Меню

Совершенствование и развитие системы мониторинга технического состояния энергетических турбин Гвоздев Владимир Михайлович

Совершенствование и развитие системы мониторинга технического состояния энергетических турбин Гвоздев Владимир Михайлович

Совершенствование и развитие системы мониторинга технического состояния энергетических турбин

480 руб. | 150 грн. | 7,5 долл. ‘, MOUSEOFF, FGCOLOR, ‘#FFFFCC’,BGCOLOR, ‘#393939’);» onMouseOut=»return nd();»> Диссертация — 480 руб., доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат — бесплатно , доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников

Гвоздев Владимир Михайлович. Совершенствование и развитие системы мониторинга технического состояния энергетических турбин : Дис. . канд. техн. наук : 05.04.12 Москва, 2006 210 с. РГБ ОД, 61:06-5/2460

Содержание к диссертации

Глава 1. СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ ТУРБОАГРЕГАТОВ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

1.1. Основные задачи и общая характеристика систем диагностики и технического контроля за состоянием турбоагрегатов

1.2. Источники повышенной вибрации турбоагрегатов и их диагностические признаки

1.3. Результаты внедрения систем вибрационной диагностики турбоагрегатов Шатурской ГРЭС

Глава 2. АНАЛИЗ ПРИЧИН И ИСТОЧНИКОВ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН 33

2.1. Общие положения

2.2. Основные источники и модели нестационарных процессов в проточной части регулирующих клапанов

2.3. Анализ причин возникновения автоколебательных процессов в системе парораспределения паровых турбин

2.4. Влияние конструкции элементов системы парораспределения на ее вибрационные характеристики

2.5. Главные выводы по результатам обзора литературных источников и постановка основных задач диссертационной работы

Глава 3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ ПУЛЬСАЦИЙ ДАВЛЕНИЯ И АНАЛИЗ АМПЛИТУДНО-ЧАСТОТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК В СИСТЕМЕ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЦВД ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ К-210-12,8 .

3.1. Основные требования к системе измерений пульсаций давления

3.2. Организация парораспределения ЦВД турбины К-210-12,8 и выбор типа датчиков пульсаций давления

3.3. Формирование автоматизированной системы измерений и ее реализация в условиях эксплуатации энергоблока

3.4. Результаты исследований и анализ амплитудно-частотных характеристик в системе парораспределения ЦВД турбины К-210-12,8 при номинальной и частичных нагрузках турбоагрегата

3.5. Особенности пульсационных процессов в переменных режимах

3.6. Основные итоги и выводы по результатам исследований нестационарных процессов в области регулирующих клапанов

Приложения к главе 3

Приложснис 1 3.4.1. Особенности пульсаций давления в системе парораспределения при реализации нагрузки турбоагрегата

Приложение 2. Рис. 3.18-3.23 к разделу 3.4.2. Особенности пульсаций давления при частичных нагрузках турбоагрегата ( =80-90 МВт)

Приложение 3. Рис. 3.24-3.26 к разделу 3.5.1. Пульсационные характеристики в переменных режимах эксплуатации турбоагрегата

Приложение 4. Рис. 3.31-3.36 к разделу 3.5.2. Особенности АЧХ пульсаций давления при пуске и останове турбоагрегата

Глава 4. ВЛИЯНИЕ ПУЛЬСАЦИЙ ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ НА ВИБРАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВАЛОПРОВОДА ТУРБОАГРЕГАТА ( .

4.1. Средства измерения вибрации и программа исследований

4.2. Результаты исследований взаимосвязи пульсационных характеристик в системе парораспределения ЦВД турбины и интенсивности колебаний ее водопровода

4.3. Обоснование результатов исследований вибрационных характеристик РВД турбины и основные выводы

Глава 5. РЕЗУЛЬТАТЫ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ КАНАЛА МОНИТОРИНГА ПУЛЬСАЦИЙ ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ ПАРОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЦВД ТУРБИНЫ К-210-12,8

5.1. Основные задачи и принципы формирования канала мониторинга 5.2. Инструментальная база канала мониторинга

5.3. Выбор признака нестационарных процессов в системе парораспределения турбоагрегата

5.4. Результаты работы канала мониторинга

Глава 6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ЦНД ПАРОВЫХ ТУРБИН

6.1. Основные задачи контроля лопаточного аппарата паровых турбин и общая характеристика соответствующих систем л

6.2. Характеристика системы контроля и диагностики лопаточного аппарата последних ступеней ЦНД К-210-12,8 энергоблоков ГРЭС №5

6.3. Совершенствование систем контроля лопаточного аппарата «СКАЛА» и основные результаты их эксплуатации

