Закрыть
14 ноября 2019 года 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»

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.


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


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


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.

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_treugolnik
Рисунок 4. Архитектура информационного пространства

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


*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 ТЭЦ1 (-); блочные трансформаторы 220 кВ ГЭС1 (-); трансформаторы 110 кВ ТЭЦ1; автотрансформаторные группы ПС-500 кВ1 .

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


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


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

Заключение

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).
____________

1Требуется 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: Научно-технический журнал РУМ

  • Смотрите также: