Nadzór stanu technicznego (ST) agregatów pompowych jest dyskutowany przez różne standardy, z których najważniejsze to grupy standardów (i) API (-610, -670, -671, -674, -682, -685), (ii) ISO (10816-07, 20816, 5199 / 2858), oraz (iii) ASME/ANSI (B73.1 i B73.2). O ile standardy API ustosunkowują się do różnych typów pomiarów, które mogą być wzięte pod uwagę na okoliczność monitorowania ST, a także wypowiadają się w kwestii struktury systemu monitorowania i zabezpieczeń wykorzystywanego na okoliczność nadzoru tego ST, o tyle standardy ISO przede wszystkim zajmują się wybraną formą nadzoru, jaką jest nadzór drganiowy. Niedostatkiem podstawowego standardu API opisującego zasady monitorowania ST (API-670) jest brak wytycznych dla maszyn posiadających pionowe osie wałów (a więc np. dla pomp, wirówek). Na tę okoliczność standardy ISO są bardziej kompletne, bowiem dla pomiarów sejsmicznych podają wytyczne tak dla agregatów z wirnikami poziomymi, jak i pionowymi.

Obowiązujące standardy są zawsze opóźnione w stosunku do najnowszych rozwiązań technicznych i metodologicznych. Tak więc projektując nadzór ST maszyn ważnych, w tym także agregatów pompowych, w każdym przypadku celowym jest dokonanie przeglądu współcześnie stosowanych technik i metod, które niekoniecznie jeszcze musiały znaleźć swoje sformalizowanie w już istniejących standardach.

Minęło kilka lat od poprzedniego omówienia nowości w odniesieniu do nadzoru agregatów pompowych ^[1]. W tym czasie pojawiło się kilka interesujących nowych możliwości w zakresie polepszenia jakości realizowanego nadzoru ST. Są to zarówno nowe czujniki, jak i metody oceny ST, które nie były wykorzystywane w przeszłości, a mianowicie:

•    nadzór zmiany ST izolacji silnika napędzającego pompę ^{[2] [3]},

•    kompleksowy nadzór ST agregatu w oparciu o drgania elektryczne ^{[2], [4]},

•    rozpoznawanie anomalii zarówno ST, jak i procesu, na rzecz którego pompa pracuje z wykorzystaniem metod tak sprzętowych ^[4], jak i programowych ^{[5], [2]},

•    uwzględnienie monitorowania ciśnienia (na ssaniu i tłoczeniu pompy) w zakresie lepszym, niż to miało zazwyczaj miejsce w dotychczas stosowanych rozwiązaniach.

Tej ostatniej możliwości poświęcony jest niniejszy artykuł.

Nadzór pomp z pomocą czujników ciśnienia

W celu nadzoru ciśnienia (jeśli jest ono monitorowane) współcześnie mogą być wykorzystywane:

•    lokalne wskaźniki ciśnienia statycznego,

•    transmitery ciśnienia statycznego,

•    transmitery ciśnienia dynamicznego,

•    czujniki ciśnienia całkowitego, tzn. umożliwiające pomiar zarówno ciśnienia statycznego, jak i dynamicznego pompowanego medium.

Transmitery są zazwyczaj podłączane do DCS-u. O ile w przypadku transmiterów ciśnienia statycznego pomiar jest jednoznaczny, o tyle przy transmiterach ciśnienia dynamicznego kwestią otwartą jest częstotliwościowe pasmo pomiarowe, dla którego pomiar jest wykonywany, a także mogą być wykorzystywane różne estymaty sygnału (RMS, wartość szczytowa,…).

Dość powszechnie używane są wskaźniki ciśnienia statycznego – tak po stronie ssania, jak i tłoczenia pompy. Na fot. 1 pokazano strzałkami wskaźniki ciśnienia statycznego zainstalowane w kołnierzach rurociągu po stronie ssania i tłoczenia pompy wody w węźle ciepłowniczym (w trakcie jej przyspieszonego postoju remontowego).

