Technologie

Jednoczesne pomiary

W energetyce i elektrotechnice wykonuje się wiele pomiarów. Podczas montażu nowych obwodów sprawdza się poprawność montażu i uzyskane parametry. W trakcie eksploatacji kontroluje się stabilność parametrów, zaś w przypadku awarii wyszukiwane jest miejsce, w którym niesprawność miała swój początek, gdyż tam prawdopodobnie będzie można zidentyfikować jej przyczynę.

Często pomiary są wykonywane na miejscu, przy użyciu ręcznych przyrządów, których funkcjonalność i precyzja są z każdym rokiem coraz większe. To już nie tylko pomiar prądu czy napięcia, ale również wyznaczane na ich podstawie wielkości mocy, energii, zawartości harmonicznych i wielu innych parametrów. Zapisy mogą być zapamiętywane w celu późniejszej analizy.

Innym sposobem jest zainstalowanie urządzeń pomiarowych na stałe. Jest to stosowane zwykle tam, gdzie stan danego obwodu / urządzenia jest krytyczny dla działania większej całości, jakości produkowanych wyrobów, czy bezpieczeństwa instalacji.

Wyniki pomiarów mogą być przy tym przetwarzane na miejscu w urządzeniu pomiarowym, lub przekazywane do jednostki analitycznej. W pierwszym przypadku, urządzenie może kontrolować  i zapisywać w pamięci wybrane parametry, w celu późniejszego odtworzenia. Na tej podstawie można zauważyć wahania wartości parametrów w różnych cyklach, np. czasowych (zmianowych, dziennych, tygodniowych itp.), produkcyjnych (np. wprowadzenie nowego wsadu – przetwarzanie – przekazanie gotowego (pół)produktu), czy technologicznych (np. zanikające efekty oczyszczenia / ochłodzenia / restartu itp. aparatury, wpływ nowych odczynników / zanieczyszczenia / temperatury itp.).

Zależnie od rozwiązań, uzyskiwane dane mogą być tylko podstawą do generowania komunikatów o stanie badanego obiektu, lub mogą być w całości przesyłane do jednostki analitycznej, w celu dokładnej analizy.

Jeszcze innym rozwiązaniem jest rozmieszczenie w różnych miejscach badanego obszaru tylko czujników, które nie mają ani pamięci, ani zdolności analitycznych. Ich zadaniem jest wykonanie pomiaru i przesłanie wyniku do jednostki analitycznej, która dokona odpowiedniej interpretacji uzyskanych wyników.

Każdą ze wspomnianych (przykładowo) metod pomiarowych można zrealizować na wiele sposobów, wykorzystując dostępne zasoby. Przesyłanie danych pomiarowych może być więc  realizowane przy użyciu różnych mediów (przewody miedziane, światłowody, fale radiowe itp.), różnych protokołów (Profibus, Ethernet, RS232C itp.) i różnych urządzeń (nadajniki / odbiorniki, switche, routery itp.). Istotnym czynnikiem przy planowaniu takich transmisji jest przepustowość łączy. Nawet najszybsze łącza można zatkać, jeśli jednocześnie będzie nimi przesyłanych zbyt dużo danych.

Niezależnie jednak od wyboru sposobu wykonywania pomiaru i przesyłania uzyskanych wyników, jednostka analityczna, czyli np. komputer przetwarzający dane pomiarowe, otrzymuje zwykle dane niezsynchronizowane. Inaczej mówiąc, jeśli przyjmiemy, że cykl pomiarowy trwa np. 1 sekundę, to nie wiemy, czy pomiary zostały wykonane na początku cyklu, czy na końcu i w jakiej kolejności. Rozwiązaniem jest rozsyłanie impulsów wyzwalających pomiary jednocześnie we wszystkich urządzeniach. Znów problemem jest przepustowość łączy, jak również faktyczny czas od wysłania impulsu do wykonania pomiaru w oddalonym urządzeniu, jak również czas od uzyskania wyniku pomiaru do przesłania go do jednostki analitycznej. Jeśli mówimy o Ethernecie, dodatkowe opóźnienia mogą wnosić switche i routery, jeśli znajdą się na drodze transmisji sygnału.

Czy ma to jakieś znaczenie?

