автореферат диссертации по энергетике, 05.14.08, диссертация на тему:Повышение эффективности эксплуатации оборудования ГЭС за счет введения автоматизированной системы контроля и оперативной диагностики состояния агрегатов

На правах рукописи

Алиомаров Алиомар Газимагомедович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС ЗА СЧЕТ ВВЕДЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ АГРЕГАТОВ.

Специальность 05.14.08 - энергоустановки на основе возобновляемых

видов энергии

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2005

Работа выполнена на кафедре нетрадиционных и возобновляемых источников энергии МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (технического университета)

Научный руководитель - доктор технических наук профессор

Михаил Георгиевич ТЯГУНОВ Официальные оппоненты - доктор технических наук профессор

Валерий Валентинович ВОЛШАНИК Кандидат технических наук Вячеслав Васильевич НУЖДИН

Ведущая организация - АО «Фирма ОРГРЭС»

Защита состоится «_» ... 2005 г. в 15 час. 00 мин. в аудитории Г-200 на заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, Д-17.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим присылать по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д.14, Ученый совет МЭЩТУ).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ(ТУ).

Автореферат разослан «_» ... 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.03

К.т.н. доц. -i -_Е.Г.Бердник

Шб-4

1ШТ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

з £/<Г йЛ ¿в

Актуальность темы исследования. За последние 10 лет в энергосистемах России по данным Департамента Генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» произошло около 200 технологических нарушений с разделением их на части или снижением частоты до 49 Гц и ниже. Ежегодный суммарный недоотпуск электроэнергии составляет от 1300 до 1500МВт.ч.

За этот же десятилетний период имели место 300 сбросов нагрузки на электростанциях с частичной или полной потерей электроснабжения собственных нужд. Основная доля технологических нарушений приходится на электротехническое оборудование, примерно треть - на тепломеханическое оборудование и остальная их часть - на устройства релейной защиты, автоматики и управления.

Данные о зарегистрированных дефектах и отказах оборудования ГЭС на примере Чиркейской ГЭС показывают, что среднегодовое число дефектов различного вида составляет более 80, отказов оборудования - более 20.

Значительная часть нарушений происходит по вине персонала. Наибольшее число технологических нарушений по вине персонала отмечено на электростанциях. Данные Департамента Генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» за 1999-2002 гг. показывает, что по этой причине возникает до 50% всех зарегистрированных технологических нарушений. Причем около 7,5% нарушений происходит при аварийных режимах, когда время принятия решения оперативным персоналом жестко ограничено, а информация для принятия решений является либо явно недостающей, либо избыточной, а 5,3% нарушений происходит при пуске агрегатов.

Для снижения уровня технологических нарушений, повреждаемости оборудования и отказов в электроснабжении разработана «Комплексная про-

грамма повышения надежности рабо

ии персонала и сни-

жения аварийности в ЕЭС России», утвержденная Правлением РАО «ЕЭС России» и введенная в действие приказом от 29.03.01 № 142 «О первоочередных мерах по повышению надежности работы ЕЭС России».

Среди первоочередных задач Программы отмечены:

— совершенствование технической системы обеспечения надежности и управления ресурсом энергетического оборудования, зданий и сооружений электростанций;

— повышение надежности систем и средств диспетчерского технологического управления, технических средств контроля и противоаварийной автоматики ОЭС и ЕЭС России;

— совершенствование профессиональной деятельности персонала. Анализ эксплуатации оборудования ГЭС и существующих систем управления ими показывает, что, задачи автоматизированного контроля и оперативной диагностики оборудования в составе АСУ ТП ГЭС следует отнести к числу наиболее важных задач управления.

Они позволяют в отличие от существующих задач контроля и диагностики проводить оперативную диагностику элементов управления и технологических узлов на работающем гидроагрегате (ГА) для раннего выявления дефектов и предотвращения отказов, а также для быстрого выявления причины и места дефекта при отказах.

В представленной диссертационной работе, выполненной в рамках работ по модернизации существующей АСУ ТП Чиркейской ГЭС (ЧГЭС), разработана методика построения комплексной автоматизированной системы контроля и оперативной диагностики (АСКОД) гидроагрегата, предназначенная для реализации при проектировании и модернизации АСУ ТП.

В задачи исследования входили:

— анализ существующих систем контроля и диагностики, выбор методики для построения АСКОД для ГА;

— определение полного состава задач АСКОД ГА;

— определение полного перечня контролируемых параметров ГА;

— построение комплексной модели контроля и оперативной диагностики ГА на основе современных методов и подходов к системному моделированию;

— экспериментальное исследование работоспособности построенной комплексной модели контроля и оперативной диагностики на примере ГА ЧГЭС.

Методика проведения исследований базируется на теоретических основах гидроэнергетики, теории моделирования дискретных систем и практике построения автоматизированных систем управления, методиках технической диагностики промышленного оборудования.

Новизна результатов, полученных в работе, заключается в следующем:

1. Построена комплексная модель АСКОД ГА, обладающая в отличие от существующих систем следующими свойствами:

— высокой универсальностью, которая позволяет использовать одну и ту же структурно- функциональную модель (СФМ) для целей контроля и диагностики любых конструктивных узлов объекта диагностики и определения дефектов различной природы;

— возможностью быстрого внесения изменений в ее программную реализацию при изменении объема поступающей с объекта контрольной и диагностической информации с минимальными затратами на модернизацию системы АСКОД;

— включением в зону охвата АСКОД элементов, которые в настоящее время не оснащены средствами измерения в цикле оперативного управления, путем учета логических связей и экспертных заключений;

— возможностью использования элементов существующих средств технологической автоматики, что обеспечивает минимальные затраты на модернизацию АСУ ТП.

2. Проведено экспериментальное исследование применимости и эффективности комплексной модели для анализа причин отказов оборудования, зарегистрированных в оперативных журналах ЧГЭС.

