Datorstödd underhållsplanering för elkraftnät

Transkript

1 Datorstödd underhållsplanering för elkraftnät Ett villkor för tillämpning av förutseende underhållsstrategier i elkraftnät är utvärdering av komponenterna i ett ställverk med avseende på deras tekniska status och deras betydelse för kraftnätets tillgänglighet och tillförlitlighet. Institutet för elkraftförsörjning vid tekniska högskolan i Darmstadt och ABB Calor Emag Schaltanlagen AG har tillsammans undersökt de teoretiska grunderna och utgående från dem tagit fram ett program. Programmet redovisar de olika apparaterna i den ordningsföljd i vilken de bör underhållas eller bytas ut. Här presenteras beräkningsprogrammet med en effektbrytare som exempel, men det kan lika väl tilllämpas på andra komponenter som t ex krafttransformatorer, strömtransformatorer och spänningstransformatorer. N ya ekonomiska förutsättningar kräver nya metoder för underhåll av komponenter och anläggningar i elkraftnät. Av driftekonomiska skäl måste man överväga ökad livslängd för komponenter och anläggningar jämfört med tidigare praxis. På initiativ av Energie-Versorgung Schwaben AG (EVS), har institutet för elkraftförsörjning vid tekniska högskolan i Darmstadt och ABB Calor Emag Schaltanlagen AG utvecklat ett beräkningsprogram som EVS idag använder för planering av underhållet i sitt högspänningsnät. Ett tidsstyrt underhåll med fastställda intervall (TBM, Time-Based Maintenance) och utbyte av komponenter efter en fastställd drifttid är sedan många år vanligt förekommande som underhållsstrategi i elkraftnät. Denna metod ger generellt sett ett tillfredsställande resultat, men är inte alltid den mest ekonomiska lösningen eftersom komponenterna i regel inte utnyttjas till sin fulla potential. Sedan någon tid har det blivit allt vanligare att övergå från tidsstyrt underhåll karaktäriserat av fastställda intervall till behovsstyrt underhåll (CBM, Condition-Based Maintenance). Behovsstyrt underhåll är beroende av komponentens tekniska status. En tredje strategi diskuteras för närvarande, vilken går ut på att även lägga in en tillförlitlighetskomponent i övervägandena. Syftet med detta är att förutom en komponents underhållsbehov även beakta dess betydelse för tillförlitligheten i kraftnätet som helhet. En underhållsstrategi som även tar hänsyn till denna aspekt betecknas i denna artikel som tillförlitlighetsstyrt underhåll (RCM, Reliability- Centered Maintenance) [1, 2]. Prof. Dr. Gerd Balzer Markus Brandl Tekniska högskolan i Darmstadt Dr. Adolf Strnad Heinz Röhsler Energie-Versorgung Schwaben AG Dr. Armin Schnettler ABB Calor Emag Schaltanlagen AG För att bygga upp en förutseende underhållsstrategi som tar hänsyn till båda de nämnda aspekterna (underhållsbehov och tillförlitlighet) krävs följande steg [3]: Det faktiska underhållsbehovet för komponenten måste undersökas. Komponentens betydelse för nätet som helhet måste bestämmas, som tex konsekvenserna av ett bortfall i den aktuella komponenten på den totala tillförlitligheten. Båda uppgifterna måste kopplas samman och utvärderas för att den optimala ordningsföljden för underhåll av de enskilda apparaterna ska kunna fastställas. 1 visar den principiella arbetsmetoden. Nedan beskrivs varje steg för sig. Vid sidan om de nämnda underhållsstrategierna kan i princip den händelsestyrda strategin tillämpas. Den går ut på att utbyte eller underhåll av en komponent blir aktuell först efter att ett fel har uppstått. För komponenter med låga investeringskostnader och begränsade felkonsekvenser kan denna metod innebära den lägsta totalkostnaden. Händelsestyrt underhåll förekommer i allmänhet inte då det gäller högspänningsnät. Komponenters och anläggningars inflytande på tillgänglighet och kostnad för elkraft Tillgänglighet Vid bedömning av tillgängligheten för enskilda komponenter är det till hjälp att utvärdera befintlig störningsstatistik. I Tyskland förs sådan statistik sedan många år, och ur dessa data kan bortfallsfrekvensen för viktiga komponenter i ställverk tas fram. Tabell 1 visar, utan avseende på tillverkare, antalet fel per år och 100 installerade komponenter under perioden från 1980 till Felfrekvenserna är beroende av spänningsnivåerna. Därutöver kan felfrekvensen för en total ABB Tidning 4/

2 mättransformatorerna. I en 420 kv-anläggning hittar vi i genomsnitt 34 mättransformatorer medan krafttransformatorer, som står för ungefär samma procentuella mängd fel, i medeltal bara förekommer till ett antal av 1,8 enheter per ställverk. Utgående från dessa överväganden kan vi konstatera att följande komponenter är de som orsakar de flesta störningar i ett ställverk: Komponentens tillstånd Σ Ordningsföljd vid totalvärdering Komponentens betydelse i nätet Effektbrytare Krafttransformatorer Mättransformatorer Frånskiljare Dessa komponenter måste alltså under alla omständigheter beaktas inom ramen för en underhållsstrategi, och det är de första båda komponenterna i statistiken som står för de allra flesta felen. Kostnader Förutom en komponents tillgänglighet har Underhållsstrategi Metod för underhållsplanering 1 även investeringskostnaderna för en underhållsstrategi stor betydelse. Även ur denna aspekt är det de ovan nämnda komponenterna som bör ägnas särskild uppmärksamhet. Beräkningsprogram station tas fram utgående från samma statistik. Tabell 2 visar motsvarande värden för de olika spänningsnivåerna och olika ställverkstyper (utomhusställverk, inomhusställverk och metallkapslade ställverk). När det totala antalet ställverk och antalet installerade komponenter i hela nätet är kända kan det genomsnittliga antalet av en viss komponent i ett ställverk beräknas. När dessa värden kombineras med felfrekvenserna enligt tabell 1 kan varje komponents andel av det totala antalet störningar i en anläggning beräknas. En sådan utvärdering visar vilken komponent som ansvarar för de vanligaste felen inom ett ställverk. Exempelvis kan konstateras att 35% av alla fel i ett 420 kv-ställverk orsakas av effektbrytarna. Därefter följer mättransformatorerna (ström och spänning) som står för 11,4% av felen, samt krafttransformatorerna som ansvarar för 9,4% av alla fel. För en slutgiltig värdering måste emellertid även antalet av en viss komponenttyp i varje ställverk beaktas. Som tidigare nämnts orsakas ungefär 11,4% av felen i ett ställverk av för förutseende underhållsplanering Ett beräkningsprogram för förutseende underhållsplanering måste i huvudsak beakta följande två aspekter [4]: Komponentens behov av underhåll Komponentens betydelse för nätet som helhet Tabell 1: Felfrekvens för komponenter från olika tillverkare i Tyskland per 100 installerade enheter och år under perioden Komponent U n (kv) Effektbrytare 0,238 1,179 2,359 Lastfrånskiljare 0,167 Frånskiljare 1) 0,043 0,089 0,156 Jordare 1) 0,029 0,046 0,027 Transformator 0,365 1,537 2,069 Spänningstransformator 0,035 0,068 0,113 Strömtransformator 0,020 0,047 0,147 Kombimättransformator 0,049 0,116 0,095 Avledare 0,149 0,329 0,391 1) Perioden ABB Tidning 4/1997

3 Tabell 2: Felfrekvenser 1) på 100 ställverk som installerats i Tyskland av olika tillverkare, per år, för perioden Anläggningstyp U n (kv) Utomhusställverk 8,517 24,824 40,655 Inomhusställverk 7,744 Kapslad anläggning (GIS) 5,037 3,106 17,296 En komponents betydelse för driften Betydelsen av en effektbrytare för nätavsnittet som helhet kan förenklat visas med följande ekvation: i = Q p = (λ T a ) p (1) där: Anläggning (medelvärde) 8,153 24,641 38,710 1) Totalt antal fel under ett år (medelvärde) dividerat med det totala antalet ställverk på denna spänningsnivå Dessa båda aspekter och arbetsmetoden förklaras i närmare detalj med komponenten effektbrytare som illustration. Teknisk status En komponents tekniska status kan i ett första steg bedömas utgående från vissa kriterier, av vilka ett utdrag sammanställs i tabell 3. Därutöver kan det vara lämpligt att fastställa värderings- och viktningsfaktorer som bestämmer inflytandet av vart och ett av dessa kriterier på komponentens totaltillstånd. Det poängtal som beräknats på detta sätt fungerar som ett mått på komponentens status och representeras av storheten c 2. Ju lägre poängtal desto bättre är apparatens status. I sammanhanget är det praktiskt att normalisera det maximala poängantalet till exempelvis 100. I tabell 3 har en liten del av de möjliga kriterierna införts, vilka är av intresse för den tekniska bedömningen av en effektbrytare. De enskilda kriterierna och viktningarna kan fastställas på olika sätt utgående från den enskilde användarens drifterfarenheter från sitt kraftnät och kan även kompletteras med andra kriterier. Därutöver kan resultat från typiska mätningar på apparaterna också tas in i värderingen, så som visas i den sista raden av tabell 3. Exempelvis kan frånslagstiden, resultaten från analyser av gas och olja, densiteten och kopplingsegenskaper tas in i bilden. Även för dessa olika mätningar kan ett separat bedömningsblad tas fram. Resultatet av denna bedömning går in som ett delresultat i värderingen enligt tabell 3. Tabell 3: Utdrag ur en värderingsblankett för effektbrytare Q Otillgänglighet för komponenten p Faktor för bestämning av den bortfallna effekten λ Bortfallsfrekvens för komponenten som följd av störningsbetingade skador T a Bortfallstid [h] (omkopplingstid ellerreparationstid) Kriterium Värdering Viktning Resultat Ålder < >40 6 Erfarenheter Bra 1 3 med komponenttypen Dålig 6 Maximal < 80 % 1 3 brytförmåga % % 3 Antal manövrer Låg 1 1 under drift Hög 6 Antal kortslutnings- Låg 1 2 bortkopplingar... 2 Hög 3 Brytartyp SF Oljeminimum 3 Tryckluft 4 Resultat från Bra 1 4 mätningar Dålig 6 ABB Tidning 4/

4 100 Ett högt värde på faktorn i i ekvation 1 innebär att komponenten är mycket viktig för nätet. x c c E c W d 1 1 Tolkning av bedömningsresultatet d 2 c Komponentens d 1...d 5 Ordningsföljd i vilken underhållsbehov komponenterna ska c E, c W Värderingsparametrar underhållas respektive bytas ut i Komponentens betydelse Bortfallsfrekvensen för en effektbrytare kan exempelvis tas fram genom utvärdering av nätstatistik eller från erfarenhetsmässiga driftvärden. Som komplement till informationen i tabell 1 kan störningsfrekvensen bestämmas som funktion av brytartyp och spänningsnivå. För bortfallstiden T a för en apparat tilllämpas antingen reparationstiden (T p ) eller omkopplingstiden (T s ), beroende på vilken av dessa som är kortast. T a är beroende av effektbrytarens funktion, dvs installationsplatsen för effektbrytaren i fråga (ledningsfack, transformatorfack, kopplingsfack, kraftverksfack eller kompenseringsfack). T a för t ex en effektbrytare till en reaktor måste värderas på ett helt annat sätt än en effektbrytare för en friledning för vilken planeringsprincipen (n 1) tillämpas. Otillgängligheten Q ska värderas med d 3 d 4 den bortfallna effekten i syfte att kunna definiera effektbrytarens betydelse för nätet som helhet. I detta sammanhang beaktas den faktiska bortfallna effekten P aus, som är en följd av felen. Lastfaktorn P uppgår till: där: P aus P max n d 5 2 p= + n P P aus 1 max i (2) Effekt som bryts pga bortfall av apparaten Maximal effekt som kan falla bort inom ettmatningsområde pga bortfall av en effektbrytare. Normaliseringsfaktor 100 Normaliseringsfaktorn n i ekvation 2 bestäms så att värdet i enligt ekvation 1 maximalt kan anta värdet