W odniesieniu do wielu sygnałów, które zmieniają się wolno, jak na przykład temperatura, poziom zanieczyszczeń wody, czy powietrza, ciśnienie atmosferyczne itp., nie ma sensu silić się na precyzję. Jest jednak również wiele sytuacji, kiedy istotna jest jednoczesność pomiaru w wielu punktach, gdyż tylko wtedy można ustalić kolejność zdarzeń. To zaś może być konieczne np. do ustalenia źródła i przyczyny zakłócenia.

Można podzielić zakłócenia pod względem ważności na kilka grup. Wiadomo, że sygnały odbiegają  od stanów nominalnych przez pewien czas po włączeniu zasilania, uruchomieniu procesu technologicznego itp. Zwykle parametry (np. prędkość obrotowa wału, temperatura, częstotliwość, odpowiednia jakość wyrobu,  itp.) dopiero po pewnym czasie osiągają właściwe wartości. Użytkownik musi to uwzględniać w swoich planach.

Inna grupa zakłóceń wskazuje na pewne odchyłki, ale wyniki mieszczą się w zakładanych przedziałach zmienności. Może to być spowodowane czynnikami środowiskowymi ( np. nietypowymi wartościami temperatury, ciśnienia, czy wilgotności), lub technologicznymi (np.  celową zmianą parametrów procesu lub wahaniami napięcia zasilania). Dopóki wynik końcowy jest do przyjęcia, można takie odchyłki zignorować.

Są również zakłócenia, które co prawda nie powodują wadliwej produkcji, ale świadczą, że coś zaczyna się psuć i może za tydzień, miesiąc, lub nawet później, może doprowadzić do poważnej awarii. Jest to dziedzina tzw. diagnostyki predykcyjnej, która pozwala przewidzieć awarię na podstawie niewielkich zakłóceń parametrów monitorowanego obiektu – np. natężenia prądu zasilania. Użytkownik nie powinien ignorować takich wskazań. Lepiej zaplanować postój i wymianę podejrzanego komponentu, niż przeżyć niespodziewaną awarię, np. w środku nocy i oprócz kosztu komponentu stracić wartość niewykonanych, lub źle wykonanych wyrobów.

Jeszcze inną grupę stanowią zakłócenia, które powodują zatrzymanie maszyny, wyłączenie zasilania itp. awarie krytyczne. Jeśli już do nich dojdzie i instalacja musi zostać wyłączona, liczy się każda sekunda przestoju. Jeśli dzięki pomiarom uda się zidentyfikować miejsce, w którym powstało zakłócenie, dalsze działania mogą być już rutynowe. Czas wykrycia miejsca uszkodzenia zależy z jednej strony od tego, czy sygnały z danego miejsca zostały zarejestrowane i czy zarejestrowana została faktyczna sekwencja zdarzeń, a z drugiej strony – czy osoba przeglądająca zapisy potrafi zauważyć zachwianie wartości parametru, sygnalizujące niesprawność.

Cała awaria może trwać krótko. Czasem automatyka musi działać szybko, żeby zapobiec poważniejszym stratom. Pewna elektrownia została wyłączona zaledwie po 3 sekundach od awarii! Rejestrowanie sygnałów co sekundę nie byłoby w tym przypadku zbyt pomocne…

Na poniższym wykresie pokazano zarejestrowane zwarcie i działania automatyki.

Z powyższych rozważań wynika, że:

  • Rejestrowanie sygnałów powinno być realizowane z możliwie dużą częstotliwością tak, aby można było zmierzyć czas trwania poszczególnych stanów sygnałów jak i odstęp czasu między końcem jednego sygnału a początkiem innego. Ze względu na dynamikę zmian sygnałów w energetyce, wydaje się, że optymalny byłby pomiar z rozdzielczością 10 – 100 mikrosekund
  • Pomiary powinny być zsynchronizowane. Impuls synchronizujący (wyzwalający pomiar) powinien dotrzeć do wszystkich urządzeń pomiarowych mniej więcej w tym samym momencie, w szczególności w czasie krótszym od okresu próbkowania.
  • Zamiast synchronizować poszczególne pomiary, korzystniej jest synchronizować sekwencje pomiarowe o określonym czasie trwania. Sekwencje mogą być wykonywane z precyzyjnie określoną częstotliwością, gdyż polecenie wykonania pomiaru i przesłanie wyniku nie będą transmitowane na duże odległości
  • Czas rejestracji powinien być dostosowany do czasu trwania zjawisk, które chcemy monitorować, a więc różnego rodzaju zwarć, nieprawidłowych przełączeń, działania automatyki w stanach awaryjnych itp. Przy zbyt krótkich sekwencjach może się okazać, że dane zdarzenie nie zostało w pełni zarejestrowane i na podstawie zapisów nie można wyciągnąć praktycznych wniosków. Zbyt długie sekwencje oznaczają niepotrzebny wzrost wielkości plików rejestracji i czasu ich analizy.
  • Impuls wyzwalający rejestrację powinien wynikać z detekcji zakłócenia. W ten sposób uniknie się niepotrzebnych transmisji danych reprezentujących normalną pracę monitorowanego obwodu / urządzenia, zaś operator otrzyma do analizy tylko zapis sygnałów z najważniejszego okresu czasu.
  • Im większy obszar obejmą rejestracje, tym więcej informacji uzyska operator o przyczynach, przebiegu i konsekwencjach zakłócenia. Zdarza się, że przyczyną awarii było zdarzenie odległe geograficznie lub czasowo. Na przykład błędne przełączenie w nastawni spowodowało w odległym polu rozgrzanie przewodu, przez który popłynął nieoczekiwanie duży prąd, a to spowodowało uruchomienie alarmu i wyzwolenie rejestracji.
  • Z powyższego wynika, że choć rejestracja powinna zostać uruchomiona po wykryciu zakłócenia, to jednak powinna zawierać również informacje wcześniejsze. Tę sprzeczność można rozwiązać w ten sposób, że rejestrator w sposób ciągły zapisuje w pętli dane z określonego czasu, a pobudzenie powoduje uzupełnienie zapisów o dane z określonego czasu po wykryciu zdarzenia.
  • Rejestratory powinny być możliwie blisko źródeł sygnałów, żeby uniknąć ewentualnych opóźnień, czy zakłóceń w przewodach doprowadzających sygnały do rejestratorów.

Powyższy sposób rejestrowania przebiegu awarii nie wymaga precyzyjnego synchronizowania rejestratorów z czasem zegarowym. O wiele ważniejsza jest jednoczesność wyzwalania wszystkich rejestratorów. Tylko wtedy będzie można ustalić precyzyjnie przebieg zdarzenia, a więc kolejność zmian poszczególnych sygnałów i zależności czasowe między nimi.

Realizacja techniczna

Firma TRONIA Sp. z o.o. zrealizowała projekt zgodny z powyższym opisem w Hucie Miedzi „Głogów”. W tym celu 6 systemów, zawierających w sumie 21 rejestratorów typu SZARM produkcji firmy TRONIA, zostało rozmieszczonych w pobliżu źródeł sygnałów, przy czym odległości między systemami wahają się od kilkudziesięciu metrów do kilku kilometrów.

Rejestratory pracują z częstotliwością 100 000 próbek na sekundę (S/s), co zapewniło czas między pomiarami równy 10 mikrosekund.

Wykrycie zdarzenia przez którykolwiek rejestrator powoduje wysłanie impulsu wyzwalającego, o czasie trwania 20 us, do wszystkich pozostałych rejestratorów. Impuls jest przesyłany światłowodami, przy czym zamiany impulsów elektrycznych na świetlne i odwrotnie są realizowane przez konwertery TTL/OPTO, również produkowane przez firmę TRONIA. Czas konwersji jest krótszy od 1 mikrosekundy, więc nie opóźnia istotnie impulsu.

Każdy rejestrator może monitorować do 8 sygnałów analogowych (prądy / napięcia / temperatura) oraz do 16 sygnałów dwustanowych (stany przełączników, przekaźników itp.) a zatem cała sieć 21 rejestratorów może rejestrować 168 sygnałów analogowych i 336 dwustanowych.

Podczas normalnej pracy, rejestratory zapisują dane w pętli o czasie trwania 100 ms. Po odebraniu przedniego zbocza impulsu wyzwalającego lub po wykryciu zakłócenia, dane z pętli są uzupełniane przez zapisy o czasie trwania 1 s. Zatem cała rejestracja obejmuje czas 1.1 s. Jest to wystarczający czas na rejestrację określonego rodzaju zjawisk, w tym przypadku zwarć doziemnych.