Czujniki ciśnienia dynamicznego wprowadzone zostały do praktyki stosunkowo niedawno, a to z tego powodu, że ich pełne możliwości wymagają zastosowania metod analizy sygnałów podobnych do tych, jakie stosuje się na okoliczność analizy drgań mechanicznych w systemach nadzoru ST maszyn i urządzeń, a więc nie są możliwe do wykorzystania w przypadku ograniczenia systemu regulacji i nadzoru pompy jedynie do typowych modułów DCS.

Fot 1.: Monitorowanie ciśnienia statycznego po stronie ssania i tłoczenia pompy z pomocą wskaźników lokalnych

Formy uszkodzenia wirników w wyniku kawitacji

Po obniżeniu ciśnienia po stronie ssania poniżej pewnej jego wartości granicznej (ciśnienia, w którym dla danej temperatury medium następuje parowanie) pompa zacznie pracować w warunkach kawitacji, co przyczynia się tym bardziej do skrócenia jej żywotności (tzn. czasu pracy między uszkodzeniami), im proces kawitacji jest bardziej zaawansowany. Uszkodzenie wirnika w konsekwencji kawitacji najczęściej jest prezentowane jako erozja kawitacyjna, choć zdarzają się również często przypadki dezintegracji tarczy wirnika pompy. Przykłady obu rodzajów uszkodzeń wirników pokazano na fot. 2 ^[6].

Fot. 2 Uszkodzenie wirnika w konsekwencji: (A) erozji kawitacyjnej, (B) dezintegracji będącej konsekwencją koncentracji naprężeń spowodowanej pobudzeniem do drgań rezonansowych przez kawitujący przepływ

Dezintegracja mechaniczna wirnika powodowana jest nie tylko przez drgania rezonansowe. Postępujący proces erozji kawitacyjnej prowadzi do osłabienia erodujących elementów wirnika, co w konsekwencji będzie powodować jego rozpad. Na fot. 3 pokazano przykład dwóch uszkodzonych kawitacyjnie wirników pomp pracujących w węzłach ciepłowniczych. Fot. 3A pokazuje wirnik poważnie uszkodzony w konsekwencji postępującej erozji kawitacyjnej, natomiast fot. 3B ilustruje jeszcze poważniejsze uszkodzenie podobnego wirnika, bowiem oprócz zaawansowanej erozji kawitacyjnej widoczne są także początkowe znamiona postępującej dezintegracji, będącej wynikiem osłabienia konstrukcji.

Fot. 3 Uszkodzenie kawitacyjne wirnika pompy w stopniu (A) dość zaawansowanym, (B) bardzo zaawansowanym

Fot. 4 Przykłady wirników pomp pionowych wykorzystywanych w elektrowniach z zaznaczonymi strzałkami brakującymi fragmentami łopat (u góry) oraz widok przełomu w miejscu dezintegracji łopaty

Recylkulacyjny i kawitujący przepływ medium może prowadzić do pobudzenia elementów wirnika pompy do drgań rezonansowych jeszcze przed wystąpieniem ich znaczącego osłabienia w wyniku erozji kawitacyjnej (tak jak to pokazano na fot. 3). Konsekwencją oddziaływań dynamicznych będzie przyspieszona koncentracja naprężeń i w następstwie pęknięcie elementu wirnika, a później urwania jego zewnętrznego fragmentu. Na fot. 4 pokazano przykłady dwóch wirników pomp pionowych wykorzystywanych w krajowych elektrowniach z brakującymi fragmentami łopat oraz widok jednej z tych uszkodzonych łopat w miejscu dezintegracji.

Generowane brakiem stabilnego przepływu medium zwiększone oddziaływania dynamiczne na wirnik prowadzą także do zwiększonych oddziaływań siłowych w łożyskach, przyczyniając się również do znaczącego skrócenia ich żywotności.

