Поломка газотурбинного агрегата может вылиться для эксплуатирующей организации в месяцы простоя оборудования из-за ремонта, штрафы со стороны рынка и недополученную прибыль. Посмотрим статистику: в 2017 году в России на генерирующих объектах произошла 3801 авария, что, по экспертным оценкам, привело к 15 млрд руб. убытков. Многих аварий можно было избежать, поскольку тревожные сигналы о неисправностях, порой влекущих за собой нарушение всей технологической цепочки, начинают поступать порой за несколько месяцев до самого инцидента. Другое дело, что большинство современных систем АСУ ТП, несмотря на обширный набор функций, не умеют работать с минимальными отклонениями от стандартных параметров, сигнализируя лишь об отклонениях критических.

«Мы анализировали архивы данных поврежденного оборудования, которые нам предоставляют заказчики, пытаясь понять, могла ли наша система, если бы она была у них тогда установлена, определить заблаговременно возможную аварию. Мы обнаружили начало деградации за несколько дней, а еще раньше – тревожные изменения», — рассказывает технический директор российской системы прогностики ПРАНА Максим Липатов.

Рис. 1. Архитектура системы прогностики ПРАНА

ПРАНА (рис. 1), разработанная компанией «РОТЕК», позволяет выявить причины возможной поломки оборудования за несколько месяцев до возможного события. Сегодня к ПРАНА подключено в общей сложности 18 энергоблоков, включая газовые и паровые турбины, дожимные компрессоры и котлы утилизаторы. География присутствия охватывает 7 регионов России.

Проект стартовал в 2011 году в отделе удаленного мониторинга сервисного подразделения компании «РОТЕК».

Именно тогда и родилась концепция системы предиктивной аналитики, которая не просто оценивает общий уровень параметров, а может заблаговременно выявить изменения в техническом состоянии оборудования и предсказать, как оно дальше себя поведет. Пилотный проект был запущен в 2014 году. В качестве основы для системы была взята платформа GE совместно с алгоритмами собственной разработки. Первыми подключенными к системе станциями стали Пермская ТЭЦ-9, Владимирская ТЭЦ-2, Кировская ТЭЦ-3 и Ижевская ТЭЦ-1.

«В 2016 году по результатам подключения четырех объектов мы поняли, что покупать лицензии и использовать иностранное ПО, имеющее много функций, которые мы просто не используем, как минимум, нерентабельно и бессмысленно, – вспоминает Максим Липатов. – Поэтому за 2017 год мы разработали полностью собственное программное обеспечение».

Предскажи, если сможешь

Для каждой единицы оборудования ПРАНА строит индивидуальную модель, которая максимально полно описывает работу конкретной машины в реальных условиях.

«За основу берется период нормальной эксплуатации оборудования, когда оно только поступило на станцию или вышло из ремонта, прошло апробацию, отработало нормально в течение определенного времени, – объясняет Максим Липатов. – Снимаются все параметры, осуществляется оценка того, что они не выходят за пределы эксплуатационных ограничений, которые установил завод-изготовитель или заказчик. Этот период принимается за норму, а сами данные составляют обучающую выборку для построения модели».

Затем, уже во время эксплуатации, строится интегральный показатель, в который входят данные, поступающие со всех датчиков, установленных на оборудовании. После чего в режиме реального времени система сравнивает текущее состояние машины с цифровым образом – насколько те или иные параметры отклоняются от нее.

«Мы не стараемся подменить системы АСУ ТП. Они служат для управления установкой, обеспечения ее регулирования и защиты, – говорит Липатов. – Задача нашей системы состоит в другом. При ее использовании отпадает необходимость в постоянном слежении за всеми параметрами оборудования – это в автоматическом режиме делает сама система. К тому же даже для группы подготовленных людей постоянно контролировать все параметры невозможно: только у одной ПГУ их порядка трех тысяч. АСУ ТП сигнализирует о проблеме лишь в случае превышения предельных значений. А ПРАНА отслеживает весь комплекс параметров, скажем так, в «тихом режиме». Т. е. она следит за системой и при появлении малейшего отклонения от нормального диапазона, сразу же сигнализирует о возможной проблеме на самой ранней стадии, когда дефект только зарождается».

Рис. 2а. Принципиальная тепловая схема турбины ГТУ

В целях максимальной безопасности локальные серверы ПРАНА располагаются на стороне заказчика, внутри защищенного периметра, чтобы исключить риск обратного воздействия на энергетические системы. Данные передаются по защищенным VPN-каналам, используются входные и выходные межсетевые экраны и шифрование.

