ГКС Надежность ТЭЦ 2.3

НАДЕЖНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ КОМПЛЕКСОВ ТЭЦ Григорий Куркчан ЭНСИС ТЕХНОЛОГИИ

Дистрибуция Производство Системная интеграция

17,9 %* ИТ-рынка РФ (13%** по IDC)

1-е место в рейтинге крупнейших ИТ компаний России по данным рейтингов Cnews и «РИА-Аналитика» за 2010-2013 гг.

Оборот – 137 000 000 000 руб.

Кто мы? Национальная компьютерная корпорация – крупнейший ИТ-холдинг в России

*Объем ИТ рынка России по данным Минэкономразвития за 2013 г. составляет 762,3 млрд руб. ** Оценка ИТ рынка России по данным IDC за 2013 г. – 37,7 $ млрд

Входит в 100 крупнейших компаний России

ГК СИСТЕМАТИКА

Систематика ИТ интегратор в области аутсорсинга и поддержки крупных инфраструктурных проектов Крупнейший географически распределённый ИТ проект федерального масштаба по построению единой информационной системы для ФСС РФ (83 субъекта России)

Step Logic Сетевая и системная интеграция в масштабных высокотехнологичных проектах любого уровня сложности Единственный интегратор в России, получивший три мировые награды Cisco

Tops Consulting Лидер рынка разработки и внедрения сложных информационных бизнес-систем Более 50 международных наград от корпораций EMC, Microsoft, Oracle и других

Сайнер Системный интегратор для энергетики и ЖКХ Крупнейший в России комплексный проект внедрения SAP в ОАО «МРСК Центра». Более 50 реализованных отраслевых проектов в энергетике и ЖКХ на более чем 20000 пользователей

Landata Дистрибуция высокотехнологичного сетевого, телекоммуникационного и компьютерного оборудования Лучший дистрибутор IBM в России в 2009–2012 гг.

РСТ -Инвент Производитель RFID оборудования и интегратор решений на его основе Совместное проектное инновационное предприятие ОАО «Роснано»

TopS BI Системный интегратор Опыт реализации сложных распределенных проектов по внедрению ИТ систем

Энсис Технологии Направление надежности

3

Как снизить стоимость ремонтов и повысить надежность эксплуатации оборудования?

Эксплуатационная готовность ТЭЦ

Надежность можно определить как способность узла нагрузки осуществлять свои функции безотказно. ТЭЦ состоит из нескольких сотен узлов нагрузки.

Мы не будем ставить на автомобиль два двигателя, но будем ставить на подстанции два трансформатора. Мы можем поставить один нагнетатель 9МВт, но ставим 3х3МВт.

Какова проектная и текущая надежность? Ответ в расчете надежности (узлов, установок, НПЗ). Какова политика ТОРО и ЗИП? Ответы в стандарте ISO 55000.

Проектировщики.

Разрабатывают проектные решения по надежности, ведут расчеты текущей надежности.

Выдают ТЗ для политики ТОРО и ЗИП, исходя из целей эксплуатационной готовности.

Инженеры по надежности.

Обеспечивают требуемый уровень текущей надежности, формируют ЗИП.

Менеджеры по надежности.

Отвечают за эксплуатационную готовность, ставят задачи инженерам, ведут баланс между убытками от отказов и затратами на надежность, обосновывают закупки ТОРО и ЗИП.

В презентации раскрывается комплексный подход по управлению эксплуатационной готовностью ТЭЦ.

Тезисы СУН

Система управления надежностью – это система управления эксплуатационной готовностью (ЭГ) предприятия.

Система управления надежностью начинается с Задания на проектирование и завершается выводом оборудования из эксплуатации.

СУН вовлекает в производственный оборот конструкторскую документацию, проектные решения, эксплуатационные данные о текущем состоянии. Объем информации по сравнению со стандартными системами (по аварии, ППО) возрастает в сотни раз!

Система управления надежностью позволяет:

Контролировать ресурс узлов нагрузки, степень их надежности;

Планировать ТОРО и закупки ЗИП;

Ограничить отказы и исключить аварии;

Непрерывно отслеживать надежность инфраструктуры ТЭЦ в режиме он-лайн;

Управлять ремонтным персоналом;

Балансировать затраты;

СУН обеспечена специальной ИТ-технологией, функционирующей совместно с SAP PM.

