w przypadku kiedy prędkość robocza silnika podlega sterowaniu i mamy do czynienia ze scenariuszem (i) lub (ii). Kolorem czerwonym zaznaczono sprzężenia prądowe między stojanem a wirnikiem, na których drodze znajdują się łożyska toczne. Pojawiają się one wtedy, kiedy różnica potencjałów między wałem silnika a stojanem przekracza zdolność izolacyjną smaru łożyskowego. Na silniku mogą się także pojawić prądy pasożytnicze między uzwojeniami stojana a ziemią (pokazane kolorem niebieskim). W przypadku, w którym sprzęgło łączące wirnik silnika i pompy nie posiada wystarczająco wysokiej oporności, mogą popłynąć prądy między uzwojeniami stojana a uziemieniem po stronie pompy (pokazane na rysunku kolorami zielonym i żółtym). Konsekwencją prądów pasożytniczych propagujących się przez łożyska toczne jest pojawianie się wżerów, co prowadzi nie tylko do zwiększenia oporów ruchu mechanicznego, ale także do pogorszenia właściwości smaru znajdującego się w łożysku. Skutkuje to w zwiększonym wydzielaniu ciepła, które negatywnie wpływa na warunki pracy węzła łożyskowego i prowadzi do jego przyspieszonego uszkodzenia.

Rys.17. Prądy pasożytnicze, które mogą się pojawić na agregacie pompowym

Organoleptycznie rozpoznaje się opisaną destrukcję poprzez zwiększony hałas oraz przegrzanie. Z tego też względu tak ważne jest prowadzenie monitorowania węzłów łożyskowych z pomocą opisanych wcześniej pomiarów drgań i temperatur, wykorzystując możliwie najpoprawniej zainstalowane czujniki.

Na rynku dostępne są silniki, które posiadają konstrukcję o zwiększonej oporności elektrycznej jednego lub obu węzłów łożyskowych, co prowadzi do minimalizacji problemów z prądami pasożytniczymi, przyczyniającymi się do uszkadzania łożysk silnika. Na okoliczność połączenia wału silnika i pompy mogą być wykorzystywane sprzęgła o różnych właściwościach elektrycznych: wysoko przewodzące, półprzewodzące i izolowane. Zastosowanie sprzęgieł izolowanych będzie zapobiegać pojawianiu się prądów pasożytniczych generowanych po stronie silnika na podzespołach pompy.

Wdrożenia sterowania zmienno-obrotowego dla agregatów pompowych użytkowanych wcześniej ze stałą prędkością obrotową wiąże się ryzykiem pojawienia się niekontrolowanych przepływów prądów pasożytniczych, jak pokazane na rys. 17. Znanych jest wiele przypadków takich wdrożeń, które przyczyniły się do zwiększenia awaryjności łożysk tocznych, a w konsekwencji do skrócenia okresów między remontowych agregatów pompowych.

Napięcie na wale występuje tylko wtedy, gdy silnik jest pod napięciem i jego wirnik obraca się. Szczotka węglowa, pozostająca w kontakcie z wałem pozwala zmierzyć napięcie na wale podczas pracy silnika. Szczotki są też jednym ze środków technicznych umożliwiających spływ ładunków z wału, chroniąc tym samym łożyska przed wystąpieniem opisanego powyżej mechanizmu destrukcji.

Monitorowanie uszczelnień
W przypadku szeregu aplikacji pompowych ważnym elementem oceny stanu technicznego jest jakość pracy uszczelnień [15]. Dla pomp wirowych wykorzystywane są cztery rodzaje uszczelnień: (i) sznurowe/pakunkowe, (ii) wargowe, (iii) mechaniczne i (iv) magnetyczne.

W przypadku niektórych typów uszczelnień, wciąż jest możliwa ocena ich stanu technicznego poprzez pomiary temperatury. W stosunku do uszczelnień mechanicznych już od wielu lat wykorzystywane jest rozwiązanie nadzorujące ich stan techniczny na bazie pomiarów ciśnienia10. W bieżącym roku pojawiło się doniesienie o kolejnym dokonaniu na tym kierunku [16].
Czasami zdarza się, że dochodzi do dezintegracji (pęknięcia) uszczelnień mechanicznych. Jest to proces trwający kilka sekund. W takich przypadkach techniki monitorowania, wykorzystujące pomiary temperatury (a czasami również hałasu), charakteryzują się zbyt dużą zwłoką czasową z generowaniem alarmu. System monitorowania on-line BeMoS11 w sposób ciągły realizuje kontrolę poprawności filmu olejowego z pomocą ultradźwięków i wykrywa naruszenie ciągłości filmu w ciągu milisekund12. W tym celu wykorzystywany jest sensor (pokazany na rys. 18A) utwierdzony na stałe do pozostającego w spoczynku pierścienia uszczelnienia, który wymaga podłączenia do specjalizowanego systemu monitorowania (vide rys. 18B) umożliwiającego interefejsowanie cyfrowe czy to z systemem wspomagania UR czy też z systemem nadzoru procesu.