Общие выводы и итоги диссертационной работы

Список использованных источников

Введение к работе

В Российской Федерации с развитием рыночных взаимоотношений существенно возрастают требования к показателям экономичности и надежности основного и вспомогательного оборудования тепловых электростанций, определяющих конкурентную способность производителей тепловой и электрической энергии. Для турбоустановок ТЭС, длительное время находящихся в активной эксплуатации, требования к поддержанию их экономичности и надежности связаны с необходимостью решения ряда научных и технических задач. Главные из них связаны с совершенствованием паротурбинных агрегатов в процессе их модернизации. Кроме того, в последние годы особое внимание уделяется решению проблем контроля технического состояния и вибрационной диагностики турбоагрегатов. Внедрение и совершенствование автоматических систем вибрационного контроля и диагностики (АСВКД), расширение их взаимодействия с автоматизированными системами контроля за оборудованием энергоблоков позволяет существенно повысить уровень их эффективной эксплуатации. В последнее время большое внимание уделяется развитию локальных систем и каналов мониторинга технического состояния отдельных узлов и элементов паровых турбин. К таким, например, относятся системы контроля за состоянием лопаточного аппарата последних ступеней их цилиндров низкого давления, за температурными расширениями статорных и роторных частей и другие. Наиболее актуальной является задача подготовки системных решений, основанных на современных представлениях не только об уровнях экономичности и надежности турбоустановок, но и степени автоматизации процессов их эксплуатации и контроля.

Существующие автоматизированные системы контроля за работой турбоагрегата уже наделены способностью не только фиксировать изменение его вибрационного состояния, но и выявлять причины этих изменений, включая конкретные причины и группы вероятных дефектов. При этом в основном системы вибродиагностики ориентированы на пассивные методы обнаружения и идентификации дефектов, когда сравниваются текущие параметры вибрации с их эталонными значениями, характеризующими как бездефектное состояние турбоагрегата, так и влияние на вибрацию дефектов различного происхождения. В некоторых АСВКД в качестве диагностируемого параметра используется спектр вибрации, на основе которого формируется сравнение базовых и текущих виброхарактеристик. Известны также системы для энергоблоков большой мощности, позволяющие диагностировать состояние турбоагрегата в активном автоматическом и диалоговом режимах. При этом в большинстве рассматриваемых систем в качестве исходных используются параметры колебаний валопровода и вибрации корпусов подшипников турбоагрегата. Но для качественной вибрационной диагностики необходима более широкая база информации, позволяющая выявлять различного рода дефекты на стадии их развития.

К базе первичной информации помимо режимных характеристик (электрическая мощность, параметры рабочих сред турбоустановки и другие) следует отнести данные об уровнях температур масла в системе масло-снабжения и регулирования, о температурных состояниях корпусных элементов турбины и ее подшипников, о состоянии фундаментных частей, об относительных расширениях роторов и перемещениях корпусов цилиндров турбины. В этом ряду находятся данные об изменениях упругой линии валопровода турбоагрегата и всплытии шеек его роторов, о состояниях систем парораспределения и автоматического регулирования, лопаточного аппарата, а также состояниях оборудования конденсационной установки и электрического генератора. Для большинства из названных величин и факторов влияния на нормативный уровень качества работы турбоустановок разработаны и внедрены соответствующие каналы мониторинга и определены диагностируемые параметры и величины. Исключение составляет мониторинг технического состояния системы парораспределения турбин. В большинстве случаев оцениваются лишь значения давлений свежего пара и за регулирующими клапанами, а также подъемов их штоков.

Вместе с тем, анализ повреждений и дефектов органов парораспределения, а также результаты исследований, выполненных сотрудниками ЦКТИ, ВТИ, JIM3 и МЭИ, свидетельствуют об их основных причинах, вызванных не только температурными условиями эксплуатации (эффекты ползучести металлов, формирование микротрещин и другие), но и вибрационными процессами. Причины повреждений и поломок, связанные с налит чием колебаний, приводят к относительно быстрому набору критического числа циклов для элементов регулирующих клапанов (прежде всего их штоков и передаточных механизмов), а также сегментов сопловых коробок. Источниками колебаний являются нестационарные процессы в проточной части клапанов, трубопроводов, пароподводящих патрубков и сопловых коробок. Следует отметить и связь вибрационных состояний регулирующих клапанов, корпусных частей и водопровода турбоагрегата. Эта связь обусловлена воздействием на ротор пульсаций давления и расхода водяного пара, расширяющегося в сегментах сопловой решетки регулирующей ступени, обслуживаемых клапаном с повышенной вибрационной активностью. Отсюда рост повреждаемости подшипников турбин, прежде всего, эксплуатируемых при резко неравномерном графике суточных нагрузок. Например, данная проблема является весьма актуальной для турбоагрегатов К-210-12,8 Шатурской ГРЭС, эксплуатируемых с частыми пусками и остановами, а также в режимах, когда от минимальных значений нагрузок до максимальных нагрузок изменения осуществляются до десятка раз в сутки. Не менее актуальной является задача использования систем контроля за состоянием лопаточного аппарата последних ступеней ЦНД.

В представляемой диссертационной работе показаны результаты внедрения и адаптации автоматизированных систем контроля и вибрационной диагностики турбоагрегатов К-210-12,8 ЛМЗ Шатурской ГРЭС, исследова -/ ний нестационарных процессов в области регулирующих клапанов и их влияния на вибрационные характеристики валопровода, разработки канала мониторинга данных процессов, а также результаты адаптации и совершенствования системы контроля за состоянием последних ступеней ЦНД.