Система осуществляет контроль подключенного оборудования круглосуточно, семь дней в неделю в режиме реального времени – сигналы поступают не реже одного раза в секунду. После обработки интегральный критерий показывает, насколько текущее состояние системы отличается от эталонного. Если изменения присутствуют, то диспетчер оценивает их динамику и в случае предаварийной ситуации сообщает об этом на станцию. Если же оперативного вмешательства не требуется, то информация передается экспертной группе, в которую входят специалисты по всем основным видам оборудования: турбинам, котлам и компрессорам. После чего формируется экспертное заключение, которое направляется заказчику для принятия мер.

Рис. 2б. Главный экран событий и контроля параметров на примере работающей ГТУ PG6111FA

Унификация, контроль, независимость

Выход из строя оборудования, от которого зависят все техпроцессы предприятия, будь то нефтеперерабатывающий завод или газоперекачивающая станция, влечет за собой сбой в работе всей производственной цепочки. Использование системы прогностики позволяет избежать подобных ситуаций, в частности, за счет перевода незапланированных аварийных остановок в плановые в рамках технического обслуживания

«Если у нас есть информация, что то или иное оборудование придет в неработоспособное состояние в течение двух недель, у заказчика появляется время для того, чтобы наладить логистику, в спокойном режиме вызвать ремонтные бригады, пересмотреть режим работы, – комментирует Максим Липатов. – К примеру, для московского региона мы подсчитали, что первый час остановки газовой турбины приводит к штрафу с рынка в 1,5 млн рублей. Это не считая упущенной выгоды из-за непроданной электроэнергии. Сутки внепланового простоя – это уже 6 млн. Если перевести из непланового в плановой, то убыток составит всего 1 млн. Т. е. достигается экономия минимум в шесть раз».

Еще одна особенность системы прогностики ПРАНА – возможность унификации и централизованного контроля оборудования. Это особенно актуально для распределенных генерирующих и газоперекачивающих компаний. Безусловно, системы телеметрии и АСУ ТП позволяют контролировать поведение оборудования вне зависимости от его территориального расположения. Но одно дело телеметрия, а другое – знать, насколько параметры отклоняются от своих нормальных значений, уверен Максим Липатов: – Для собственников важно понимать, кто, как и на каком объекте следит за тем, как оборудование работает. В каком-то регионе оборудование эксплуатируется в одном ключе, в другом – по-другому. Если транслировать подходы к организации ремонтов и эксплуатации на все регионы присутствия, то это существенно облегчает сам контроль и в конечном итоге экономит деньги заказчика.

Сегодня ПРАНА является единственной на рынке системой, которая может работать со всем спектром оборудования любого производителя.

«Аналогичные системы есть, – объясняет Максим Липатов, – но западные компании предоставляют услуги по мониторингу только своего оборудования. В чем наше преимущество – мы независимы от каких-либо производителей. У нас нет задачи продать запчасти или оборудование заказчику. Наша цель – обеспечение его бесперебойной работы на протяжении всего жизненного цикла».

Сегодня система поддерживает оборудование всех основных производителей газовых турбин: General Electric, Siemens и Alstom, – а также паровые турбины УТЗ, GE и Siemens, генераторы производства ABB, General Electric, «Электросила» и Alstom, котлы-утилизаторы (ТКЗ «Красный котельщик», «ЗиО-Подольск», ООО «Белэнергомаш— БЗЭМ», Istroenergo Group, BBS, «ЭМАльянс» и HRSG, дожимные компрессорные станции Borzig, Howden и GEA Grasso GmbH. ПРАНА работает со всеми распространенными в российской энергетике АСУ ТП от GE, Siemens, Alstom, «Текон» и «Квинт»

Максимальное удобство

Ситуационный центр ПРАНА не ограничивается только экспертами самой компании: доступ к возможностям системы (отчетам, графикам и другим аналитическим материалам) получают и специалисты компаний-заказчиков, как через веб-интерфейс, так и через мобильное приложение. В случае необходимости система позволяет организовать многопользовательскую конференц-связь и общение через защищенные чаты.

Совсем недавно в системе прогнозной аналитики ПРАНА появились новые программные модули, предназначенные для эмуляции возможных аварий и неполадок, автоматизации подготовки отчетности о техническом состоянии, а также для обновления цифровых моделей после ремонта или обслуживания оборудования. Один из новых модулей предназначен для 3D-визуализации тепловых полей. С его помощью создаются наглядные модели распределения температур в узлах оборудования, в том числе их изменения во времени.

С помощью нового инструмента можно анализировать практически все узлы газотурбинной установки: систему подготовки воздуха, входной направляющий аппарат, ступени компрессора, камеру сгорания, систему топливоподачи, систему автоматического регулирования, ступени газовой турбины.