ISO 55000 регламентирует методики и процедуры ТОРО по надежности.

СУН включает в себя проектные решения, методики, процедуры, ИТ-платформу и персонал надежности.

СУН - это интеллектуальная платформа управления ЭГ!

Требования к эффективности и повышению КИУМ ТЭЦ запускают эволюцию стратегий ТОРО

Стратегия управления ремонтами по аварии (реагирование);

Стратегия предупредительно-профилактического обслуживания;

Стратегия про-активного обслуживания (продление межремонтного интервала с 2 до 4 лет) по стандарту ISO 55000:

RCM – управление обслуживанием, ориентированное на надежность (соблюдение конструкторских требований по обслуживанию) – Методика применима к активному оборудованию, где происходят затраты

энергоносителей (турбина, компрессор, горелка котла…)

RBI – управление рисками отказов (коррозийные процессы) – Методика применима к пассивному оборудованию, где отсутствуют затраты

энергоносителей ( трубопровод, корпус котла…)

MTA – анализ существующих задач технического обслуживания

RCA – анализ первопричины происшедшего отказа

FMEA/FMECA – анализ видов, последствий и критичности отказов

СЛ

ОЖ

НО

СТЬ

Методики RCM,RBI,MTA,RCA, FMEA/FMECA - это часть ISO 55 000

Роль ИТ-получение данных из множества источников данных, отслеживание динамики процессов

Определение отказа по ISO 55000

Инцидент с ЧРП фирмы SIEMENS - LOHER (электродвигатель)

Надежность установок и

агрегатов

Нет резервирования, нарушение надежности. Работал 1х1350кВт вместо 2х700кВт. Не было ВЧ-заземления, ВЧ-токи вызвали электрокоррозию подшипника.

Фактическая наработка на отказ 6200 часов, время ремонта 103 часа. Простой установки КЦА 119 часов.

Залив водой шинопровода под напряжением 6кВ

Надежность установок и

агрегатов

Наличие капитального ремонта не предотвращает подобные аварии!

Шинопровод 6кВ расположен на 1-м этаже, «мокрые» процессы происходят на втором этаже (гидротранспорт сырья). Вода проникла через перекрытие с гидроизоляцией в помещение с шинопроводом, произошло КЗ с выходом из строя 2-х выключателей 6кВ. Прямой ущерб 10млн., простой производства 48 часов. Компоновка помещений несет риск подобных аварий!

Узлы нагрузки

ТЭЦ декомпозируется на функциональные узлы нагрузки.

Выделяются узлы динамической нагрузки (УДН) и узлы статической нагрузки (УСН).

В УДН есть затраты энергоносителя (газ, уголь, электроэнергия), в УСН они отсутствуют.

Примеры УДН: горелка, электродвигатель. Главные критерии: мощность, энергия.

Примеры УСН: корпус котла, трубопровод, кабельная линия. Главные критерии:

напряжение, давление, температура.

Вторичные критерии формируются на основании расчетных моделей.

Отказы оборудования делятся на критические и некритические, от этого зависит стратегия

ТОРО. Тяжелое оборудование: котел, турбина, питательный турбонасос, генератор, ОРУ и

т.д. в обязательном порядке декомпозируются на конструктивные элементы (элементарные

узлы нагрузки). Синтез узлов в более крупные комплексы (технологические подсистемы)

сопровождается анализом потенциальных отказов и аварий. Аварии и отказы

классифицируются как проектные и запроектные.

Модернизация ТОРО основана на анализе УДН/УСН, проектной оценке их надежности,

синтезе подсистем из узлов. Аналитические отчеты служат постановкой задачи для

модернизации регламентов и технологических карт.

Анализ включает задачи оптового трейдера в части готовности оборудования для подхвата

нагрузки.

Обзорная карта для целей декомпозиции (пример)

Ранжирование производства. Выделение первоочередных объектов (пример)

КТЭЦ

СТЭЦ

НСтТЭЦ СтТЭЦ

ПуТЭЦ

ТЭЦ-4

ТЭЦ-3

ТЭЦ-2

ТЭЦ-1

КГРЭС

Удельные топливные затраты, руб. на МВт.ч.

