Контрольные вопросы

1. Какими нормативными документами следует руководствоваться при проектировании АСКУЭ?

2. Перечислить основные функции управления энергопотреблением на АРМ энергодиспетчера.

3. Что представляет собой средний уровень иерархической структуры АСКУЭ?

4. Что представляет собой нижний уровень иерархической структуры АСКУЭ?

5. Перечислить основные алгоритмы управления АСКУЭ.

4. Проектирование компьютерной системы управления техническим обслуживанием и ремонтом

4.1. Регламентирование технического обслуживания оборудования по его фактическому состоянию

В НГО различают три основные концепции управления техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР):

• техническое обслуживание по событию (ТОС),

• планово-предупредительный ремонт (ППР),

• обслуживание по фактическому состоянию (ОФС).

Каждая из перечисленных методологий ремонтов и обслуживания имеет свои достоинства и недостатки.

Целью ОФС является повышение прозрачности расходов, связанных с обслуживанием и ремонтом основных фондов. Реализация этих целей осуществляется с использованием АС ТОиР.

Результатом внедрения АС ТОиР является:

• Увеличение срока службы оборудования.

• Повышение производительности труда ремонтных служб.

• Увеличение производительности оборудования.

• Более оперативное выполнение восстановительных ремонтов.

• Сокращение излишков складских запасов.

• Сокращение незапланированных простоев.

• Увеличение коэффициента готовности (времени исправности).

• Уменьшение числа поломок и простоев.

• Повышение отдачи от имеющихся у компании основных фондов.

• Более эффективное бюджетное обслуживание ремонтов.

• Повышение прибыльности предприятия.

АСТОиР представляют собой аппаратно-программные комплексы, включающие:

• систему управления документооборотом;

• справочники и базы данных;

• датчики, монтируемые на оборудование и предоставляющие значения ключевых параметров, характеризующих состояние данного типа оборудования;

• контроллеры, обрабатывающие значения с датчиков;

• системы визуализации, аварийного предупреждения и архивации информации о состоянии оборудования;

• экспертные базы знаний, позволяющие предупреждать возникновение аварийных ситуаций на основании знаний, введённых в БД.

На предприятиях НГО существует устойчивое стремление объединять достоинства всех основных стратегий технического обслуживания и ремонта, путем, так называемого, совмещенного технического обслуживания (СТО), направленного, как на увеличение уровня готовности технологического оборудования к применению по его назначению и его работоспособности в процессе применения, так и на снижение затрат времени, труда и средств на выполнение технического обслуживания и ремонта оборудования.

Идея такого технического обслуживания заключается в том, что на каждом временном горизонте планирования ТОиР используются свои технологии (ППР, ОФС).

Так на долгосрочном горизонте планируются веховые показатели ППР. Такие показатели рассчитываются прямым методом [34].

На оперативных горизонтах планирования показатели ТОиР определяются на основании математической обработки данных измерений состояния оборудования ОФС, а в случае их отсутствия формируется финансовый резерв.

В соответствии с совмещенным техническим обслуживанием по мере сокращения горизонта планирования осуществляется последовательное уточнение плановых показателей ТОиР. Основа для такого уточнения — данные о фактическом состоянии оборудования, технологических режимах его работы, а также выполнение планов по техническому обслуживанию и ремонту оборудования в предыдущих периодах.

При использовании технологии оперативного контроля состояния оборудования выделяются отдельные группы технологического оборудования в соответствии с особенностями его эксплуатации. Так в нефтегазовой отрасли выделяется оборудование роторной группы с вращающимися силовыми блоками. Это оборудование создает вибрационные деформации, частота и амплитуда которых позволяет контролировать наступление времени технического обслуживания. Алгоритмы выявления необходимости ТОиР рекомендуются ГОСТ Р ИСО 10816 ч. 1–4 и СТП, например, РД 153-39-ТЦ-008-96. Для диагностики оборудования нероторного типа каких-либо стандартизированных методик не предложено [34].

Большая часть механических и технологических отказов (около 90%) проявляется постепенно при изменении одного или нескольких выходных параметров. Контролируемыми параметрами могут быть как непосредственно измеряемые величины повреждений (глубина коррозии стенок, износ детали), так и выходные параметры оборудования (производительность, коэффициент полезного действия, степень разделения, осветления, очистки) и другие количественные показатели качества продукта, параметры вибрации, шума, величина утечки среды через уплотнения и т.д.

Оценка риска технологических процессов в НГО в процессе их выполнения с использованием компьютерных средств может осуществляться с использованием методологии HACCP (Анализ рисков и критических контрольных точек, ГОСТ Р ИСО/МЭК 31010).

Метод HACCP основан на следующих принципах:

- идентификация опасностей и соответствующих предупреждающих действий;

- определение контрольных точек процесса, в которых можно устранить опасности или контролировать их возникновение (критические контрольные точки);

- установление критических границ при контроле возникновения опасностей, т. е. для каждой критической контрольной точки необходимо установить диапазон изменения параметров;

- мониторинг критических границ для каждой критической контрольной точки;

- определение корректирующих действий, если параметры процесса вышли за установленные границы;

- установление процедур верификации;

- внедрение процедур управления записями и документацией на каждом этапе выполнения процесса.

Автоматизированное техническое обслуживание предусматривает обязательные встроенные средства контроля состояния технологического оборудования, которые часто реализуются в виде контрольных средств ПАЗ оборудования. Параметрами, характеризующими состояние технологического оборудования, являются вибрация, температура отдельных узлов оборудования, токи потребления и др. Выбор и использование этих параметров контроля требует, прежде всего, однозначной количественной взаимосвязи их с ключевыми параметрами технического состояния, высокой достоверности контроля и низкого уровня ложных тревог. Важным требованием является возможность контроля во всем диапазоне изменения параметров оборудования от состояния «хорошо» до состояния «недопустимо», так как контролируемый эксплуатационный параметр может меняться более чем в 15…20 раз. Другой проблемой является необходимость контроля трендов измеряемых параметров одновременно как на коротких интервалах времени (один день), так и на длительных месячных и даже годовых циклах непрерывной работы с изменяющимися условиями и режимами работы технологического процесса. Считается, что достаточно эффективным средством контроля основного нефтегазового оборудования является вибромониторинг, особенности которого изложены в следующих нормативных документах:

ГОСТ ИСО 10816-1-97. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 1. Общие требования.

ГОСТ Р ИСО 10816-3-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 3. Промышленные машины номинальной мощностью более 15 КВт и номинальной скоростью от 120 до 15000мин-1.

ГОСТ Р ИСО 10816-4-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 4. Газотурбинные установки.

ГОСТ Р ИСО 7919-1-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Общие требования.

ГОСТ Р ИСО 7919-3-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Промышленные машинные комплексы.

ГОСТ Р ИСО 7919-4-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Газотурбинные установки.

ГОСТ 27165-97. Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений.

ГОСТ Р ИСО 18436-2-2005 Контроль состояния и диагностика машин. Вибрационный контроль состояния и диагностика. Часть 2.

ГОСТ Р ИСО 13379-2009 «Контроль состояния и диагностика машин. Руководство по интерпретации данных и методам диагностирования».

BS ISO 7919-2-2001. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на вращающихся валах. Наземные паровые турбины и генераторы мощностью свыше 50МВт со скоростями вращения 1500, 1800, 3000 и 3600 об/мин.

BS ISO 10816-2-2001. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Часть 2. Наземные паровые турбины и генераторы мощностью свыше 50МВт со скоростями вращения 1500, 1800, 3000 и 3600 об/мин.

ISO 13379:2003 «Condition monitoring and diagnostics of machines -- General guidelines on data interpretation and diagnostics techniques».

ISO 17359:2003. Condition monitoring and diagnostics of machines. General guidelines.

ISO 13380:2002. Condition monitoring and diagnostics of machines. General guidelines on using performance parameters.

ISO 10816. Mechanical vibration. Evolution of machine vibration by measurements on non- rotating parts. Part 1-5.

ISO 7919. Mechanical vibration of non-reciprocating machines. Measurements on rotating shafts and evolution criteria. Part 1-5.

ISO 10816-6:1995. Mechanical vibration. Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts. Part 6: Reciprocating machines with power ratings above 100 kW.

ISO 13373-1:2002. Condition monitoring and diagnostics of machines. Vibration condition monitoring. Part 1: General procedures.

ISO/DIS 13373-2. Condition monitoring and diagnostics of machines. Vibration condition monitoring. Part 1: Processing, presentation and analysis of vibration data.

ISO/DIS 15242-1. Rolling bearings. Measuring methods for vibration. Part 1: Fundamentals.

ISO 13374-1:2003. Condition monitoring and diagnostics of machines. Data processing, communication and presentation. Part 1: General guidelines.

Однако сложность интерпретации на коротких интервалах времени, изменения технологических режимов оборудования ведут к значительным сложностям правильной интерпретации вибродиаграмм [6].

Для улучшения результатов интерпретации изменчивости состояния оборудования рекомендуется применение статистических методов контроля [5].

В случае непрерывных количественных измерений и достаточного объема исходных данных при использовании современных программно-технических средств их обработки можно ожидать снижение ложных тревог и повышение вероятности правильной оценки состояния оборудования на любых интервалах времени. Эти методы устойчивы к изменениям условий эксплуатации и могут одинаково успешно применяться по результатам измерений состояния оборудования как роторного, так и нероторного типов. Применение методологии непрерывного контроля состояния оборудования позволяет одновременно с увеличением достоверности решать задачу комплексного контроля технического состояния всего оборудования, задействованного в нефтегазовом технологическом процессе.