При решении научных задач автор диссертационной работы ориентировался на труды следующих отечественных ученых и специалистов: КН. Бо-ришапского, А.С. Гольдина, Э.А. Дона, А.Е. Зарянкина, A3. Зиле, Г.В. Зусмана, А.Г. Костюка, И.А. Ковалева, А.И. Куменко, СВ. Калинина, А.Ш. Лейзеровича, В.В. Мутуля, Ю.В. Ржезникова, Б.Т. Рунова, Г.С. Самойлови-ча, А.В. Салимона, А.Д. Трухния, Е.В. Урьева, Г.А. Ханина и многих других.

Читайте также:  Организация производства натурального сока

В первой главе диссертации представлены материалы об автоматизированных системах контроля и вибрационной диагностики паротурбинных установок. Первый и второй разделы данной главы выполнены в форме обзора литературных источников с обоснованием целесообразности разработки канала мониторинга нестационарных процессов в системах парораспределения турбин. В первом разделе показаны типы АСКВД турбоагрегатов, их связь и взаимодействие с автоматизированными системами контроля за оборудованием энергоблоков электростанций, а также локальные подсистемы, решающие задачи мониторинга технического состояния паровой турбины. Во втором разделе выполнен анализ основных источников вибрационной активности турбоагрегата, показаны ее характерные и диагностируемые признаки. В третьем разделе главы представлены системы вибрационного контроля, используемые в турбоагрегатах Шатурской ГРЭС, а также результаты их эксплуатации.

Во второй главе представлен материал, связанный с результатами исследований нестационарных процессов в системах парораспределения паровых турбин ТЭС. На основе обзора литературных источников определена актуальность задач, определяемых созданием канала мониторинга рассматриваемых процессов в области регулирующих клапанов. Показано, что для реализации промышленного образца данного канала необходимо провести исследовательские работы на действующем турбоагрегате с целью определения диапазона и особенностей параметров нестационарных процессов.

В третьей главе представлено описание автоматизированной системы и средств измерений пульсаций давлений в каналах парораспределения ЦВД турбины К-210-12,8, апробированных в условиях реальной эксплуатации энергоблока. При этом была решена проблема промышленного использования неохлаждаемых датчиков пульсаций давления с высокими ресурсными и стабильными метрологическими характеристиками. На основе исследований сформирована представительная база данных для реализации принципа информационной полноты при выборе контролируемого признака нестационарного состояния рабочей среды за регулирующими клапанами, а также отработана инструментальная база для создания канала мониторинга на основе неохлаждаемых датчиков пульсаций давления.

Четвертая глава посвящена исследованиям особенностей взаимосвязи пульсационных характеристик в системе парораспределения с вибрационными параметрами турбоагрегата. Представлены результаты измерений и анализа амплитудно-частотных характеристик процессов в сопловых коробках ЦВД турбины для разных режимов ее эксплуатации, а также особенности их связей с вибрационными характеристиками подшипников.

В пятой главе приведены результаты создания канала мониторинга нестационарных процессов в области регулирующих клапанов ЦВД турбины К-210-12,8 Шатурской ГРЭС, как аналога для промышленного использования в действующих и проектируемых паротурбинных установках. Также представлены неохлаждаемые датчики пульсаций давления на уровень температуры пара 540-560°С, разработанные совместно со специалистами НПО «ЦНИИТМаш».

В шестой главе показаны результаты внедрения, эксплуатации и совершенствования систем технического контроля за состоянием лопаточного аппарата последних ступеней ЦНД турбин К-210-12,8 ЛМЗ на ГРЭС Л 5.

Главный практический итог представляемой диссертационной работы заключается в расширении системы контроля за состоянием паровой турбины на основе канала мониторинга нестационарных процессов в ее органах парораспределения. Кроме того, приведен анализ результатов внедрения и адаптации систем вибрационного контроля и диагностики паровых турбин К-210-12,8 ЛМЗ, а также лопаточного аппарата последних ступеней их ЦНД. Как итог результатов реализации и совершенствования локальных систем контроля сделаны предпосылки и шаги для расширения автоматизированной системы вибрационного контроля и диагностики турбоагрегатов. Основные результаты диссертационной работы нашли свое отражение в научных статьях и в докладах на научно-практических конференциях.

Источник



Система мониторинга энергетического оборудования

Безопасная эксплуатация сложных производств, содержащих многие десятки и сотни единиц энергетического оборудования, невозможна без предоставления руководству предприятия достоверной информации об их техническом состоянии и о текущей энерговооруженности предприятия.

Автоматизированные системы управления безопасной эксплуатацией и ремонтом оборудования (АСУ БЭР™), неразрывно связав между собой все этапы диагностирования, являются новым классом систем управления производством.

АСУ БЭР™ реализуют безопасную ресурсосберегающую технологию (Safe Maintenance™ — SM™ — технологию) управления состоянием оборудования, которая обеспечивает наблюдаемость (мониторинг) в реальном времени состояния оборудования и управляемость его качеством на всех стадиях жизненного цикла, устойчивость, безопасность и эффективность производства.

  1. Костюков В.Н. Мониторинг безопасности производства. М.: Машиностроение, 2002. — 204 с.
  2. Автоматизированные системы управления безопасной ресурсосберегающей эксплуатацией оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств (АСУ БЭР™ КОМПАКС ® ) / В.Н. Костюков, С.Н. Бойченко, А.В. Костюков; Под ред. В.Н. Костюкова. — М.: Машиностроение, 1999. — 163 с.

