Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ условий эксплуатации основного оборудования неф теперекачивающих станций и методов оценки его технического состояния 9
1.1 Условия и сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 9
1.2 Анализ методов определения технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций 16
1.3 Автоматизация нефтеперекачивающих станций как фактор обеспечения безопасной эксплуатации оборудования 24
1.4 Выводы по главе 1 30
2 Анализ отказов и выбор параметров, определяющих техническое состояние и эффективность эксплуатации основ ного оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов 31
2.1 Анализ отказов и причин возникновения отказов оборудования нефтеперекачивающих станций 31
2.2 Анализ и выбор параметров, определяющих техническое состояние и обеспечивающих защиту оборудования нефтеперекачивающих станций 41
2.3 Анализ причин, влияющих на экономичность эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 49
2.4 Выводы по главе 2 53
3 Исследование и разработка структуры диагностирования технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций на основе автоматизированного контроля эксплуатационных и вибрационных параметров 55
3.1 Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных параметров 55
3.2 Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа вибрационных сигналов 66
3.3 Исследование методов неразрушающего контроля, разработка структуры дефектоскопии и определение ресурса оборудования нефтеперекачивающих станций 80
3.3. Исследование методов неразрушающего контроля, разработка 1 структуры дефектоскопии и определение остаточного ресурса насосов нефтеперекачивающих станций 80
3.3. Исследование методов неразрушающего контроля и разработка 2 структуры дефектоскопии валов насосов и роторов электродви гателей насосных агрегатов 95
3.4 Выводы по главе 3 102
4 Экспериментальные исследования и внедрение методов оценки технического состояния и повышения эффективности эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 104
4.1 Экспериментальные исследования и создание автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций 104
4.2 Экспериментальные исследования и создание автоматизированного комплекса по определению к.п.д. насосных агрегатов 111
4.3 Проведение исследований и разработка руководящих документов по диагностированию технического состояния и продлению срока службы оборудования нефтеперекачивающих станций 114
4.3. Проведение исследований и разработка методики дефектоскопии насосов нефтеперекачивающих станций и продления их срока службы 114
4.3. Проведение исследований и разработка методики дефектоскопии валов насосов и роторов электродвигателей 118
4.4 Выводы по главе 4 120
Основные выводы и рекомендации 121
Список использованных источников 123
- Условия и сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций
- Анализ отказов и причин возникновения отказов оборудования нефтеперекачивающих станций
- Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных параметров
- Экспериментальные исследования и создание автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций
Введение к работе
Актуальность темы. Магистральные нефтепроводы входят в энергетический комплекс России и представляют собой сложную, энергонасыщенную, территориально протяженную технологическую систему, предназначенную для бесперебойной подачи нефти из районов добычи к местам переработки и хранения. Основными элементами магистрального нефтепровода являются линейные сооружения, головные и промежуточные нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки.
Нефтеперекачивающие станции являются сложным комплексом сооружений магистрального нефтепровода. Обеспечение эффективной и надежной работы нефтеперекачивающих станций - необходимое условие эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Вопросы обеспечения эффективности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций исследованы учеными, такими как Гумеров А.Г., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Ясин Э.М., Березин В.Л., Шаммазов A.M., Колпаков Л.Г., Галлямов А.К., Гумеров Р.С., Зайнуллин Р.С., Бажайкин СТ., Акбердин A.M.
Необходимость оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) оборудования нефтеперекачивающих станций обусловлена большой его энергоемкостью и значительным влиянием на надежность и эффективность работы нефтепроводного транспорта. Проблема обеспечения эффективной, надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной в связи с изменившимися условиями и длительными сроками эксплуатации, износом основного технологического оборудования, в частности, магистральных и подпорных насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования НПС.
Поэтому, в настоящее время в нефтепроводном транспорте возникла необходимость диагностического обследования и проведения дефектоскопических работ по оценке фактического технического состояния и определения остаточного ресурса (срока службы) магистральных и подпорных насосных агрегатов. Решение этих задач позволит выявить недопустимые дефекты и предупредить возникновение отказов, повысить экономические показатели и надежность насосного оборудования, а также определить срок службы (ресурс) безопасной эксплуатации оборудования.
Цель работы - оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов. Основные задачи работы:
• анализ условий реализации методики автоматизированного контроля и диагностирования насосных агрегатов на основе эксплуатационных и вибрационных параметров;
• исследование и разработка методики определения технического состояния и остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов;
• исследование и разработка методики дефектоскопического контроля валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов.