4. Разработаны рекомендации по использованию комплексной модели при модернизации и реконструкции АСУ ТП ГЭС.

На защиту выносятся

—комплексная модель контроля и оперативной диагностики ГА и методика ее построения;

—результаты анализа эффективности применения модели при разборе зарегистрированных в оперативных журналах ЧГЭС отказов оборудования.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в том что:

1. Разработанная в диссертации комплексная модель АСКОД позволяет:

— повысить надежность и готовность ГЭС за счет непрерывной проверки правильности выполнения объектом основных функций, своевременного обнаружения факта отказа, определения места отказа, оперативной подготовки рекомендаций для дальнейшей эксплуатации;

— повысить уровень подготовки эксплуатационного персонала за счет использования детального описания технологических процессов в модели АСКОД при проведении технического обучения персонала непосредственно на объекте;

— повысить информативность и одновременно уменьшить избыточность информации о состоянии оборудования для оперативного персонала, что особенно важно при ликвидации аварийных ситуаций на ГЭС.

2. Построенная комплексная модель может быть использована как для контроля и оперативной диагностики оборудования на работающем в нормальном режиме, так и выведенном из работы для диагностики его состояния оборудовании с включением нештатных измерительных систем или подачей контрольных (зондирующих) сигналов.

3. Полученная комплексная модель предназначена для использования при модернизации существующей АСУ ТП ЧГЭС в качестве функциональной подсистемы, а также для обучения и тренировки персонала.

Апробация работы.

Работа докладывалась на заседании Технического совета ОАО «Дагэнерго»

(2004 г.), заседании Технического совета Каскада Сулакских ГЭС ОАО «Дагэнерго» (2004), заседании Технического совета Чиркейской ГЭС ОАО «Дагэнерго» (2004), конференциях молодых ученых Дагестана в 2001 и 2004 гг., на заседаниях кафедры Нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Московского энергетического института (Технического университета) (1999,2003,2005 гг.)

Основные результаты работы опубликованы в 4 статьях в центральных научно-технических журналах и республиканских сборниках трудов.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 161 страницу основного текста, включая 48 рисунков, 9 таблиц, 4 приложения. Библиография содержит 76 наименований.

Содержание работы В первой главе проведен анализ проблемы повышения надежности технологического оборудования ГЭС; существующих систем автоматизированного контроля и диагностики оборудования энергетических объектов; методов управления, положенных в основу действующих АСУ ТП; путей объединения их в рамках комплексной модели контроля и оперативной диагностики.

Повышение эксплуатационной надежности и готовности технологического оборудования - одно из основных направлений увеличения экономической

эффективности эксплуатации ГЭС.

Поддержание эксплуатационной надежности на необходимом уровне связано со значительными трудностями и затратами, особенно в случае, когда оборудование станции имеет значительный физический износ наблюдается большая текучесть кадров, а также низкое качество подготовки обслуживающего персонала.

Большинство ГЭС России находится в эксплуатации 30-40 лет, и их оборудование отработало свой нормативный срок службы, возросла опасность аварийного выхода агрегатов из строя.

Статистика дефектов и отказов оборудования ЧГЭС за период эксплуатации показывает, что более 60% дефектов и более 75% отказов происходят в цепях управления и защит (во вторичных цепях).

Причины около 30% отказов (иногда многократно повторяющихся) относится к числу невыявленных. Природа возникновение этих причин разная: «плавающие» дефекты, ложное срабатывание автоматики и устройств защиты, ошибки персонала.

Автоматизированные системы контроля и диагностики (АСКД) состояния оборудования и сооружений электростанций как автономные, так и интегрированные в АСУ ТП, широко распространены во всех странах с развитой энергетикой, в том числе в России. Большинство из них выполнено в виде локальных систем автоматики, не интегрированных в состав АСУ ТП ГЭС.

Применяемые в АСКД методы диагностики в основном ориентированы на нахождение причин появления дефектов и предотвращение отказов в элементах генерирующего оборудования электростанций путем проведения дополнительных (внештатных) измерений. Определение осуществляется средствами самодиагностики, получившими распространение в цифровых системах управления.

Разрешение обозначенных проблем в части повышения надежности эксплуа-

тации оборудования возможно при создании автоматизированной комплексной системы контроля и оперативной диагностики (АСКОД) - самостоятельной подсистемы, предполагающей централизованный контроль и диагностику состояния гидроагрегатов, электротехнического оборудования, систем автоматики и защиты, вспомогательного оборудования на основе оперативной информации, поступающей от системы сбора данных АСУ ТП, которые осуществляются в цикле оперативного управления, а их результаты доступны персоналу, наравне с данными о параметрах текущего режима.

В связи с тем, что развитие системы первичного сбора данных о состоянии оборудования не может быть осуществлено без установки значительного числа новых датчиков, что потребует значительных затрат времени и денег, представляется важным выработать подход к построению логической модели оперативной диагностики. При этом одним из основных требований к такой модели должны быть быстрота ее введения, возможность использования существующих средств АСУ ТП ГЭС.

Обеспечение высокой эффективности АСКОД, работающей как автономно, так и в составе АСУ ТП, возможно на основе создания единого подхода к разработке системы, гибкого распределения функций диагностики между её элементами.

Во второй главе определены цели, задачи подсистем контроля и оперативной диагностики АСКОД и методы их решения.

Цели подсистемы контроля АСКОД сформулированы следующим образом:

— проверка правильности выполнения объектом своих функций;

— своевременное обнаружение факта отказа, что в некоторых случаях позволяет определить место отказа;

— принятие эффективных решений по управлению объектом при возникновении отказа;

— прогнозирование возможных отказов и выбор необходимых мер по их предотвращению.

Если в процессе контроля установлено, что объект находится в состоянии отказа, то следующим шагом должно быть обязательное определение места (причины) отказа, что и является целью оперативной диагностики.

