Такие ошибки приводят к аварийному повреждению оборудования и увеличению затрат на аварийно-восстановительный ремонт. Для обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации маслонаполненного оборудования повсеместно совершенствуются методы диагностики, нормативная база профилактических испытаний и аппаратура для их проведения, а также разрабатываются методы анализа и критерии оценки контролируемых параметров. Предпочтительными считаются два направления развития диагностики: методы и приборы, позволяющие выявлять развивающиеся дефекты на ранней стадии, и методы контроля состояния оборудования без его отключения. Использование методов контроля состояния оборудования без его отключения существенно повышает эффективность диагностики за счет проведения контроля при воздействии на оборудование всех эксплуатационных факторов, увеличения частоты испытаний, что повышает вероятность своевременного обнаружения дефекта. Кроме того, снижаются трудозатраты на проведение испытаний за счет применения стационарных схем измерений и отсутствия необходимости подготовки объекта к испытаниям и улучшаются условия труда персонала за счет снижения объема работ, проводимого в зоне высокого напряжения и применения безопасных стационарных измерительных систем. 16]В энергосистемах и диагностических центрах используются как регламентируемые нормативными документами виды контроля маслонаполненного оборудования (хроматографический анализ растворенных в масле газов, физико-химический анализ масла, измерение диэлектрических характеристик изоляции, измерение сопротивления короткого замыкания, потерь холостого хода и т. п.), так и относительно новые виды контроля (жидкостная хроматография, ИК-спекгроскопия, вибро и акустическая диагностика и т. п.). У новых видов контроля, как правило, или не полностью отработана методика диагностики или не установлены нормативные значения диагностических параметров, так как не хватает статистических данных, в том числе недостаточно достоверных фактов об обнаруженных с помощью этих видов контроля дефектов.
При этом надо учитывать недостаточную обеспеченность эксплуатационных служб на местах соответствующей аппаратурой и специалистами, способными проводить сложные, нетрадиционные виды контроля. Некоторые виды контроля из-за высокой стоимости сосредоточены в диагностических центрах. Одни виды контроля имеют относительно широкий спектр обнаруживаемых дефектов (АРГ, тепловизионный контроль и т. п.), другие — более узкий (например, осциллограмма работы
РПН, определение содержания фурановых соединений). Одни виды контроля проводятся на отключенном оборудовании, другие — без его отключения. Естественно, при выборе видов контроля для экспертной системы следует отдать предпочтение более надежным, дешевым, простым, известным, информативным, охватывающим широкий спектр обнаруживаемых дефектов, с отработанной методикой диагностики по значениям измеряемых параметров, с возможностью ранней диагностики и проведения контроля без отключения оборудования. При этом необходимо учитывать реально сложившуюся ситуацию на предприятиях энергетики. Исходя из вышесказанного, для экспертно-диагностической системы оценки состояния маслонаполненного оборудования были отобраны:
анализ растворенных в масле газов (АРГ): водорода, метана, ацетилена, этилена, этана, окиси и двуокиси углерода;
физико-химический анализ масла (ФХАМ), включающий параметры: температуру вспышки, реакцию водной вытяжки, кислотное число, пробивное напряжение, содержание механических примесей, содержание воды, тангенс угла диэлектрических потерь;
измерение диэлектрических характеристик твердой изоляции (ДХИ): тангенс угла потерь и емкость изоляции, сопротивление изоляции по различным схемам измерения;
измерение токов и мощности потерь холостого хода на пониженном напряжении (Х.Х.);измерение сопротивления обмоток на постоянном токе (Rакт.
