Приложение Г (рекомендуемое). Расчетно-экспериментальные методы и средства защиты трубопровода от вибрации

Приложение Г
(рекомендуемое)

Расчетно-экспериментальные методы и средства защиты трубопровода от вибрации

Г.1 Технические решения по снижению пульсации потока, вибрации трубопровода и виброзащите окружающих объектов

Г.1.1 Снижение вибрации с помощью специальных демпфирующих устройств в настоящем стандарте не рассматривается. Соответствующие решения и методы расчета содержатся в специальных руководящих и справочных материалах.

Снижение вибрации достигается уменьшением или снятием возмущающих воздействий. При этом необходимо в первую очередь устранить резонансные колебания пульсирующего потока и отстроить от возможного совпадения резонансов потока и механической системы.

Применяют следующие способы отстройки системы от резонансных колебаний газа:

а) изменение длин и диаметров участков трубопроводной системы, если это допускается компоновкой системы;

б) установка диафрагм, которые рассеивают энергию колебаний газа и изменяют амплитудно-частотный спектр газа в трубопроводной системе. Ориентировочно диаметр расточки диафрагм составляет 0,5D. Оптимальный диаметр расточки диафрагмы d, обеспечивающий эффективное гашение пульсации, может быть определен по формуле

,

(Г.1)

где - средняя скорость газа в трубопроводе, м/с;

С - скорость звука, м/с.

Для двухфазных потоков

,

(Г.2)

где - коэффициент сопротивления диафрагмы;

в) установка буферных емкостей с целью уменьшения амплитуды пульсации давления в результате рассеивания энергии, затрачиваемой на возбуждение массы газа в объеме буферной емкости, и изменения спектра собственных частот колебаний. Для наиболее эффективного гашения колебаний буферную емкость устанавливают непосредственно у источника возбуждения колебаний (у цилиндра компрессора). На несколько цилиндров одной ступени целесообразно устанавливать общую емкость;

г) установка акустических фильтров в тех случаях, когда возникает необходимость в значительном снижении колебаний, а требующиеся для этого габаритные размеры буферной емкости превышают допустимые по условиям компоновки. Акустический фильтр характеризуется четким дискретным спектром полос пропускания и гашения частот колебаний газа;

д) изменение температуры и давления нагнетания компрессора, если это возможно по технологии работы. От этих параметров зависят величины плотности продукта и скорости звука, влияющие на частотный спектр системы;

е) интерференционный способ гашения пульсаций, который эффективен в очень узкой полосе частот колебаний. Способ предусматривает применение специальных ответвлений или петель, длину которых подбирают равной нечетному числу полуволн;

ж) сочетание в одной трубопроводной системе различных способов гашения пульсаций. Так, возможна установка диафрагм на входе в емкость или на выходе из емкости. При этом размеры емкости могут быть уменьшены примерно на 30% по сравнению с емкостью без диафрагмы. Дополнительные потери давления при установке диафрагмы меньше, чем дополнительные потери при резонансных колебаниях.

Последовательность проведения отстройки от резонансных колебаний, а также снижения колебаний давления газа представляет собой итерационный процесс внесения изменений в конструкцию трубопроводной системы с последующей проверкой эффективности изменений расчетом по специальным программам.

Г.2 Снижение вибрации и виброзащита окружающих объектов

Г.2.1 В трубопроводных обвязках поршневых машин максимальная энергия приходится на низшие гармоники. Расчеты допустимо проводить по нескольким первым (до 3 - 5) собственным частотам каждого пролета и вести отстройку по этим значениям.

Г.2.2 Для устранения механических резонансов проводят корректировку трубопроводной системы.

Спектр собственных частот любой механической системы зависит от ее объемно-конструктивных решений, условий закрепления и инерционно-жесткостных параметров.

Для трубопроводных систем такими параметрами являются:

- число участков, расположенных между опорами, и их конфигурация;

- наличие сосредоточенных масс и их значение;

- условия опирания;

- упругие опоры и характеристики их жесткости;

- инерционно-жесткостные параметры участков.

Сосредоточенные массы увеличивают инерционные характеристики и снижают значения собственных частот. Понижение значения собственной частоты способом включения дополнительной массы может быть практически эффективным при значении массы, соизмеримом с массой участка.

В реальных системах сосредоточенные массы конечных размеров увеличивают жесткость системы. В большинстве случаев в реальных трубопроводных системах сосредоточенные массы имеют самостоятельные опоры и могут рассматриваться как разделители системы на независимые, с жесткими заделками в точках присоединения масс.

Ужесточение системы включением дополнительной массы - фактор конструктивного увеличения собственной частоты. Влияние масс в каждом конкретном случае может быть оценено только расчетом всей системы в целом.

Г.2.3 Собственные частоты трубопровода зависят от условий закрепления его концевых и промежуточных участков. При установке скользящих односторонних опор необходимо предварительно провести расчет на статическую прочность и убедиться в том, что соответствующие односторонние связи являются замкнутыми. При отключении односторонней опоры (в случае разомкнутой связи) в исходных данных для расчета собственных частот принимают суммарную длину пролета между двумя соседними опорами, что может существенно снизить значение собственной (парциальной) частоты участка.