Костюков В.Н., Науменко А.П., Синицын А.А. Система мониторинга энергетического оборудования // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станция: сб. докл. Всероссийского науч.-техн. семинара. — М., 2005. — С.110-114

Источник

Система мониторинга и диагностирования высоковольтного оборудования

Система мониторинга и диагностирования (СМиД) позволяет определять текущее состояние высоковольтного оборудования, благодаря чему можно заменять его по мере износа. Кроме того, система позволяет конт­ролировать параметры на производстве, принимать своевременные меры при возникновении предаварийных ситуаций и снизить затраты на техническое ­обслуживание оборудования.
ООО «НПК «ЛЕНПРОМАВТОМАТИКА», г. Санкт-Петербург

Общие сведения
Одной из серьезных проблем в электроэнергетике является износ (старение) силового электротехнического и энергетического оборудования. До недавнего времени в основе технического обслуживания и ремонта электрооборудования лежали стратегии аварийно-восстановительных (АВР) и планово-предупредительных ремонтов (ППР).
Основная идея ППР, состоящая в том, что остаточный ресурс механизма определяется только временем его эксплуатации, не находит подтверждения на практике и носит явно выраженный затратный характер. Планово-предупредительный ремонт производится в соответствии с заранее составленным графиком выполнения работ по профилактике оборудования. Достоинством этого подхода является простота планирования – в частности, легко рассчитать расход зап­частей и других принадлежностей. Однако основной недостаток ППР перевешивает все его достоинства, он заключается в ремонте фактически исправного оборудования, а также в принудительной замене деталей независимо от их остаточного ресурса (в сложном оборудовании разница ресурсов отдельных деталей может достигать 500 %). Все это приводит к неоправданному росту эксплуатационных затрат. К недостаткам ППР следует также отнести достаточно высокую вероятность отказов оборудования при вводе в работу после ремонта («приработочная» повышенная интенсивность отказов).
Вместе с тем у проблемы есть решение – ремонт по фактическому состоянию. И обслуживание, и ремонт можно проводить в оптимальные сроки, если по совокупности характеристик определять текущее состояние оборудования и его остаточный ресурс в рабочем состоянии (чтобы не останавливать производство). Определять текущее состояние призваны системы диагностики и мониторинга оборудования.

Описание системы
Система мониторинга и диагностирования (СМиД) предназначена для непрерывного измерения и регистрации основных парамет­ров, в том числе предаварийных и аварийных режимов высоковольт­ного преобразующего оборудования в процессе эксплуатации. Система мониторинга осуществляет контроль режимов работы, позволяет своевременно принимать необходимые меры в предаварийных ситуациях, анализировать и прогнозировать техническое состояние, а также планировать объемы и сроки технического обслуживания оборудования.
Подобную систему можно использовать на различном высоковольтном оборудовании: реакторах (управляемых и неуправляемых), трансформаторах, автотрансформаторах. Но в любом случае ее применение обосновано на высоковольтном оборудовании с напряжением не ниже 110 кВ.
Перечислим основные парамет­ры, контролируемые системой: — влагосодержание масла; — газосодержание масла; — уровень частичных разрядов электромагнитной части; — уровень частичных разрядов в высоковольтных вводах, tgδ, емкость основной изоляции, небаланс токов проводимости трехфазной системы вводов; — напряжения и токи; — параметры работы системы охлаждения; — температура масла в различных точках; — давление масла в маслонаполненных вводах.
Состав системы
Система состоит из одного АРМ (включающего диагностическое программное обеспечение) и одного или нескольких блоков мониторинга. Число блоков мониторинга зависит от количества контролируемого оборудования.

Рис. Состав системы мониторинга и диагностирования

Функции системы
СМиД выполняет следующие функции мониторинга: — регистрацию информации о нормальных, предаварийных и аварийных событиях; — контроль токов, напряжений по фазам; — контроль уровня масла; — контроль содержания газов, растворенных в масле; — контроль влагосодержания мас­ла и твердой изоляции; — непрерывную регистрацию час­тичных разрядов электромагнитной части, как во вводах, так и в баке трансформатора (реактора); — контроль количества пусков и отработанного ресурса электро­двигателей вентиляторов системы охлаждения, формирование сообщений о необходимости ремонта вентиляторов.
При мониторинге накапливается архивная информация – собранные данные хранятся в течение всего срока эксплуатации оборудования. Чтобы объем хранящейся информации при этом бесконтрольно не возрастал, применяется адаптивный алгоритм: в зависимости от режима, при котором работает оборудование, значения параметров могут сохраняться реже или чаще.