Tolkning av resultatet Efter beräkning av värdena för parametrarna c och i är det möjligt att redovisa resultaten (skärningspunkter) såsom framgår av 2 i ett x, y-koordinatsystem. Den lodräta axeln representerar komponentens status medan den vågräta axeln står för komponentens betydelse i nätet. En skärningspunkt i diagrammets övre vänstra del innebär en apparat som visserligen befinner sig i ett dåligt skick med avseende på tillförlitligheten, men vars bortfall inte har någon större inverkan på nätdriften. I motsats till detta står en skärningspunkt i den nedre högra delen av diagrammet, en komponent som befinner sig i mycket gott skick, men som skulle leda till svåra konsekvenser om den föll bort. Sträckorna d 1 till d 5 förtydligar den ordningsföljd i vilken de enskilda effektbrytarna bör underhållas respektive bytas ut. I det illustrerade exemplet bör effektbrytaren 3 först åtgärdas, följd av apparaterna 2, 5, 4 och 1. Utgående från drifterfarenheterna och därför understundom användarspecifikt förs de tekniska värderingsfaktorerna c W och c E in i diagrammet. Parallellerna med abskissan i via de karaktäristiska värdena avgränsar områdena inom vilka underhåll respektive utbyte är nödvändigt av tekniska orsaker. Arbetsinsatserna kan följaktligen definieras på följande sätt 2 : 100 c E : Utbyte c E c W : Underhåll < c W : Ingen åtgärd nödvändig Inom ett och samma område representeras prioriteten för de enskilda åtgärderna genom avstånden till linjen x. 24 ABB Tidning 4/1997

5 av listan över inmatade effektbrytare och deras karaktäristiska data, tex tillverkare, ställverk, tillverkningsnummer, spänningsnivåer etc. På höger sida anges några urvalskriterier som gör det möjligt att göra ett urval ur hela databasen. Exempelvis kan apparater för en viss spänningsnivå, ett visst ställverk, en viss tillverkare etc väljas ut och bedömas. I mitten visas resultaten. Enskilda apparater kan markeras på vänster sida med avvikande färg 2. Inmatningsformulär för beräkningsprogrammet 3 Beskrivning av beräkningsprogrammet utnyttjas, eller speciella värden matas in som är typiska för apparaten i fråga. 3 visar ett inmatningsformulär för det Värderingslistorna kan alltså delas in i framtagna beräkningsprogrammet som obligatoriska och övriga fält. Detta innebär motsvarar den beskrivna arbetsmetoden för teknisk bedömning av en apparat. Bedömningen av de enskilda kriterierna sker med hjälp av urvalslistor. Listorna anger olika värderingsmöjligheter och användaren måste välja en av dessa. Däremot, vid att en obligatorisk uppgift under alla omständigheter måste anges eftersom värderingen annars inte kan genomföras. Om däremot ett övrigt kriterium inte fylls i, tex mätresultat, korrigeras det totala poängantalet i enlighet med detta. framtagning av storheterna λ och T a enligt 4 visar resultatbilden från beräkningsprogrammet. ekvation (1) kan däremot default-värden På vänster sida syns en del Beräkningsprogrammets huvudfönster med redovisning av resultat 4 Referenser [1] Moubrary: Reliability centered maintenance. Butterworth Ltd., Oxford (1992). [2] RCM and Diagnostics. EPRI Seminar on Reliability Centered Maintenance. Newport Beach, CA, USA (1995). [3] Strnad, A.; Röhsler, H.; et al.: Strategy for condition-based maintenance and updating of substations. CIGRE 1996, [4] Kawamura, T.; Horikoshi, M.; Kobayashi, S.; Hamamoto, K.: Progress of substation maintenance. CIGRE 1990, Författarnas adresser Prof. Dr. Gerd Balzer Markus Brandl Technische Hochschule Darmstadt Landgraf-Georg-Straße 4 D Darmstadt Dr. Adolf Strnad Heinz Röhsler Energieversorgung Schwaben AG Kriegsbergstraße 32 D Stuttgart Dr. Armin Schnettler ABB Calor Emag Schaltanlagen AG Postfach D Mannheim Fax: +49 (0) armin.schnettler@deace.mail.abb.com ABB Tidning 4/