Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния оборудования ГЭС и методов обеспечения его надежности 6
1.1. Анализ ситуации в энергетике 6
1.2. Методы обеспечения надежности функционирующего оборудования .14
1.3. Методы планирования ремонтного обслуживания 24
Вывод 55
2. Методы оценки показателей надежностей оборудования ГЭС 58
2.1. Показатели надежности стареющего оборудования 58
2.2. Метод оценки технического ресурса ...73
2.3. Метод оценки безотказности оборудования 86
Вывод 92
3. Методы идентификации состояния оборудования и определения оптимальных ремонтных воздействий 94
3.1. Критерий оптимальности 94
3.2. Исследование реального состояния технического ресурса оборудования 98
3.3. Определение оптимальных ремонтных воздействий ..100
Вывод 109
4. Исследование состояния технического ресурса и оптимальных ремонтных воздействий на действующей ГЭС 110
4.1. Характеристика гидроэлектростанции 110
4.2. Идентификация состояния оборудования ГЭС 118
4.3. Определение оптимальных ремонтных воздействий и состояния оборудования ГЭС 125
Вывод 128
Заключение 129
Библиографический список
- Методы обеспечения надежности функционирующего оборудования
- Показатели надежности стареющего оборудования
- Исследование реального состояния технического ресурса оборудования
- Характеристика гидроэлектростанции
Введение к работе
Актуальность темы. Замедление в последние десятилетия научно-технического прогресса в области создания нового энергетического оборудования привело во всем мире к удлинению сроков морального старения работающего оборудования, к его старению.
В России на эту мировую тенденцию дополнительно наложились экономические проблемы инвестирования энергетики в связи с её реформированием.
В результате всего этого нормативные сроки эксплуатации энергетического оборудования повсеместно нарушаются, замедляются реновационные процессы, в итоге - неуклонное старение оборудования.
Эта негативная тенденция усиливается еще тем, что существовавшая ранее централизованная система планово-предупредительных ремонтов (111IP) распалась, а новая система еще не определилась и тем более - не создана. Интуитивно сдвиг в организации технического обслуживания энергооборудования осуществляется в сторону менее затратной системы, основанной на ремонтах по техническому состоянию.
Однако такая система требует развития и насыщения энергопредприятий средствами диагностирования оборудования, развития методов оценивания его состояния.
Имеющиеся сегодня в практике диагностические средства, во-первых, далеко не соответствуют по объему тем требованиям, которые предъявляет система ремонтов по состоянию, а во-вторых, они, как правило, не отвечают на вопрос о величине остаточного ресурса оборудования [1-9 и др.].
В связи с изложенным задачи оценки текущего состояния оборудования для планирования ремонтных воздействий, определения оптимального состояния, способов его обеспечения становятся одними из приоритетных в современной энергетике.
Цель выполнения работы. Исследование и разработка методов определения состояния и объемов ремонтных воздействий для обеспечения надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций.
Для достижения этой цели ставятся следующие задачи:
• анализ состояния электроэнергетики и существующих методов обеспечения надежности оборудования энергопредприятий;
• разработка методов определения надёжностных параметров стареющего оборудования;
• разработка метода оценки состояния оборудования ГЭС;
• разработка оптимизационной модели для определения рационального состояния оборудования гидроэлектростанций и необходимых для этого ремонтных воздействий;
• апробация разработанных моделей и методов на реальной ГЭС.
Методы исследования. Выполненное исследование базируется на системном подходе к проблеме обеспечения надежности энергооборудования в процессе его эксплуатации. При этом использовались методы моделирования и системного анализа, теории надежности.
Научная новизна работы:
1. Предложены методы описания надежности стареющего оборудования, позволяющие установить соотношения между показателями безотказности и долговечности.
2. Разработан метод оценки остаточного технического ресурса оборудования ГЭС в зависимости от срока и режима его использования и осуществленных ремонтных воздействий.
3. Разработан метод определения оптимального технического ресурса оборудования ГЭС и необходимых ремонтных воздействий для его обеспечения.
Достоверность результатов обеспечивается применением в основе разработок широко апробированных мировым опытом теоретических положений в области надежности технических систем, строгостью используемых матема » тических методов, а так же подтверждается согласованностью результатов теоретических расчетов показателей надежности конкретного оборудования ГЭС с реальными статистическими данными по его надежности.