1

2 3

4

КИУМ э/э, %

Размер установленной мощности

Что такое проектная оценка надежности?

Проектной оценкой надежности называется работа по расчету показателей надежности в

соответствии с ГОСТ 27.301-95 и другими нормативами, основанная на анализе проектных

решений, конструкторской документации, режимных карт, моделирования физико-

химических процессов в оборудовании.

Результатом проектной оценки являются количественные показатели риска отказа узлов

нагрузки (оборудования, комплексов оборудования), степень деградации от паспортных

значений, остаточный ресурс, запас надежности.

Все величины, участвующие в проектной оценке, являются индикаторами надежности.

RCM-анализ отслеживает отклонения процесса от нормального течения по индикаторам

надежности. Отсюда проистекает необходимость выполнить количественные оценки

надежности нормального процесса, разработать критерии оценки отклонений.

Такая работа и называется проектной оценкой (расчетом) надежности.

Без проектной оценки надежности RCM-анализ может оперировать только с качественными

оценками (плохо- хорошо). Проектная оценка надежности формирует цели для ТОРО и ЗИП

Как организована работа по методологии RCM2?

Проектная организация выполняет проектную оценку существующей надежности ТЭЦ. При

необходимости рекомендуются решения по повышению надежности для каждого узла

нагрузки, выбор варианта – реконструкция, резервирование, ТОРО.

RCM2 – это процесс обеспечения надежности узлов нагрузки, который гарантирует, что

любой производственный объект будет выполнять свои функции на заданном уровне

эксплуатационной готовности.

7 главных вопросов RCM:

Функции объекта. Что требуется от объекта в данных условиях?

Функциональный отказ. Что является отказом по функции?

Причина отказа. Какое событие послужило причиной отказа?

Результат отказа. Что происходит с объектом в результате отказа?

Последствия отказа. На что повлияет отказ (производство, экология, безопасность)?

Меры по предупреждению отказа. Какие возможны действия?

Действия в случае отказа. Что делать, если отказ все же произошел?

Методика RCM2 связывает проектные решения и ТОРО

Расчет эксплуатационной готовности (ЭГ) предприятия

Для заводских узлов нагрузки имеется паспорт изготовителя, с указанием параметров

надежности (наработка на отказ, количество отказов в год), инструкцией ТОиР.

Аналогичные данные для проектных узлов нагрузки должны быть в составе ПИР.

При их отсутствии, ЭГ цехов и предприятия в целом оценивается по статистике отказов,

которые носят "случайный" характер. Такая случайность означает лишь недостаток знаний. В

итоге невозможно потребовать от персонала безаварийной работы, нет должного

планирования ЗИП и объема ремонтных услуг.

Новый уровень управления ТОиР должен быть обеспечен новыми разделами ПИР:

1. Проектная оценка надежности и ЭГ, с расчетами надежности по ГОСТ 27.301-95.

Соответствие требованиям Ростехнадзора, технической политике, СТО.

2. Решения по организации ТОРО по методологии стандарта ISO 55000. Включает оценку

узлов нагрузки по их функциональному соответствию, возможным отказам, требуемым

объемам технической диагностики, инструкции персоналу. Выполняется расчет

целесообразных затрат на ТОРО и ЗИП.

3. Проектное заключение о необходимости CAPEX, если затратами на OPEX достичь

требуемой ЭГ нецелесообразно экономически или невозможно технически.

Опыт

Аудит СЭС МНПЗ и ОНПЗ

Разработка аналитических инструментов и методик оценки надежности:

– Разработка Стандарта Организации (СТО)

– Разработка Технической политики обслуживания энергетического оборудования

– Создание методик и расчетных моделей

– Обоснование экономически обоснованного подхода к надежности (economic based reliability), разработка эконометрик

Апробация методик надежности на примере установки Г-43-107, в части электроснабжения и теплоснабжения.

Разработка термодинамической модели компрессорной ЦК-301, для установления связи технология – механика – энергетика.

