Концепция использования программных средств для повышения качества оценки технического состояния электрооборудования подстанций ОАО "ФСК ЕЭС"

С переходом на систему ремонтов электрооборудования «по состоянию» и с внедрением системы планирования ресурсов предприятия в ОАО «ФСК ЕЭС» планирование мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР) электрооборудования поднялось на качественно иной уровень и, как следствие, повысились требования, предъявляемые к оценке состояния оборудования. Перед специалистами отделов, занимающимися диагностикой электрооборудования, встал комплекс вопросов, без решения которых невозможна реализация всех эффективных инструментов продуктивной системы АСУ ТОиР и окончательный переход на систему ремонтов «по состоянию» [1].

Бизнес-процесс «Диагностика электрооборудования» в рамках деятельности ОАО «ФСК ЕЭС» - один из наиболее важных бизнес-процессов, поскольку качество оценки технического состояния (ОТС) прямо влияет на надежность работы электрооборудования, эффективность функционирования компании, и, следствие, инвестиционную привлекательность ОАО «ФСК ЕЭС» [1-3, 5].

В целом OTC предоставляет объективную и достаточно полную информацию о состоянии активов компании, и другими путями, минуя ОТС, получить данную информацию невозможно. Принимать решения, как и оценивать управляющие воздействия в Компании, возможно лишь основываясь на ОТС [4-6, 8-10].

Инструментальная погрешность - это погрешность, которая определяется погрешностями меняемых средств измерений, и вызывается несовершенством принципа действия, неточностью градуировки шкалы, ненаглядностью прибора. В настоящее время практически исключена посредством применения надежных и достаточно точных средств измерений.

Методическая погрешность - это погрешность, обусловленная несовершенством метода, а также упрощениями, положенными в основу методики. В настоящее время также значительно снижена путем уточнения теоретических знаний положенных в основу методик.

Субъективные погрешности - это погрешности, обусловленные степенью внимательности, сосредоточенности, подготовленности и другими качествами оператора. За последние десятилетия практически не принято эффективных мер по снижению данных погрешностей; напротив, произошло увеличение влияния данных погрешностей под действием следующих факторов:

· значительное увеличение количества оборудования подвергающегося ОТС;

· значительное увеличение параметров контроля ОТС;

· увеличение темпа выполнения работ;

· увеличение информационного потока обрабатываемого оператором;

· увеличение психологической нагрузки оператора.

Под субъективной погрешностью в данной работе понимается влияние ошибок, которые возникают, начиная с этапа считывания оператором показаний прибора до этапа формирования заключения о состоянии объекта. Используемые методы и инструменты при обработке значений, полученных при непосредственных измерениях на оборудовании, практически не изменились (не улучшились) за последние 20 лет.

Можно сделать вывод, что, устранив причины возникновения субъективных погрешностей (далее - Погрешности), можно значительно повысить качество ОТС.

Рассмотрим, на каких этапах ОТС и какие факторы приводят к возникновению Погрешности. Эти факторы обуславливаются следующими основными причинами [6]:

· неоднократный перенос данных из одного носителя информации в другой, что приводит к вводу неверных значений - этап 2-7;

· «ручной» расчет значений - этапы 4, 5; кроме того, приведение ряда параметров, используемых при ОТС, к нормальным условиям проводится с помощью номограмм (визуальный метод), что также вносит дополнительную погрешность;

· отсутствие надежной системы верификации как введенных, рассчитанных, приведенных значений так и заключения ОТС - этапы 1-8.

Устранить причины, вызывающие Погрешность на этапах 2-8, возможно, и это будет показано ниже. Касательно первого этапа можно сказать, что при типовых измерениях и предположении о конечной внимательности оператора на сегодняшний день данная погрешность практически неустранима (исключение - контроль считанных данных вторым оператором) [6-10].

Значительно снизить, а точнее практически исключить Погрешность возможно при использовании информационных инструментов. Под информационным инструментом в данной работе подразумевается программное средство, расположенное на стационарном ПК, либо на ноутбуке. В целом под информационным инструментом можно понимать специализированное автоматизированное рабочее место (далее - САРМ).

Принцип использования САРМ крайне прост, и заключаются лишь в первоначальном вводе оператором данных, полученных на этапе 1, далее транспорт и преобразование данных по большей части осуществляется программно; функция оператора - эксперт, в обязанности которого входит лишь управление САРМ. Поскольку Погрешности, возникающие на этапах 2-8, обусловлены лишь субъективным фактором (эмоциональное и психическое состояние оператора), то при исключении непосредственного влияния состояния оператора на процесс принятия решения исключаются и данные Погрешности, что приводит к значительному повышению качества ОТС.

С использованием САРМ при ОТС на стационарных ПК (установлены на всех подстанциях 220-750 кВ ОАО «ФСК ЕЭС») исключаются Погрешности на этапах 3-8. Вероятность возникновения Погрешности на этапе 2 остается и обусловлена необходимостью переноса в САРМ данных измерений, зафиксированных в журнале на месте установки оборудования. При использовании ноутбука журнал исключается, и данные вводятся оператором непосредственно в САРМ, что позволяет исключить вероятность появления Погрешности, обусловленной спецификой этапа 2 [4-6].

В настоящий момент на отечественном рынке специализированного программного обеспечения для диагностики электрооборудования присутствует ряд программных средств [16]:

· «Диагностика +»;

· «Альбатрос»;

· «ИС диагностики состояния ЭО».

В настоящее время на основании практических наработок МЭС Востока и теоретических исследований Дальневосточного государственного университета путей сообщения предприняты попытки разработки САРМ для диагностических подразделений занимающихся ОТС [8-13].

Основные положения разрабатываемого САРМ:

· прогрессивный эргономичный интерфейс - с целью решения основной задачи - снижения нагрузки на оператора и, как следствие, уменьшения вероятности возникновения субъективных погрешностей при ОТС;

· простота используемых алгоритмов ОТС - на этапе формирования заключения о состоянии оборудования по результатам испытаний и измерений не рационально задействовать громоздкие прогностические алгоритмы;

· модульная структура САРМ - для повышения гибкости системы при ее дальнейшей модернизации;

· распределенная структура САРМ - с использованием WEB-интерфейса, для обеспечения условия доступа в систему с любого ПК Компании.

В целом можно сделать предварительный вывод о том, что использование специальных информационных инструментов (программных средств) позволит значительно снизить субъективные погрешности, возникающие в процессе ОТС электрооборудования. Принятие решения о разработке и внедрении в ОАО ФСК ЕЭС инструментов подобных САРМ крайне необходимо, поскольку ОТС оказывает значительное влияние на общую эффективность Компании.

Дальнейшим этапом повышения эффективности бизнес-процесса «Диагностика электрооборудования» будет являться включение САРМ для ОТС электрооборудования в состав экс- пертно-диагностической системы (ЭДС) ОАО «ФСК ЕЭС» [8-10, 16].

Литература

1. Овсянников А. Г. Стратегии ТОиР и диагностика оборудования/ Новости электротехники. 2008. №2 (50). С. 140-142

2. Хренников А.Ю., Гольдштейн В.Г. Техническая диагностика, повреждаемость и ресурсы силовых и измерительных трансформаторов и реакторов// М: - Энергоатомиздат, 2007., 286 с., ил.

3. Хренников А.Ю., Гольдштейн В.Г., Назарычев А.Н. Диагностические модели для оценки технического состояния электрооборудования электростанций и подстанций // Промышленная энергетика, 2010, № 10.

4. Хренников А.Ю., Шлегель О.А. Определение закона распределения погрешности измерения индуктивного сопротивления КЗ при электродинамических испытаниях силовых трансформаторов // Электричество, 1998, № 5. с. 10-15.

5. Хренников А.Ю., Мажурин Р.В. Аварийность высоковольтных измерительных трансформаторов тока и напряжения в электрических сетях ЕНЭС и мероприятия по ее снижению // Сборник докладов X Международной науч.-техн. конференции «Силовые и распределительные трансформаторы, реакторы. Системы диагностики». М: -ТРАВЭК, 2011 г.

6. Хренников А.Ю., Тимченко А.В. Оценка технических рисков для трансформаторного и реакторного оборудования 6-110 кВ электростанций и подстанций // Сборник докладов на X Международной научно-технической конференции «Силовые и распределительные трансформаторы, реакторы. Системы диагностики». М: - ТРАВЭК, 2011 г.

7. Хренников А.Ю. Диагностика развивающихся дефектов, их классификация с целью планирования ремонтов электрооборудования // Сборник докладов Международного науч.-техн. семинара «Инновационные решения для обеспечения безопасности, надежности и эффективности автоматизированных систем, электроэнергетических предприятий и энергопотребляющих установок». СПб: - ПЭИПК, 2011 г.

8. Хренников А.Ю. Диагностические модели для контроля механического состояния обмоток силовых трансформаторов на основе методов низковольтных импульсов и частотного анализа // Энергоэксперт, 2010, № 6.

9. Хренников А.Ю., Гринько О.В, Радин П.С. Комплексный подход и оптимизация процесса диагностики электрооборудования // Сборник докладов Международной молодежной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи». Самара: - 2011.

10. Хренников А.Ю., Радин П.С. Разработка путей автоматизации диагностики силового электрооборудования с использованием систем типа SAP R/3 // Сборник докладов XII Всемирного электротехнического конгресса. М: - октябрь 2011.

11. Хренников А.Ю., Радин П.С. Автоматизация диагностики электрооборудования и реализация комплексного подхода к использованию результатов диагностики на базе АСУ ТОиР//Сборник докладов 4-й международной научно-технической конференции электромеханические и электромагнитные преобразователи энергии и управляемые электромеханические системы. Екатеринбург: - 2011.

12. Хренников А.Ю., Гольдштейн В.Г., Складчиков А.А. Расследование технологических нарушений электрооборудования подстанций // Энергоэксперт, 2011, №5 (28).

13. МИ 2246-93 Погрешности измерений. Обозначения.

14. ГОСТ 8.207-76 Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений.

15. Давиденко И.В., Голубев В.П., Комаров В.И., Осотов В.Н., Туркевич С.В. Система компьютерной диагностики маслонаполненного оборудования в рамках энергосистемы // Энергетик, 2000. № 11. с. 52-56.

16. Шугенко О.В., Баклай Д.В. Анализ функциональных возможностей экспертных систем, используемых для диагностики состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования // Сборник научных трудов «Энергетика: надежность и энергоэффективность». Харьков: - 2011.