обм);измерение сопротивления короткого замыкания (Zк.з.);измерение удельного объемного сопротивления масла, содержания в масле антиокислительной присадки, фурановых соединений, растворимого шлама, общее газосодержание, определение степени полимеризации и влагосодержания твердой изоляции;
контроль давления в герметичных вводах. Применительно к конкретным видам и типам маслонаполненного оборудования набор выбранных видов контроля уменьшается с учетом особенностей конструкции. Перечисленные виды контроля, разумеется, не исчерпывают все диагностические возможности, однако, являются достаточно информативными для выявления наиболее распространенных дефектов оборудования и составляют оптимальный набор видов контроля, перекрывающий возможное кол-во выявляемых дефектов. Выбранные для экспертно-диагностической системы виды контроля и диагностируемые по ним дефекты изоляции силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов представлены в Приложении 2. Учитывая конструкцию, дефекты трансформаторов разделены на пять основных групп:
дефекты твердой изоляции (старение, загрязнение, увлажнение, перегревы, термическое разложение, ползущий и частичные разряды, дуга);состояние масла (старение, загрязнение, увлажнение, перегревы, ухудшение изоляционных характеристик, крекинг);дефекты обмоток (деформации, ослабление прессовки, перегревы, ослабление контактов, короткозамкнутые витки);дефекты магнитной системы (повышенный нагрев, увеличение потерь, короткозамкнутые контуры);дефекты узлов трансформатора: высоковольтных вводов, переключающего устройства, системы охлаждения и системы защиты. Буквенные обозначения видов контроля их параметров (А, В1-Вх, С1- Сх, 0, Е, С) показывают дефекты, выявляемые с их помощью впрямую и косвенно. Причем, параметры расположены по убыванию степени чувствительности к дефекту слева на право. Дефекты высоковольтных вводов разделены на пять основных групп:
дефекты твердой изоляции (старение, загрязнение, увлажнение, перегревы, термическое разложение, ползущий и частичные разряды, дуга);состояние масла (старение, загрязнение, увлажнение, перегревы, ухудшение изоляционных характеристик, крекинг);дефекты устройств защиты масла. Проводится анализ методов, используемых для диагностики маслонаполненного оборудования, с точки зрения спектра обнаруживаемых дефектов, возможности ранней диагностики и диагностирования без отключения оборудования, наличия отработанных методик диагностики. Определен набор контролируемых параметров, необходимых для каждого вида высоковольтного маслонаполненного оборудования, который, по возможности, отражает развитие всех дефектов, определяющих ресурс работоспособности оборудования, и измеряется надежными, точными средствами измерений, которыми оснащены службы эксплуатации на местах. Система непрерывного контроля состояния трансформатора должна охватывать параметры, изменение которых сигнализирует о развитии возможно большего числа дефектов. Результаты измерений, позволяющие выявить развивающиеся дефекты, отображаются в удобном для использования виде и сохраняются для возможности сравнения и выявления тенденций изменения по времени. Кроме непосредственно измеряемых данных, в систему вводятся сведения о предыдущих условиях эксплуатации. Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза, но учет прошлых режимов работы и ранее измеренных величин позволяет полнее оценить общее состояние трансформатора, прогнозировать процесс его ухудшения. Система непрерывного контроля трансформатора должна быть рассчитана на работу с высокой надежностью в течение срока, сопоставимого с продолжительностью службы трансформатора, которая равна 30 годам и более. Наличие системы не должно снижать надежности работы оборудования. Для выявления быстроразвивающихся дефектов контроль должен производится без отключения трансформатора от сети. Дополнительные требования к системе непрерывного контроля:
должна быть возможность расширения системы на контроль всего оборудования подстанции, ее комбинаций с другими системами;
алгоритм диагностики в системе должен быть легко расширяем, учитывая быстрый прогресс в разработках датчиков и математического обеспечения, возможные изменения на подстанции;
хранение данных должно быть в виде, удобном пользователю, данные должны быть доступны за несколько лет;система может быть поставлена как на новое оборудование, так и на уже работающее, должна быть гибкой для возможных изменений по желанию заказчика [5, 21, 22]. Основой системы является применение стандартных вычислительных средств, позволяющих как обработку измеряемых сигналов от датчиков, так и их анализ, отображение и предупреждение об опасных режимах [35]. Система состоит из комплекта датчиков, аналого-цифровых преобразователей и компьютерной части (рисунок 3.4).Рисунок. 3.
4. Структура системы непрерывного контроля состояния трансформатора
Для обработки и архивирования данных применен промышленный компьютер, рассчитанный на длительную непрерывную работу. В комплект датчиков, поставляющих информацию о состоянии отдельных узлов трансформатора, могут входить:
электрические и акустические датчики частичных разрядов, реагирующие на быстро развивающиеся дефекты изоляции;
датчики содержания влаги в масле, сигнализирующие об увлажнении изоляции;
устройства непрерывного анализа газов, растворенных в масле, определяющее наличие локальных и общих перегревов, разрядовили дугообразования внутри трансформатора;
измерители температуры в разных точках, выявляющие отклонение режимов от нормальных и общие перегревы;
устройства контроля диэлектрических характеристик вводов, использующие измерительные обкладки на них. Структура схема АСУРешаемые цели и задачи скомпоновали облик современных систем управления в виде иерархической структуры, которую упрощенно можно описать следующим образом. Нижний уровень (уровень регулирования) представляет собой сочетание датчиков и исполнительных механизмов, необходимых для выполнения задач регулирования. Эти элементы объединяются информационными потоками с центральным звеном — контроллером, принимающим сигналы от датчиков и выдающим управляющие сигналы соответствующим исполнительным механизмам. Верхний уровень включает в себя два дублирующих компьютера которые регистрируют ряд технологических параметров, действия оператора, а так же позволяют оператору непосредственно с компьютера управлять и корректировать технологический процесс розжига и регулирования. В контроллере должна быть заложена возможность информационного обмена с верхним уровнем — уровнем диспетчеризации, на котором в настраиваемой, наглядной и удобной для наблюдения и анализа форме представлены параметры технологического процесса. Кроме того, этот уровень обычно оснащен инструментами для ведения архива параметров, звукового и графического сопровождения выводимых данных, отображения тревожных ситуаций, дополнительными коммуникационными возможностями и т.