Описание проекта

Методология Цели проекта

Разработка технической политики и СТО «Газпром нефть» по надежности энергоснабжения для повышения эксплуатационной готовности установок

Уровень агрегата (на примере «электропривод + сеть питания»)

Надежность комплексов

Надежность агрегатов (УДН/УСН)

Эксплуатационная готовность

ТЭЦ

Надежность узлов статической (УСН) и динамической (УДН) нагрузки;

Декомпозиция;

Проектная оценка надежности;

RCM-анализ;

Указатели ТОРО для SAP;

Проектная оценка надежности. RCM-анализ

Исходные данные электропривода 4АЗМП 3150/6000 УХЛ4 (НПО ЭЛСИБ)

Исполнение по взрывозащите IEexpllT5

Исполнение "продуваемый"

Скорость ротора 2976 об/мин

Вес агрегата 7000 кг

ТУ агрегата ТУ16-528.285-84

Мощность 3150 кВт

Напряжение питания 6000 В

Схема включения статорной обмотки звезда

КПД 0,967

Момент инерции ротора JД 29 кг*м2

Момент инерции механизма, приведенный к валу двигателя JМ 29 кг*м2

Активное сопротивление фазы статорной обмотки R1 0,063 Ом

Активное сопротивление роторной обмотки, приведенное к фазе статорной обмотки R21 0,076 Ом

Температура, при которой даны активные сопротивления, оС 20 оС

Индуктивное сопротивление потока рассеивания фазы статорной обмотки Х1 Нет данных Ом

Индуктивное сопротивление потока рассеивания роторной обмотки, приведенное к фазе статорной

обмотки Х21 Нет данных Ом

Индуктивное сопротивление намагничивания ХМ Нет данных Ом

Потери в стали статора Нет данных Вт

Механические потери Нет данных Вт

Нагрузочные характеристики

Нагрузка, о.е. 0,25 0,5 0,75 1 1,25

кпд, % 96 97,3 97,4 97,3 96,8

cosj 0,73 0,86 0,89 0,9 0,88

I1, А 108 181 262 346 445

s, % 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Минимальный момент (для расчета самозапуска) 0,7

Параметры надежности паспортные:

Наработка на отказ, часов 18000

Среднее время ремонта, часов 96

Интервал между капитальными ремонтами, лет 5

Анализ энергоэффективности электропривода

Надежность отдельных

единиц оборудования

Потеря электрической мощности составляет 319кВт!

Электропривод 4АЗМП 3150/6000 УХЛ4

Исходные данные Напряжение V 6 кВ

Полезная мощность на сжатие, расчет P 2418 кВт

Линейный ток ротора, расчет I 268,37 А

Скорость ротора номинальная Wm 2976 об/мин

Число пар полюсов p 2

КПД паспортное кпд-эл 97,40%

Косинус фи 0,89

Кратность пускового тока, не более 6,3

Кратность пускового момента, не менее Кпуск 1,3

Кратность максимального момента, не менее Ккр 2,6

Минимальный момент Ммин 5420

Н-м

Номинальный момент Мн 7743 Н-м

Синхронная скорость (вращения магнитного поля) Wms 3000 об/мин

Пусковой вращающий момент Мп 10065 Н-м

Максимальный вращающий момент Ммакс 20131 Н-м

Расчеты

Величина скольжения s 0,60%

Активное сопротивление статора R1 0,0630 Ом

Активное сопротивление ротора R2 0,0760 Ом

Мощность, передаваемая ротору (мощность воздушного зазора) 2737 кВт

Потери в меди ротора 16 кВт

Мощность механическая 2720 кВт

Скорость ротора через скольжение, об/мин 2982 об/мин

Полезная мощность сжатия 2418 кВт

Потери мощности 303 кВт

КПД сжатия адиабатический 76,75% %

Вращающий момент через мощность и скольжение 8712 Н-м Вращающий момент через ток ротора, сопротивление ротора и скольжеие