W sprężarkach dość często wykorzystywane są suche uszczelnienia gazowe, które również czasami są stosowane w pompach procesowych. Dla takich uszczelnień współcześnie już też są dostępne specjalizowane systemy monitorowania [17].

Rys.18. System monitorowania uszczelnień mechanicznych BeMoS: (A) sensor, (B) system monitorowania

W tej i w poprzedniej części artykułu ograniczono się do omówienia sposobów monitorowania poziomych agregatów pompowych. W obu tych częściach koncentrowano się głównie na sposobie pozyskiwania sygnałów służących prowadzeniu oceny. Kolejna część zostanie poświęcona monitorowaniu stanu technicznego pionowych agregatów pompowych. W niej też zostanie szerzej omówione zróżnicowanie systemów monitorowania i zabez¬pieczeń. Na zakończenie opisane zostaną także bardziej zawansowanych formy nadzoru, dla których niezbędne jest stosowanie systemów diagnostyki. W przypadku ich wdrożenia nie ma już potrzeby mówić o kierunku zorientowania wirników pomp. Systemy diagnostyki są wykorzystywane dla różnych maszyn i są zdecydowanie bardziej uniwersalne niż systemy monitorowania i zabezpieczeń.

Przypisy
1. Zauważmy, że mająca status Polskiej Normy Norma Europejska EN ISO 13709:2009 Centrifugal pumps for Petroleum, petrochemical and natural gas Industries stanowi adaptację opublikowanej wcześniej normy API 610.
2. Mimo tego, że wymienione w 01 normy adresowane są do pomp pracujących w szeroko rozumianym obszarze O&G, to jednak w szeregu przypadków mogą i winny być wykorzystywane dla pomp stosowanych w innych obszarach (w tym także w energetyce). Dla tych innych obszarów brak jest bowiem specyficznych standardów, które by poruszały kwestie nadzoru stanu technicznego pomp.
3. Taki scenariusz jest statystycznie prawdziwy, bowiem może wystąpić sytuacja w której, w konsekwencji przeciążeń promieniowych generowanych przez wirnik (np. w wyniku nieosiowości), strefa maksymalnego obciążenia łożyska znajduje się nie w dolnej, ale w jego górnej części.
4. BEP = Best Efficiency Point.
5. Szereg standardów API zostało adoptowanych przez normy ISO i standardy europejskie z grupy EN. W konsekwencji te adoptowane standardy (w tym także standard [2]) odwołują się do innych standardów API, które już są lub jeszcze nie są adoptowane przez ISO. Zauważmy, że Polska Norma [2] odwołuje się 8-krotnie do standardu API [5].
6. W trakcie całej działalności zawodowej nie spotkałem się ani razu z krajowym SIWZem, który by formułował wymaganie określenia charakterystyki rezonansowej węzła łożyskowego przez wytwórcę pompy. Świadomość wartości tej częstotliwości może być szczególnie ważna w procesie oceny stanu technicznego agregatów, których system wirnikowy obraca się ze zmienną prędkością obrotową.
7. TVA = Torsinal Vibration Analysis.
8. Zauważmy, że przyrządy te wspomagają nie tylko diagnostykę maszyn z węzłami łożyskowanymi tocznie, ale są użyteczne także na okoliczność rozpoznawania przecieków w instalacjach wysokiego ciśnienia (powietrze, para oraz inne gazy), jakości połączeń elektrycznych, wyładowań niezupełnych, przy rozpoznawaniu kawitacji, etc. W przypadku instalacji wysokiego ciśnienia technika ta może być także użyteczna w ocenie jakości pracy zaworów.
9. Szacuje się, że wykorzystanie smarów plastycznych dla łożysk tocznych ma miejsce w przypadku -90% pomp. Smarowanie olejem jest stosowane w przypadku konieczności odprowadzenia nadmiernej ilości ciepła generowanego w łożysku. Może to mieć miejsce w przypadku wysokich prędkości pracy łożyska, przy występowaniu jego wysokich obciążeń, a także w przypadkach, w których łożysko jest poddawane wpływowi innych źródeł ciepła i ich wpływ mógłby negatywnie wpływać na pacę łożysk smarowanych smarami plastycznymi. Smarowanie olejem wykorzystuje się także w sytuacji konieczności smarowania nim innych elementów maszyn, a także w przypadku stosowania łożysk z masywnym koszykiem o konstrukcji zamkniętej, który w dużym stopniu wypełnia przestrzeń między pierścieniami łożyska co w konsekwencji uniemożliwia wypełnienie łożyska smarem plastycznym w wymaganej ilości.
10. Takie rozwiązanie było dostępne już dwie dekady temu w systemie TRENDMASTER /Bently Nevada, a później także w systemie TRENDMASTER PRO.
11. System BeMoS opracowała firma BestSens AG wraz z firmą Metax GmbH.
12. Opisany system monitorowania w takim samym stopniu jak dla pomp może być wykorzystywany dla innych maszyn wirnikowych wykorzystujących uszczelnienia mechaniczne, jak np. dla ekstruderów, mieszadeł itp.

