Отказ центробежного компрессора редко определяется одной изолированной неисправностью. Обычно он формируется как последовательный процесс: отклонение режима работы или изменение свойств рабочей среды нарушает течение в проточной части; далее возрастают вибрационные, тепловые и контактные нагрузки; после этого развиваются повреждения рабочего колеса, ротора, подшипниковых узлов, уплотнений или системы управления [1, с. 187–198; 2].

Для нефтегазовой эксплуатации характерны влажная среда, наличие H₂S и других коррозионно-активных компонентов, механические примеси, изменчивый состав газа и длительные интервалы непрерывной работы. Поэтому надежность компрессора определяется не только прочностью деталей, но и качеством подготовки газа, устойчивостью режима, состоянием смазочной системы, исправностью уплотнений и корректностью защитной автоматики [3, с. 1–11; 4; 5].

При анализе отказа целесообразно разделять четыре уровня: первичный фактор, механизм развития, диагностический признак и конечное повреждение. К первичным факторам относятся агрессивная или загрязненная среда, увеличение зазоров, несоосность, дефект опоры, ошибка регулирования и изменение состава газа. На уровне механизма развития проявляются перетечки через зазоры, отрыв потока, помпаж, перераспределение напряжений, нарушение масляного клина, сухое трение, коррозионное или усталостное растрескивание [3, с. 1–11; 6, с. 20–29; 7].

Основные группы причин представлены таблице 1. Такая форма позволяет сопоставить условие возникновения, механизм развития и ожидаемое последствие отказа.

Таблица 1

Причины отказов, условия возникновения и последствия

К основным режимным причинам относятся срыв потока и помпаж. Срыв потока представляет собой локальное нарушение обтекания в рабочем колесе или диффузоре и сопровождается снижением эффективности и ростом вибрации. Помпаж является неустойчивостью компрессорной системы: агрегат теряет способность поддерживать требуемое давление, возникают циклические изменения расхода и давления, меняется осевая сила и возрастает динамическая нагрузка [2; 7].

Срыв потока и помпаж различаются по масштабу, но связаны причинно. Локальное ухудшение обтекания уменьшает запас устойчивости. При сочетании малого расхода, высокого противодавления, изменения состава газа и недостаточной реакции противопомпажной защиты режим может перейти в помпаж [4; 7; 8].

Аэродинамическая неустойчивость может иметь конструктивные предпосылки. Увеличенные зазоры, неблагоприятная геометрия лопаточного аппарата и диффузора усиливают перетечки, вторичные течения и рециркуляцию. Следствием являются снижение степени повышения давления, уменьшение коэффициента полезного действия (КПД) и сокращение устойчивого диапазона работы [2; 9, с. 53–60].

Состав рабочей среды влияет на положение рабочей точки и параметры сжатия. Изменение плотности и термодинамических характеристик газа изменяет степень повышения давления, политропический КПД и температуру газа на выходе. При неблагоприятном сочетании этих факторов рабочая точка может смещаться к опасной области карты компрессора [4].

Способ регулирования также влияет на риск отказа. Дросселирование на всасывании и неэффективная рециркуляция уводят агрегат от расчетной рабочей точки, увеличивают удельные энергозатраты и снижают запас до границы помпажа [8].

Загрязнение газа и недостаточная фильтрация относятся к эксплуатационным факторам, способным ухудшать состояние проточной части и вспомогательных систем. Механические частицы, жидкая фаза, продукты коррозии и отложения изменяют условия течения, повышают риск повреждения поверхности и могут ускорять деградацию уплотнений и смазочных узлов [2; 10; 11].

Влага в газе повышает риск коррозии и образования жидкой фазы. При наличии H₂S и других коррозионно-активных компонентов, повышенном давлении и приближении к точке росы конденсация усиливает коррозионное воздействие и риск повреждения поверхности. Для материалов, работающих в H₂S-содержащей среде, критичным является риск коррозионного и сульфидного растрескивания [3, с. 1–11; 5].

Попадание жидкой фазы в проточную часть повышает риск локальных динамических нагрузок и ускоряет повреждение материалов. Коррозионно-активная жидкая фаза снижает сопротивление материала трещинообразованию. Поэтому подготовка газа и контроль влажности относятся к мерам обеспечения механической надежности компрессора [3, с. 1–11; 5; 6, с. 20–29].

На ранней стадии загрязнение и коррозия могут проявляться не ростом вибрации, а снижением напора, падением эффективности, ростом мощности, ухудшением теплового режима и смещением рабочей точки. Поэтому анализ состояния должен учитывать не только динамические признаки, но и эксплуатационные параметры, состав газа, влажность, состояние фильтров и результаты осмотра проточной части [12].

Конструктивные отклонения рабочего колеса и лопаточного аппарата изменяют структуру течения и распределение нагрузок. К таким отклонениям относятся увеличенный зазор по вершинам лопаток, неблагоприятные параметры диффузора и ошибки восстановления профиля при ремонте [2; 9, с. 53–60].