.К основным задачам оперативной диагностики отнесены'.

— Выявление мест возникновения дефектов на работающем или выведенном из работы для обследования (но не разобранном) оборудовании;

— Оценка технического состояния оборудования, прогнозирование развития дефектов, оценка их опасности;

— Подготовка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации оборудования (немедленный вывод в профилактический ремонт, сдвиг сроков плановых ремонтов, работа с ограничениями, работа без ограничений и т.д.)

Задача обнаружения дефекта часто сводится к задачам контроля и сигнализации о неисправности оборудования. Однако эти традиционные задачи, на наш взгляд, не в полной мере раскрывают существо управленческой функции обнаружения дефекта. В первую очередь это связано с отсутствием или недостаточно развитостью механизма локализации дефекта, т.е. обнаружением места его возникновения.

Задача технической диагностики состояния электрооборудования решается в результате анализа множества состояний, в которых ОД может находиться в период эксплуатации. Для этого требуется специальные методы построения моделей функционирования ОД, называемых диагностическими моделями. Позволяя в принципе получить ответ на вопрос о состоянии объекта «исправен - неисправен» по его динамическим характеристикам, традиционные математические модели не дают возможности проводить анализ событий.

Анализ существующих методов моделирования (математических, логических и др.) показывает, что наиболее применимыми для решения задач диагностики являются методы структурно-функционального моделирования (СФМ). Один из них метод структурных инвариантов (МСИ), основанный на теории отображения сложных объектов сетевыми моделями.

Метод МСИ позволяет декомпозировать систему контроля и диагностики на множество элементов, находящихся в причинно-следственных отношениях, и получить иерархически вложенную структуру системы, инвариантную структуре объекта контроля и диагностики (ОД), в которой число уровней вложения равно числу уровней принятия решения.

Особенность МСИ для создания структурно-функциональной модели диагностики состоит в том, что строящийся на ее основе граф (сеть) имеет строго определенную форму - форму бинарного дерева, в которой каждый структурно-функциональный элемент (СФЭ) имеет следующую функцию преобразования:

где Ъ - цель контроля и диагностики, Х-ресурс процесса преобразования, У-продукт процесса преобразования, Я- результат достижения цели.

Графически это может быть представлено следующей схемой:

1 "" уа+1)

ХОЧ) Модель процесса управления и диагностики уО+1) -

I ^о

\

> * -

Уг" /1-

Рис.1.

где - V1!, элементы дерева, имеющие смысл «причина» и «условие» протекания процесса V* преобразования и У]2 в «следствие» (У'0)

Все элементы схемы являются компонентами нового элемента более высокого уровня У^Ч

Каждый из рассмотренных элементов представляет собой элемент контроля и диагностики или («активный элемент» дерева принятия решения), принимающий решение и на основе заданной цели Z, сформированной на вышестоящем уровне и информации о фактическом состоянии ОД -У, полученной от подсистемы нижележащего уровня.

Функция принятия решения в этом случае есть ни что иное, как критерий принадлежности У множеству допустимых значений Ъ, что полностью отвечает цели решения задач диагностики.

Факт нарушения критерия принадлежности в элементе V,1 означает, что именно этот элемент является источником искажения показателя, т.е. именно в этом месте следует искать причину искажения показателя. А это, в свою очередь, значит, что в физическом элементе, соответствующем идентифицированному элементу модели, находится источник дефекта.

В третьей главе сформулированы принципы построения системы контроля и оперативной диагностики гидроагрегата ГЭС на множестве его состояний.

Принцип построения АСКОД основан на декомпозиции ОД на множество процессов, находящихся в отношениях «причина- условие-следствие» и синтезе на её основе многоуровневой системы оперативной диагностики, инвариантной структуре ОД.

Техническое состояние ОД в АСКОД описывается как совокупность технических состояний (статусов) его отдельных элементов. Это значит, что состояние ОД может быть описано полностью тогда, когда известны все параметры состояния его элементов.

В данной работе задача моделирования заключается в том, чтобы определить набор диагностируемых параметров для каждого элемента декомпозиции и синтезировать структуру АСКОД состояния конкретного типа ГА ГЭС.

В связи с тем, что поиск дефектов на работающем ГА осуществляется на основе анализа контролируемых режимных параметров ГА, характеризующих состояние каждого из элементов дерева энергетических преобразований. Следовательно, алгоритм контроля и поиска неисправностей строится на основе движения по дереву принятия решений, построенному на основе дерева энергетических преобразований.

Показателем состояния элемента процесса энергетических преобразований является статус-переменная, принимающая значение «О» (исправное состояние) или «1» (наличие отказа).

Процесс контроля представляет собой движение по дереву принятия решений и заключается в определении согласованных для всех элементов целевых показателей (прямой ход по дереву - от цели всей системы к локальным целям составляющих ее элементов), и определения статус-переменных каждого из элементов дерева принятия решений при движении в обратном направлении (обратный ход). Это означает, что парный проход по дереву принятия решений характеризует полный цикл контроля состояния ГА на заданном интервале времени.

Формирование статусов контролируемых элементов на всех уровнях СФМ осуществляется в процессе выполнения рекурсивной процедуры с п уровнями вложения при проходе по дереву принятия решений:

При этом процедура принятия решения (V) в каждом узле дерева имеет описание в виде правил-продукций типа «если.. ..то....»: если в ¡-ом узле дерева на^ ом уровне контроля отклонение значений контролируемых режимных параметров выходит за границы допустимых (заданных) значений за заданный интервале времени, то формируется статус отказа в данном узле 8Ти.=1.

В результате обратного хода по дереву принятия решений будут сформированы статус-переменные элементов на всех уровнях декомпозиции ОД,

которые можно представить в виде таблицы состояния (таблица. 1) или дерева состояния (рис.2.)

Таблица 1. Таблица состояния системы контроля.

