Управление техническим состоянием активов в течение их жизненного цикла осуществляется путем применения к ним мер технического воздействия.
Здесь и далее под активами понимается основное технологическое оборудование, машины, здания, сооружения, участвующие в процессе производства. А под мерами технического воздействия — техническое обслуживание, ремонты, техническое перевооружение и реконструкция, списания и замены.
Многие годы во всем мире к выработке мер технического воздействия применялся планово-предупредительный подход (ППП), при котором объем и периодичность воздействий на оборудование определяется регламентами на основе норм наработки и без учета фактических рисков отказа. Концептуально ППП сфокусирован на том, как избежать отказов.
В конце 70-х годов на Западе был предложен [1] и затем развит [2] новый подход, который получил название Reliability-Centered Maintenance (RCM). Его основная идея состоит в том, что меры технического воздействия должны определяться с учетом последствий отказов. В этой связи RCM включает процедуру анализа критичности отказов и выбор соответствующих мер воздействия, в том числе эксплуатацию до отказа (ремонт после отказа) для некритичных отказов.
Отечественный ГОСТ 18322-2016 дает такое определение RCM (п. 2.2.22): техническое обслуживание, основанное на методологии определения оптимального набора операций ТО и частоты их применения, с учетом вероятностей и последствий отказов на любом уровне разукрупнения.
Программа обслуживания, сформированная на основе RCM, обеспечивает абсолютный минимум последствий отказов, а не минимум отказов как таковых. Поскольку сочетание вероятности и последствий отказа — это и есть риск, то по сути RCM представляет собой риск-ориентированный подход (РОП), в завершенном виде представленный в работе [3].
Сами авторы RCM отмечали и настаивали, что их подход — это путь к максимальной надежности, а не способ сэкономить или сократить затраты. Тем не менее существуют ограничения — временные, финансовые, кадровые. В этой связи возникла идея ранжировать оборудование по критичности [4], чтобы на основе RCM подвергнуть пересмотру программы обслуживания только наиболее критичной его части [5].
Американский Институт исследований в области электроэнергетики (EPRI) в 2006 году предложил [6] энергокомпаниям подход к управлению активами, который помогает концентрировать их ограниченные ресурсы на тех задачах технического обслуживания и ремонта (ТОиР), которые наилучшим образом способствуют достижению их целей.
В 2006 году в структуре ТНК-ВР была разработана концепция информационной системы управления надежностью энергоснабжения добывающих активов компании (ИСУНЭ). Она предполагала [7] формирование стратегии ТОиР оборудования, исходя из его важности и риска отказа. На основе этой концепции был выполнен проект внедрения ИСУНЭ, ядром которой стал программный комплекс TRIM [8].
Таким образом, развитие РОП пошло по пути достижения локального минимума последствий отказов при заданных ресурсных ограничениях. Нечто подобное в настоящее время активно внедряется в российской энергетике. Об этом свидетельствует, в частности, недавнее (январь 2020 года) утверждение Паспорта ведомственного проекта «Единая техническая политика — надежность энергоснабжения». Проект имеет целью повышение надежности и эффективности функционирования ЕЭС России путем внедрения риск-ориентированного управления.
Отход от господства ППП и введение РОП в управление активами энергетики — это во многом вынужденная мера. Глубокий кризис 90-х годов вызвал спад производства в электроэнергетике на 21%. Уровень инвестиций в отрасль снизился в 5 раз, что привело за 10 лет к росту износа оборудования до 52%, снижению объемов капитальных ремонтов и их качества. В последующие годы негативные тенденции переломить не удалось, что привело к росту износа в среднем по отрасли до 65%.
Тариф на электрическую энергию практически исчерпал потенциал роста, и энергокомпании оказались не в состоянии финансировать и выполнять весь объем работ, предусмотренный в рамках ППП. Ограниченность ресурсов и неоптимальный подход приводят к недовыполнению работ на оборудовании, имеющем большую важность для надежности объектов электроэнергетики.
