eng
Выпуск #8/2025
С. Антонычев, А. Анцев, Е. Ежов, Е. Минаков, Е. Янов
Вибродиагностика и предиктивная аналитика в управлении жизненным циклом оборудования ТЭК
Вибродиагностика и предиктивная аналитика в управлении жизненным циклом оборудования ТЭК
Просмотры: 619
DOI: 10.22184/1992-4178.2025.250.8.100.104
В статье демонстрируются типичные ошибки монтажа датчиков и последствия некорректной диагностики, приведшие к резонансным явлениям и рискам разрушения вентиляторов трехсекционной градирни. Сделан вывод о необходимости перехода от реактивной к проактивной стратегии обслуживания.
Ключевые слова: градирня, датчик вибрации, промышленный Интернет вещей, анализ видов и последствий отказов
В статье демонстрируются типичные ошибки монтажа датчиков и последствия некорректной диагностики, приведшие к резонансным явлениям и рискам разрушения вентиляторов трехсекционной градирни. Сделан вывод о необходимости перехода от реактивной к проактивной стратегии обслуживания.
Ключевые слова: градирня, датчик вибрации, промышленный Интернет вещей, анализ видов и последствий отказов
Вибродиагностика и предиктивная аналитика в управлении жизненным циклом оборудования ТЭК
С. Антонычев1, А. Анцев, д.т.н.2, Е. Ежов3, Е. Минаков, д.т.н.4, Е. Янов, д.т.н.5
Статья посвящена применению современных методов вибродиагностики и предиктивной аналитики для управления жизненным циклом оборудования в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК). В работе рассматриваются современные технологические решения, включая беспроводные сенсорные сети, платформы промышленного интернета вещей (IIoT) и роботизированные системы, позволяющие организовать непрерывный мониторинг и прогнозирование состояния критического оборудования. На примере трехсекционной вентиляторной градирни АО «Газпромнефть-МНПЗ» демонстрируются типичные ошибки монтажа датчиков и последствия некорректной диагностики, приведшие
к резонансным явлениям и рискам разрушения оборудования. Сделан вывод о необходимости перехода от реактивной к проактивной стратегии обслуживания на основе анализа критических точек деградации и применения цифровых двойников.
Эксплуатация объектов газового хозяйства, нефтеперерабатывающих и распределительных станций (далее – объекты топливно-энергетического комплекса (ТЭК)) сопряжена с существенными технологическими рисками, обусловленными сложностью и непрерывностью производственных циклов.
Критическими проблемами эксплуатации объектов ТЭК являются:
высокая вероятность отказов вращающегося оборудования (вентиляторы градирен, насосы, компрессоры, турбины), приводящих к незапланированным остановкам, утечкам углеводородов и экологическим инцидентам. Например, на трубопроводах поддержания пластового давления (ППД) отсутствие непрерывного мониторинга провоцирует несвоевременное обнаружение разрывов, что влечет финансовые потери из-за недозакачки воды и снижения добычи нефти [1];
эксплуатационные расходы, связанные с традиционным регламентным обслуживанием, которое часто выполняется без учета фактического состояния оборудования. В условиях труднодоступных территорий (заболоченные участки, удаленные месторождения) затраты на прокладку кабельных трасс для сенсорных систем увеличивают капитальные вложения на 30–50% [1];
невозможность прогнозирования аномалий в режиме реального времени из-за ограниченности данных точечных замеров. Это усугубляется в зимний период, когда экстремальные температуры влияют на стабильность измерительных систем [1].
Указанные проблемы могут быть преодолены с помощью теории надежности, предоставляющей фундаментальную основу для интеграции предиктивных технологий на объектах ТЭК. При этом классические модели надежности, включая распределения Вейбулла и экспоненциальные зависимости, демонстрируют принципиальную ограниченность применительно к динамическому оборудованию. Они не учитывают опера-
ционные стресс-факторы, такие как пусковые перегрузки, гидравлические удары или резонансные явления, которые катализируют процессы износа. Кроме того, для роторных машин газоперекачивающих агрегатов и насосных станций доказана нелинейная зависимость интенсивности отказов от вибрационных параметров [2]. Экспериментальные данные с компрессорных станций подтверждают, что при превышении порогового значения виброскорости вероятность отказа подшипников качения возрастает экспоненциально за счет ускоренного развития усталостных микротрещин. Этот эффект обусловлен цикличными знакопеременными нагрузками, которые инициируют процессы коррозионного растрескивания в зонах концентрации напряжений.