^^^ № элемента на 1-м уровне ^^-\лекомпозиции № уровня декомпозиции . ¡=1 ¡=0 1=2

.И 5Т,.,=1 - -

¡=■2 8Т 1,2=1 8Т0д=0 8Т2,2=0

гз 8Т,,з=0 8Т0,з=1 8Т2.З=0

....

Г« вТи-О STo.ii =0 8Т2,„=0

- система контроля, имеющая на выходе статус «О» - нормальное состояние.

Рис.2. Дерево состояния АСКОД

В процессе контроля формируется общий статус работы ГА (БТга), который затем расшифровывается при поиске неисправности. Расшифровка статуса при отказе какого-либо элемента заключается в нахождении 1-го элемента имеющегося вТ,^ =1. В случае отказа - 8Т,0 =1, что на дереве принятия решений представляется цепочкой узлов с затемнением (рис.2).

В этом случае типовые правила определения причины и места отказа для каждого ]-ого узла дерева принятия решений с координатами (У) представляются следующим образом:

Система V \

Ъ(: (вТь=1) А (8Ти+1=1) -* V/* 1 (вТ 1>)+1) Щ: (вТч=1) а (8Т21)+1 =1) V /♦ ' (вТ2,1+,)

<

Щ: (8Ту=1) а (8Т0и+1 =1) V ¿*' (вТ

: (8Ту=1) а фт,^, =0) А (8Т2о+1 =0) А (8Т0и+,=0) Р/, где

Р/ - сообщение об отказе в данном ьом узле, оценка технического состояния и рекомендация по дальнейшей эксплуатации или ремонту оборудования.

Для расшифровки статуса системы на верхнем уровне контроля, имеющего значение «1» необходимо обращение к системе нижнего уровня имеющей статус со значением «1» и т.д. пока не обнаружится элемент (система), для которого значения входящих статусов от нижележащего уровня будут иметь нулевое значение.

Если отказ элемента не обнаружен значение статуса БТ^И) будет иметь значение «0». Если статус всех элементов дерева равен «0», то статус всего процесса описываемого этой моделью, будет равен «0», т.е. во всей системе отказы отсутствуют

Построенная таким образом модель обеспечивает однозначное описание контролируемых процессов в ГА и создает возможность построения на ее основе

функционально-распределенной системы контроля и оперативной диагностики ГА.

На указанной основе построена комплексная структурно-функциональная модель АСКОД гидроагрегата, приведены ее описания в структурном и процедурном виде.

Показано, что разработанная модель АСКОД полностью описывает множество ситуаций функционирования гидроагрегата в пределах графа его состояний.

Предложена поэтапная схема решения задачи контроля и оперативно диагностики на базе структурно - функционального моделирования.

В четвертой главе описаны результаты экспериментальной проверки работоспособности и эффективности комплексной модели АСКОД для анализа зафиксированных четырех характерных случаев отказа оборудования и нештатных режимов работы ЧГЭС. Для чего:

1.Определена процедура проверки работоспособности модели АСКОД для определения дефектов при анализе документально подтвержденных случаев отказа оборудования ЧГЭС.

2. Проведен полный анализ отказов при пуске гидроагрегата, ложной форси-ровки возбуждения генератора, отказов в системе охлаждения тиристорной системы возбуждения главного и вспомогательного генераторов, сброса нагрузки из-за неисправности электрогидравлического регулятора турбины.

3. Показано полное совпадение результатов поиска дефекта с помощью модели АСКОД и документированных нарушений, что подтверждает работоспособность модели.

4. Показано, что выполнение процедур контроля и оперативной диагностики в цикле оперативного управления ГЭС позволит избежать потерь выработки электроэнергии, потерь времени на поиск места возникновения дефекта, а

также затрат на восстановление оборудования вышедшего из строя вследствие своевременного обнаружения факта и места отказа оборудования.

Результат работы АСКОД оценен по следующим показателям эффективности:

— время простоя оборудования (Тпр0стоя)> в т.ч.: время поиска неисправности (Тдоиска) и время восстановления отказа (Твосст);

шах

— потеря максимальной рабочей мощности (Ы1*6 );

— недовыработка (потери) энергии (ДЭ=Ы^ * Тпросто„);

— потери расхода воды на работу ГА в режиме холостого хода при поиске неисправности (ДУХХ. = (}хх * Т110ис1са);

— стоимость восстановления оборудования (С0боР )•

Результаты эффективности в натуральных единицах при работе ГЭС с АСКОД ГА для четырех примеров зарегистрированных в оперативных журналах Чиркейской ГЭС сведены в таблицу 2. Таблица 2

Возможный эффект от внедрения АСКОД для примеров отказов и неисправностей оборудования ЧГЭС Показатели оценки эффективности АСКОД

^поиска (час) Т 1 восст (час) Потеря тая N¡»6 (МВт) АЭ (кВт*час) АУХХ (км3)

Отказ в схеме ограничения открытия при пуске ГА 3 0,5 250 875х 103 0,0018

Неисправность АРВ 4 1196 250 299275Х 103 0

Неисправность в системе охлаждения тиристоров в схеме возбуждения ГА. 3 4,5 250 1875 0

Неисправность регулятора акт. мощности ГА 36 0 250 9000 0,022

Выводы по работе

1. Показана актуальность задачи повышения надежности эксплуатации оборудования электрических станций и сетей, позволяющей снизить ежегодный недоотпуск электроэнергии из-за технологических нарушений и время поиска неисправностей.

2. Показано, что повышение надежности и экономичности эксплуатации оборудования ГЭС возможно при создании комплексной системы контроля и оперативной диагностики состояния оборудования станции.

3. На основании анализа существующих систем диагностики оборудования электростанций показано, что они ориентированы на поиск причин возникновения неисправностей в основном и вспомогательном оборудовании станций, но не охватывают цепи управления технологическими процессами.

4. Анализ методов построения структурно-функциональных моделей объекта диагностики показал, что применение для этих целей метода структурных инвариантов является наиболее строгим и целесообразным.

5. С позиций метода структурных инвариантов, как наиболее строгого и целесообразного для структурно-функционального моделирования объекта контроля и диагностики, сформулирована общая задача управления процессом контроля и диагностики объекта в виде объединения задач установления факта возникновения дефекта и определения места возникновения дефекта.

6. Сформулированы задачи и принципы построения комплексной системы контроля и оперативной диагностики гидроагрегата ГЭС. Построены структурно-функциональные модели гидроагрегата и его элементов, включая элементы агрегатной автоматики. Показаны возможность и процедура их использования для определения факта и места возникновения дефектов оборудования.

7. Построена комплексная структурно-функциональная модель АСКОД гидроагрегата. Показано, что разработанная модель АСКОД полностью описывает множество ситуаций функционирования гидроагрегата в пределах графа его состояний.

8. Определена процедура проверки работоспособности модели АСКОД для определения дефектов при анализе документально подтвержденных случаев отказа оборудования ЧГЭС и проведен анализ отказов при пуске гидроагрегата, неправильной работе АРВ (ложной форсировке возбуждения генератора), отказов в системе охлаждения тиристорной системы возбуждения главного и вспомогательного генераторов, сброса нагрузки из-за неисправности электрогидравлического регулятора турбины.

9. Показано полное совпадение результатов поиска дефекта с помощью модели АСКОД и документированных нарушений, что подтверждает работоспособность разработанной модели.

Ю.Показано, что выполнение процедур контроля и оперативной диагностики в цикле оперативного управления ГЭС позволит избежать потерь выработки электроэнергии, потерь времени на поиск места возникновения дефекта, а также затрат на восстановление оборудования, вышедшего из строя вследствие несвоевременного обнаружения факта и места отказа оборудования.

Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях:

1. Алиомаров А. Г., Тягунов М. Г., Сидельников А. И., Соболенко Н. А.

Возможности модернизации АСУ ТП ГЭС в условиях ограниченного финансирования.// Гидротехническое строительство.-2000.-№ 6.-С.29-34

2. Алиомаров А.Г., Гамзатов Г.З. Аналш современного! свстъянм» Систем контроля и управления технологическими процессами гидроэлектростанций.// Вестник Дагестанского гос. техн. Унивеоситета.-20П2 -Г 184.1 оч

3. Структурно-функциональная мод» диагностики гидроагрегата ГЭС /Алиоы Н.А., Тягунов М.Г. //Научное обозрею Дагестана, вып. 2, - Махачкала: Народь

4. Система контроля и оперативной ской ГЭС / Абакаров А.Р., Алиомаров Ал ., ^иииленко п.а., лягунов М.1. //Гидротехническое строительство.-2004.-№9.-С.72-76

РНБ Русский фонд

2006-4

15954

Зак. Ш Тир. №0 ПЛ (¡¿¿> подп. в печать 1>Р9-Мг .

*

ГЦ МЭИ(ТУ), Красноказарменная ул., д.13

I

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

1.1. Анализ повышения эксплуатационной надежности и готовности технологического оборудования на примере Чиркейской ГЭС

1.2. Анализ систем автоматизированного контроля и технической диагностики энергообъектов

1.3. Применение экспертных систем (ЭС) для автоматизированных систем контроля и диагностики энергетического оборудования

1.4. Выводы.

2. АНАЛИЗ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ (АСКД).

2.1.Общие положения построения систем автоматизированного контроля и диагностики.

2.2. Цели и задачи автоматического контроля и диагностики оборудования электростанций.

2.3 Методы автоматического контроля и диагностики.

2.4 Оценка применимости МСИ к решению задач оперативной диагностики.

2.5. Выводы.

3. СТРУКТУРНО-ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ГИДРОАГРЕГАТА ГЭС.

3.1 Задача автоматизированной системы контроля и оперативной диагностики (АСКОД) состояния гидроагрегата (ГА)

3.2. Задача и общие положения моделирования структуры

АСКОД ГА. 88 3.3 Оперативный контроль и диагностика работы ГА в режиме синхронного генератора.

3.4. Построение комплексной СФМ системы контроля и оперативной диагностики пуска ГА в режим синхронного генератора.

3.5. Выводы. 126 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ ГИДРОАГРЕГАТА В ДИНАМИКЕ.

4.1. Анализ процедуры поиска дефектов при пуске ГА

4.2. Анализ процедуры поиска дефектов при работе ГА в режиме синхронного генератора

Актуальность темы исследования. За последние 10 лет в энергосистемах России по данным Департамента Генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» произошло около 200 технологических нарушений с разделением их на части или снижением частоты до 49 Гц и ниже. Ежегодный суммарный недоотпуск электроэнергии составляет от 1300 до 1500МВт.ч.

За этот же десятилетний период имели место 300 сбросов нагрузки на электростанциях с частичной или полной потерей электроснабжения собственных нужд. Число вынужденных остановов блоков из-за отказов оборудования собственных нужд на ТЭС составляет около 30 %.

Основная доля технологических нарушений приходится на электротехническое оборудование, примерно треть — на тепломеханическое оборудование и остальная их часть — на устройства релейной защиты, автоматики и управления.

Данные о зарегистрированных отказах оборудования ГЭС на примере Чиркейской ГЭС показывают, что среднегодовое число отказов и дефектов различного вида составляют: более 80 дефектов и 20 отказов оборудования гидроагрегатов (ГА).

Значительная часть нарушений происходит по вине персонала. Данные Департамента Генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО «ЕЭС России» за 1999-2002 гг. показывает, что по этой причине возникает до 50% всех зарегистрированных технологических нарушений. Причем около 7,5% нарушений происходит при аварийных режимах, когда время принятия решения оперативным персоналом жестко ограничено, а информация для принятия решений является либо явно недостающей, либо избыточной.