Zmiany ciśnienia a kawitacja

Na rys. 1 pokazano modelową zmianę ciśnienia między rurociągami ssawnym i tłocznym połączonymi z pompą. Widoczny jest spadek ciśnienia na ssaniu pompy, który w najniższym punkcie może być wciąż powyżej ciśnienia granicznego, warunkującego pojawienie się kawitacji (rys. 2A) lub może osiągać wartości niższe niż ciśnienie graniczne, dla którego pojawia się kawitacja (rys. 2B).

Rys 1. Modelowa zmiana ciśnienia w trakcie pompowania medium przez pompę

Rys. 2 Wpływ spadku ciśnienia na ssaniu pompy w odniesieniu do ciśnienia parowania medium: (A) niepowodująca, (B) powodująca pojawienie się kawitacji

Pokazane na rys. 1 i rys. 2 zmiany ciśnienia odpowiadają zmianie ciśnienia średniego (quasi-statycznego) mierzonego np. z pomocą transmiterów. Charakteryzować się one mogą różnym czasem reakcji. I tak np. transmiter ciśnienia absolutnego YOKOGAWA EJX510A posiada czas reakcji wynoszący jedynie 90 ms, a transmitery ABB z serii 600T EN posiadają możliwość konfiguracji stałej czasowej (tłumienia) w przedziale 0…16 s, natomiast w przypadku wykorzystywania komunikacji HART tłumienie ustawiane jest na 1 s. Takie zróżnicowanie sposobu działania, uzależnione od typu stosowanego transmitera oraz od sposobu jego skonfigurowania, powoduje, że możliwość monitorowania pulsacji ciśnienia medium oraz w konsekwencji możliwość działania pętli sprzężenia zwrotnego w układzie regulacji będą się różnić między sobą dla różnych wdrożeń.

Do ww. składowej quasi-statycznej może dodatkowo dodawać się składowa dynamiczna, która w przypadku scenariusza pokazanego na rys. 2A może przyczyniać się do krótkotrwałego (w odniesieniu do skali czasu odpowiadającego pojedynczemu obrotowi wirnika pompy) obniżenia ciśnienia i w konsekwencji krótkotrwałego efektu kawitacji. Takie krótkotrwałe zjawisko może pojawiać się kilkakrotnie w czasie trwania pojedynczego obrotu wirnika. W świetle powyższego można zatem mówić bądź to o ciągłej kawitacyjnej pracy pompy (proces kawitacji trwa dłużej niż czas pojedynczego obrotu wirnika pompy), bądź też o transientowej pracy kawitacyjnej, kiedy to kawitacja pojawia się jednokrotnie lub kilkakrotnie tylko w części czasu pojedynczego obrotu wirnika.

Warto pamiętać, że pokazany na fot. 2A i fot. 3 efekt erozji kawitacyjnej ma miejsce tylko w takim przypadku, kiedy kawitacja występuje w bezpośredniej bliskości jakiejś powierzchni maszyny, np. tarcza wirnika, łopata czy jakiś inny element wału opływany przez pompowane medium. Natomiast może się zdarzyć, że recyrkulacja medium, a także kawitacja pojawiają się w strudze na tyle daleko od powierzchni wirnika, że proces implozji pęcherzyków kawitacyjnych nie będzie powodować erozji. Sytuacja tak została pokazana na fot. 5 ^[7]. Natomiast w dalszym ciągu towarzyszące takiemu procesowi fale ciśnienia dynamicznego mogą negatywnie oddziaływać tak na wirnik, jak i na jego łożyskowanie.

Fot. 5 Uszkadzanie wirnika pompy powodowane kawitacją (obie fotografie przedstawiają ten sam fragment tego samego wirnika): (A) chmura kawitacyjna, (B) uszkodzenie kawitacyjne

Cały artykuł został opublikowany w nr 2/2017 półrocznika "Pompy, Pompownie"