3D-карта теплового поля – это универсальный диагностический инструмент для отображения изменения во времени любых двухмерных параметров и зависимостей. Его наглядность и простота использования значительно упрощает работу с большими данными.

ПРАНА в действии

Пример 1

Во время останова турбины ГТЭ-160 система выявила нарушение в работе системы гидроподъема ротора и предотвратила неплановый простой оборудования.

Газовая турбина ГТЭ-160 была остановлена по внешним причинам – из-за снижения давления газа перед быстрозапорным клапаном. В течение контрольного времени выбег турбины был характерен для данного типа машин, поэтому с точки зрения штатной системы контроля признаков отклонений не было (рис. 3).

Рис. 3. График выбега газовой турбины ГТЭ-160 с различных показателей активной мощности

По правилам эксплуатации после останова турбин система валоповорота поддерживает вращение ротора в течение 24 часов. За это время ротор постепенно охлаждается, а вращение предотвращает его неравномерное остывание и прогиб.

На высоких оборотах масляный клин между опорным подшипником и ротором создается естественным образом. На малой скорости вращения насос системы гидроподъема ротора прокачивает масло в подшипник с давлением более 130 кг/см2 и создает масляную подушку.

В рассматриваемом случае система гидроподъема ротора включилась при снижении частоты до 200 об/мин. ПРАНА в оперативном режиме выявила внезапную деградацию: давление масла в системе опустилось ниже допустимого значения, а сила тока, потребляемого насосом гидроподъема, снизилась с 63 до 40 А.

По критериям штатной системы управления такая ситуация не рассматривается как аварийная – гидроподъем работал, хотя и с отклонениями. Однако диспетчеры Ситуационного центра РОТЕК оперативно предупредили станцию о вероятности самопроизвольной остановки ротора, рекомендовали проверить распределение масла между опорами газовой турбины и провести ревизию насоса гидроподъема и его предохранительного клапана.

Ротор турбины продолжал вращение еще в течение часа, но после снижения оборотов до 77 в минуту остановился (рис. 4), т. к. давления системы гидроподъем уже не хватало для поддержки.

Рис. 4. Хронология останова турбины

Благодаря раннему предупреждению, персонал станции не допустил неравномерного остывания ротора, вручную проворачивая его до восстановления работы системы гидроподъема. В противном случае турбину нельзя было бы запустить в течение как минимум трех дней. Ручной проворот ротора – предусмотренная правилами эксплуатации операция.

Так как система ПРАНА анализирует работу оборудования во всех режимах его эксплуатации (в том числе после останова), время простоя турбины из-за отклонений в работе гидроподъема не увеличилось. После возобновления подачи газа турбина была введена в строй. Энергетики избежали дополнительных убытков от невыработки электроэнергии и штрафов за непоставку мощности.

Пример 2

На одной из подключенных к системе ПРАНА турбин при снижении активной мощности увеличивался уровень осевой вибрации подшипника генератора № 4. Предиктивные алгоритмы системы ПРАНА позволили рассчитать, когда эта вибрация выйдет на уровень сигнализации, а эксперты Ситуационного центра смогли обнаружить причину, достаточно необычную.

Изменение вибрации коррелировало с температурой охлаждающего воздуха щеточно-контактного аппарата (рис. 5). Конструктивно канал подвода воздуха проходил через подшипниковую опору. Оказалось, что при изменении режима работы установки менялась температура и охлаждающего воздуха, и всей подшипниковой опоры.

Рис. 5. Объем холодного воздуха в охлаждающем канале и уровень вибрации

Из-за неудачного расположения канала изменение температуры охлаждающего воздуха приводило к линейному расширению шпилек крепления стула к фундаменту, что снижало жесткость крепления опоры. Именно из-за этого усиливалась вибрация (рис. 6)

Рис. 6. Уровень вибрации,  холодный воздух – горячий воздух

Стандартные средства контроля и персонал объекта не смогли выявить корреляции среди тысяч несвязанных технологических параметров. Однако система прогностики ПРАНА позволила выявить эту неочевидную зависимость. Благодаря раннему оповещению, оператор турбины смог запланировать ремонт и устранить дефект во время планового останова. Вибрация была снижена более чем в два раза и далее не росла.

Мы начали статью со взгляда в будущее: возможность перевода внеплановых остановов оборудования в плановые, унификация системы контроля для территориально распределенных компаний, мониторинг установок любого производителя, бесперебойная эксплуатация на протяжении всего жизненного цикла. По-моему, будущее уже наступило.

Источник: Журнал «Газотурбинные технологии»