Zatem wykrycie zakłócenia powoduje wygenerowanie 21 rejestracji, które są precyzyjnie zsynchronizowane. Ponieważ próbki nie są przesyłane na duże odległości, ale zapisywane lokalnie w pamięci rejestratora, nie ma problemu opóźnień, wynikających z długich linii przesyłowych.

Dopiero po zakończeniu rejestrowania, poszczególne pliki są zapisywane w pamięci koncentratora danego systemu, a następnie są przesyłane, również liniami światłowodowymi, do Komputera Centralnego. Nie jest to serwer sieci zakładowej, gdyż celem było uniknięcie przeciążania sieci przez transmisje rejestracji. Z drugiej strony, Komputer Centralny pełni również inną rolę: analizuje odebrane rejestracje, wyręczając w tym operatora. Efektem analizy jest raport, w którym wskazywany jest stan monitorowanego obiektu, przyczyna wyzwolenia rejestracji, czas wystąpienia zdarzenia i wykaz rejestracji, na podstawie których raport został wykonany.

Jeśli program Komputera Centralnego wykryje zdarzenie krytyczne, zgodnie z ustaloną definicją takiego zdarzenia, zarówno raport jak i dany zestaw rejestracji są przesyłane do serwera sieci zakładowej, gdzie są dostępne dla użytkowników. Dzięki temu analiza rejestracji jest wykonywana zawsze i sprawnie, a użytkownik otrzymuje informacje tylko o najważniejszych zdarzeniach. Oczywiście zawsze ma dostęp w Komputerze Centralnym do wszystkich raportów i rejestracji. Oprogramowanie zapewnia wiele narzędzi do analizy rejestracji, zestawiania sygnałów z różnych zapisów, wyliczania przebiegów wirtualnych (np. mocy czynnej lub biernej, offsetu i wielu innych parametrów) itp.

Poniżej przedstawiona jest mapa synoptyczna, na której można obserwować wartości sygnałów w trakcie ich rejestrowania. Wykres może pokazywać wartości chwilowe, skuteczne lub pochodne sygnałów próbka po próbce, co wybraną liczbę próbek lub co okres (20 ms).

Należy podkreślić, że dany komplet rejestracji zawiera jednoczesne zapisy sygnałów  z różnych, często znacznie oddalonych jeden od drugiego, rejonów, przy czym rejestratory są blisko źródeł sygnałów. W ten sposób można obserwować powstawanie zakłócenia i jego propagację do innych miejsc. Ułatwia to szukanie przyczyn awarii, dzięki czemu szybciej można wprowadzić środki zaradcze i ponownie przekazać daną instalację do eksploatacji. Oznacza to wymierne korzyści ekonomiczne dla użytkownika.

Użytkownik ma również możliwość dokładniejszej oceny stanu monitorowanego obiektu, a więc odpowiednio wczesnego wykrycia niesprawności, zanim doprowadzą do poważnej awarii. To również ma duże znaczenie ekonomiczne, gdyż pozwala zapobiec nieplanowanym przestojom.

Podsumowanie

Decyzja o rozmieszczeniu systemów rejestrujących, połączeniu ich światłowodami itd. jest zawsze trudna ze względu na koszty, konieczność opracowania założeń, wykonania określonych prac zwykle przy działającym obiekcie, a na koniec opanowania obsługi zainstalowanych urządzeń. Wystarczy jednak, że operator w porę wykryje usterkę, zapobiegając awarii, lub szybko wskaże komponent do wymiany w przypadku kiedy do awarii już dojdzie, aby wszystkie koszty się zwróciły z nawiązką.

Z drugiej strony, nie do przecenienia jest możliwość obserwowania przebiegów czasowych sygnałów w różnych punktach instalacji – ich kształtów, zależności czasowych, czy zakłóceń. Dzięki temu można uzyskać rozległą wiedzę o działaniu danego obiektu, co ułatwi podejmowanie decyzji o jego eksploatacji, modyfikacji, czy modernizacji.

Nie uczmy się na błędach – uczmy się im zapobiegać.

Janusz Proniewicz
TRONIA Sp. z o.o.
Warszawa, 2021-08-11

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top