При этом требуется решение следующих задач:
интеграция непрерывного мониторинга параметров вибрации, температуры и давления на критических узлах (устья скважин, трубопроводы ППД, роторные агрегаты) без масштабной реконструкции инфраструктуры;
внедрение алгоритмов предиктивной аналитики для раннего обнаружения дефектов (дисбаланс, перекос, подшипниковые повреждения) на основе динамических данных;
обеспечение экономической эффективности за счет сокращения затрат на монтаж и обслуживание, а также минимизации потерь от простоев. Например, на Узеньском месторождении целевым показателем было снижение эксплуатационных расходов на 65% [1].
В настоящее время разработаны решения на основе современных подходов к диагностике, основанные на комбинации аппаратных и программных технологий, например:
беспроводные сенсорные сети на базе протокола WirelessHART (IEC 62591), обеспечивающие передачу данных от датчиков к шлюзам без прокладки кабелей. Примеры включают решения Emerson Electric с датчиками давления Rosemount 3051S и температуры Rosemount 648, успешно работающие в условиях Западной Сибири при температурах до –40 °C [1]. Такие системы снижают капитальные затраты за счет исключения кабельных эстакад и кроссовых шкафов;
платформы промышленного интернета вещей (IIoT), объединяющие данные с вибродатчиков, расходомеров и манометров в единую систему. Это позволяет применять цифровые двойники для моделирования поведения оборудования и выявления аномалий. Например, Shell использует концепцию Smart Field, а ПАО «НК «Роснефть» – «цифровое
месторождение» [3];
роботизированные системы диагностики, такие как дроны, для инспекции трубопроводов или наземные роботы для измерения толщины стенок резервуаров. Однако их внедрение ограничено высокой стоимостью и сложностью интеграции с действующими АСУ ТП [3].
Несмотря на прогресс, остаются следующие проблемы: недостаточная точность виброметрии при высоких частотах, задержки передачи данных и уязвимость в системе информационной безопасности. Так, атака на норвежскую компанию Norsk Hydro ASA в 2019 году привела к ущербу в 70 млн долл. [3].
Рассмотрим реальный случай из практики на примере системы охлаждения нефтеперерабатывающего комплекса АО «Газпромнефть-МНПЗ», которая включает трехсекционные вентиляторные градирни (рис. 1). Данный случай демонстрирует характерные технологические риски объектов ТЭК.
При виброобследовании трехсекционной вентиляторной градирни выявлено превышение допустимой виброскорости (до 18,0 мм/с против нормативных 6,3 мм/с по ГОСТ 31350-2007), что создавало угрозу катастрофического разрушения редукторов вентиляторов «Торнадо AFE7000».
В ходе проведенного обследования установлено, что штатный датчик вибрации ориентирован на редукторе в направлении наименьшей вибрационной активности и в два раза занижает реальные величины вибрации на редукторе. Наибольшая плавающая вибрация (до 11,8 мм/с и выше до 18,0 мм/с в пиковые ветровые нагрузки) на редукторе наблюдается в проекции 90° относительно штатного датчика (рис. 2).
Из табл. 1 видно, что стабильность показаний, собранных на максимальной загрузке в течение 20 мин, отсутствует. Вибрация неустойчивая, плавающая и указывает прежде всего на необходимость усиления опорной конструкции боковых секций М101-А и М101-С. Центральная секция М101-В более устойчиво держит нагрузку и способна работать во всем рабочем диапазоне. Дисбаланс лопастей полностью отсутствует.
Данный случай иллюстрирует системную проблему: некорректная диагностика и скрытые дефекты монтажа провоцируют неконтролируемое развитие резонансных явлений. Обследование с применением динамического анализатора «АГАТ-М» подтвердило фундаментальную слабость традиционных подходов:
штатные датчики вибрации, установленные без учета вектора максимальной чувствительности (вдоль оси закладной балки), занижали реальные показатели в два раза. Максимальные колебания фиксировались в поперечном направлении (90° к датчику), достигая 18,0 мм/с при ветровых нагрузках;
эксцентричное расположение лопастей в диффузоре диаметром 7 050 мм (при норме зазора 21,15–28,20 мм) спровоцировало рост амплитуды низкочастотной лопастной вибрации (в диапазоне 3,06–9,03 Гц), что соответствовало спектральным признакам дестабилизации роторных систем, описанным в теории надежности [4].
Аэродинамические испытания с трубкой Пито выявили прямую связь между вибрацией и производительностью:
проектная мощность 820,8 тыс. м³/ч достигалась лишь при 88–90%-ной нагрузке. Снижение оборотов до 64% (950 об/мин) уменьшало производительность секции М101-А до 342 тыс. м³/ч, что подтверждает нелинейную зависимость энергоэффективности от резонансных режимов;
обнаружение разрушенного крепежного винта М20 × 80-5.6 на редукторе секции М101-В доказало ускоренную деградацию компонентов при циклических знакопеременных нагрузках.