Целесообразность применения упругих опор с принятыми характеристиками жесткости определяют по результатам расчета. Упругие опоры, уменьшая эквивалентную жесткость всей системы, снижают нижнюю границу частотного диапазона участка и системы. Применение таких опор эффективно при отстройке от резонанса в сторону уменьшения значений собственных частот.

Г.2.4 Необходимость отстройки трубопроводной системы от резонансов определяют по каждому из потенциально возможных механизмов возбуждения вибрации согласно 17.4.1.

Для вывода системы за пределы резонанса достаточно изменить длину участка на 15% - 20%. Рекомендуется вначале проводить корректировку в сторону увеличения , т.е. уменьшения длины пролета. При каждом вновь принятом значении длины пролета проверяют условия 17.4.1 по всем возмущающим частотам. В случае вывода системы из зоны одного и входа в зону другого резонанса систему корректируют по новому резонансному режиму. При невозможности корректировки в сторону увеличения корректировку проводят уменьшением , т.е. увеличением длины определяющего участка.

Г.2.5 Условия закрепления и упругие опоры

При ограничении возможностей варьирования длиной пролета отстройку системы от резонанса проводят выбором типа опор и подбором их жесткости. Изменение расположения сосредоточенных масс задает расчетчик только при наличии в системе сосредоточенных масс. При их отсутствии специально вводить сосредоточенные дополнительные массы для изменения спектра частот рекомендуется только в случае невозможности применения других способов отстройки от резонанса.

Г.2.6 Изменение геометрии системы

При неэффективности способов, изложенных в Г.2.2 - Г.2.5, необходимо изменить геометрию системы, обеспечив свободу вариации , максимально спрямив трассу, по возможности - избегая лишних поворотов. При этом способе необходимо проведение поверочных расчетов трубопровода на прочность и жесткость.

Г.2.7 При неэффективности способов, изложенных в Г.2.2 - Г.2.6, изменение инерционно-жесткостных параметров трубопровода обеспечивается путем варьирования диаметра трубопровода.

При наличии специальных инерционно-жесткостных гасителей, антивибраторов, исходя из экономической и технической целесообразности их применения, просчитывают варианты частотных спектров системы с гасителями и по формам колебаний оценивают их эффективность.

Корректировку трубопроводной системы для устранения механического резонанса проводят для каждого механизма возбуждения колебаний не менее чем по пяти гармоникам и по числу собственных частот колебаний системы или по удвоенному значению числа участков системы.

Г.3 Рекомендации по инструментальному обследованию и мониторингу трубопроводных систем и нагнетательных машин при пуске и эксплуатации

Г.3.1 Целями инструментальных обследований вибрации являются:

- измерение уровней вибрации трубопроводов, сравнение их с допускаемыми (см. 4.2);

- определение степени опасности вибрации;

- анализ спектров вибрации, диагностика частотных спектров вибровозмущений и их интенсивности;

- оценка уровней вибрации элементов нагнетательных машин (таблицы Г.3 - Г.9) как источников вибрации;

- измерение уровней пульсации давления, сравнение их с допускаемыми, определение необходимости их снижения;

- определение необходимости виброзащиты окружающих объектов;

- заключение о необходимости периодического или постоянного мониторинга вибрации трубопроводов и нагнетательных машин.

Г.3.2 Измерения вибрации в каждом намеченном сечении проводят по трем осям. Условно принимают следующие направления осей:

- Y - по оси вала машины;

- X - в горизонтальной плоскости;

- Z - нормально к плоскости XY.

Направление Y выдерживают по всей трассе для каждого участка.

Точки измерения:

- нагнетательная машина (на торцах цилиндров, нагнетательные патрубки, фундаментные болты);

- опоры трубопровода;

- середина каждого пролета между опорами, при наличии в пролете между опорами отводов - на концах отвода.

Определяют частотный спектр вибрации. Измеряют размахи виброперемещений:

- общий (суммарный) уровень;

- размахи виброперемещений для каждой частотной составляющей спектра.

Во время измерений фиксируют режим нагружения трубопровода:

- состав продукта;

- температуру на каждом участке;

- давление;

- производительность;

- время и дату проведения измерений.

При меняющихся режимах эксплуатации необходимы измерения на 3 - 4 режимах производительности. Результаты измерений протоколируют с указанием исполнителей.

Г.3.3 Вид мониторинга вибрации трубопроводных систем (периодический или постоянный) определяют проектной документацией или назначают по результатам инструментальных обследований.

Г.3.3.1 Периодический мониторинг

Выполняют все требования Г.3.1. Периодичность измерений вибрации при опорных уровнях не выше 2-го (пункт Г.4.2) назначают не реже одного раза в месяц. При значениях вибрации, приближающихся к 3-му уровню, - не реже одного раза в неделю. При стабилизации вибрации около 3-го уровня в течение четырех измерений (за месяц) допустимо увеличить периодичность до одного месяца.