8712 Н-м

Анализ переходных процессов

Все переменные представлены в относительных единицах (о.е.) по отношению к своим номинальным величинам. Ток статора I1/I1n в начале пуска (t=0) равен 8 номиналов (паспортные данные 6,3). В процессе пуска спадает до 0,8 номинала. Момент двигателя M/Mn при пуске 1,3 Мн (в паспорте 1,3). В процессе пуска увеличивается до 2,6 Мн ( в паспорте 2,6). По окончании пуска уменьшается до 0,8 Мн. Момент сопротивления механизма Мс/Мн в начале пуска 0,3 Мн, в конце пуска 0,8 Мн (наиболее распространенные величины для насосов и вентиляторов, но могут быть заданы любые соотношения, соответствующие механизму). Угловая скорость W/Wn для наглядности увеличена в 2 раза. В качестве номинального значения берется скорость холостого хода, чтобы оценить просадку скорости под нагрузкой. В нашем случае номинальное скольжение 0,8 % и скорость практически достигает скорость холостого хода. Достоверность динамической модели (для расчета переходных процессов) доказывается характерными точками по моменту (1,3; 2,6; 0,8), установившимися значениями момента и тока (0,8) и жесткостью механической характеристики двигателя. Расчет выполнялся при моменте инерции механизма, равного моменту инерции двигателя. Время переходного процесса прямого пуска вентилятора оценивается в 2 с. С увеличением момента инерции механизма время пуска увеличится.

Количество пусков двигателя является критическим параметром надежности!

Диагностика электропривода

Индикаторы изоляции:

- Величина омического сопротивления по току;

- Коэффициент абсорбции;

- Коэффициент поляризации (старение) изоляции;

Индикаторы состояния подшипников:

- Наличие радиального и осевого зазора;

- Количество и состояние смазочного материала;

- Температура подшипников;

- Наличие дефектов беговых дорожек;

- Определение твердости подшипников;

Индикаторы вибросостояния:

- Виброскорость

- Виброускорение

- Виброперемещение

Индикатор сопротивления обмоток;

Индикатор дефектов обмотки;

Индикатор паяных соединений;

Индикатор величины нажатия и зазора электрощеток;

Индикатор величины радиального биения коллектора,

контактных колец, валов;

Индикатор контроля температуры;

Индикатор состояния физической нейтрали;

• Отслеживание трендов параметров

• Выдача тревожных уведомлений при выхо - де за пределы допусков

• Наличие эталонных спектров (иллюстрация

хорошего состояния агрегата)

• Углубленная диагностика в ручном режиме / проведение анализа в полевых условиях

Спектр Хорошее состояние агрегата

Спектр Внимание! -

Анализ сигнала Диагностика / Анализ

Тревожное уведомление

Предупредительное уведомление

Уровень вибрации

Дата ( время )

Спектр Тревога!

Анализ и прогноз коррозии механической части (методика RBI)

Надежность отдельных

единиц оборудования

Собранная информация о состоянии и режимах работы оборудования будет использована для прогнозирования развития дефектов и оценки надежности

Проектная оценка надежности электрической сети

Надежность оборудования только часть вопроса, нужно знать надежность сети

Компрессор надежен

Потенциальные отказы

Шаг 1. Расчет надежности сети питания по справочным значениям

Усредненные значения параметров надежности

ЭЛЕМЕНТ SAIFI CAIDI Сборные шины напряжением до 10кВ 0,030000 2

КЛ до 10кВ в блоках. На 1 км 0,005000 18

Реактор 0,035000 10

Трансформатор 220кВ 0,035000 60

Сборные шины 220кВ 0,013000 5

Автоматический выключатель 6кВ 0,009000 20

Электрическая сеть ЦК-301р SAIFI CAIDI

Расчет ветвей Поток отказов Время восстановления, часов

Ветвь 1 (АВР выключен, СВ разомкнут)

Сборная шина ОРУ-220кВ 10 0,1300 50,00

Трансформатор ТРДЦН-63000/220 на ГПП-2 T1 0,0350 60,00

Реактор РБСДГ-10 R1 0,0350 10,00

Сборные шины 6кВ, 3 с.ш. РУ-1 ГПП-2 1 0,0300 2,00

Выключатель 6кВ ячейки 44 0,0090 20,00


Кабельная линия от ячейки 44 до ячейки 134 1,1 0,0055 19,80

РП-104 РУ-2, 3с шин 1 0,0300 2,00

ИТОГО, в год 0,2835 33,65

Ветвь 2 (АВР включен, СВ разомкнут)

