СТРАТЕГИИ ТОИР И ДИАГНОСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ
Автор: Овсянников А.Г.
Источник: Информационно-спарвочное издание «Новости электротехники» – 2008, № 2 (50).
За рубежом [1] обсуждаются две группы стратегий технического обслуживания и ремонта оборудования (ТОиР), акцентированные либо на поддержании рабочего состояния конкретного оборудования, либо на сохранении надежности энергосистемы с учетом возможных отказов оборудования, чреватых потерей или резким снижением этой надежности (табл. 1).
Имеющийся зарубежный опыт можно сформулировать в четырех пунктах:
1. Стратегия планового ТОиР забыта почти повсеместно
2. Стратегия ТОИР по техническому состоянию принята почти повсюду.
3. Осуществляется переход к стратегии ТОиР по прогнозируемому техническому состоянию оборудования. При этом технические эксперты разрабатывают сценарий ТОиР на основе прогноза, менеджеры корректируют его на основе управления рисками.
4. Применительно к коммутационному оборудованию опробована стратегия полного отказа от ТОиР с предварительной заменой и автоматизированным мониторингом некоторых видов старого оборудования (так называемая корректирующая стратегия ТОиР). Опыт нескольких компаний, принявших эту стратегию в 2000 – 2004 гг., показал экономию затрат в 14% [2].
Стратегию полного отказа от ТОиР следует воспринимать как парадоксальную и вряд ли реализуемую в России из-за большого износа оборудования, жестких климатических условий, вандализма и др. А вот стратегия ТОИР по прогнозируемому техническому состоянию представляет интерес для отечественных компаний как наиболее рациональная. Диагностика может и должна стать экономически обоснованной
Стратегию полного отказа от ТОиР следует воспринимать как парадоксальную и вряд ли реализуемую в России из-за большого износа оборудования, жестких климатических условий, вандализма и др. А вот стратегия ТОИР по прогнозируемому техническому состоянию представляет интерес для отечественных компаний как наиболее рациональная. Диагностика может и должна стать экономически обоснованной
На основе технической информации (срок службы оборудования, нагрузочные режимы, нештатные воздействия, результаты предыдущих испытаний и диагностики) предприятия МЭС разрабатывают несколько сценариев ТОиР, оценивают техническую эффективность и реализуемость каждого их них.
На втором уровне (МЭС) технические специалисты прогнозируют остаточный ресурс, а экономисты рассчитывают затраты, которые необходимы для ТОиР в течение расчетного срока службы. В итоге второго уровня выбираются возможные варианты решений.
На третьем высшем уровне менеджеры департаментов «ФСК ЕЭС» на основе механизма управления рисками и с учетом социальной обстановки выбирают оптимальную стратегию и принимают решение: продолжать эксплуатацию или менять оборудование на новое, проводить диагностику или ставить систему мониторинга, делать ремонт и в каком объеме.
МЕТОДИКИ ДИАГНОСТИКИ
Остановимся только на диагностической части ТОиР. В разработанных в РАО «ЕЭС России» и в ОАО «ФСК ЕЭС» документах [4 – 7] в техническом плане правильно отражены перспективы развития диагностики и мониторинга сетевых активов ЕНЭС. Их и надо воспринимать как перспективы, которые на некоторых этапах надо оптимизировать, в том числе с учетом зарубежных сценариев управления сетевыми активами.
В частности, в Концепции [5] не привлекаются возможности функциональной (прогнозной) диагностики и излишне упрощены экономические аспекты принятия решений. Напомним, что в Концепции декларируются 4 уровня диагностики:
• 1-й – автоматизированные системы мониторинга и диагностики, интегрированные в АСУ ТП;
• 2-й – периодический контроль под рабочим напряжением;
• 3-й – периодический контроль с выводом оборудования из работы;
• 4-й – комплексное обследование и диагностика.
Первый и высший уровень надо воспринимать как перспективу, хотя примеры внедрения автоматизированных систем мониторинга и диагностики уже имеются. Небольшой опыт их внедрения пока не анализировался с позиций экономической эффективности. Спорным является и решение устанавливать системы мониторинга на новое оборудование.
Первый и высший уровень надо воспринимать как перспективу, хотя примеры внедрения автоматизированных систем мониторинга и диагностики уже имеются. Небольшой опыт их внедрения пока не анализировался с позиций экономической эффективности. Спорным является и решение устанавливать системы мониторинга на новое оборудование.
Вместе с тем обоснованность принятых в [7] весовых коэффициентов некоторых параметров состояния оборудования вызывает сомнения. Остаются невыясненными достоверность и достаточность информации для выработки управляющего воздействия. Всё это требует и дополнительной теоретической проработки, и практической проверки работоспособности методики. В случае успеха затраты и время, необходимые для проведения экспертизы технического состояния оборудования, сократятся примерно на порядок по сравнению с затратами на комплексное обследование оборудования. В том же ряду инструментариев, которые присутствуют на российском рынке и могут использоваться для функциональной диагностики, следует отметить экспертно-диагностические системы «Альбатрос», «Диана» и др. Дополненные аппаратом нечеткой логики и нейронных сетей, они могут стать основой системы.
Наконец, следует обратить внимание и на методологию ранжирования технического состояния оборудования, успешно развиваемую предприятием «ЗТЗ–Cервис» последние три года применительно к маслонаполненному оборудованию, прежде всего к силовым трансформаторам [8]. В ней сочетаются элементы функционального анализа (знание особенностей оборудования, анализ опыта эксплуатации, предварительное экспертное заключение) и экспресс-анализ основных параметров оборудования на месте его установки и без отключения. Таким образом, методология ранжирования является своеобразным промежуточным звеном между функциональным анализом и технической диагностикой. Ее итогом является разделение оборудования по группам технического состояния:
• нет проблем (около 80 – 85% парка),
• требуется комплексное обследование (15 – 18%),
• требуется замена отдельных компонентов,
• требуется вывод в капитальный ремонт (до 1,5%).