д. В современном управлении используются в основном два типа управляющих сигналов, являющихся выходами по отношению к контроллеру. Дискретный (цифровой, бинарный, двоичный) типа включено/выключено (есть или нет управляющее напряжение) предназначен для коммутации управляющих устройств, ШИМ-управления (серии импульсов, закрывающих либо открывающих регулирующий орган) и т. д. Аналоговый (вещественный), являющийся изменяемой контроллером величиной из стандартного диапазона тока или напряжения, предназначен для указания управляющему устройству интенсивности его работы (например, степени открытия).Аналогичное разделение существует и для входных сигналов. Дискретные входы характеризуют наступление того или иного события, например, превышение какого-либо порога. Аналоговые входы применяются для измерения непрерывно меняющихся физических величин процесса — температуры, давления, уровня и т. д.
Управление сводится к обработке в соответствии с целью и задачами регулирования входных сигналов и выдаче выходных сигналов исполнительным механизмам. Автоматика реализует непрерывный контроль и поддержание заданной параметров работы котла в оптимальных пределах с одновременным контролем аварийных и предаварийных ситуаций. Численные характеристики процесса, всевозможные тревоги, отображаются на одном или нескольких рабочих местах диспетчера. Кроме того, происходит круглосуточное ведение архивов тревог и параметров, отображение их в графической форме, сигнализация в случае возникновения аварийных ситуаций. В табл. 3.4 дан перечень параметров, которые целесообразно контролировать для маслонаполненного оборудования (силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, вводов, трансформаторов тока и напряжения) [5, 8]. Так, максимальное число датчиков в системе может достигать 45, при этом система должна иметь функции самопроверки. Таблица 341 Контролируемые параметры маслонаполненного оборудования в системе мониторинга
ТехнологическийпараметрСил. тр-рТСНШуитирующ.
реактор
ВводыТТТН1. температура верхних слоев масла+++++ 2. температура окружающей среды++++++4. температура наиболее нагретой точки+++++5. температура масла на вводе в систему охлаждения++б. давление масла на вводе в системы охлаждения+7. температура масла на выходе из системы охлаждения++8. давление масла ка выходе из системы охлаждения++9. влагосодержание масла++++++10. tg g, С и проводимость масла+++11. наличие газа в газовом реле+++ 12.
наличие растворенных в масле газов++++ 13. наличие в масле мех. примесей++ 14, влажность твердой изоляции++15. ресурс твердой изоляции++
16. изоляционные характеристики++++++ 17. наличие частичных разрядов++++ 18. токи в обмотках++
19. фазные напряжения++++++ 20. фазные токи в двигателях обдува++ 21.
фазные токи в маслонасосах+ 22. коэф. трансформации++ 23. сопротивление К.З.+Первая ступень работы программы — обработка данных.
Периодически проводится весь комплекс измерений и расчеты физических параметров, в том числе коэффициента старения, полной продолжительности работы трансформатора и т. п.Вторая ступень — выявление перехода за допустимый предел одного или нескольких параметров. Для каждого из физических параметров может быть установлен свой предел. Таблица 3.5 — Количество датчиков
ПараметрЧисло датчиков
Напряжение;
3Ток;5Положение отпаек РПН;1Температура в разных точках;
10Растворенные в масле газы;
4Влажность масла;
1Включение насосов и вентиляторов;
4+4Давление масла во вводах ВН;3Скорость потоков: воздуха;
4масла.
4Уровень масла в: расширителе;
1баке устройства РПН.1По прошествии времени запускается команда на сжатие полученной информации. Результаты измерений сжимаются в один пакет данных, характеризующий этот период времени. Последовательность действий показана на (рис. 3.5).Все данные архивируются на жестком диске. По прошествии времени данные, не представляющие интереса стираются. Архив полученной информации помогает анализировать данные специальных испытаний во время включения-отключения трансформатора и его текущего состояния. Все это образует автоматизированную систему для решение задачи контроля и оценки технического состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования. Во время работы системы протоколируются все сведения об изменениях режима работы трансформатора и о возникновении дефектов, начале и конце работы системы непрерывного контроля. Рисунок 3.
5. Последовательность действий при сжатии и запоминании данных
Главными задачами системы являются:
выявление дефектов на ранней стадии их развития;
оценка и продление срока службы трансформатора;
упрощениения
Эксплуатация электротехнического оборудования, включая маслонаполненное трансформаторное оборудование, происходит в последние годы на фоне ряда развивающихся тенденций, влияющих на эксплуатационные свойства и надежность оборудования. В первую очередь это относится к значительному старению эксплуатируемого оборудования, связанному с отсутствием средств на его обновление. Для решения проблемы необходимы либо крупные инвестиции, позволившие переломить эту тенденцию, либо принятие мер обеспечивающих безаварийную работу состаренного оборудования. Другой тенденцией, которая в последние годы стала сильно влиять на эксплуатацию, является изменение отношения к нормативной базе эксплуатации, которые были приняты путем усреднения в целом по стране без учета конкретных режимов работы. Поэтому превышение нормативных значений начинает рассматриваться не как повод вывода оборудования из эксплуатации, а как сигнал к необходимости тщательного определения состояния аппарата, выявления вида дефекта, рассматривающегося в нем, и на основе этого выработке решения о дальнейшей работе. Тенденция перехода к мониторингу технического состояния тесно связана с первыми двумя и заметно проявляется в последние годы. Различные условия эксплуатации оборудования по нагрузкам, климатическим и другим факторам приводят к тому, что плановое вмешательство в работу аппарата часто оказывается не только не нужным, но и вредным. Для решения этих и ряда других проблем необходимо своевременно и правильно оценить состояние эксплуатируемого оборудования.
Безаварийная эксплуатация в значительной степени зависит от успешного и своевременного решения диагностических задач. На первом этапе — получение достоверных характеристик той или иной измеряемой величины и второй — точная интерпретация полученных данных. Здесь важно, что результаты испытаний должны в своей совокупности не просто свидетельствовать о состоянии обследуемого оборудования на данный момент, но служить инструментом прогнозирования на более и менее длительный отрезок времени. Комплекс вопросов этапа получения наиболее полной достоверной информации имеет две составляющие: аппаратное и методико-метрологическое обеспечение. Аппаратное напрямую связано с развитием и применением новейший датчиков в подсистемах контроля, появления новых принципов регистрации параметров, ранее не использующихся в качестве диагностического признака. Методико-метрологическое — включает требования к точности анализа, определяет развитие и аттестацию новых методик определения параметров, уточнение существующих методов снятия характеристик. Создание многоканальных автоматизированных двухступенчатых методов диагностики позволяющих проводить мониторинг оборудования в работе.
На первой ступени контроль и определение минимального необходимого набора параметров, позволяющих установить факт появления в трансформаторе развивающегося дефекта, и если такой факт оказывается установленным, переходят ко второй ступени, на которой определяется вид дефекта и степень его развития. Определение состояния трансформатора на основе анализа полученных автоматизированной системой и путем ввода данных является наиболее сложной задачей, требующей глубоких знаний процессов, протекающих в трансформаторах и опыта постановки диагнозов. В этих случаях необходимо использовать быстро развивающиеся в последние годы экспертные системы оценки состояния оборудования. В основу построения экспертных систем могут быть заложены три основных принципа:
принцип аналогий;
принцип формализации знаний экспертов;
принцип физического моделирования. Принцип физического моделирования, который не реализован ни в одной из существующих экспертных систем диагностики трансформаторов, основанный на построении машинных математических моделей процессов, протекающих в аппаратах и расчете на этой базе контрольных параметров. В систему будут интегрированы существующие типы релейной защиты оборудования, которая найдет широкое применение в своей отрасли, и будет использоваться как основное средство мониторинга в электротехнических системах и электростанциях.
4. Экономическое обоснование4.
1. Расчет производственных затрат
В дипломном проекте разработаноустройство диагностики высоковольтного оборудования. Применение современных комплектующих позволяет снизить массогабаритные показатели, уменьшить энергопотребление, повысить технические характеристики и надежность аппаратуры. Для оценки экономической эффективности проекта рассчитаем: производственные затраты; эксплуатационные затраты; показатели оценки эффективности инвестиций. Производственные затраты Спр на изготовление УДВО равны сумме, связанных с этим процессом всех видов затрат (издержек)Спр = Сми + Ср + Ск + Ссто,(4.1)где Сми- материальные затраты;
Ср- затраты на оплату персонала;
Ск- калькуляционные затраты;
Ссто- издержки на оплату услуг сторонних организаций.