Апробация работы: Основные теоретические положения, разработанные в диссертации, и результаты практического использования докладывались и обсуждались на трех Всероссийских семинарах по методическим вопросам надежности больших систем энергетики (с международным участием).
Публикации: Положения диссертации нашли отражение в 3 статьях, среди которых две в сборнике научных трудов (общим объемом 0,7 п.л.), одна в сборнике статей (0,3 п.л.) и в одной монографии общим объемом 47 печатных листа (в том числе авторских - 0,6 печатных листа).
Использование результатов: Методы оценки технического состояния оборудования ГЭС используются в практике планирования ремонтного обслуживания в Российской гидрогенерирующей компании.
Методы обеспечения надежности функционирующего оборудования
Известно, что надежность оборудования формируется во многих сферах деятельности человека. Это, прежде всего, при конструировании оборудования, его изготовлении и эксплуатации.
В настоящей работе рассматривается эксплуатационный аспект этой проблемы, хотя имеются достаточно сильные связи между всеми этими сферами. В связи с этим в работе уделяется внимание и этой стороне вопроса.
В эксплуатационном плане основным средством обеспечения надежности функционирующего оборудования является техническая эксплуатация, хотя, в определенной мере, надежность зависит и от производственной эксплуатации (от режимов использования оборудования, степени защиты и т.п.). На рис. 1.7 показана сложившаяся сегодня в практике структура эксплуатационного обслуживания [13-18]. Эта структура является достаточно общей и характерна для всех стран. Различие в них обычно заключается в том, что делаются разные акценты на том или ином виде ремонта.
Основным содержанием производственной эксплуатации является — использование по назначению подготовленного к работе оборудования с целью выработки продукции при эффективном использовании оборудования, оптимальных затратах энергоресурсов, материалов, запасных частей и т.д. Для этого обычно осуществляется: проверка, испытания, наладка оборудования после капитального ремонта; ведение учетно-контрольной карты на основе ведомости дефектов и сметы затрат на каждую единицу основного энергетического оборудования с внесением в нее сведений о проведении плановых и аварийных ремонтов в хронологическом порядке; соблюдение установленного режима работы оборудования ; остановка оборудования при появлении признаков неисправностей; слежение за исправной работой оборудования по приборам, визуально, на слух; исключение недопустимых перегрузок оборудования.
Другими словами, производственная эксплуатация призвана поддерживать все параметры работающего оборудования в допустимых пределах, в рамках выделенных для этого средств и осуществлять мониторинг состояния оборудования.
Техническая эксплуатация — поддержание оборудования в работоспособном состоянии и восстановление его ресурса на основе технического и ремонтного обслуживания.
Техническое обслуживание - комплекс мероприятий по вводу в производственную эксплуатацию и по созданию нормальных условий работы оборудования во время его эксплуатации путем поддержания работоспособности деталей и узлов.
Техническое обслуживание представляет собой непрерывный процесс ухода за оборудованием на протяжении всего цикла его эксплуатации и обычно включает в себя: ввод оборудования в эксплуатацию; контроль состояния; текущие ремонты.
Техническое обслуживание осуществляется на основе как регламентированной, так и нерегламентированной деятельности.
Регламентированная деятельность осуществляется с документированной периодичностью в виде плановых технических обслуживании (проверка тех- . нического состояния оборудования, чистка, смазка, продувка, смена масел, выявление дефектов, подлежащих устранению при очередном ремонте, а также уточнение состава и объема его работ) и текущих ремонтов.
Нерегламентированное техническое обслуживание включает в себя надзор за работой оборудования, эксплуатационный уход, содержание оборудования в исправном состоянии.
Ремонт оборудования - представляет собой комплекс работ по восстановлению работоспособности и ресурса энергооборудования, устранению отказов и неисправностей, возникающих в процессе работы его и выявленных при техническом обслуживании.
Ремонты подразделяются на преднамеренные (плановые) и непреднамеренные (неплановые). Преднамеренные ремонты осуществляются в виде текущих и различного рода (объема) капитальных ремонтов (средних, полных, расширенных).
Текущий ремонт —. работа, направленная на поддержание работоспособного состояния агрегата до очередного капитального ремонта, путем замены или восстановления отдельных деталей и узлов.
Текущий ремонт включает: разборку и осмотр агрегатов; чистку агрегатов, ремонт и разновременную смену деталей агрегата, подверженных износу; сборку и регулировку агрегата; испытания агрегата.
Показатели надежности стареющего оборудования
В случае, если значение параметра определено из (1.15), тогда затраты будут зависеть только от величины Т. Такое равенство можно минимизировать с помощью известных оптимизационных методов.
Моделирование задержки между возникновением неисправности и отказом агрегата. Концепция задержки между возникновением неисправности и отказом агрегата, в самой простой форме, представляет двухэтапный процесс отказа. На первой стадии дефект становится явным, а на второй стадии, в конечном счёте, такая неисправность приводит к отказу. Период h, с момента времени появления неисправности и до момента отказа, называется «задержкой». Инженеры понимают эту концепцию, и это обуславливает логическое обоснование проведения инспекций и предупредительного ТОР оборудования. Совокупность инспекционных проверок может существенно увеличить системную готовность посредством выявления и исключения потенциальных причин отказа. Было возможно получить субъективные оценки функции плотности вероятности f(h) времени задержки h. Знание f(h) облегчает построение моделей, описывающих связь инспекционного периода Т и других переменных, например, таких как ожидаемое время восстановления или ожидаемые затраты эксплуатации на единицу времени.
Основная инспекционная модель, разработанная непосредственно по концепции задержки между возникновением неисправности и отказом агрегата представлена в 1984 году английскими исследователями. В этой модели предполагается, что неисправности возникают и фиксируются также как и восстановительные ремонты, инспекционные ремонты (предупредительные ТОР), выявляются при проверках и восстанавливаются. По мере того как инспекционный период Т увеличивается, вероятность перехода неисправности в отказ Р(Т) тоже растёт. В этой модели Р(Т) при определённых предположениях, была просчитана и разработана модель оценки ожидаемых затрат на единицу времени. Таким образом, следуя предположениям простейшей инспекционной модели, разработанной с использованием концепции «задержки», принимается: Инспекция проводится в каждые Т единиц времени при затратах G, и она длится d единиц времени, причём d намного меньше Т. Инспекции «совершенны» в том плане, что любая возникающая неисправность в системе выявляема. Дефекты, обнаруженные посредством проверки, восстанавливаются за время инспекции. Начальный момент, в который неисправность, предположительно, впервые возникает (он известен как время истока дефекта) единообразно распределён по времени со времени последней инспекции независимо от h. Неисправности возникают с нормой к на единицу времени. Функция плотности вероятности задержки f(h) известна.
Предположение 3 говорит о том, что все ремонты, осуществляемые после инспекции, могут быть завершены в рамках фиксированного периода d, независимо от их количества. Оно разумно, если в наличие есть достаточно средств (персонал, материалы и т.д.) для одновременного выполнения ремонтов. Предположение 4 даёт нам оценку ожидаемого количества неисправностей, возникающих в период Г, а именно кТ. Здесь не рассматривается время восстановления оборудования при отказе, в течение которого, по причине простоя агрегата, не возникают дефекты. Однако, если время восстановления мало по сравнению с Г, то и ошибка окажется небольшой.
Предположим, что неисправность, возникающая внутри периода (0,Т), имеет «задержку» на интервале {h, h + dh). Вероятность этого события рассчитана как f(h)dh. Эта неисправность будет подвержена ремонту, как восстановительному ремонту, в случае, если она возникает в течение периода (О, Т - h): (см. рис. 1.23). В противном случае дефект рассматривается как подлежащий инспекционному ремонту. Вероятность возникновения дефекта до (Г - h), исходя из предположения, что дефект возникнет, равна (1 - h / Т) (предположение 4). Вероятность того, что неисправность подвергается восстановительному ремонту и имеет задержку (h,h + dh) рассчитываются следующим образом:
Исследование реального состояния технического ресурса оборудования
Полученные в предыдущей главе связи и соотношения между состоянием технического ресурса оборудования и его безотказностью, с одной стороны, и предложенный метод оценки состояния ресурса на основе макродиагностирования, с другой стороны, позволяют поставить задачу нахождения оптимальных ремонтных воздействий и определения рационального состояния технического ресурса оборудования.
Это одна из наиболее актуальных сегодня задач организации эксплуатации стареющего оборудования. Её решение требует, прежде всего, формирования критерия оптимальности.