При восстановлении деталей необходимо сохранять исходную геометрию. Воспроизведение рабочего колеса или сопряженных поверхностей по изношенному образцу без проверки профиля может привести к увеличенным зазорам, измененной форме межлопаточных каналов и отклонению посадочных размеров. Такие отклонения меняют картину течения и напряженное состояние детали [9, с. 53–60].

После модернизации, замены рабочего колеса или изменения состава газа прежние эксплуатационные пределы не должны использоваться без проверки. Новая конфигурация может изменить динамическую устойчивость ротора, уровень осевых сил, положение рабочей точки и взаимодействие с присоединенными системами [2; 9, с. 53–60; 12].

Прочностные повреждения рабочих колес и элементов ротора связаны с концентрацией напряжений, циклическим нагружением и накоплением усталостных дефектов. Трещины могут развиваться под действием эксплуатационного режима, дефектов изготовления, сборочных отклонений и агрессивной среды [3, с. 1–11; 6, с. 20–29].

Очаги повреждений формируются на ступице, кромках лопаток, в сварных соединениях и зонах концентрации напряжений. Локальные динамические нагрузки, вибрация и колебания частоты вращения ускоряют рост трещин. Поэтому прочностная оценка должна учитывать не только номинальные статические нагрузки, но и реальные циклические воздействия, коррозионную среду и конструктивные концентраторы напряжений [6, с. 20–29].

Отдельный риск связан с посадкой рабочего колеса на вал. При наличии влажной сероводородной среды, чувствительного материала и высокого напряженного состояния возможно сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением. Чрезмерный натяг посадки и шпоночные пазы увеличивают концентрацию напряжений в зоне посадки [3, с. 1–11; 5].

Усталостное разрушение обычно является результатом совместного действия нескольких факторов: вибрации, нестационарных аэродинамических сил, коррозионной среды, концентрации напряжений, дефектов сборки и недостаточного контроля состояния [3, с. 1–11; 6, с. 20–29].

Дефекты опорной системы и подшипниковых узлов относятся к причинам тяжелых повреждений. Нарушение состояния рабочей поверхности подшипника, рост зазоров, несоосность и дополнительные осевые силы изменяют распределение нагрузок по ротору. При этом возрастает контактное давление и ухудшаются условия формирования масляного клина [1, с. 187–198; 10].

При нарушении масляного клина возникает сухое трение, локальный нагрев и повреждение баббитовой наплавки. Дальнейшее развитие процесса может привести к смещению ротора, задеванию неподвижных деталей и повреждению корпуса компрессора [1, с. 187–198; 10].

Несоосность создает предварительные нагрузки на подшипники и вращающиеся элементы. В результате повышаются контактные напряжения, ускоряется усталостное повреждение и увеличивается вероятность контакта ротора с неподвижными деталями [1, с. 187–198; 7].

Система смазки выполняет защитную функцию для подшипников и ротора. Загрязнение масла, снижение подачи или ухудшение теплоотвода увеличивают трение и ускоряют деградацию опор. После ремонта должны контролироваться фактический расход масла, чистота масла, состояние фильтров, зазоры, центровка и базовый уровень вибрации [10; 12].

Сухие газовые уплотнения и система уплотнительного газа влияют на герметичность, безопасность и устойчивость работы компрессора. Нарушение перепада давления, загрязнение уплотнительного газа, наличие жидкой фазы и попадание масла в линии приводят к повреждению рабочих поверхностей, росту утечек и срабатыванию защиты [10; 11].

Переходные режимы требуют отдельного контроля. При остановленном роторе под давлением, медленном проворачивании и повторных пусках возможно нарушение разделения технологического газа, уплотнительного газа и масла. В этих условиях загрязнение уплотнительного газа может привести к деградации уплотнений даже при исправной механической части [11].

Система управления и защиты относится к факторам, определяющим развитие отказа. Потеря сигналов, сбои датчиков, отказ исполнительных механизмов и некорректная логика противопомпажной защиты могут привести к позднему отводу рабочей точки от опасной области или к ложным защитным действиям [2; 7; 8].

Противопомпажная защита должна учитывать фактическое положение рабочей точки, состав газа, корректность датчиков и быстродействие рециркуляционного клапана. Недостаточная защитная реакция переводит режимное отклонение в механическое повреждение [7; 8].

Отказ компрессора развивается по нескольким повторяющимся сценариям. Если первичным фактором является рабочая среда, то влага, кислые компоненты и загрязнение ухудшают состояние проточной части, ускоряют коррозию и изменяют структуру течения. Далее возрастают вибрационные нагрузки и формируются локальные повреждения рабочего колеса [3, с. 1–11; 5; 6, с. 20–29].

Если исходным фактором является геометрия, увеличенные зазоры, неблагоприятная форма лопаточного аппарата, ошибки ремонта или изменение свойств рабочей среды смещают рабочую точку к неустойчивой области. Это повышает вероятность срыва потока, помпажа, вторичных механических перегрузок, дисбаланса и усталостных повреждений [2; 8; 9, с. 53–60].