У промышленных потребителей проявилась неудовлетворенность характеристиками получаемой из сети электроэнергии. Просадки напряжения, искажения его формы, внеплановые аварийные отключения нарушают технологический процесс производства, приводят к ухудшению качества продукции, порче сырья и полуфабрикатов, повреждению и отказам дорогостоящего оборудования или сокращению срока его службы. Предприятия несут прямой и косвенный ущерб, который в некоторых случаях достигает сотен миллионов рублей. Возникла тенденция ухода промышленных потребителей от централизованного энергоснабжения и создания собственной генерации (НЛМК, Череповецкий металлургический комбинат и другие). Этому способствует тот факт, что стоимость электроэнергии из ЕЭС приблизилась к ее стоимости от собственных генерирующих мощностей, включая стоимость их строительства.
Таким образом, ППП перестал соответствовать экономическим реалиям в электроэнергетике. В обозримом будущем энергокомпании будут вынуждены решать задачу обеспечения надежности при высоком износе оборудования и ограниченности ресурсов.
В связи с высокой социальной значимостью и системообразующей ролью электроэнергетики, постановлением Правительства РФ №1401 от 19 декабря 2016 года (далее — ПП 1401) установлена система сбора данных и мониторинга ключевых показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики. Мониторингу подлежат показатели эффективности реализуемых в отрасли мероприятий и связанных с ними затрат на поддержание технического состояния оборудования, показатели эффективности мероприятий по снижению затрат на ТОиР. Этим же постановлением введен РОП в отношении активов электроэнергетики, хотя сам термин РОП при этом не использовался.
В частности, определены виды технического состояния оборудования, им поставлены в соответствие уровни риска и меры технического воздействия на активы. Введено понятие «индекс технического состояния» (ИТС) — безразмерная величина в диапазоне от 0 до 1, которая характеризует техническое состояние оборудования и рассчитывается на основании специальных методик. Введен подход к расчету физического износа оборудования на основе формулы:
Износ = 1 – ИТС.
Тем самым ПП 1401 заложило основу для централизованного управления процессами поддержания и обновления основных фондов в масштабе всей отрасли на основе единого показателя для всех субъектов электроэнергетики — ИТС. Ценность ИТС в том, что это интегральный показатель верхнего уровня, который объединяет значения показателей технического состояния нижнего уровня в единую величину, удобную для сравнения и оценки. На основе ИТС приводится к одной системе координат состояние разнородных объектов, фактическое состояние которых оценивается параметрами различной физической природы и измеряется принципиально различными средствами неразрушающего контроля.
Наконец, в ПП 1401 сформулирован сам принцип РОП: определение оптимального вида, состава и стоимости технического воздействия на основании фактических и прогнозных значений ИТС и оценок уровней технического риска. Важно, что этот принцип охватывает не только ремонтные, но также инвестиционные воздействия на активы (техническое перевооружение).
Содержание РОП конкретизировано в «Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации» (далее — Стратегия). Сама Стратегия утверждена распоряжением Правительства РФ №511-р от 03.04.2013, а сведения о РОП в нее внесены распоряжением Правительства РФ №2664-р от 29.11.2017. В частности, в подразделе «Приоритизация финансирования операционной и инвестиционной деятельности» в качестве одной из основных задач Стратегии определен постепенный переход к организации ремонта с учетом рисков. Вводится понятие системы принятия решений о приоритетности воздействия на оборудование, основанной на данных о техническом состоянии и рисках (с учетом вероятности отказа и последствий такого отказа), которая позволит сконцентрировать ограниченные операционные и инвестиционные ресурсы в точке максимальной отдачи, исходя из требований надежности. Как видим, здесь уже раскрывается критерий оптимальности: максимум надежности энергоснабжения потребителей при данном ресурсном обеспечении, что соответствует минимуму рисков.
Очевидно, что внедряемый РОП существенно отличается от ППП. Концептуально изменение состоит в том, что вместо жестко регламентированного ППП ставится задача выбора технического воздействия исходя из текущего профиля рисков. Для этого РОП предусматривает ранжирование оборудования и воздействий на него по степени риска, определение приоритетов и отказ от второстепенных задач, даже если их выполнение рекомендовано заводом-изготовителем.
Таким образом, внедряемый РОП состоит в определении вида, объема и приоритетности технических воздействий на оборудование, исходя из оценки риска предупреждаемых ими отказов, и формировании программы работ, обеспечивающей минимум совокупного риска при заданных ресурсных ограничениях.