Поставленную задачу можно решать в два этапа. На первом - определить (идентифицировать) реальное состояние объекта, в данном случае - величину остаточного ресурса. На втором этапе - оптимальный размер этого ресурса.
Для решения первой задачи удобно воспользоваться сопоставлением за висимости СУ от К. , полученной по фактическим данным по аварийности оборудования, COj от R, полученной по (2.27)-(2.30). В ряде случаев удобно воспользоваться параметром: dco _ dRocm - У (3.1)
Этот параметр, с одной стороны, может быть определен теоретически ( У і) на основе выражений (2.1), (2.12), (2.27)-(2.30). С другой стороны он может быть определён на основе реальной статистики по надёжности работы оборудования. Для этого необходимо использовать статистику по отказам оборудования за два последовательных года t и /+1. Для t-ro года по выражению (2.22) определяется приращение ресурса AR,. На основе этих данных вычисляется «фактический» параметр / ф УФ =
При этом значения ф могут не совпадать. Различия между ни ми могут быть обусловлены: - неточностью исходной информации; - неэффективностью проводившихся ремонтных воздействий (неэффективностью ремонтных затрат).
Анализ причин возможного несовпадения / t и ф позволит либо уточнить исходную информацию, либо выявить причины нерациональных ремонтных воздействий, либо то и другое вместе.
Для анализа / ф желательно иметь как можно больше статистических данных для разных лет работы оборудования. Это необходимо, прежде всего, для того, чтобы снизить влияние фактора случайности отказов. Желательно также рассмотреть несколько годовых интервалов, включающих как годы, в которых были рассмотрены воздействия, так и годы без таковых. Кроме того, очевидно, что величина у является положительной. Отрицательность / ф сразу показывает ошибочность используемых величин.
Первым приближением к оценке израсходованного ресурса может служить отношение фактического срока работы оборудования к его сроку жизни. Эта оценка справедлива, если за весь прошедший период осуществлялись нормативные ремонтные воздействия и с хорошей достоверностью известен срок жизни объекта.
Наконец, для оценки фактического оставшегося ресурса могут быть использованы и данные технической диагностики.
Погрешность в определении /1 может быть и за счёт неточного определения количества узлов в объекте пу [см.(2.34)].
Для решения второй задачи исходно необходимо использование полного критерия экономичной эффективности. В качестве такого критерия применяется критерий максимума чистого дисконтированного дохода (ЧЧД) [65].
Каждый из этих показателей является функцией от параметров выбираемого варианта объекта (варианта ремонтных воздействий).
Поскольку доход для гидроэлектростанций определяется выработкой электроэнергии и обеспеченностью водостока, то он не зависит от рассматриваемых параметров ГЭС. Поэтому критерий можно упростить, исключив показатель Д t до вида: min( s+3s+yl) Использование критериев (3.1) и / ф требует раскрытия входящих в них показателей через искомые параметры объекта - ресурсные и параметры, характеризующие ремонтные воздействия, что и является предметом дальнейшего исследования.
Анализируем У ф по знаку {Уф 0). Если это условие не выполняется, то одной из первых причин может быть случайный выброс статистических данных по отказам в данном году. В этом случае необходимо проверить данное условие и по другим годам. В результате отбираются наиболее достоверные года. Далее, если сравнение Уф с Ут указывает на их существенное пост различие, то его можно отнести к неточности оценки л, к количеству реальных узлов агрегата п у . Варьируя эти параметры вблизи первоначально оценённых, можно добиться достаточной близости Уф и уТ , что и определит конечную оценку ре поспг сурса - v на основе выражений (3.6) (3.9).
Характеристика гидроэлектростанции
Рассматриваемая электростанция состоит из 7-ми агрегатов мощностью по 65 МВт. Ввод всей мощности был осуществлен 48 лет назад.
На станции в течение всего срока ее работы применялась система ППР. На 37-м году ее работы началась реконструкция агрегатов, которая закончилась на 48-м году. Главная схема электрических соединений построена по блочному принципу: 5 блоков: генератор - трансформатор - ОРУ 110 кВ, 1 блок: 2 генератора - автотрансформатор - ОРУ 110 кВ, ОРУ 220 кВ.