Сборная шина ОРУ-220кВ 10 0,1300 50,00

Трансформатор ТРДЦН-63000/220 на ГПП-2 T2 0,0350 60,00

Реактор РБСДГ-10 R3 0,0350 10,00

Сборные шины 6кВ, 4 с.ш. РУ-1 ГПП-2 1 0,0300 2,00

Выключатель 6кВ (АВР - OPEN) 4 с.ш и 3 с.ш. 0,0090 20,00

Выключатель 6кВ ячейки 44 с.3 0,0090 20,00


Кабельная линия от ячейки 44 до ячейки 134, L, км 1,1 0,0055 19,80

РП-104 РУ-2, 3с шин 1 0,0050 2,00

ИТОГО, в год 0,2675 36,15

Ветвь 3

Кабельная линия от РП-104 РУ-2 до клемм АД 0,05 0,0003 0,90

Выключатель на КЛ от РП-104 РУ-2 до клемм АД 0,0090 20,00

ИТОГО, в год 0,0093 19,48

Взаимное резервирование ветвей 1 и 2 0,0758 34,90

Параметры ветвей SAIFI CAIDI

Ветвь 1 0,2835 33,65

Ветвь 2 0,2675 36,15

Ветвь 3 0,0093 19,48

Надежность сети электроснабжения ЦК-301р 0,0851 33,22

Шаг 2. Указатели ТОРО для узла нагрузки (электропривод + сеть питания) Узел нагрузки ЦК-301р Задаваемые значения

Расчетные значения

Исходные данные SAIFI

поток отказов

CAIDI время ремонта

MTTF наработка на отказ

лет

ASAI коэффициент готовности

ASUI коэффициент неготовности

SAIDI время простоя

в год

4АЗМП 3150/6000 УХЛ4 (НПО ЭЛСИБ) 0,4867 96,00 2,05 0,9947 0,0053 46,7200

ПАРАМЕТРЫ ЦК-301р

Надежность схемы "2+1" 0,1153 96,00 8,68 0,9947 0,0053 11,0654

Надежность СЭС (Внутренняя+Внешняя) 0,0865 33,22 11,57 0,9997 0,0003 2,8721

Итоговая надежность ЦК-301р 0,2017 69,09 4,96 0,9944 0,0056 13,9375 Статус 4-летнего МРИ

Индикаторы по 100-балльной шкале Схема 2+1 СЭС ЦК-301р Номер ТК Регламент

Начальное значение 100,0 100,00 100,00

ASUI х 1000 -5,3 -0,33 -5,63

SAIFI х 100 -11,5 -8,65 -20,17

SAIDI х 10000 -12,6 -3,28 -15,91

ИТОГО 70,5 87,75 58,29 1 1

Указатели ТОРО Схема 2+1 СЭС ЦК-301р Деградация справочных значений

Запас надежности в баллах 0 0 0 СЕТЬ (ДС) ПРИВОД (ДП)

Запас надежности в % 0 0 0 Максимум=1,265 Максимум=1,124

Деградация SAIFI 1,00 1,00 1,00 Текущее значение Текущее значение

Удельный вес балла 0 0 0 1,000 1,000

При справочных значениях (ДС=1 & ДП=1) 4-летний МРИ обеспечен (MTTF=4,96)

Шаг 3. Указатели ТОРО. Предельное состояние надежности сети

Максимально допустимая деградация электрической сети (ДС=1,265 & MTTF=4,00). Индикатор надежности ЦК-301р снизился с 58,29 до 51,44 балла.

Узел нагрузки ЦК-301р Задаваемые значения Расчетные значения





лет




в год






Индикаторы УДН по 100-балльной шкале Схема 2+1 СЭС ЦК-301р Номер ТК Регламент


ASUI х 1000 -5,3 -0,51 -5,82

SAIFI х 100 -11,5 -13,44 -24,97

SAIDI х 10000 -12,6 -5,15 -17,78

ИТОГО 70,5 80,90 51,44 1 1


Запас надежности в баллах 0 7 7 СЕТЬ ДВИГАТЕЛЬ




Шаг 4. Указатели ТОРО. Предельное состояние надежности привода

Максимально допустимая деградация надежности привода (ДП=1,124 & MTTF=4,00). Индикатор надежности ЦК-301р снизился с 58,29 до 47,49 балла.