Для снижения уровня технологических нарушений, повреждаемости оборудования и отказов в электроснабжении разработана «Комплексная программа повышения надежности работы оборудования и персонала и снижения аварийности в ЕЭС России», утвержденная Правлением РАО «ЕЭС России» и введенная в действие приказом от 29.03.01 № 142 «О первоочередных мерах по повышению надежности работы ЕЭС России».

Среди первоочередных задач Программы отмечены: совершенствование технической системы обеспечения надежности и управления ресурсом энергетического оборудования, зданий и сооружений электростанций; повышение надежности систем и средств диспетчерского технологического управления, технических средств контроля и противоаварийной автоматики ОЭС и ЕЭС России; совершенствование управления надежностью профессиональной деятельности персонала.

Практика эксплуатации оборудования ГЭС и анализ существующих систем АСУ ТП ГЭС показывают, что одними из основных задач, которых необходимо решить при модернизации и развитии АСУ ТП, это задачи автоматизированного контроля и оперативной диагностики оборудования, позволяющие повысить надежность эксплуатации оборудования и деятельности персонала ГЭС.

В представленной диссертационной работе, выполненной в рамках работ по модернизации существующей АСУ ТП Чиркейской ГЭС (ЧГЭС), рассмотрена задача построения комплексной автоматизированной системы контроля и оперативной диагностики (АСКОД) гидроагрегата, предназначенная для реализации в составе АСУ ТП.

Целью работы является повышение эффективности и надежности эксплуатации основного и вспомогательного оборудования ГЭС за счет введения в состав АСУ ТП ГЭС системы автоматизированного контроля и оперативной диагностики состояния гидроагрегата (ГА).

В задачи исследования входили: анализ существующих систем контроля и диагностики, выбор методики для построения АСКОД для ГА ЧГЭС; определение полного состава задач АСКОД ГА ЧГЭС; определение полного перечня контролируемых параметров ГА ЧГЭС; построение комплексной модели контроля и оперативной диагностики ГА на основе современных методов и подходов к системному моделированию; экспериментальное исследование работоспособности построенной комплексной модели контроля и оперативной диагностики на примере ГА ЧГЭС.

Методика проведения исследований базируется на теоретических основах гидроэнергетики, положениях теории и практики построения автоматизированных систем управления, методиках технической диагностики промышленного оборудования и моделирования дискретных систем.

Новизна результатов, полученных в работе, заключается в следующем: 1. Построена комплексная модель контроля и оперативной диагностики ГА, предназначенная для реализации средствами АСУ ТП ГЭС, и обладающая следующими свойствами: высокой универсальностью, которая позволяет использовать одну и ту же структурно- функциональную модель (СФМ) для целей контроля и диагностики любых конструктивных узлов объекта диагностики и определения дефектов различной природы; возможностью быстрого внесения изменений в ее программную реализацию при изменении объема поступающей с объекта контрольной и диагностической информации с минимальными затратами на модернизацию системы АСКОД; включением в зону охвата АСКОД элементов, которые в настоящее время не оснащены средствами измерения в цикле оперативного управления, путем учета логических связей и экспертных заключений; включением элементов существующих средств технологической автоматики, что обеспечивает возможность внедрения АСКОД с минимальными затратами на модернизацию АСУ ТП.

2. Проведено экспериментальное исследование применимости и эффективности комплексной модели для анализа причин фактически наблюденных отказов оборудования, зарегистрированных в оперативном журнале ЧГЭС.

4. Разработаны рекомендации по использованию комплексной модели при модернизации и реконструкции АСУ ТП ЧГЭС.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в том что:

1. Разработанная в диссертации комплексная модель контроля и оперативной диагностики позволяет: повысить надежность и готовность ГЭС за счет непрерывной проверки правильности выполнения объектом основных функций, своевременного обнаружения факта отказа, определения места отказа, оперативной подготовки рекомендаций для дальнейшей эксплуатации; повысить уровень подготовки эксплуатационного персонала за счет использования детального описания технологических процессов в модели АСКОД при проведении технического обучения персонала непосредственно на объекте (ЧГЭС); повысить информативность и одновременно уменьшить избыточность информации о состоянии оборудования для оперативного персонала, что особенно важно при ликвидации аварийных ситуаций на ГЭС.

2. Построенная комплексная модель может быть использована как для контроля и оперативной диагностики оборудования на работающем в нормальном режиме, так и выведенном из работы для диагностики его состояния оборудовании с включением нештатных измерительных систем или подачей контрольных (зондирующих) сигналов.

3. Полученная комплексная модель предназначена для использования при модернизации существующей АСУ ТП ЧГЭС в качестве функциональной подсистемы, а также среды для обучения и тренировки персонала.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений.

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Показана актуальность задачи повышения надежности эксплуатации оборудования электрических станций и сетей, позволяющей снизить ежегодный недоотпуск электроэнергии из-за технологических нарушений и время поиска неисправностей.

2. Показано, что повышение надежности и экономичности эксплуатации оборудования ГЭС возможно при создании комплексной системы контроля и оперативной диагностики состояния оборудования станции.

3. На основании анализа существующих систем диагностики оборудования электростанций показано, что они ориентированы на поиск причин возникновения неисправностей в основном и вспомогательном оборудовании станций, но не охватывают цепи управления технологическими процессами.

4. Анализ методов построения структурно-функциональных моделей объекта диагностики показал, что применение для этих целей метода структурных инвариантов является наиболее строгим и целесообразным.

5. С позиций метода структурных инвариантов, как наиболее строгого и целесообразного для структурно-функционального моделирования объекта контроля и диагностики, сформулирована общая задача управления процессом контроля и диагностики объекта в виде объединения задач установления факта возникновения дефекта и определения места возникновения дефекта.