Методы исследований. Решение поставленных задач проводилось путем теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных и промышленных условиях. Для исследований использовались статистические данные и информация, полученная с помощью стандартных средств и методов измерений. Задачи исследований решались с применением методов теории прочности и статистических методов.
Основные защищаемые положения. Разработка способов оценки технического состояния и повышения эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов, методов дефектоскопии и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, длительно эксплуатируемого на объектах магистральных нефтепроводов.
Научная новизна:
• выявлено, что основным направлением работ по обеспечению надежности и экономичной эксплуатации насосных агрегатов является реализация задач вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации оборудования, а также выполнение дефектоскопических работ в процессе технического обслуживания или ремонта
• установлено, что оперативную оценку фактического технического состояния оборудования необходимо реализовать в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволит повысить экономические показатели работы насосов;
• обоснована необходимость проведения дефектоскопии корпусов магистральных и подпорных насосов, а также их валов и роторов электродвигателей, которая позволит повысить достоверность результатов вибрационной диагностики, определить техническое состояние и остаточный ресурс (срок службы) насосного оборудования. Определены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при неразрушающем контроле оборудования.
Практическая ценность работы:
• автоматизированная система диагностирования технического состояния насосных агрегатов и комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов внедрены в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов;
• методики дефектоскопии магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей используются при ремонте и техническом освидетельствовании оборудования;
• результаты выполненных работ положены в основу разработанных и внедренных руководящих документов.
Апробация работы.
Основные положения и результаты исследований диссертационной работы докладывались на:
• VII международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 2003);
• IV конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (Уфа, 2003).
• научно-практической конференции «Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении» (Туймазы, 2003).
• научно- практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики». Секция «Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан» (Уфа, 2003).
Условия и сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций
В параграфе представлен анализ условий и сроков эксплуатации насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций, который позволяет сделать вывод о необходимости проведения работ по выявлению дефектов и предупреждению отказов оборудования.
Нефтеперекачивающие станции представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по магистральному трубопроводу. В состав НПС входят: насосные станции с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуар-ные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы, печи подогрева нефти, узлы учета нефти, производственно-бытовые здания и сооружения [103].
Вопросы эксплуатации нефтеперекачивающих станций, условия эксплуатации оборудования НПС подробно рассмотрены в работах [8, 27, 33, 42, 43,51,66,71,79,85,117,118,120].
Как показал анализ условий эксплуатации нефтеперекачивающих станций, технологический режим перекачки определяет основные параметры магистрального нефтепровода [103]: производительность нефтепровода; количество и типоразмеры работающих магистральных насосных агрегатов НПС и диаметры рабочих колес; рабочее давление на приеме, до и после регуляторов давления НПС; максимальное разрешенное рабочее давление на нагнетании насосов и на нагнетании НПС; максимальное разрешенное давление нефтепровода на входе НПС; минимально допустимое рабочее давление на всасывании насосов. Технологический процесс перекачки нефти осуществляется по различным схемам: «через резервуары», «из насоса в насос», «с подключенными резервуарами».
Основным оборудованием НПС, обеспечивающим перекачку нефти по магистральным нефтепроводам, являются магистральные и подпорные насосные агрегаты.
Потребление электроэнергии магистральными и подпорными насосными агрегатами составляет 92-96 % от общего ее расхода по НПС. Отказы насосов часто приводят к снижению производительности нефтепровода, создают аварийную ситуацию. Система автоматики НПС в основном контролирует эксплуатационные параметры работы оборудования и системы НПС и выдает команду на их отключение при достижении аварийных режимов. В то же время имеют место отказы, когда автоматика дает команду на отключение насосного агрегата после разрушения отдельных его элементов, что может привести к катастрофическим последствиям. Например, остановка агрегата по повышенной вибрации, вызванной поломкой вала, разрушением подшипников или муфты, соединяющей насос с электродвигателем, выходом из строя торцевых уплотнений, чревата тяжелыми последствиями и может привести к остановке всей НПС.
Существующий автоматизированный контроль потребляемой электроэнергии, подачи и напора насосов не позволяет оценить их экономичность и степень изменения этих параметров относительно начальных параметров, что может привести к большим эксплуатационным издержкам по сравнению с затратами на ремонт.
С учетом изложенного, практика эксплуатации магистральных насосов предъявляет к ним требования [66]: экономичность работы, которая определяется в основном высоким значением к.п.д. и малыми затратами на техническое обслуживание и ремонт; надежность работы; возможность автоматизированного контроля основных параметров насосов. К основным техническим показателям нефтяных центробежных магистральных и подпорных насосов, которые используются для оценки их экономичности, относится объемная подача насоса (подача насоса) Q (м /с).