Иными словами, суть РОП состоит в том, чтобы направить ограниченные ресурсы на выполнение тех работ, которые дадут наибольший вклад в снижение риска отказов, вместо того чтобы «размазывать» их «ровным слоем» по всему объему работ, регламентированному в системе ППР.
На рис. 1 иллюстрируется отличие между ППП и РОП. Здесь в одной системе координат отражена нарастающая функция затрат на предупредительные работы и убывающие функции ущерба, причиняемого отказами, в зависимости от объема предупредительных работ.
Если задан некоторый бюджет на предупредительные работы Б1, то при ППП и РОП ущерб вследствие отказов составляет, соответственно, УП и УР. При этом УР < УП благодаря тому, что кривая ущерба при РОП имеет большую крутизну на начальном участке. Это связано с тем, что в рамах РОП осуществляется ранжирование оборудования и работ по уровню риска, а имеющийся объем ресурсов в первую очередь расходуется на предупреждение отказов с наибольшим риском. Тем самым при заданном Б1 и при объеме работ Р1 обеспечивается минимум риска (УР).
Если при ППП оптимума не существует, а работы, предписанные регламентами, должны выполняться полностью, то при РОП можно найти минимум суммарных издержек (ущерб от отказов затраты на работы), оптимальный бюджет Б2 и объем работ Р2, соответствующий минимуму стоимости жизненного цикла оборудования.
Количественная оценка риска включает в себя вероятность отказа, которая, в свою очередь, связана с техническим состоянием оборудования. Следовательно, РОП предполагает использование данных о техническом состоянии при определении мер технического воздействия на оборудование.
До недавнего времени обслуживание по состоянию в энергетике допускалось только для трансформаторов, а в отношении остального оборудования применялся ППП. Приказом Минэнерго РФ от 25.10.2017 №1013 утверждены новые «Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики» (далее — Правила), открывшие возможность широкого применения обслуживания по состоянию.
Основное изменение состоит в том, что согласно Правилам субъекты электроэнергетики выбирают вид организации ремонта из двух возможных:
Таким образом, с принятием Правил произошел переход от почти безальтернативного ППР к рациональному выбору вида ТОиР, что является значительным шагом в развитии практики управления активами. Возрастает и роль данных неразрушающего контроля: если раньше эти данные могли использоваться только для уменьшения периодичности обслуживания, установленной регламентами ППР, то при полноценном ремонте по состоянию они позволят как сократить, так и увеличить срок до очередного технического воздействия на оборудование.
Для поддержки РОП было бы целесообразно внести в Правила третий вид организации ремонта — ремонт на основе оценки риска (рис. 2).
Во исполнение ПП 1401 приказом Минэнерго РФ от 26.07.2017 №676 утверждена «Методика оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей» (далее — Методика).
Эта Методика на сегодня является ключевым звеном нормативного регулирования РОП. Ее основная ценность в том, что она предоставляет порядок расчета ИТС на всех уровнях разукрупнения — ИТС функционального узла, ИТС единицы оборудования, ИТС объекта электроэнергетики, ИТС субъекта электроэнергетики в целом или его обособленного подразделения (электростанция, генерирующая компания, предприятие электрических сетей и т.д.).
Идея такого рода ИТС в энергетике не нова [9]. Методика содержит обширный справочный материал, в котором перечислены функциональные узлы основного технологического оборудования предприятий электроэнергетики, параметры их технического состояния, контролируемые средствами неразрушающего контроля и технической диагностики, граничные значения этих параметров и шкалы их пересчета в безразмерные баллы.
Методика также содержит математический аппарат для расчета ИТС на всех уровнях: путем средневзвешенного суммирования либо балльных оценок физических параметров состояния на нижнем уровне (функциональный узел), либо значений ИТС нижележащего уровня. Для этих целей в Методике имеется справочный материал по весовым коэффициентам параметров и функциональных узлов.