6. Сформулированы задачи и принципы построения комплексной системы контроля и оперативной диагностики гидроагрегата ГЭС. Построены структурно-функциональные модели гидроагрегата и его элементов, включая элементы агрегатной автоматики. Показаны возможность и процедура их использования для определения факта и места возникновения дефектов оборудования.

7. Построена комплексная структурно-функциональная модель АСКОД гидроагрегата. Показано, что разработанная модель АСКОД полностью описывает множество ситуаций функционирования гидроагрегата в пределах графа его состояний.

8. Определена процедура проверки работоспособности модели АСКОД для определения дефектов при анализе документально подтвержденных случаев отказа оборудования ЧГЭС и проведен анализ отказов при пуске гидроагрегата, ложной форсировке возбуждения генератора, отказов в системе охлаждения тиристорной системы возбуждения главного и вспомогательного генераторов, сброса нагрузки из-за неисправности электрогидравлического регулятора турбины.

9. Показано полное совпадение результатов поиска дефекта с помощью модели АСКОД и документированных нарушений, что подтверждает работоспособность разработанной модели.

Ю.Показано, что выполнение процедур контроля и оперативной диагностики в цикле оперативного управления ГЭС позволит избежать потерь выработки электроэнергии, потерь времени на поиск места возникновения дефекта, а также затрат на восстановление оборудования, вышедшего из строя вследствие несвоевременного обнаружения факта и места отказа оборудования.

1. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика крупных турбогенераторов) Москва, Энас. 1997

2. Мс Cluskey R.K., Gauder R.H. Smee A.B. Экономичная система контроля и диагностики генераторов II Ргос. Amer. Power. Conf. 1988. FHC-50.

3. Система контроля мощных генераторов в энергообъединении АЕР (США) /Н № Scherer, M.R. Hajny, Y.H. Provanrana A al //Доклад СИГРЭ 11-01,1982.

4. Sanderson И.С. отображение и сохранение данных о состоянии мощного турбогенератора // IEE Trans on PAS. 1984. VOL. 103.№. 8.

5. Технические требования (положения) к разработке экспериментальной автоматизированной системы диагностирования (АСД) генераторов Красноярской ГЭС ВНИИЭ, Москва 1985 г.

6. Первый опыт применения локальной подсистемы диагностического контроля турбины на базе персональной ЭВМ. Лайзерович А.Ш., Бейзерман Б.Р., Комаров Н.Ф. М.: Электрические станции 1993, №4

7. Экспертные системы диагностики генераторов. Надточий В.М., Ординян А.А., М.: Электрические станции, 1994, № 9

8. Экспертные системы для энергетики. Любарский Ю.Я., Надточий В.М., Рабинович Р.С., Орнов В. Г., Портной М.Г. Москва, ^ Электричество. 1991 № 1.

9. Ю.Экспертные системы диагностики электрооборудования ВНИИЭ.

10. Дьяков А.Ф. , Любарский Ю.Я., Моржин Ю.Я. Интеллектуальные информационные системы. М.: Электричество 1994 №2

11. М.Г. Тягунов. Отчет по научно-исследовательской работе Разработка и адаптация экспертных систем принятия решений в задачах электроэнергетики -М.: Научно техническое бюро " Энергия", 1990.

12. Экспертные системы поддержки принятие решения в энергетике

13. Башлыков А.А., Еремеев А.П. Москва, Издательство МЭИ. 1994 г. 18.0sborn R. Field experience With expert systems tor on-line giagnosis of turbine generators. -Proceed.Of CIGRE . session-88. Paris, 1988,

14. Gonzales A., Osborn R. An expert system for on-line diagnosis of turline generators. Proceed.of CIGRE session-86, Paris, 1986,

15. Проектирование систем принятия решения в энергетике. Башлыкова

16. A. А. Энергоатомиздат 1986.

17. А.Ф. Дьяков , Ю.А. Любарский ЮЛ.Моржин, В.Г.Орнов,

18. B.А.Семенов, Е.В.Цветков «Интеллектуальные системы для оперативного управления в энергообъединениях» Изд. М. «МЭИ» 1995 г.

19. Автоматизированная система контроля и диагностики генератора АСКДГ-М . Сумский В.П, Безчастнов Г.А., Григорян РАО «ЕЭС России» НПА «Сура» Энергетик, 1999 г. №7.

20. Н.Н. Соболев, В.И. Колесов, к.т.н. М.М. Лукьянов, Э.А. Харисов (ОАО «Челябэнерго») Новое в технической диагностике электрооборудования Электронный журнал «НОВОЕ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ» 2001 № 3

21. Диагностика мощных генераторов. В.А. Цветков. Научно-учебный центр «ЭНАС» Москва 1995 г.

22. Борисов Г.М., Макарчьян В.А. Внедрение систем оперативной диагностики средство улучшения технико-экономической работы оборудования на ТЭС - С.5-7. Вестник МЭИ(ТУ) 2004 N 5

23. Ицкович Э.А. Контроль производства с помощью вычислительных машин М. Энергия, 1975

24. Колин К.К., Липаев В.В. Проектирование алгоритмов управляющих ИВМ. М.: Сов. радио, 1970

25. Тягунов М.Г. Управление режимами ГЭС. М.: МЭИ, 1984.