Напор Н(м) - удельная энергия, которая сообщается жидкости. Значение напора определяется выражением pg pg где Р - давление насоса, Па
Рвых, Рвх - давление на выходе и на входе в насос, Па; р — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2. Мощность насоса N (кВт) - мощность, потребляемая насосом. Полезная мощность насоса Nn - мощность, сообщаемая насосом подаваемой жидкой среде и определяемая зависимостью
Анализ отказов и причин возникновения отказов оборудования нефтеперекачивающих станций
В параграфе приведен анализ отказов и причин возникновения отказов насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций, которые должны быть положены в основу реализации диагностирования оборудования НПС в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов.
Важнейшим направлением повышения эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов является обеспечение высокой надежности оборудования нефтеперекачивающих станций. Надежность зависит от многих факторов, в том числе, от условий эксплуатации оборудования, эффективности системы технического обслуживания и ремонта, режимов работы НПС, срока эксплуатации оборудования и др. Исследованию проблем обеспечения надежности магистральных нефтепроводов, в том числе оборудования нефтеперекачивающих станций, посвящены работы [28,34,43,44,51,65,83,84,98,121,130,131]. Многолетняя практика проведения ремонтных работ на НПС показала, что обеспечение надежности на основе применения системы планово-предупредительного ремонта (ПНР) не всегда является оптимальной. При этом нужно учесть, что большая часть основного оборудования НПС магистральных нефтепроводов находится в эксплуатации 20-30 лет и более, что требует значительных материальных затрат на поддержание их в работоспособном состоянии. Потому наиболее приемлемым для обеспечения надежности эксплуатации оборудования НПС является применение стратегии технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию. Своевременное предупреждение отказов оборудования обеспечивается организацией непрерывного или периодического контроля параметров, опреде 32 ляющих техническое состояние оборудования и его узлов, для обеспечения заданного уровня надежности при эксплуатации и более полного использования ресурса оборудования. Оборудование или его узел подвергается ремонту или замене только тогда, когда значение параметра приблизилось к предельному уровню, характеризующему предаварийное состояние оборудования.
Основные требования по обеспечению надежной эксплуатации, проведению технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта оборудования нефтеперекачивающих станций с учетом оценки фактического технического состояния приведены в руководящих документах [95, 98, 99, 100, 101, 103, 106,107].
Дальнейшее повышение эффективности работы магистральных нефтепроводов может быть осуществлено за счет совершенствования системы управления [44], т.е. создания автоматизированных систем управления технологическими процессами транспорта нефти (АСУ ТП). Поэтому в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов и создания автоматизированных систем управления технологическими процессами транспорта нефти важной становится проблема надежности функционирования АСУ ТП, которая в значительной мере определяет эффективность АСУ ТП магистральных нефтепроводов. Проблема надежности АСУ ТП, технических средств АСУ ТП и пути повышения надежности рассмотрены в работах [18, 19, 53, 97, 109]. Так при участии автора диссертационной работы разработаны руководящие документы: РД 39-5-935-83 «Экспериментальная оценка показателей надежности АСУ ТП магистрального нефтепровода» [91], РД 39-5-936-83 «Оценка показателей надежности АСУ ТП магистрального нефтепровода на стадии проектирования» [92], РД 39-039-02 «Методика определения показателей надежности АСУ ТП магистральных нефтепроводов» [96].
Анализ надежности оборудования НПС и его основных узлов показал, что для реализации мероприятий по обеспечению безопасной и экономичной эксплуатации объектов необходимо определение следующих показателей надежности: средняя наработка на отказ (наработка на отказ) Т; средний ресурс (средний срок службы) Д; среднее время восстановления (ремонта) непланового Тв; среднее время восстановления (ремонта) планового ТППР; вероятность безотказной работы Р (t); коэффициент технического использования Кти На стадии эксплуатации роль показателей надежности оборудования выполняют их статистические оценки. Как показал анализ работы оборудования НПС, расчет статистических оценок показателей надежности целесообразно проводить по известным формулам, приведенным в таблице 2.1 согласно [106].
Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных параметров
В параграфе исследованы вопросы реализации параметрической диагностики насосных агрегатов в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Разработана структура автоматизированного контроля и диагностирования насосных агрегатов на основе анализа эксплуатационных параметров. Как показал анализ методов диагностирования и причин, влияющих на эффективность эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций, контроль и диагностирование технического состояния насосных агрегатов методом параметрической диагностики основывается на сравнении базовых и фактических характеристик насосов, полученных в процессе эксплуатации. Контроль параметров ведется в автоматизированном режиме с использованием средств автоматизации нефтеперекачивающих станций и может дополняться инструментальными методами контроля. Массивы информации (информационные массивы для решения задач диагностирования, информационные массивы, содержащие нормативно-справочную информацию, в т.ч. допустимые значения параметров, базовые значения контролируемых параметров) хранятся в базах данных компьютеров автоматизированного рабочего места (АРМ) местного диспетчерского пункта НПС или диспетчерского пункта более высокого уровня автоматизированной системы управления трубопроводным транспортом нефти [97, 104].
При автоматизированном контроле эксплуатационных параметров метод параметрической диагностики реализуется в составе АСУ ТП магистральных нефтепроводов в виде задачи параметрической диагностики [93]. Сбор контролируемых эксплуатационных параметров происходит в телемеханическом цикле через каждые два часа или по инициативе диспетчера РДП (ТДП).
В докладе соискателя «Определение технического состояния и повышение эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций» на тематической секции «Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан», состоявшейся 11 ноября 2003 г. в рамках научно — практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики», рассмотрены вопросы реализации диагностирования насосных агрегатов на основе анализа эксплуатационных параметров.
Эксплуатационные параметры, используемые для диагностирования технического состояния нефтеперекачивающих агрегатов, должны быть приведены к базовым условиям, т.е. к условиям определения базовых характеристик: частоте вращения ротора пн, плотности перекачиваемой жидкости рн, вязкости перекачиваемой жидкости v„, диаметру рабочего колеса DH (в случае отличия фактического диаметра).
Технические характеристики насосного агрегата (типоразмер насоса, диаметр рабочего колеса DH, тип электродвигателя, частота вращения ротора пн, к.п.д. электродвигателя Гэд) относятся к нормативно-справочной информации, эта информация хранится в базе данных автоматизированной системы.
Характеристики насосов H-Q и N-Q можно аппроксимировать аналитическими кривыми Н = а0 + a,Q + a2Q2 + a3Q3, N = c0 + c,Q + c2Q2 + c3Q3, где Q - подача насоса в м3/ч; &o, ai, аг, аз, c0, C, C2, Сз - коэффициенты аппроксимации определяются методом наименьших квадратов.
Значения коэффициентов аппроксимации также хранятся в базе данных автоматизированной системы.
Базовые характеристики, полученные после монтажа или капитального ремонта, могут отличаться от паспортных, в т.ч. из-за индивидуальных для каждого насоса отклонений в изготовлении, в монтаже и т.д. Поэтому для эффективной эксплуатации насосных агрегатов необходимо сравнивать базовые характеристики с паспортными, и в случае значительного отличия, проводить доводку насосного агрегата с последующей корректировкой коэффициентов аппроксимации.
При сопоставлении фактических и базовых характеристик необходимо учитывать технологический номер насосного агрегата на НПС (номер по потоку нефти), который также хранится в базе данных автоматизированной системы. Учет технологического номера необходим, т.к. при работе насоса первым по потоку может иметь место снижения его к.п.д. из-за возможного режима частичной кавитации насоса.
Выявлено, что при определении фактических (текущих) характеристик насосного агрегата из расчетов следует исключать значения текущих эксплуатационных параметров, измеренных в первые 72 часа после монтажа или капитального ремонта, когда происходит приработка деталей и рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса.
Контроль параметров должен проводиться при стационарном режиме перекачки, т.е. при неизменных параметрах в течение четырех и более часов. Колебания контролируемого параметра не должны превышать 3 % от среднего значения.
Экспериментальные исследования и создание автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций
В параграфе представлены результаты экспериментальных исследований и создания автоматизированной системы диагностирования насосных агрегатов НПС «Нурлино» и локальной системы диагностирования насосных агрегатов НПС «Самара-2». Промышленное внедрение систем диагностирования подтверждает возможность оценки технического состояния насосных агрегатов методом вибродиагностики в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов.
Создание автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных афегатов требует решения комплекса проблем, включающих разработку технических средств, алгоритма решаемых задач и программного обеспечения, проекта привязки и монтажных работ. В работе «Подсистема диагностирования насосных афегатов НС» (авторы: Баженов В.В., Чернышев Э.А., Хуторный О.Е.) [24] рассмотрены варианты создания автоматизированной системы диагностирования насосных афегатов. Для выбора наиболее целесообразного варианта стационарной системы диагностирования были разработаны и апробированы различные структурные схемы системы диагностирования на базе аппаратуры вибрационного контроля (виброаппаратуры) ВСВ-ЗЗЗН и ВСВ-350Н, средств обработки и спектрального анализа вибросигналов - вибродиагностического устройства АВДУ и ПЭВМ ШМ PC.