Literatura
[1] Nowicki R., Monitorowanie stanu technicznego poziomych agregatów pompowych z łożyskami ślizgowymi, Pompy Pompownie, Nr 1/2019, str. 69-83.
[2] PN-EN ISO 13709:2010, Pompy odśrodkowe dla przemysłu naftowego, petrochemicznego i gazowniczego.
[3] ISO 10816-7:2009, Mechanicalvibration — Evaluation of machinę vibration by measurements on non-rotating parts — Part 7: Rotodynamic pumps for industrial ap- plications, includingmeasurements on rotating shafts.
[4] ISO 20816-1:2016: Mechanicalvibration — Measurement and evaluation of machinę vibration – General guideli- nes.
[5] API 670 ed. 5th, Machinery protection systems, 2014.
[6] Nowicki R., Pomiary temperatury łożysk (cz.II): Szczegóły dotyczące poprawności instalacji czujników, Inżynieria i Utrzymanie Ruchu Zakładów Przemysłowych, Nr 4, 07-08 2016, str. 64-73.
[7] Nowicki R., Multi State Analysis in Condition Monitoring Systems (CMS), ORBIT, Vol. 34, No. 2, 2014, p. 25.
[8] Nowicki R., (Niczym krewetki….) Nowe możliwości w zakresie nadzoru pomp, Pompy Pompownie, Nr 2/2017 str. 8-15.
[9] Guidelines for Using Ultrasound and Vibration for Lubrication, Noria Corporation, https://www.machi- nerylubrication.com/Read/31421/ultrasound-vibra- tion-lubrication
[10] Rienstra A., The Three Mistakes of Bearing Lubrication, MaintWorld, MAY 2016, www.sdthearmore.com
[11] Messer A., Using Ultrasound to Improve Lubrication Practices, MaintWorld, MAY 2016, www.uesystems.com
[12] Standziak G., Nowicki R., Strzelecki S., Monitorowanie stanu technicznego wolnoobrotowych łożysk ślizgowych maszyny wyciągowej, Napędy i Sterowanie Nr7/8, Lipiec-Sierpień 2015, str. 128-133.
[13]    Song J., Nowicki R., Duyar A.: Sprzętowe rozpoznawanie anomalii pracy agregatów napędzanych silnikami elektrycznymi, Napędy i Sterowanie Nr 1, Styczeń 2014, str. 96-106.
[14] Duyar A., Nowicki R., Eker O.F., Zróżnicowanie systemów On-Line monitorowania stanu technicznego silników elektrycznych, Zeszyty Problemowe – Maszyny Elektryczne Nr 111-3/2016 str. 87-92.
[15] Forsthoffer W., Guidelines for predictive maintenance of mechanical seals, International Turbomachinery, JAN 3rd 2015.
[16] Meisenbach L., Mechanical seals finally under control, https://delta-p-online.com/2019/08/05/mechanical seals-finally-under-control/
[17] BakalchukV., McCrawJ., Hosanna R., Monitoring a tan-dem dry gas seafs secondary seal, ATPS, Singapore, 22-25 FEB 2016.