Получаемый таким образом ИТС (безразмерная величина от 0 до 100) обладает свойством масштабируемости, которое позволяет ранжировать по его значению объекты и субъекты электроэнергетики:
К сожалению, область применения Методики в части сетевого оборудования ограничена силовыми трансформаторами напряжением 110 кВ и выше; линиями электропередачи напряжением 35 кВ и выше. При этом более всего изношены сети напряжением 0,6—10 кВ, и на них приходится до 80% аварий. Таким образом, Методика не охватывает как раз те активы, которыми более всего востребован РОП, а это до 90% общей протяженности сетей.
Указанная Методика активно используется. Индекс технического состояния применяется для оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон, в соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 27.12.2017 №1233. Динамика ИТС используется Минэнерго РФ для оценки эффективности ремонтных и инвестиционных программ субъектов энергетики и физического износа. В целом ИТС формирует единую шкалу для всех субъектов электроэнергетики, которая позволяет проводить бенчмаркинг и управлять эффективностью активов компаний независимо от структуры активов и форм собственности. В рамках каждого субъекта шкала ИТС служит основой для ранжирования оборудования и определения приоритетов при планировании ресурсного обеспечения ТОиР, технического перевооружения и реконструкции (ТПиР).
Это, кстати, ответ на вопрос специалистов низового уровня, которые иногда не понимают, для чего нужен ИТС. В Методике прямо указано, что ИТС применяется при формировании и актуализации перспективных (многолетних) графиков ремонта, годовой ремонтной программы, комплекса мероприятий по техническому перевооружению и реконструкции. Для управления оперативной ремонтной деятельностью ИТС неприменим.
Важной надстройкой над указанной выше Методикой являются утвержденные приказом Минэнерго РФ от 19.02.2019 №123 «Методические указания по расчету вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа (далее — Методические указания). Необходимость разработки этого документа установлена Стратегией и самой Методикой.
Методические указания предоставляют соответствующий математический аппарат и рекомендации для прогноза вероятности отказа на основе текущих и прогнозных значений ИТС, расчета последствий и риска отказа как произведения его вероятности на его последствия. Для прогноза изменения ИТС используется линейная экстраполяция. Это в принципе оправданно, так как достоверно подобрать экстраполирующую функцию невозможно в силу низкой репрезентативности данных и небольшого временного диапазона значений ИТС. Тангенс угла наклона экстраполирующей функции отражает скорость ухудшения технического состояния.
Вместе с тем существуют значительные пробелы в нормативном регулировании РОП. В той же Стратегии предусмотрена разработка предложений по совершенствованию порядка формирования программ технического обслуживания, ремонта, технического перевооружения и реконструкции. Однако это не привело до настоящего времени к появлению документа с условным названием «Методика формирования программ ТОиР и ТПиР на основе оценки рисков отказа», а Методические указания не содержат рекомендаций на этот счет И.Н. АНТОНЕНКО, начальник отдела маркетинга ООО «НПП «СпецТек», к. т. н.
Несмотря на сложности в российской электроэнергетике идет последовательное внедрение риск-ориентированного подхода к управлению активами. Тому есть объективные причины, о которых было сказано выше. Поскольку при внедрении РОП не обойтись без информационных технологий, о ходе работ можно судить по соответствующим проектам в области цифровизации. Давно стали общим местом проекты развития информационных систем управления производственными активами (СУПА), направленные на реализацию функциональности по расчету и прогнозированию ИТС. Выполняются и более продвинутые пилотные проекты. К ним, в частности, относится проект «Прогнозирование вероятности отказов оборудования» в ПАО «Ленэнерго», цель которого — внедрение инструментов предиктивной аналитики данных системы управления производственными активами, автоматизированных систем мониторинга и диагностики оборудования. Или, например, проект «Цифровая воздушная линия электропередачи» в ПАО «МРСК Северо-Запада», одна из целей которого — создание системы прогнозирования отказов [10].
Субъекты электроэнергетики уже заявляют об использовании РОП при формировании программ технического обслуживания и ремонта. Можно сказать, что участники этой большой и серьезной работы фактически руководствуются принципом «дорогу осилит идущий».
Журнал Prostoev.NET № 1(22) 2020
И.Н. АНТОНЕНКО, начальник отдела маркетинга ООО «НПП «СпецТек», к. т. н.
This website uses cookies.