По опыту внедряющей эту методологию организации, стоимость и сроки проведения работ по ранжированию оказались в 4 – 5 раз меньше по сравнению с комплексным обследованием силовых трансформаторов, которое проводится по утвержденной в ОАО «ФСК ЕЭС» программе [9]. Разумеется, эта методология требует подтверждения в России с учетом особенностей эксплуатации и технического обслуживания оборудования. Так же как и в случае с [7], требуется практическая проверка эффективности и утверждения методики в компании для придания ей легитимности на российском рынке диагностических услуг.
В заключение данного раздела отметим, что с присоединением к компании огромного парка сетевого оборудования класса напряжения 220 кВ привлечение двух упомянутых выше методик к оценке технического состояния оборудования в сочетании с экономическим обоснованием сценариев ТОиР возрастает настолько, что они кажутся безальтернативными на ближайшие годы.
СТУПЕНЧАТАЯ ПРОЦЕДУРА ДИАГНОСТИКИ
Конечной целью предлагаемой стратегии является сокращение издержек на ТОиР путем оптимизации диагностики оборудования и выработки экономически обоснованных управленческих воздействий. Под оптимизацией диагностики оборудования понимается переход на ступенчатую процедуру оценки технического состояния оборудования. Число ступеней зависит от важности оборудования и его функций в сети.
На первой ступени осуществляется функциональное диагностирование оборудования. Его итогом должно быть разбиение оборудования на две группы. Первая группа не требует, вторая требует продолжения диагностических действий или выводится в текущий ремонт для замены отдельных компонентов. Сценарий технических действий с оборудованием этой группы необходимо подкреплять экономическим обоснованием для итогового управленческого воздействия первой ступени. Одним из них может стать перевод на вторую ступень, требующую продолжения диагностических действий. Для наименее ответственного оборудования оценка технического состояния заканчивается на этой ступени.
На второй ступени проводится ранжирование технического состояния оборудования, попавшего по результатам функционального диагностирования во вторую группу. В результате оборудование уже с большей степенью достоверности делится на 4 упомянутых выше подгруппы. Три подгруппы (общим числом не более 20% от всего парка оборудования) подвергаются дальнейшим управленческим воздействиям, которые, как и на первой ступени, формируются по механизму управления рисками. В итоге большая часть оборудования, попавшего в подгруппы риска, может быть подвергнута дальнейшим диагностическим процедурам для целевого ремонта и продления срока службы, а малая часть оборудования может попасть под замену.
Третья ступень – комплексное техническое обследование важного по значению оборудования, попавшего в подгруппы риска. Оно обеспечивает максимальную полноту и достоверность оценки технического состояния. По результатам комплексного обследования возможны все варианты управленческих воздействий: от минимального ремонта и замены компонентов для продления срока службы с последующим комплексным обследованием (периодическим или послеремонтным) или постановкой оборудования на постоянный мониторинг технического состояния – до капитального ремонта или замены оборудования на новое. Как и на предыдущих этапах, управленческие воздействия формируются на основе предложенного технического сценария и механизма управления рисками.
Для реализации предлагаемой технологии надо решить следующие задачи.
1. Разделение оборудования по степени важности (если эта задача еще не решена в конкретной энергосистеме).
2. Разработка методики функционального диагностирования и выбора экономически обоснованных управленческих воздействий.
Опробование методики на репрезентативных группах оборудования различного типа.
3. Разработка методики ранжирования и выбора экономически обоснованных управленческих воздействий. Опробование методики на репрезентативных группах оборудования различного типа.
4. Разработка методики выбора экономически обоснованных управленческих воздействий по результатам комплексного обследования. Опробование методики на репрезентативных группах оборудования различного типа.
За счет последовательного отсеивания на каждой ступени части беспроблемного оборудования и значительно более низкой (по сравнению с комплексным обследованием и тем более мониторингом оборудования) стоимостью процедур функционального анализа и ранжирования оборудования по техническому состоянию можно добиться примерно двукратного снижения издержек на оценку и прогнозирование технического состояния оборудования.
ЛИТЕРАТУРА
1. M. Marketz, J. Polster, M. Muhr. Maintenance Strategies for Distribution Networks /Proc. 14th International Symposium on High Voltage Engineering, Beijing, 2005. Paper F – 55.
2. D. Wolfgang. Discussion Meeting Summary for Group B3 /CIGRE Session, Paris, 2004.
3. J.J. Smith. Trends in PD-diagnostics for Asset Management of Aging HV Infrastructures /Proc. 14th International Symposium on High Voltage Engineering, Beijing, 2005. Paper K – 05.
4. Стратегия развития ЕНЭС, одобренная решением Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» от 24.12.2003 № 13.
5. Концепция диагностики электротехнического оборудования подстанций и линий электропередачи электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» от 01.03.2005.
6. Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, утвержденное распоряжением РАО «ЕЭС России» и ОАО «ФСК ЕЭС» № 270р/293р от 25.10.2006.
7. Методика экспертной оценки технического состояния оборудования (версия 0.3), утвержденная Департаментом регионального планирования эксплуатации и ремонтов, 2006 г.
8. V. Sokolov. Transformer Condition-Based Ranking /Proc. 5th AVO International Technical Conference, October 8–11, 2006, Methven, New Zealand.
9. Типовая программа комплексного диагностического обследования силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов, утвержденная первым заместителем председателя правления ОАО «ФСК ЕЭС» А.Н. Чистяковым 28.10.2005.