Рис. Функции, осуществляемые системой мониторинга и диагностирования на промышленном объекте

Источник

Актуальность развития автоматизированных систем мониторинга и диагностики в электроэнергетике

1 Актуальность развития автоматизированных систем мониторинга и диагностики в электроэнергетике

2 Состояние основного оборудования (остаточный ресурс) 2 3 Котлоагрегаты 25,6 25,2 25,4 24,7 24, 23,2 2,9 2,5 2,7 19,9 19,1 2 17,8 15,8 15,4 15,5 14,9 14, 12, Генераторы 3,5 3,2 31,1 32,2 33,1 33,2 Факт Турбоагрегаты 4 3 3,8 3 25,4 24,2 25,7 26,8 2 2,5 16,3 14,9 13,4 13,7 13, ,5 11,8 9,6 7,2 6,3 6, Трансформаторы ГК 27,4 27,2 27,9 29,2 29,5 29,3 2 16, 15,2 14,1 12,8 11,3,6 Без учета вводов 2 15, 14,8 14, 12,8 11,3,6 15,1 14,3 13,1 12,1,8 9, Без учета вводов и продлений 13,7 13,5 12,5,9 9,5 8, Трансформаторы СК ЛЭП , ,8 33,9 32,9 31,8 12,9 12,1 11,3,4 9,3 9,4 12,8 9,6 8,1 7,3 6, ,3 25,2 24,7 23,2 22,4 21,9 2,4 2,1 2 19, ,6 15,9 19,2 19,1 18,5 17,1 15,8 14,

Читайте также:  Китайские лифты Что нужно о них знать

3 выполнения выполнения выполнения Выполнение планов ремонтов основного оборудования генерирующими компаниями по итогам месяцев 216 года 3 Турбоагрегаты (гидроагрегаты), тыс. МВт 66,3 63,4 63,4 64, 59, 93,9 92,6 93,1 88,5 Энергетические котлы, тыс. т/ч 176,2 173,6 164,4 163,1 166,7 94,9 92,3 92,5 88,5 Генераторы (гидрогенераторы), тыс. МВт 63,7 93,5 59,4 93,7 64,6 91,8 65, 59,8 88, 74,1 71,1 77,1 65,7 73, 78,4 74,7 74, 71,7 7, 73,7 76,3 75,8 64,6 73, годовой план ремонта — выполнение годового плана ремонта выполнение годового плана ремонта на 1 ноября Основные причины невыполнения плана ремонтов по итогам месяцев 216 года Из-за необходимости проведения ремонтов другого оборудования Прочие 34,7 28, 17,9 19,4 Увеличения объемов работ по результатам дефектации Невыполнения договорных условий подрядной организацией Исключение капитальных и средних ремонтов основного оборудования из годовой программы существенно увеличивает риски нарушения энергоснабжения потребителей

4 Планы по объемам реконструкции, включенным в инвестиционные программы на годы 4 Анализ инвестиционных программ, принятых к рассмотрению Минэнерго России в 216 году Объекты электросетевого комплекса Объекты генерации 37,2,39 41,4,43 Реконструкция, ** 5,7 Реконструкция, ** 14,5,7 2 1,15 9,3 7,8 9,6 6 24,7,67 17,3 24,1 11,6 19,5 16,8 12, Реконструкция для технологического присоединения, Реконструкция ЛЭП, Реконструкция ПС, 1,8 3,5 2,4 2,3 1,9 3,9 1,4 2,2 2,3 1,6 1,4, * Реконструкция по производству электроэнергии, Реконструкция котельных, * Значительный рост показателя обусловлен планом финансирования инвестиционной программы АО «Чукотэнерго» ** от общего объема годового финансирования инвестиционных программ субъектов электроэнергетики

5 Использование знания фактического состояния оборудования для повышения эффективности использования ресурсов Задача надежное и бесперебойное энергоснабжение 5 5 Оптимизация затрат Управление рисками Решение внедрение автоматизированной системы диагностики и мониторинга на базе технологий Индустриального интернета Онлайн сбор и обработка данных Построение пространственно-временных моделей Проведение предиктивного анализа данных, полученных с датчиков, сенсоров и меток Результат оценка состояния оборудования Прогнозирование возможных отклонений в работе оборудования Управление рисками, связанными с: Качеством строительства Качеством эксплуатации Качеством ремонта Оптимизация затрат путем: Выстраивания приоритетов по ремонтам/модернизации оборудования Принятие решения о ремонте/модернизации/ выводе из эксплуатации Собственник Эксплуатирующая организация Инжиниринговая компания Потребитель

6 Пример российской реализации системы оперативного мониторинга и диагностики «ПРАНА» АО «РОТЕК» 6 Функции комплекса ПРАНА Построение эталонных моделей режимов работы оборудования Оповещение о выходе значений параметров за границы эталонной модели Определение причин ухудшения параметров Прогнозирование срока безотказной работы Сравнение режимов работы однотипных объектов Прогноз ресурса узлов и деталей Выделение опасных режимов работы оборудования Хранение архива данных Удаленный доступ в реальном режиме времени Возможности комплекса ПРАНА Выявление неполадок ( около1 сек, около 5 параметров) Прогноз аварий и поломок (вероятность 85) Определение возможной причины ( 3-8 сек) Расчет остаточного ресурса в любой момент времени Планирование ремонта Анализ оперативных и архивных данных Эффекты внедрения комплекса ПРАНА Перевод большинства отказов из аварийных в прогнозируемые снижение рисков Увеличение межремонтного периода Сокращение продолжительности вынужденных простоев ( до 9) Снижение затрат (до 3) на сервисное обслуживание оборудования Прогноз остаточного ресурса деталей и узлов на основе достоверной статистики

7 Основа преимуществ использования технологий Индустриального интернета в электроэнергетике 7 7 Принятие верных решений Построение прогнозов и сценариев Выявление закономерностей Модели объектов и систем + историческая статистика Большой объем достоверной и оперативной информации Выбирается лучшее решение из нескольких на основе оперативной и достоверной оценки каждого варианта Возможность составления прогнозов и сценариев на основе технологий искусственного интеллекта Модели формируются под задачу и совершенствуются за счет использования статистики прошлых периодов Отсутствие задержек и искажений за счет человеческого фактора Информация собирается автоматизированным способом по единым методикам

8 Некоторые вопросы по созданию автоматизированных систем мониторинга и диагностики на основе технологий Индустриального интернета 8

9 Аспекты построения автоматизированных систем мониторинга и диагностики 9 Стоимость 3-5 от стоимости оборудования Обеспечение снижения простоев и объемов выплат Предотвращение дорогостоящих аварий Экономия ресурсов Экономическая целесообразность Требования по максимальной оснащенности датчиками от производителя Централизованная платформаэкономия на масштабе Локальная предобработка — сокращение объемов передаваемой информации Повышенные требования к объему хранилищ и каналам передачи данных Высокие затраты на оснащение датчиками Не все данные могут использоваться Высокая наблюдаемость Более высокая точность прогнозирования Контролируемые параметры Количество параметров достаточно для выявления неисправностей: Всех критических На наиболее дорогостоящем оборудование Наиболее частых Появление новых рисков по мере роста автоматизации Вероятность принятия неверных решений Информационная безопасность Выявление новых рисков Построение комплексной системы защиты на всех уровнях Валидация входных данных

10 Механизм достижения положительных эффектов за счет применения автоматизированной системы мониторинга и диагностики ТОЧНОСТЬ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗНАНИЕ ФАКТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ Повышение качества планирования Достаточность существующего объема ресурсов Снижение простоев основного оборудования системы и объектов электроэнергетики Снижение рисков недоотпуска электроэнергии и возникновения аварий Смена схем страхования Повышение прозрачности управления субъектами электроэнергетики Оптимизация логистики ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПЛАНИРОВАНИЯ И ОПЕРАЦИОННЫХ ЗАТРАТ СНИЖЕНИЕ РИСКОВ НЕДОПУЩЕНИЕ ДЕГРАДАЦИИ ОСНОВНОГО ФОНДА И ИНФРАСТРУКТУРЫ

Источник

Цифровизация электросетевого комплекса: пути решения или система прогностики и мониторинга

Руководящие материалы по проектированию и эксплуатации электрических сетей №3 (587) 2019

Автор: Олег Захаров, главный специалист экспертной группы Системы прогностики и удалённого мониторинга ПРАНА, АО «РОТЕК»

oblojka_zaharov-min

Руководящие материалы по проектированию и эксплуатации электрических сетей №3 (587) 2019

Автор: Олег Захаров, главный специалист экспертной группы Системы прогностики и удалённого мониторинга ПРАНА, АО «РОТЕК»

Базовой основой для определения технического состояния оборудования и формирования графиков ремонтов являются данные мониторинга и диагностики (МиД).

При современном развитии материалов, технологий и систем управления, а также наработок в таких ключевых отраслях, как приборостроение, энергомашиностроение и программно-аппаратное обеспечение, существует множество вариантов «обвязки» объекта наблюдения различными датчиками и системами, которые позволяют обеспечить вывод огромного массива информации на щиты управления, в диспетчерские пункты и ситуационные центры.

На рисунке 1 в качестве примера приведена «обвязка» силового трансформатора, которая позволяет отслеживать в online режиме практически существенные дефекты и неполадки всех узлов и элементов.
Кроме того, на рисунке 2 приведены конкретные производители и поставщики (отечественные и зарубежные) первичных датчиков и систем МиД.
Казалось бы, никаких проблем с информацией о техническом состоянии оборудования нет, её более, чем достаточно. Но возникают два ключевых момента.
Во-первых, многообразие датчиков и систем обработки и выдачи сигналов и зачастую отсутствие комплементарной возможности их сочетать, заставляют собственника нести дополнительные финансовые издержки из-за ограниченности их совместного применения (либо программно-аппаратная «игла», либо необходимость кардинальной замены существующей аппаратной «обвязки» при модернизации).
Во-вторых, оперативный персонал не в состоянии постоянно фиксировать и анализировать поток поступающей информации. При этом оперативно оценить возникновение и степень развития деградации физически невозможно, так как тренды параметров могут долго не быть критичными, а в определённый момент процесс начнёт развиваться лавинообразно и что-то предпринять будет поздно. В качестве компенсирующего действия основной упор в оперативно-техническом обслуживании делается на предупредительную сигнализацию и всевозможные технологические и иные защиты, а также противоаварийную автоматику.

risunok_1

Рисунок 1. «Обвязка» силового трансформатора для контроля технического состояния

risunok_2

Рисунок 2. Отечественные и зарубежные производители (поставщики) первичных датчиков (систем) мониторинга и диагностики трансформатора

risunok_3

Рисунок 3. Система прогностики и удалённого доступа

При срабатывании сигнализации и защит и отключении оборудования возникают два возможных сценария:

  1. неоправданно дорогой ремонт из-за длительного развития деградаций и соответственного ухудшения технического состояния смежных узлов и элементов;
  2. точечные воздействия на отключившемся оборудовании и включение его в работу с неопознанными и не устранёнными деградациями.

Таким образом, возникает необходимость в формировании качественно новой модели управления эксплуатационным циклом производственных активов энергообъектов, электросетевых комплексов, транспортно-инфраструктурных и промышленных конгломератов и т.п. Этому способствует:

  • развитие ключевых отраслей производства (техническая база);
  • совершенствование МиД (методологическая база);
  • накопление опыта эксплуатации объектов МиД;
  • создание информационных пространств разной степени локальности и наполнения.
Читайте также:  Комплект сварочного оборудования 800 Вт

Мировой опыт показывает, что с точки зрения экономики и интеллектуальной собственности целесообразнее осуществлять удалённый online мониторинг объектов с участием группы экспертов, в которой каждый специалист по конкретному направлению (оборудованию) «ведёт» в своей части несколько разно удалённых объектов (оценивает наличие и степень деградации и даёт рекомендации оперативному персоналу). При этом программно-аппаратные средства статистической обработки данных дополняются оценкой эксперта. Таким образом, цифровые технологии дают возможность осуществить подобный мониторинг без наличия в компании большого штата экспертов, при этом, не неся значительных издержек, связанных с оплатой оборудования, обучением персонала и т.д. Таким образом, можно дать следующее определение цифровизации. Цифровизация — это процесс создания и поддержания первоначально заданной функциональности информационного пространства:

  • служащего для фиксации, хранения, передачи, преобразования массива данных (любого объёма и временной дискретности сигнала) о работе объекта мониторинга;
  • сформированного по определённым правилам, в том числе:
    • важнейшая составляющая пространства — удалённый аналитический центр и программно-аппаратный модуль;
    • полная защищённость от внешнего (чаще всего преднамеренно агрессивного (хакерского) характера) воздействия, а также от ошибочной, либо самопроизвольной обратной связи, могущей оказать какое-либо влияние на функционал объекта мониторинга или внести любые изменения в первоначальные данные;
  • имеющего чётко выраженную практическую пользу для конкретного пользователя.

Немаловажным является тот факт, что информационное пространство должно иметь чётко выраженную практическую пользу для конкретного пользователя.
Система прогностики и удалённого мониторинга ПРАНА, является человеко-машинной системой отечественного производства. Имеет центр удалённого мониторинга (ЦУМ), состоящий из диспетчерского центра и экспертной группы. В основу её универсальной программноаппаратной «оболочки» положен известный аппарат математической статистики MSET — критерий Т2 Хотеллинга (многомерное обобщение любого количества независимых переменных с разным коэффициентом влияния).
Информационное пространство системы прогностики и удалённого мониторинга объекта сформировано в полном соответствии с приведённым определением (рисунок 3).
На рисунке 4 приведена архитектура информационного пространства ПРАНА.
Из рисунка 4 видно, что основу ПРАНА составляют сформированные и постоянно пополняемые массивы архивных данных, являющиеся основой для любой аналитики качества ремонта, расследования технологического нарушения, оперативно-технического обслуживания и т.д. С помощью программно-аппаратного комплекса осуществляется визуализация любых режимов работы (например, «тепловое поле», «временная регрессия» и др.). Кроме этого, система даёт возможность мониторинга объектов любой удалённости и сложности. Тем самым достигается уровень объективности и прозрачности результатов анализа и оценки технического состояния объекта мониторинга, обеспечивающий экономическую эффективность управления.
Универсальность системы состоит в том, что любое количество любых сигналов на входе даёт на выходе всего один интегральный параметр, который и определяет изменение технического состояния объекта. Другими словами, при помощи ПРАНА можно проводить мониторинг и оценивать техническое состояние любого вида оборудования, от одного двигателя до целого производственно-технологического комплекса, включающего как двигатели, так и печи, трансформаторы, фундаменты, резервуары и прочее оборудование. посредством сравнения в каждый момент времени фактического и модельного Т². Основное условие корректного сопоставления — соответствие количества и наименования параметров сравниваемого «среза» (массива данных) и модельного. Источниками входных сигналов могут быть как архивные, так и текущие значения контролируемых параметров.
Система определяет изменение технического состояния автоматически и при этом способна делать это на всём временном промежутке жизненного цикла оборудования:

  • прошедшее (техническая генетика);
  • настоящее (техническая диагностика);
  • будущее (техническая прогностика), что делает её максимально эффективной.

analytics_server_treugoln

Рисунок 4. Архитектура информационного пространства

Таблица 1. Сравнение объёмов сигналов верхнего уровня различного энергетического оборудования*

tablica_1

*В таблице использованы следующие сокращения:
ГТУ — газотурбинная установка; ПТ — паровая турбина; КУ — котёл-утилизатор; ДКС — дожимная компрессорная станция; ТР — трансформатор

Важно отметить, что кроме методики, нужен правильный отбор входных параметров и корректно построенные и работающие режимные модели.
Если перейти непосредственно к силовым трансформаторам, то максимальная информативность обеспечивается:

  • определением всех ключевых узлов объекта: РПН, обмотки, высоковольтные вводы, бак, сердечник, система охлаждения;
  • регистрацией всех критических параметров, связанных с особенностями протекающих в трансформаторе электромагнитных, химических и механических процессов;
  • группой параметров «частичные разряды в изоляции» и «вибрационные характеристики», которые временными трендами чётко покажут зарождение и развитие деградаций.

Исторически сложилось, что изначально, когда в 2015 г. Система ПРАНА создавалась, она была предназначена для мониторинга объектов теплоэнергетики. Позже, в 2018 г., было принято решение развивать её в том числе для электросетевых объектов. Поэтому интерес вызывает первоначальный опыт мониторинга объектов электросетевого комплекса, который включает в себя:

  • непосредственный onlineмониторинг — блочные трансформаторы 110 и 220 кВ, трансформаторы собственных нужд 15 и 110 кВ ТЭЦ;
  • формат предварительного обследования на предмет возможности подключения системы и степени необходимого дооснащения первичными датчиками — блочный трансформатор 110 кВ ТЭЦ 1 (-); блочные трансформаторы 220 кВ ГЭС 1 (-); трансформаторы 110 кВ ТЭЦ 1 ; автотрансформаторные группы ПС-500 кВ 1 .

Предварительные выводы прикладного характера из первоначального опыта мониторинга объектов электроэнерегтики:

  1. Оснащённость первичными датчиками (кроме штатных) и средствами диагностики крайне низкая и без дооснащения внедрение СПиУМ невозможно.
  2. Само по себе оснащение датчиками и средствами диагностики автоматически не подразумевает их использование в полной мере соответствующими производственно-техническими подразделениями. На то есть причины:
    • наличие и обязательность выполнения РД 34.45–51.300–97 «Объёмы и нормы испытаний электрооборудования»;
    • системы диагностики требуют как первоначальной, так и периодической настройки, чтобы анализируемая информация была максимально корректной;
    • ответственность за эксплуатацию систем диагностики в большинстве случаев «размыта» (чётко не определена и не закреплена) между структурными подразделениями эксплуатации основного оборудования, релейной защиты и автоматики, диагностики, информационно-технологического обеспечения;
    • у оперативно-технического персонала зачастую отсутствует чётко сформированное восприятие и обработка такого вида информации.
  3. Корреляция (прикладное использование) результатов диаг- ностики со сроками/объёмами ремонтов часто неявная и в основном зависит от субъективной оценки ИТР возможности финансирования при формировании ремонтного фонда и затрат на реконструкцию.

Дополнительные выводы по итогам непосредственного мониторинга трансформаторов ТЭЦ в режиме online следующие:

  • отсутствие значений предупредительной (ПС) и аварийной (АС) сигнализации для некоторых важных параметров (например, токи проводимости и ёмкости высоковольтных вводов (ВВ);
  • качество сигналов с объекта мониторинга требует постоянного анализа достоверности в связи с отсутствием полностью автоматизированного программного средства, способного 1) распознавать степень критичности сигналов; 2) временно выводить их из математической модели; 3) отслеживать момент появления корректного приёма-передачи; 4) введение обратно в модель;
  • появление временных резких изменений значений сигнала («всплесков» или «провалов»), которые невозможно коррелировать с имеющимися сигналами и необходимость уточнения, а зачастую совместного анализа информации для определения критичности ситуации.

Таблица 2.Примеры некорректной регистрации и обработки первичных сигналов

tablica_2

Таблица 3. Варианты «обвязки» трансформаторов, исходя из экономической эффективности*

tablica_3

*В таблице использованы следующие сокращения:
Min — минимально-необходимый уровень оснащения; MIN — минимальный уровень; OPT — оптимальный уровень; MAX — максимально-возможный уровень.

Опыт описываемой Системы прогностики и удалённого мониторинга показывает, что и как необходимо внедрять и совершенствовать для цифровизации объектов топливно-энергетического комплекса в целом и электросетевого комплекса в частности. Основные выводы:

  1. Возникает необходимость в выводе на аутсорсинг центров удалённого мониторинга (ЦУМ), так как существующие САЦ и их аналоги в основном представляют собой информационнодиспетчерские структуры, у которых функционал по оценке технического состояния объектов эксплуатации и управления либо отсутствует, либо носит поверхностно-декларативный характер. Кроме того, в силу организационно-функциональной подчинённости такие структуры необъективны.
  2. Требуется первичное дооснащение объектов мониторинга устройствами и системами диагностики хотя бы в минимальнодостаточном объёме
    В идеале оснащение необходимо закладывать в технические задания для заводов-изготовителей, что не потребует последующих конструктивных изменений, а также не будет нарушать гарантийных и сервисных условий.
  3. Существует потребность в изменении подхода к формированию нормативно-технической базы по эксплуатации энергообъектов в части допустимости замены некоторого вида испытаний данными, полученными лицензированными диагностическими системами online.
  4. Внедрение Системы прогностики и удалённого мониторинга либо аналогичных систем должно быть не точечно для отдельных агрегатов, а для законченных технологических звеньев, в том числе для ТЭС: котёл — турбина — генератор — блочный трансформатор (трансформатор связи); для ПС: распределительное устройство в полном объёме — присоединения (отходящие линии).

____________

1 Требуется доработка систем автоматизации и интеграции с сервером нижнего уровня СПиУМ ПРАНА; (-) — требуется существенное дооснащение первичными датчиками и средствами диагностики, где СПиУМ — система прогностики и удалённого мониторинга.

Источник