Для измерения и контроля вибрации насосных афегатов виброаппаратура реализует следующие функции: измерение мгновенного значения и среднего квадратического значения виброскорости на подшипниковых узлах насосного афегата в вертикальной, горизонтальной (поперечной и осевой) плоскостях; измерение числа оборотов вала и формирование опорного сигнала; сигнализацию о превышении измеряемых параметров установленных пределов («предупредительного» и «аварийного») уровней; сигнализацию повреждения виброаппаратуры.
Так, двенадцатиканальная виброаппаратура ВСВ-ЗЗЗН имеет в своем составе 6 комплектов двухканальной аппаратуры ВСВ-ЗЗЗН-11 или ВСВ-ЗЗЗН-12 для измерения и контроля вибрации, отличие которых состоит в диапазоне измерений среднего квадратического значения виброскорости (в первом случае от 1 до 10 мм/с, во втором от 3 до 30 мм/с), и один комплект одноканальной аппаратуры ВСВ-333-13 для измерения частоты вращения вала. Частотный диапазон измерения параметров вибрации от 10 до 1000 Гц. Диапазон измерения частоты вращения вала от 120 до 9999 об/мин. Выходное напряжение на выходе «С» ( мгновенное значение виброскорости) при максимальном значении измеряемого параметра 1 В. Выходное напряжение постоянного тока на выходе «Р» (измерение среднего квадратического значения виброскорости) при максимальном значении измеряемого параметра (-10±0,4) В. Амплитуда импульсов опорного сигнала на выходе не менее 3 В.
Другой вариант виброаппаратуры - двадцатичетырехканальная аппаратура вибрационного контроля ВСВ-350Н состоит из восьми трехканальных блоков измерения и контроля вибрации БЗ, 24 датчиков вибрации и четырех датчиков импульсов. Частотный диапазон измерения параметров вибрации от 10 до 1000 Гц. Диапазон измерения среднего квадратического значения виброскорости от 0,5 до 12 мм/с. Диапазон измерения частоты вращения от 300 до 6000 об/мин. Уровень выходного сигнала постоянного тока от (0±0,25) до (2,5+0,25) В при виброскорости 10 мм/с и сопротивлении нагрузки не менее 2,5 кОм.
Образцы виброаппаратуры ВСВ-ЗЗЗН и ВСВ-350Н изготовлены в МНПО «Спектр» (г. Москва), взрывозащищенность виброаппаратуры обеспечивается блоком искрозащиты по каждому каналу измерения вибрации и частоты вращения вала. Искробезопасность реализуется ограничением токов и напряжений цепей вибропреобразователей.
Для автоматизации процесса сбора, обработки и спектрального анализа виброизмерительной информации на основе микро-ЭВМ «Электроника МС 1201.02» разработано вибродиагностическое устройство АВДУ.
Устройство АВДУ позволяет реализовать: синхронный прием и коммутацию входных сигналов 4 группами по 12 каналов измерения вибрации и одному каналу измерения частоты вращения вала и формирование опорного сигнала по каждой группе каналов; контроль среднего квадратического значения виброскорости; аналогово-цифровое преобразование входных сигналов; спектральный анализ групповых сигналов; формирование массива результатов обработки и передачу данных в АСУ ТП.
Разрядность аналогово-цифрового преобразователя - 10. Ввод информации в устройство АВДУ осуществляется одновременно по 12 каналам каждой группы. Время обработки информации по 12 каналам каждой группы не более 250 сек. Алгоритм быстрого преобразования Фурье (БПФ) позволяет выделить частотные составляющие на частотах, кратных оборотной 50 Гц с кратностью 0,5; 1; 2; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 10; 20.
Образцы вибродиагностического устройства АВДУ изготовлены в МНПО «Спектр (г. Москва). Вопросы создания автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов и реализации алгоритмов обмена данными рассмотрены в работах [21, 22, 23, 24,25].
При создании автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов [24, 25] в АСУ ТП магистральных нефтепроводов учитывалось, что структура такой системы может иметь несколько иерархических уровней. На нижнем уровне (уровне насосных агрегатов) выполняются функции сбора виброизмерительной информации. Непосредственное измерение контролируемых параметров вибрации обеспечивается аппаратурой вибрационного контроля (виброаппаратурой).