лет




в год








ASUI х 1000 -6,0 -0,33 -6,28

SAIFI х 100 -16,4 -8,65 -25,01

SAIDI х 10000 -17,9 -3,28 -21,22

ИТОГО 59,7 87,75 47,49 1 1






Шаг 5. Указатели ТОРО. Рабочая точка надежности для 4-летнего МРИ (вариант)

Рабочая точка надежности ЦК-301р (ДС=1,340 & ДП=0,95 & MTTF=4,02). Индикатор надежности ЦК-301р снизился с 58,29 до 52,93 балла.






лет




в год








ASUI х 1000 -5,0 -0,57 -5,61

SAIFI х 100 -9,9 -14,99 -24,88

SAIDI х 10000 -10,8 -5,75 -16,58

ИТОГО 74,2 78,68 52,93 1 1


Запас надежности в баллах -4 9 5 СЕТЬ ДВИГАТЕЛЬ

Запас надежности в % -17 42 19 Максимум=1,265 Максимум=1,124



Шаг 6. Указатели ТОРО. Рабочая точка надежности для 5-летнего МРИ (вариант)

Рабочая точка надежности ЦК-301р (ДС=0,99 & ДП=1,0 & MTTF=5,00). Индикатор надежности ЦК-301р повысился с 58,29 до 58,52 балла.






лет




в год





Итоговая надежность ЦК-301р 0,2001 69,37 5,00 0,9944 0,0056 13,8830 Статус МРИ



ASUI х 1000 -5,3 -0,32 -5,62

SAIFI х 100 -11,5 -8,49 -20,01

SAIDI х 10000 -12,6 -3,22 -15,85

ИТОГО 70,5 87,98 58,52 1 1



Запас надежности в % 0 -2 -1 Максимум=1,265 Максимум=1,124



Надежность комплексных узлов нагрузки (на примере трансформатора)


Надежность агрегатов

Надежность ТЭЦ

RCM-анализ

Надежность комплексов складывается из надежности агрегатов, технологических режимов установок, проектных решений и конструктивного исполнения.

Контроль и расчет динамических

режимов работы

Электрические режимы

Гидравлические режимы

Силовой трансформатор. Индикаторы надежности

Наименование Контролируемые параметры Отказ

Индекс №1 Наличие H2 и СО2 Замыкание сердечника на землю

Индекс №2 Наличие TDCG (горючий газ) Срабатывание газового реле защиты по насыщению масла

горючим газом

Индекс №3 Снижение О2 и повышение СО-

СО2

Перегрев бумажной изоляции

Индекс №4 Увеличение Н2 и С2Н2 (ацетилен) Наличие дугового разряда

Индекс №5 Увеличение этилена в

соотношении с ацетиленом

Перегрев контактов при переключении РПН

Индекс №6 Наличие гармоник, кратным 3 Перегрузка трансформатора

Индекс №7 Вибрация

Индекс №8 Повышенный шум

Силовой трансформатор. АРГ

Силовой трансформатор. АРГ

Дуговой разряд Перегрев бумажной изоляции

Силовой трансформатор. Акустическая эмиссия ЧР

Лаборатория

Измерения

Дефектовка (красным отмечены ЧР)

Связь между эксплуатационной готовностью и ТОРО через проектную оценку надежности

Проектная оценка надежности (оборудования, электрической сети) показывает базовые параметры надежности узла нагрузки (отказов/год, наработка на отказ, время ремонта);

Для нужд эксплуатационной готовности (КИУМ) задаются целевые значения надежности, которые могут превышать базовые, т.е. имеется разрыв;

Для преодоления разрыва можно:

- заменить оборудование на лучшее по параметрам надежности;

- выполнить резервирование,

- применить методику RCM2 для улучшения базовых параметров надежности существующего оборудования (количество отказов в год и среднее время ремонта);

Все эти способы разнятся по стоимости и гарантии результата;

Выбор определяется эконометрикой (ТЭО), в которой выполняется сравнительный расчет стоимости мероприятия и эффект от внедрения;

В базу данных СУН вносятся все мероприятия, которые могут улучшить характеристики надежности существующего оборудования, включая маршруты и периодичность обходов, новые измерительные каналы, диагностику (внешнюю и встроенную).