26. Прототипная экспертная система диагностики технического состояния оборудования электростанций. Соболенко Н.А., Тягунов М.Г., Хоанг К.Т., Данг, Шкурин А.Н. .//Электрические станции, № 993, №3

27. К.т.н. М.Ю. Львов (РАО «ЕЭС России») Методологические аспекты развития системы диагностики силовых трансформаторов при переходе к ремонту по техническому состоянию. Электронный журнал «НОВОЕ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ 2003 №9

28. К.т.н. В.Ю. Аврух (ОАО «ЦКБ Энергоремонт») Повышение надежности эксплуатации турбогенераторов в нестационарном режиме. Электронный журнал «НОВОЕ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ 2003 № 5

29. Синтез системы управления непрерывным технологическим процессом (на примере ГЭС). Тягунов М.Г., Бойчев Ч.Ч., Лушников О.Г., Соболенко Н.А.// Изв. Вузов. Энергетика. 1990. №3

30. Метод построения сетевой модели системы управления / Тягунов М.Г., Соболенко Н.А., Бойчев Ч.Ч., Лушников ОТ.// Электорнное моделирование. 1991 №3

31. САПР логических систем управления / В.А. Горбатов, А.В. Крылов, Н.В. Федоров, М.: Энергоиздат., 1987.

32. УДК 621.112.32 Новые признаки, основанные на преобразовании Фурье, для диагностики и распознавания образов/Л.М. Гельман, Л.Н. Удовенко//Техническая диагностика и неразрушающий контроль. -2001.- №3.

33. Александров А.Е. Гушин, Эльклид Ю.М. О системе технологического контроля мощных гидрогенераторов Электрические станции. 1981 №6

34. Виброакустическая диагностика машин и механизмов. Генкин М.Д. Соколова А.Г. М:.МЭИ 1988.

35. Системный подход к управлению энергосистемами с ГЭС. Тягунов М.Г. / Ред. Н.К. Малинин. М.: МЭИ

36. Управление режимами ГЭС. Тягунов М.Г. / под ред. В.И. Обрезкова М.: МЭИ, 1998.

37. Разработка методики структурного моделирования систем управления гидроэнергоустановками. Соболенко Н.А. автореферат диссертации на соискание ученой степени .1991.

38. Автоматизирование системы управления технологическими процессами гидроэлектростанций. Опыт разработки и внедрение. Тезисы докладов Респ. Н-тех. Сов. «Автоматизация технологических процессов гидроэнергетических комплексов».-Ташкент УЗИ

39. Тягунов М.Г., Соболенко И.А., Бойчев Ч.Ч., Лушников О.Г. Экспертная система управления обобщенным технологическим процессом на примере гидроагрегата ГЭС // тр. МЭИ 1991 г.

40. Федоренко Г.М. Научные основы локальной интенсификации жидко — заполненных электрических машин: Автореферат диссетации . в форме научного доклада К.: 1990.

41. Хоанг К.Т.Д., Соболенко Н.А., Тягунов М.Г., Шкурин АН-Представление знаний об оборудовании электростанций для автоматизиро-ванной системы диагностики его технического состояния. // Изв. РАН энергетика 1993 № 4.

42. Шахмаева Е.Ю. Разработка методики и прототипной экспертной системы контроля и диагностики состояния сооружений ГЭУ. Автореферат дис. канд. тех. наук МЭИ.-М.1990.

43. Цветков В.Д. Системно структурное моделирование и автоматизация проектирования технических процессов. Минск: Наука и техника 1979

44. М.А. Рабинович «Цифровая обработка информации для задач оперативного управления в электроэнергетике». М. «ЭНАС» 2001 г.

45. Гидрогенераторы И.А. Глебов, Домбровский В.В., А.А. Дукштау, А.С. Ланер, Г.Б. Пинский, Э.В. Школьник. Л. Энергоиздат., Ленинградское отд-ние. 1982.

46. Вибрации в технике. Справочник Т.5 под. Ред. М.Д. Генгина. М.: Машиностроение 1981 г.

47. Ю.Я. Любарский. Интеллектуальные информационные системы М.: Наука. 1990 г.

48. А.И. Вольдек. Электрические машины. Изд-во «Энергия» Ленинградское отделение. 1974 г.

49. Технические средства диагностирования. Справочник (под общ. ред. В. В. Киселева М.: Машиностроение, 1989,

50. Тягунов М.Г., Шахмаева Е.Ю. Метод построения прототипной экспертной системы контроля и диагностики гидротехнических сооружений ГЭС.//Гидротехническое строительство 1991 N2

51. Основы технической диагностики. Модель объектов, методы и алгоритмы диагноза/ Под ред. Пархоменко П. П. М: Энергия , 1976

52. Пархоменко П.П., Согомонян Е.С.Методика построения логических моделей непрерывных элементов диагностики. Горький, ВНИИМАШ, 1976.65.3ыков А.А. Основы теории графов М.: Наука, Глав.ред. физ. мат. лит. 1987

53. Питерсон Дж. Теория сетей Петри и моделирование систем. Перевод с англ. 1984

54. А.В.Захаров (АО «Владимирэнерго) Алгоритм оптимального принятия решения о состоянии аппарата при диагностировании силовых маслонаполненных трансфоматоров. Электронный журнал «НОВОЕ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ» 2001 г. №3

55. Алексеев Б.А «Определение состояния (диагностика) крупных гидрогенераторов». 2-е изд., перераб. и доп. М. «ЭНАС». 2002 г.

56. Б.А.Алексеев «Определение состояния (диагностика) крупных турбогенераторов» 2-е изд., перераб. и доп. М. «ЭНАС»2001 г.

57. Скляров В.Ф. Гулеев В.А. Диагностическое энергетическое производство. Киев.Техника 1989.

58. УДК 629.735.083.02/03.004.58 (043.3) Совершенствование методики диагностирования авиационных двигателей/О.Н. Цуриков//Техническая диагностика и неразрушающий контроль. -2001. №3.

59. К.т.н. В.И. Трубицын (МЭИ-ТУ) Формализация деятельности оперативного персонала на электростанциях Электронный журнал «НОВОЕ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ» № 1,2001 г.

60. МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ 9 (ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)1. На правах рукописи

61. Алиомаров Алиомар Газимагомедович

62. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС ЗА СЧЕТ ВВЕДЕНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ АГРЕГАТОВ.специальность 05.14.08 энергоустановки на основе возобновляемыхвидов энергии)

63. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук