Инструменты анализа показателей состояния оборудования позволяют повысить эффективность управленческих решений. Однако чтобы иметь возможность оценивать большие объемы данных, необходимо иметь соответствующие средства. Об опыте создания вычислительной платформы, обеспечивающей расчет и мониторинг показателей состояния энергетического оборудования, рассказывают Игорь Антоненко, к.т.н., начальник отдела маркетинга НПП «СпецТек», Андрей Велижанин, руководитель проектов «НПП „СпецТек“».
Российская энергетическая отрасль примерно с середины 2000-х гг. стала объектом пристального внимания государства. Причиной тому послужили негативные тенденции в энергосистеме, игнорировать которые далее было невозможно.
Глубокий кризис 1990-х гг. вызвал спад производства в электроэнергетике на 21%. Уровень инвестиций в отрасль снизился в пять раз, что привело за 10 лет к росту износа оборудования до 52%, снижению объемов капитальных ремонтов и их качества. Инерция этих процессов привела в последующие годы к росту износа оборудования в среднем по отрасли до 65%. У потребителей появились обоснованные претензии к надежности энергоснабжения и качеству электроэнергии, получаемой из Единой энергетической системы.
В связи с этим в течение последних 10—15 лет были внесены изменения в федеральные законы, приняты постановления и распоряжения Правительства РФ, приказами Минэнерго России были утверждены нормативно-методические документы, с помощью которых был реализован ряд инструментов государственного регулирования отрасли. В их числе — многоуровневая система показателей состояния объектов и субъектов электроэнергетики, которые рассчитываются Министерством энергетики РФ с определенной периодичностью на основании данных, предоставляемых субъектами электроэнергетики.
Указанные показатели рассчитывают и сами субъекты электроэнергетики (СЭ) — в частности, это организации, занимающиеся производством и передачей электрической и тепловой энергии. Более того, они заинтересованы в том, чтобы рассчитывать эти показатели гораздо чаще, чем это делает Минэнерго, вплоть до непрерывного мониторинга. Это позволяет им:
-
анализировать динамику показателей в реальном масштабе времени;
-
прогнозировать влияние планируемых мероприятий на величину показателей;
-
соответственно корректировать планы, направленные на улучшение показателей;
-
оценивать влияние выполненных мероприятий на показатели.
Однако чтобы иметь такие возможности, необходимы соответствующие средства расчета и оперативного перерасчета. Учитывая территориально распределенный характер деятельности каждого СЭ, большое количество эксплуатируемых объектов (десятки тысяч, включая функциональные узлы и единицы оборудования), массу параметров, значения которых необходимо собирать, хранить и обрабатывать, — без соответствующей автоматизированной системы расчета показателей состояния (АСРПС) не обойтись.
За создание такой системы взялась наша компания совместно с компанией «Философия.ИТ» (входит в «Лигу Цифровой Экономики»). Нами было разработано решение, в котором автоматизирован расчет показателей, установленных нормативно-методическими документами Минэнерго России, а именно:
-
индексов технического состояния (ИТС);
-
вероятностей и последствий отказов оборудования;
-
индексов готовности к отопительному сезону.
Созданное решение уже апробировано и внедрено в одном из крупных российских энергохолдингов.
Методическая основа автоматизированного расчета показателей
Не имея возможности описать в полном объеме методическую основу системы, остановимся на основных аспектах.
1. Расчет индексов технического состояния (ИТС).
На вычислительной платформе реализован математический аппарат по расчету ИТС — это формулы, а также логические операторы, которые применяются в зависимости от установленных в методике условий. Результатом расчета является массив ИТС в виде безразмерных величин от 0 до 100, удобных для сравнения. Значение каждого ИТС характеризует техническое состояние того объекта, для которого этот ИТС рассчитан: ИТС ≤ 25 — критическое состояние, 25 < ИТС ≤ 50 — неудовлетворительное, 50 < ИТС ≤ 70 — удовлетворительное, 70 < ИТС ≤ 85 — хорошее, 85 < ИТС ≤ 100 — очень хорошее.
Величина ИТС рассчитывается в системе на нескольких уровнях разукрупнения. Нижним из них является ИТС функционального узла (ИТСу), выше следует ИТС единицы основного технологического оборудования (ИТСео), далее — ИТС группы оборудования (ИТСго), например группа паровых турбин, группа турбогенераторов. Затем уровень объекта (ИТСо) — электростанция в целом, подстанция. Верхним является уровень ИТС группы объектов, принадлежащих одному или нескольким СЭ (их обособленным подразделениям), то есть фактически ИТС субъекта (ИТСсэ).
Уровни ИТС характеризуются иерархией и вложенностью. Каждый ИТС вышележащего уровня рассчитывается на основе значений ИТС нижележащего уровня, умноженных на весовые коэффициенты. И только на самом нижнем уровне ИТСу рассчитывается на основе взвешенных значений групп параметров.
Каждая группа параметров характеризует техническое состояние данного функционального узла определенным образом и состоит из нескольких измеряемых физических параметров. Предполагается, что персонал будет производить измерения и вводить их в АСРПС либо они будут поступать в систему из АСУ ТП или диагностических систем. После этого происходит автоматический перевод значений параметров в безразмерные баллы от «0» (наихудшая оценка) до «4» (наилучшая оценка) путем оценки их отклонений от предельно допустимых значений и применения соответствующих логических операторов, установленных методикой. В итоге группе параметров присваивается балл, наименьший из полученных балльных оценок параметров, входящих в данную группу.
Для реализации указанной функциональности в АСРПС загружен весь тот обширный справочный материал, который содержится в методике: отраслевой классификатор оборудования и функциональных узлов, параметры их технического состояния и группы параметров, граничные значения этих параметров и шкалы их пересчета в баллы, весовые коэффициенты параметров и функциональных узлов, отражающие значимость каждой группы параметров и каждого функционального узла.
Совокупность рассчитанных таким образом ИТС обладает ценным свойством масштабируемости, которое означает, что ИТС принимает одинаковое значение при одинаковом уровне технического состояния на всех уровнях разукрупнения. Это позволяет создать единую шкалу технического состояния объектов на уровне СЭ и на уровне всей отрасли и привести к ней техническое состояние разнородных объектов, которое характеризуется параметрами разной физической природы и измеряется принципиально разными средствами неразрушающего контроля.
Такая шкала дает возможность на уровне СЭ провести ранжирование всех объектов по величине ИТС и определить приоритеты при планировании ресурсного обеспечения ремонтов, технического перевооружения и реконструкции.
В свою очередь, на уровне Минэнерго России производится ранжирование СЭ по величине износа оборудования, который определяется из выражения: Износ = (1 – ИТСсэ). Динамика ИТСсэ используется Минэнерго России для оценки эффективности ремонтных и инвестиционных программ СЭ и снижения физического износа оборудования.
2. Расчет вероятностей и последствий отказов оборудования.
Показатели вероятности и последствий отказов (ВПО) необходимы в целях реализации риск-ориентированного подхода к управлению активами.
В основу этого подхода положена идея о списках оборудования, ранжированных по убыванию риска отказа. Ранжированный список позволяет направить ограниченные ресурсы на выполнение работ (ремонт, реконструкцию) именно на том оборудовании, которое находится в верхней части списка и имеет наивысший риск отказа. Благодаря такому сфокусированному воздействию не происходит распыления ресурсов и достигается наибольший эффект повышения надежности и снижения риска отказов. При этом предполагается отмена второстепенных работ, которые не вносят существенного вклада в повышение надежности.
В системе реализован математический аппарат по расчету ВПО — это выражения, которые активируются и применяются в зависимости от установленных условий. Технический риск отказа единицы основного технологического оборудования (ЕО) в системе рассчитывается как произведение вероятности отказа ЕО на его последствия. Вероятность отказа ЕО приравнена к максимальной из вероятностей отказа функциональных узлов этой ЕО. В свою очередь, функция вероятности отказа функционального узла (функция ненадежности) рассчитывается как функция от прогнозируемых значений ИТСу. При этом для прогноза ИТСу используется линейная экстраполяция уменьшения ИТСу со временем, как предписано методическими указаниями Минэнерго России. Это дает линейную возрастающую функцию вероятности отказа. Результаты расчета выводятся в удобном для анализа виде.
Реализована возможность корректировки прогноза изменения ИТСу до и после технического воздействия на объект/ЕО/функциональный узел, на основании оценки фактического значения ИТСу, а также корректировки тангенса угла наклона экстраполирующей линии. Применение этих корректировок приводит к более сложной форме функции ненадежности, более приближенной к ее фактическим значениям.
Последствия отказа рассчитываются в виде суммы составляющих — стоимость замены ЕО, затраты на пуск ЕО после восстановления, затраты на возмещение экологического убытка, затраты на компенсацию нанесенного вреда здоровью и жизни людей, а также иные составляющие, отражающие различные виды убытков, учитываемые при определенных условиях.
3. Расчет индекса готовности к отопительному сезону.
Соответствующая методика Минэнерго России задает единые и четкие критерии оценки готовности к отопительному сезону для всех энергокомпаний и позволяет выявлять несоответствия по количественным показателям. Она устанавливает индекс готовности субъекта к отопительному сезону (ИГС) и определяет порядок его расчета в виде безразмерной величины от 0 до 1. При этом уровням готовности «Готов», «Готов с условиями» и «Не готов» соответствуют значения ИГС = 1, 0,95 < ИГС < 1, ИГС < 0,95. По сути, ИГС интегрирует в себе взвешенные оценки множества видов деятельности энергокомпаний по подготовке к отопительному сезону.
Внедрение ИГС позволило Минэнерго России перейти к рейтинговой системе оценки готовности объектов/субъектов электроэнергетики и к непрерывному мониторингу готовности с контролем динамики выполнения требований в автоматическом режиме. Благодаря такому подходу:
-
повышается точность и объективность выводов регулятора, поскольку оценка выполняется по единому алгоритму для всех;
-
мониторинг деятельности энергокомпаний проводится в течение всего года, а не только фиксируется состояние на момент проверки;
-
снижается административная нагрузка на энергокомпании, поскольку проверка проводится дистанционно;
-
повышается качество подготовки к отопительному сезону, поскольку мероприятия реализуются планомерно, а не аврально после проверки.
В соответствии с указанной методикой в АСРПС сформированы предписанные методикой показатели готовности (ПГ), определены необходимые для их расчета поля данных, к ним привязаны соответствующие расчетные формулы и логические операторы, отличающиеся от показателя к показателю. Создана шкала для перевода в баллы результатов расчета показателей, загружены соответствующие граничные значения показателей и весовые коэффициенты, отражающие значимость выполнения того или иного показателя.
Показатели сгруппированы в условия готовности, а те, в свою очередь, — в группы условий. В ходе внедрения системы предполагается настройка применяемого набора показателей, условий готовности и групп условий готовности в зависимости от вида деятельности СЭ — производство электроэнергии, энергоснабжение потребителей, передача электрической энергии, оперативно-диспетчерское управление.
Реализован математический аппарат по расчету индексов выполнения субъектом электроэнергетики условий готовности объекта (ИВУ), индексов выполнения групп условий готовности объекта, индексов готовности объектов и индекса готовности субъекта (ИГС). Иерархичностью и логикой расчета индекс готовности похож на ИТС: индексы вышележащего уровня рассчитываются на основе значений индекса нижележащего уровня, и только на уровне ИВУ расчет идет на основе взвешенных значений ПГ. При этом в группе условий «Техническое состояние» в качестве ПГ используется ИТС и вероятность отказа единицы оборудования, рассчитанные по указанным выше методикам.
Архитектура системы управления активами
Существуют различные архитектурные решения, применяемые при построении систем управления физическими активами. В данном случае АСРПС состоит из следующих структурных элементов:
-
сервер данных;
-
сервер приложений;
-
интернет-сервер;
-
клиентская часть.
-
Прикладное программное обеспечение АСРПС состоит из нескольких модулей:
-
модуль администрирования;
-
модуль настройки моделей расчета;
-
модуль расчета;
-
модуль веб-интерфейса;
-
модуль визуализации и аналитики.
Модуль администрирования обеспечивает управление ролями пользователей, служит для создания реестра эксплуатируемого оборудования и его классификации в соответствии с отраслевым справочником, привязки контролируемых параметров, для управления моделями расчета — привязка, активация, деактивация, переключение моделей расчета в зависимости от наступления условий или событий.
Сами модели расчета формируются в специальном модуле, функциональность которого позволяет реализовать не только модели Минэнерго, но и другие варианты моделей расчета. Модуль расчета реализован в виде сервера приложений, который обеспечивает оперативный перерасчет показателей в случае изменения исходных данных. Модуль взаимодействует с данными таким образом, что изменение одного параметра на нижнем уровне будет вести к автоматическому (или по команде пользователя) перерасчету показателей вверх по уровням иерархии.
Модули администрирования и настройки моделей имеют клиентскую часть. Однако большинство пользователей получат доступ к функциям системы через веб-интерфейс. Он позволит персоналу цехов (операторам, обходчикам), используя мобильный терминал, смартфон или планшет, посредством браузера вводить и корректировать значения контролируемых параметров, входящих в модель расчета показателей. Руководители же смогут через веб-интерфейс осуществлять согласование параметров, получать результаты расчета показателей и пользоваться визуальными инструментами аналитики (dashboard).
Такая архитектура позволяет создать многофункциональную вычислительную платформу для распределенного сбора данных, расчета интегральных показателей и выгрузки их на верхние уровни управления предприятием и отраслью.
Разработанная система является источником актуальной информации для руководителей о состоянии оборудования и готовности к отопительному сезону. Инструменты визуализации и анализа повышают оперативность и эффективность управленческих решений.
В частности, модуль аналитики позволяет анализировать распределение объектов по уровням состояния и готовности, ранжировать объекты и филиалы по величине ИТС/ИГС, выявлять функциональные узлы, группы оборудования, объекты и параметры, в наибольшей степени повлиявшие на понижение ИТС/ИГС.
Созданное решение дает компаниям инструмент автоматизированного расчета ИТС/ИГС, а также расчета и прогнозирования вероятности и технического риска отказа функционального узла/единицы оборудования. Немаловажной является гибкость системы, она позволяет оперативно перерасчитать ИТС/ИГС и риски отказа при изменениях первичных параметров, а также перенастроить модели расчета при изменениях нормативной базы.