При возрастании уровня с 3-го до 4-го необходим ежедневный мониторинг, а при достижении средних значений размаха вибрации в полосе 3-го - 4-го уровней требуются срочная остановка и реконструкция системы.

Г.3.3.2 Стационарный мониторинг

При стационарном мониторинге предусматривается:

- на нагнетательных машинах - не менее одной точки (по осям X, Y, Z);

- на трубопроводных системах - не менее чем в трех точках по трассе.

Допускается фиксация уровней вибрации для каждой точки по одному или двум наиболее виброопасным направлениям.

По максимальным уровням вибрации из всех намеченных точек по трассе и координатам выбирают не менее двух для включения сигнализации достижения аварийного уровня.

Г.4 Нормирование пульсации потока и вибрации трубопроводов

Г.4.1 Неравномерность (пульсацию) потока ограничивают в зависимости от рабочего давления согласно таблице Г.1.

Для всасывающих линий нефтяного газа допускается большее значение пульсации давления.

Г.4.2 Вибрации трубопроводов нормируют по амплитуде виброперемещений в зависимости от частоты. Различают четыре опорных уровня вибрации:

1) расчетный при проектировании. Удовлетворительное состояние трубопроводов;

2) допускаемый при эксплуатации. Необходим контроль;

3) требующий исправления. Необходим повышенный контроль, возможны отказы, необходимо исправление, реконструкция системы;

4) уровень появления аварийных ситуаций. Требуется экстренное исправление.

В таблице Г.2 даны дискретные значения допускаемых значений вибрации трубопроводов для фиксированных частот.

Таблица Г.1 - Ограничения неравномерности пульсации потока

P, МПа	До 0,5 включ.	От 0,5 до 1,0 включ.	От 1,0 до 2,0 включ.	От 2,0 до 5,0 включ.	Свыше 5,0
, %	От 4 до 8 включ.	От 4 до 6 включ.	От 3 до 5 включ.	От 2 до 4 включ.	От 2 до 3 включ.

Таблица Г.2 - Допускаемые значения амплитуд вибрации трубопроводов , мкм

Уровень	Частота, Гц
	2	4	6	8	10	20	30	40	50	60
1	120	115	100	90	85	60	50	45	40	35
2	250	230	200	180	165	120	95	85	75	70
3	500	450	400	360	330	230	180	145	135	130
4	1250	1100	950	800	750	500	420	350	320	300

Практически для большинства трубопроводных обвязок насосов и компрессоров главные амплитудные составляющие процессов вибрации определены в диапазоне с частотами до 60 - 70 Гц.

При мониторинге вибросостояния трубопроводов в условиях эксплуатации с целью оценки и выявления причин повышенных уровней вибрации необходимо иметь кроме уровней пульсации давления информацию об уровнях вибрации компрессоров, насосов, фундаментов и т.д.

Оценке вибрационного состояния насосов и компрессоров, за исключением поршневых машин с номинальной скоростью от 120 до 15000 , проводят по средним квадратичным значениям виброскорости (мм/с) и виброперемещений (мкм) по справочной и научно-технической литературе. В остальных случаях, не предусмотренных в стандартах для оценки вибрации, используют приводимые в таблицах Г.3 - Г.10 допустимые амплитуды вибрации узлов и элементов нагнетательных машин.

Таблица Г.3 - Насосы

Частота вращения вала, Гц	До 12,5 включ.	От 12,5 до 16,5 включ.	От 16,5 до 25,0 включ.	От 25,0 до 50,0 включ.	Свыше 50,0
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	120	100	80	60	50

Таблица Г.4 - Фундаменты поршневых машин

Частота колебаний, Гц	До 3,5 включ.	От 3,5 до 8,0 включ.	От 8,0 до 25,0 включ.	Свыше 25,0
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	400	200	100	50

Таблица Г.5 - Фундаменты электродвигателей

Частота колебаний, Гц	До 8	От 8 до 12,5 включ.	Свыше 12,5
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	200	150	100

Таблица Г.6 - Фундаменты турбоагрегатов

Частота колебаний, Гц	До 25	От 25 до 50 включ.	Свыше 50
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	100	70	40

Таблица Г.7 - Цилиндры и межступенчатые аппараты поршневых машин

Частота колебаний, Гц	До 10 включ.	Свыше 10
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	250	200

Таблица Г.8 - Подшипники турбоагрегатов

Частота колебаний, Гц	До 50	От 50 до 80 включ.	От 80 до 135 включ.	Свыше 135
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	95	20	13	1,5

Таблица Г.9 - Подшипники электродвигателей

Частота колебаний, Гц	До 12,5 включ.	От 12,5 до 16,5 включ.	От 16,5 до 25 включ.	Свыше 25
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	80	65	50	25

Таблица Г.10 - Рабочее место машиниста

Частота колебаний, Гц	До 3 включ.	От 3 до 5 включ.	От 5 до 8 включ.	От 8 до 15 включ.	От 15 до 30 включ.	Свыше 30
Допустимая амплитуда вибрации , мкм	300	200	75	25	15	5