Роторно-опорный сценарий связан с дефектами опор, несоосностью, нарушением масляного клина и локальными механическими воздействиями на рабочее колесо. Эти факторы вызывают перераспределение напряжений, сухое трение, нагрев и контакт ротора с неподвижными деталями [1, с. 187–198; 7; 10].

Сценарий, связанный с управлением и вспомогательными системами, включает сбои датчиков, запаздывание защитной реакции, загрязнение уплотнительного газа, ухудшение состояния масла и нарушение последовательности пуска или останова. Эти факторы не всегда вызывают немедленное разрушение, но создают условия для перехода режимного отклонения в механическое повреждение [7; 8; 11].

Отказ центробежного компрессора в нефтегазовой отрасли формируется под действием взаимосвязанных аэродинамических, механических, материаловедческих, эксплуатационных и управленческих факторов. К основным группам причин относятся аэродинамическая неустойчивость, загрязнение и влага, конструктивно-геометрические отклонения, прочностные и усталостные повреждения, дефекты ротора и опор, нарушения в системе смазки, деградация сухих газовых уплотнений и ошибки управления.

Технически обоснованное объяснение отказа требует установления последовательности: первичный фактор, механизм развития, диагностический признак и конечное повреждение. Такой подход позволяет отделить непосредственное повреждение детали от условий, которые привели к его формированию. Для центробежного компрессора это особенно важно, поскольку один и тот же конечный дефект может быть следствием разных механизмов: помпажа, коррозионного растрескивания, нарушения масляного клина, несоосности или ошибочной работы защитной системы.

Практический вывод состоит в том, что расследование отказа не должно ограничиваться заменой поврежденной детали. Необходимо проверять рабочую среду, положение рабочей точки, состояние проточной части, геометрию восстановленных деталей, роторно-опорную систему, смазку, сухие газовые уплотнения и корректность защитной автоматики. Только комплексная проверка позволяет устранить не только следствие, но и причину отказа.

Литература:

1. Баязитов М. И. Разрушение центробежного компрессора в условиях критического состояния / М. И. Баязитов [и др.] // Нефтегазовое дело. — 2022. — Т. 20, № 6. — С. 187–198. — DOI: 10.17122/ngdelo-2022–6–187–198.
2. API Standard 617. Axial and Centrifugal Compressors and Expander-compressors: стандарт. — 9-е изд. — Washington, DC: American Petroleum Institute, 2022. — 348 с.
3. Łagodziński J. Failure Analysis of a Centrifugal Compressor Impeller Made of 17–4PH Steel in the Moist Hydrogen Sulfide Environment / J. Łagodziński, Z. Kozanecki, E. Tkacz // Energies. — 2022. — Т. 15, № 12. — С. 1–11. — DOI: 10.3390/en15124183.
4. Xiao L. Performance Analysis of Natural Gas Centrifugal Compressors Under Hydrogen-Blended Conditions / L. Xiao [и др.] // Processes. — 2025. — Т. 13, № 11. — Ст. 3536. — 19 с. — DOI: 10.3390/pr13113536.
5. ISO 15156–1:2020. Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H₂S-containing environments in oil and gas production — Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials: стандарт. — Geneva: International Organization for Standardization, 2020.
6. Антипин Н. А. Прочность и трещиностойкость колес центробежных компрессоров / Н. А. Антипин [и др.] // Газовая промышленность. — 2017. — № 11. — С. 20–29.
7. API Standard 670. Machinery Protection Systems: стандарт. — 6-е изд. — Washington, DC: American Petroleum Institute, 2025. — 225 с.
8. Cruickshank J. O. Controlling Centrifugal Compressors / J. O. Cruickshank. — Rotating Machinery Services, 2021. — 8 с. — URL: https://rotatingmachinery.com/wp-content/uploads/2023/07/Controlling-Centrifugal-Compressors.pdf (дата обращения: 09.05.2026).
9. Сарманаева А. Ф. Проблемные вопросы и пути их решения при проведении реверс-инжиниринга узлов компрессорных машин / А. Ф. Сарманаева [и др.] // Омский научный вестник. Серия «Авиационно-ракетное и энергетическое машиностроение». — 2024. — Т. 8, № 3. — С. 53–60. — DOI: 10.25206/2588–0373–2024–8–3–53–60.
10. API Standard 614. Lubrication, Shaft-sealing, and Oil Control Systems and Auxiliaries: стандарт. — 6-е изд. — Washington, DC: American Petroleum Institute, 2022. — 246 с.
11. API Standard 692. Dry Gas Sealing Systems for Axial, Centrifugal, and Rotary Screw Compressors and Expanders: стандарт. — 1-е изд. — Washington, DC: American Petroleum Institute, 2018. — 258 с.
12. ISO 17359:2018. Condition monitoring and diagnostics of machines — General guidelines: стандарт. — Geneva: International Organization for Standardization, 2018.