Выдача электроэнергии в энергосистему производится по 10 линиям 110 кВ и двум линиям 220 кВ. Открытые РУ располагаются на левобережной террасе со стороны нижнего бьефа в 150 м от здания ГЭС.
Водосливная плотина длиной 198,5 м имеет восемь пролетов шириной по 20 м и рассчитана при НПУ 113,5 м на пропуск 9 200 м3/с воды. Пролеты плотины перекрыты плоскими коленными затворами высотой по 10,5 м. Основные показатели ГЭС приведены в табл. 4.1.
На рис. 4.2 представлена формально зарегистрированная информация о ремонтах. В соответствии с этой информацией получается, что чем больше работает оборудование, тем оно становится более надежным.
Чем грешит эта информация? Во-первых, с 36-37 годов его работы началась реконструкция оборудования. И те отказы, которые произошли бы, если бы не было реконструкции оборудования, в данной статистике не оказались.
Во-вторых, как видно из данных на табл. 4.4, средняя длительность между капитальными ремонтами агрегата составляет 3,46 года при нормативном 5 лет и более. Это означает, что при приближении отказов для их предупреждения агрегат выводится раньше нормативного срока в плановый ремонт.
Если учесть все эти факторы, в том числе те узлы агрегата, которые подвергались замене при реконструкции, то картина статистики существенно изменится.
В табл. 4.6 приведены данные о средней ремонтируемой мощности на ГЭС по годам, в том числе и по аварийному ремонту. Как следует из этой таблицы, аварийные ремонты были практически каждый год.
Так что данные, приведенные на рис. 4.3, более соответствуют реальности, хотя, видимо, и они еще не полные. Тем не менее, этот график уже более напоминает характеристику жизни объекта. Здесь четко просматривается повышенная частота отказов в начальном периоде работы оборудования (примерно до 15 лет), обусловленная процессом приработки нового оборудования, и здесь же явно выделяется тренд нарастания отказов по мере старения оборудования. В конце периода начинается снова спад частоты, уже обусловленный проводимой реконструкцией. Средняя частота отказов агрегата при этом составляет 0,35 отказ/год.
Рассмотрим все составляющие этого выражения.
Продукция ГО: можно полагать, что продукция агрегата пропорциональна времени его работы. Если все они загружены одинаково, то, очевидно, продукция их будет пропорциональна календарному времени.
Нормативные затраты на ремонт. К сожалению, утвержденные нормативы или заводские данные по этому вопросу отсутствуют. Оценочно полагают, что среднегодовая величина их близка к 2,5% от величины стоимости оборудования.
Полученные цифры означают, что если не проводить капитальных ремонтов оборудования на ГЭС, оставляя только техническое обслуживание и текущие ремонты, то оно проработает до отказа в среднем 16 лет. При выполнении же капитальных ремонтов в соответствии с нормативами, срок жизни составит примерно 45 лет. Сегодня агрегаты после реконструкции работают реально без капитального ремонта уже более 10 лет. Если обратиться к таблице 4.4, то видно, что с этой цифрой наиболее коррелируют 13 узлов, имеющих ресурсы от 10 до 20 лет. Это такие узлы, как подпятник, генераторные подшипники, ротор гидрогенератора, системы возбуждения, вентиляции и охлаждения, автоматика и уплотнение вала и др. Видимо, они и определяют время до отказа агрегата без капитальных ремонтов.
Для оценки величины остаточного ресурса по выражению (4.1), к сожалению, отсутствуют данные о ремонтных воздействиях с начала работы оборудования. Поэтому воспользуемся выражением (2.22) для оценки изменения остаточного ресурса по годам:
Есть основания полагать, что эта оценка занижена. Такое заключение следует из того, что оборудование этой станции ремонтировалось в больших размерах, чем это предусматривалось нормативными. Мы уже отмечали, что средний межремонтный интервал здесь составлял 3,5 года вместо нормативных 5 лет и более. Это подтверждается затратами на ремонт в последующий период. Как уже отмечалось, эти затраты составляли около 40% от себестоимости (см. рис. 4.1) или около 3% от стоимости оборудования вместо нормативных 2,5%. При учете этих факторов остаточный ресурс оборудования к 1992 ГОДУ СОСТаВИТ - 35(1992) х 5. Если принять эту величину за точку отсчета, то изменение ресурса агрегатов в рассматриваемый период можно представить так, как это показано на рис. 4.4. сплошной линией.