Расчет надежности теплотехнического контура (котельные + теплосеть)

Показатель надежности электроснабжения котла;

Показатель надежности водоснабжения котла;

Показатель надежности топливоснабжения котла;

Показатель соответствия тепловой мощности котла и пропускной способности тепловых сетей (ТС) фактическим тепловым нагрузкам УДН;

Показатель уровня резервирования котла и элементов ТС;

Показатель КИУМ

Результаты

Исходные данные Инструмент

ZULU / Bentley WaterGEMS

Модель теплотехнического контура

Схемы трубопроводов, задвижки, их характеристики. Корпус котла (УСН).

Параметры надежности.

Топология, данные гидравлического расчета.

Характеристика горелки (УДН)

Расчет надежности электротехнического контура. Исходные данные

XFMR2=8; трансформаторы 6/0.4 кВ;

XFMR3=2; трансформаторы 220/6 кВ;

Reactor=7; токоограничивающие реакторы;

Line/Cable =62; КЛ 6кВ;

Tie PD=34; секционные перемычки;

Power Grid=2; внешний центр питания (ОРУ-220 ПС-500кВ);

Induction machines=209; электропривод;

Static load=85; статическая нагрузка (ячейки, освещение и т.д.);

Общее количество узлов нагрузки=294.

ТЕРМИНЫ IEC 1366-2012:

SAIFI (FR) – количество перерывов в энергоснабжении раз/в год на узел;

SAIDI (MTTR) – продолжительность перерыва в энергоснабжении час/год на узел;

CAIDI – время восстановления энергоснабжения, час/год на узел; CAIDI= SAIDI/SAIFI

ASAI – индекс готовности контура;

ASUI – индекс неготовности контура;

EENS – количество недополученной энергии, МВт-ч/год, контура в целом;

AENS – количество недополученной энергии, МВт-ч/год, в среднем на узел; AENS=EENS/294

Расчет надежности электротехнического контура (узел нагрузки=customer)

Результаты

Исходные данные Инструмент

ETAP



Надежность агрегатов


Проектная оценка надежности

оборудования

Эксплуатационная готовность ТЭЦ рассчитывается на основании надежности подсистем/агрегатов и режимов работы.

Деревья отказов служат для быстрого анализа последствий аварий или отказов.

Контроль и расчет режимов работы

Электрические режимы

Гидравлические режимы

Эксплуатационная готовность. Деревья отказов.

Готовность ТЭЦ к повышенным межремонтным интервалам

Оптимизация планов ТОРО позволит перейти ТЭЦ на повышенный межремонтный интервал (МРИ);

Для определения длительности МРИ выполняется проектная оценка надежности ТЭЦ;

Количество элементарных узлов нагрузки на ТЭЦ может достигать 5000;

Каждый элементарный узел нагрузки должен получить проектную оценку надежности и свой набор индикаторов надежности;

Синтез элементарных узлов нагрузки в комплексы должен сопровождаться инженерным анализом (расчетом режимов, количественными оценками высокоуровневых рисков отказов);

Необходим оперативный контроль надежности узла нагрузки в режиме «он-лайн».

СУН позволит перейти к повышенным межремонтным интервалам, оптимизировать затраты на ЗИП, повысить КИУМ, улучшить ТЭП.

Экономическая целесообразность оптимизации ТОРО заключается в повышении МРИ

ИТ-архитектура IVARA

Любые EAM/CMMS

Информационное обеспечение для повышения эксплуатационной готовности ТЭЦ

Информация о состоянии

оборудования

Данные осмотров

Информация систем

контроля в реальном

масштабе времени (Data Historian,

SCADA)

Диагностика

состояния

Логика принятия решений

Внедрение RCM2 для ТГК-13, Абаканская ТЭЦ, Барнаульская ТЭЦ

Комплексы: котельный цех, подача угля, маслоснабжение турбины. Обработано 2х250 узлов нагрузки (единиц оборудования), 1700 причин отказов. Разработаны маршруты обходов, изменены технологические карты ТОРО.

БЛАГОДАРИМ ЗА ВЫБОР ГРУППЫ КОМПАНИЙ СИСТЕМАТИКА

ГКС Надежность ТЭЦ 2.3

Engineering