Рассмотренный пример подтверждает необходимость внедрения проактивных стратегий вибродиагностики и предиктивной аналитики:
1. Беспроводные сенсорные сети исключили бы ошибки монтажа датчиков. Корректный замер вибрации под 90° к оси рамы позволил бы идентифицировать поперечные колебания на ранней стадии пусконаладочных работ.
2. Динамические марковские модели обеспечили бы прогнозирование остаточного ресурса. Точки диагностики (зазоры лопастей, крепления редукторов) требуют постоянного мониторинга, поскольку их износ нелинейно влияет на интенсивность отказов.
3. Цифровые двойники выявили бы причинно-следственную связь: эксцентриситет лопастей → рост гармоник спектра → резонанс опорных конструкций.
В качестве оперативных мер разработаны решения и технические рекомендации для АО «Газпромнефть-МНПЗ»:
1. Замена крепежа редукторов на виброустойчивые аналоги (ГОСТ Р ИСО 4017-2013).
2. Центрирование лопастей с допуском ±3,5 мм для подавления низкочастотных гармоник.
3. Ограничение эксплуатационной нагрузки 90% для исключения резонансных зон.
В качестве стратегической рекомендации было предложено усиление опор боковых секций с интеграцией IIoT-платформ для контроля виброскорости в реальном времени.
Заключение
В настоящее время вибродиагностика и предиктивная аналитика являются мировым трендом трансформации реактивной стратегии обслуживания в проактивное управление жизненным циклом оборудования за счет идентификации критических точек деградации (точек диагностики), где сосредоточены процессы зарождения и развития отказов. При этом выбор точек диагностики базируется на принципе максимизации информативности при минимизации стоимости внедрения, а приоритизация точек мониторинга осуществляется через анализ критичности отказов (FMEA) и оценки стоимости простоя.
ЛИТЕРАТУРА
Тагиров Д. Н. Беспроводная нефтедобыча. Опыт СНГ // ИСУП, 2015. № 2(56). С. 65–68.
Акимов В. И. Влияние неоднородности и колебаний эксплуатационных параметров работы ГПА на техническое состояние узлов газотурбинного привода: дис. … канд. техн. наук : 05.02.13 / В.И. Акимов; ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Уфа, 2020. 156 с.
Хитрых Д. О цифровой трансформации энергетической отрасли // Энергетическая политика [Электронный ресурс]. URL: https://energypolicy.ru/o-czifrovoj-transformaczii-energeticheskoj-otrasli/neft/2021/19/05/ (дата обращения: 09.08.2025).
Антонычев С. В. Балансировка лопастей вентилятора градирни // Электрические станции. 2019. № 12 (1061). С. 38–41.
С. Антонычев1, А. Анцев, д.т.н.2, Е. Ежов3, Е. Минаков, д.т.н.4, Е. Янов, д.т.н.5
Статья посвящена применению современных методов вибродиагностики и предиктивной аналитики для управления жизненным циклом оборудования в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК). В работе рассматриваются современные технологические решения, включая беспроводные сенсорные сети, платформы промышленного интернета вещей (IIoT) и роботизированные системы, позволяющие организовать непрерывный мониторинг и прогнозирование состояния критического оборудования. На примере трехсекционной вентиляторной градирни АО «Газпромнефть-МНПЗ» демонстрируются типичные ошибки монтажа датчиков и последствия некорректной диагностики, приведшие
к резонансным явлениям и рискам разрушения оборудования. Сделан вывод о необходимости перехода от реактивной к проактивной стратегии обслуживания на основе анализа критических точек деградации и применения цифровых двойников.
Эксплуатация объектов газового хозяйства, нефтеперерабатывающих и распределительных станций (далее – объекты топливно-энергетического комплекса (ТЭК)) сопряжена с существенными технологическими рисками, обусловленными сложностью и непрерывностью производственных циклов.
Критическими проблемами эксплуатации объектов ТЭК являются:
высокая вероятность отказов вращающегося оборудования (вентиляторы градирен, насосы, компрессоры, турбины), приводящих к незапланированным остановкам, утечкам углеводородов и экологическим инцидентам. Например, на трубопроводах поддержания пластового давления (ППД) отсутствие непрерывного мониторинга провоцирует несвоевременное обнаружение разрывов, что влечет финансовые потери из-за недозакачки воды и снижения добычи нефти [1];
эксплуатационные расходы, связанные с традиционным регламентным обслуживанием, которое часто выполняется без учета фактического состояния оборудования. В условиях труднодоступных территорий (заболоченные участки, удаленные месторождения) затраты на прокладку кабельных трасс для сенсорных систем увеличивают капитальные вложения на 30–50% [1];
невозможность прогнозирования аномалий в режиме реального времени из-за ограниченности данных точечных замеров. Это усугубляется в зимний период, когда экстремальные температуры влияют на стабильность измерительных систем [1].
Указанные проблемы могут быть преодолены с помощью теории надежности, предоставляющей фундаментальную основу для интеграции предиктивных технологий на объектах ТЭК. При этом классические модели надежности, включая распределения Вейбулла и экспоненциальные зависимости, демонстрируют принципиальную ограниченность применительно к динамическому оборудованию. Они не учитывают опера-
ционные стресс-факторы, такие как пусковые перегрузки, гидравлические удары или резонансные явления, которые катализируют процессы износа. Кроме того, для роторных машин газоперекачивающих агрегатов и насосных станций доказана нелинейная зависимость интенсивности отказов от вибрационных параметров [2]. Экспериментальные данные с компрессорных станций подтверждают, что при превышении порогового значения виброскорости вероятность отказа подшипников качения возрастает экспоненциально за счет ускоренного развития усталостных микротрещин. Этот эффект обусловлен цикличными знакопеременными нагрузками, которые инициируют процессы коррозионного растрескивания в зонах концентрации напряжений.
При этом требуется решение следующих задач:
интеграция непрерывного мониторинга параметров вибрации, температуры и давления на критических узлах (устья скважин, трубопроводы ППД, роторные агрегаты) без масштабной реконструкции инфраструктуры;
внедрение алгоритмов предиктивной аналитики для раннего обнаружения дефектов (дисбаланс, перекос, подшипниковые повреждения) на основе динамических данных;
обеспечение экономической эффективности за счет сокращения затрат на монтаж и обслуживание, а также минимизации потерь от простоев. Например, на Узеньском месторождении целевым показателем было снижение эксплуатационных расходов на 65% [1].
В настоящее время разработаны решения на основе современных подходов к диагностике, основанные на комбинации аппаратных и программных технологий, например:
беспроводные сенсорные сети на базе протокола WirelessHART (IEC 62591), обеспечивающие передачу данных от датчиков к шлюзам без прокладки кабелей. Примеры включают решения Emerson Electric с датчиками давления Rosemount 3051S и температуры Rosemount 648, успешно работающие в условиях Западной Сибири при температурах до –40 °C [1]. Такие системы снижают капитальные затраты за счет исключения кабельных эстакад и кроссовых шкафов;
платформы промышленного интернета вещей (IIoT), объединяющие данные с вибродатчиков, расходомеров и манометров в единую систему. Это позволяет применять цифровые двойники для моделирования поведения оборудования и выявления аномалий. Например, Shell использует концепцию Smart Field, а ПАО «НК «Роснефть» – «цифровое
месторождение» [3];
роботизированные системы диагностики, такие как дроны, для инспекции трубопроводов или наземные роботы для измерения толщины стенок резервуаров. Однако их внедрение ограничено высокой стоимостью и сложностью интеграции с действующими АСУ ТП [3].
Несмотря на прогресс, остаются следующие проблемы: недостаточная точность виброметрии при высоких частотах, задержки передачи данных и уязвимость в системе информационной безопасности. Так, атака на норвежскую компанию Norsk Hydro ASA в 2019 году привела к ущербу в 70 млн долл. [3].
Рассмотрим реальный случай из практики на примере системы охлаждения нефтеперерабатывающего комплекса АО «Газпромнефть-МНПЗ», которая включает трехсекционные вентиляторные градирни (рис. 1). Данный случай демонстрирует характерные технологические риски объектов ТЭК.
При виброобследовании трехсекционной вентиляторной градирни выявлено превышение допустимой виброскорости (до 18,0 мм/с против нормативных 6,3 мм/с по ГОСТ 31350-2007), что создавало угрозу катастрофического разрушения редукторов вентиляторов «Торнадо AFE7000».
В ходе проведенного обследования установлено, что штатный датчик вибрации ориентирован на редукторе в направлении наименьшей вибрационной активности и в два раза занижает реальные величины вибрации на редукторе. Наибольшая плавающая вибрация (до 11,8 мм/с и выше до 18,0 мм/с в пиковые ветровые нагрузки) на редукторе наблюдается в проекции 90° относительно штатного датчика (рис. 2).
Из табл. 1 видно, что стабильность показаний, собранных на максимальной загрузке в течение 20 мин, отсутствует. Вибрация неустойчивая, плавающая и указывает прежде всего на необходимость усиления опорной конструкции боковых секций М101-А и М101-С. Центральная секция М101-В более устойчиво держит нагрузку и способна работать во всем рабочем диапазоне. Дисбаланс лопастей полностью отсутствует.
Данный случай иллюстрирует системную проблему: некорректная диагностика и скрытые дефекты монтажа провоцируют неконтролируемое развитие резонансных явлений. Обследование с применением динамического анализатора «АГАТ-М» подтвердило фундаментальную слабость традиционных подходов:
штатные датчики вибрации, установленные без учета вектора максимальной чувствительности (вдоль оси закладной балки), занижали реальные показатели в два раза. Максимальные колебания фиксировались в поперечном направлении (90° к датчику), достигая 18,0 мм/с при ветровых нагрузках;
эксцентричное расположение лопастей в диффузоре диаметром 7 050 мм (при норме зазора 21,15–28,20 мм) спровоцировало рост амплитуды низкочастотной лопастной вибрации (в диапазоне 3,06–9,03 Гц), что соответствовало спектральным признакам дестабилизации роторных систем, описанным в теории надежности [4].
Аэродинамические испытания с трубкой Пито выявили прямую связь между вибрацией и производительностью:
проектная мощность 820,8 тыс. м³/ч достигалась лишь при 88–90%-ной нагрузке. Снижение оборотов до 64% (950 об/мин) уменьшало производительность секции М101-А до 342 тыс. м³/ч, что подтверждает нелинейную зависимость энергоэффективности от резонансных режимов;
обнаружение разрушенного крепежного винта М20 × 80-5.6 на редукторе секции М101-В доказало ускоренную деградацию компонентов при циклических знакопеременных нагрузках.
Рассмотренный пример подтверждает необходимость внедрения проактивных стратегий вибродиагностики и предиктивной аналитики:
1. Беспроводные сенсорные сети исключили бы ошибки монтажа датчиков. Корректный замер вибрации под 90° к оси рамы позволил бы идентифицировать поперечные колебания на ранней стадии пусконаладочных работ.
2. Динамические марковские модели обеспечили бы прогнозирование остаточного ресурса. Точки диагностики (зазоры лопастей, крепления редукторов) требуют постоянного мониторинга, поскольку их износ нелинейно влияет на интенсивность отказов.
3. Цифровые двойники выявили бы причинно-следственную связь: эксцентриситет лопастей → рост гармоник спектра → резонанс опорных конструкций.
В качестве оперативных мер разработаны решения и технические рекомендации для АО «Газпромнефть-МНПЗ»:
1. Замена крепежа редукторов на виброустойчивые аналоги (ГОСТ Р ИСО 4017-2013).
2. Центрирование лопастей с допуском ±3,5 мм для подавления низкочастотных гармоник.
3. Ограничение эксплуатационной нагрузки 90% для исключения резонансных зон.
В качестве стратегической рекомендации было предложено усиление опор боковых секций с интеграцией IIoT-платформ для контроля виброскорости в реальном времени.
Заключение
В настоящее время вибродиагностика и предиктивная аналитика являются мировым трендом трансформации реактивной стратегии обслуживания в проактивное управление жизненным циклом оборудования за счет идентификации критических точек деградации (точек диагностики), где сосредоточены процессы зарождения и развития отказов. При этом выбор точек диагностики базируется на принципе максимизации информативности при минимизации стоимости внедрения, а приоритизация точек мониторинга осуществляется через анализ критичности отказов (FMEA) и оценки стоимости простоя.
ЛИТЕРАТУРА
Тагиров Д. Н. Беспроводная нефтедобыча. Опыт СНГ // ИСУП, 2015. № 2(56). С. 65–68.
Акимов В. И. Влияние неоднородности и колебаний эксплуатационных параметров работы ГПА на техническое состояние узлов газотурбинного привода: дис. … канд. техн. наук : 05.02.13 / В.И. Акимов; ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Уфа, 2020. 156 с.
Хитрых Д. О цифровой трансформации энергетической отрасли // Энергетическая политика [Электронный ресурс]. URL: https://energypolicy.ru/o-czifrovoj-transformaczii-energeticheskoj-otrasli/neft/2021/19/05/ (дата обращения: 09.08.2025).
Антонычев С. В. Балансировка лопастей вентилятора градирни // Электрические станции. 2019. № 12 (1061). С. 38–41.
Отзывы читателей