4.1.
1. Материальные издержки
Сми = См + Сп, (4.2)где См = Смо + Смв + Смт — стоимость материалов;
Смо — стоимость основных материалов;
Смв — стоимость вспомогательных материалов;
Смт — стоимость технологических материалов;
Сп — стоимость покупных изделий. Расчёт стоимости материалов, идущих на изготовление одного устройства, приведен в таблице 4.
1.Таблица 4.
1.Классификация материалов и комплектующих
Наименование материала
Ед. Изм. Норма расхода
Потери, %Оптоваяцена, руб. Затраты на 1 ед., руб. Индекс роста Затраты на единицу продукции, руб. Основные материалы
Текстолиткг0,510 200 501,5100
Смо = 100Вспомогательные материалы
Припой ПОС-61кг0,255 150 251,1537,5Канифолькг0,15 105 011,1512
Спирт ЛТИ-120кг0,2 102 551,155,75Хлорное железокг0,310 220 661,1575,9Смв = 131,15Производственные материалы
Электро-энергия
КВт3100,722,161,152,48Смт = 2,48Итого:
233,63С учётом инфляции и индексов роста цен на отдельные материалы суммарная стоимость материалов равна
См = Смо + Смв + Смт 234 руб (4.3)Расчёт стоимости покупных комплектующих изделий приведен в таблице 4.
2.Таблица 4.2Расчет стоимости покупных комплектующих
НаименованиеКоличество
Стоимость, руб. Микросхемы5800,00Транзисторы4900,00Источник опорного напряжения170,00Тактовый генератор1300,00Трансформаторы 4580,00Элементы обвязки28 320,00Итого:
3200ИТОГО: 3200рублей
На основании данных таблицы 6.
2. общая стоимость покупных комплектующих материаловCп равна Cп = 3200 руб. На основании данных таблиц 6.
1. и 6.
2. рассчитываем суммарные материальные издержки
Сми = См + Сп = 264 + 3200 = 3464 руб. (4.4)Издержки на оплату труда персонала, принимающего участие в создании и разработке УДВО с учетом всех издержек (доплаты, надбавки, социальные доплаты) определяются по следующей формуле:
Ср = Со + Сди = 2,015 Ст, (4.5)где Со — основная заработная плата; Сди — дополнительные издержки; Ст — тарифная заработная плата производственных рабочих. Трудоемкость изготовления схемы составит 3часа, написание программного обеспечения для микроконтроллера составит 1,5ч и ПО для LabView составит 10, общая затрата времени на разработку данного устройства составит 14,5 н/ч. Стоимость одного н/ч с учетом всех выплат составит в среднем 75 руб. Тогда получим:
Ст = 14,5×75 = 1087,5 руб. — тарифная ЗП; (4.6)Со = 1,3Ст = 1087,5×1,3 = 1413,75 руб. — основная ЗП. (4.7)При этом издержки на оплату труда персонала составят:
Ср = 2,015×1413,75 2850 руб. (4.8)Учтем районную надбавку к заработной плате (20%). Тогда: Ср = 3420 руб. (4.9)4.
1.2. Калькуляционные издержки
Калькуляционные издержки определяются выражением:
Ск = Сам + Скп + Скр, (4.10)где Сам — амортизационные отчисления;
Скп — калькуляционные проценты;
Скр — калькуляционный риск. Учитывая, что Со = 1413,75 руб., определим калькуляционные издержки из таблицы 4.
3.Таблица 4.3Калькуляционные издержки
Статья затрат
Условное обозначение
Расчётная модель
Расчётная величина
Амортизационные отчисления
СамСам = 0,35 Со494,81Калькуляционные проценты
СкпСкп = 0,25 Со353,43Калькуляционный риск
СкрСкр = 0,75 Со1060,31Калькуляционные издержки
СкСам + Скп + Скр1908,55Таким образом, с учётом инфляции, роста тарифов и зарплаты калькуляционные издержки составляют Ск = 1908,55 руб.
4.1.
3. Издержки на оплату услуг сторонних организаций
Издержки на оплату услуг сторонних организаций могут быть определены на основании выражения
Ссто = Снр + Свн + Соп + Ста + Сма, (4.11)где Снр — расходы на НИР и ОКР;Свн — внепроизводственные расходы;
Соп — операционные издержки;
Ста — торгово-административные издержки;
Сма — маркетинговые издержки. Расчет данных составляющих приведен в таблице 4.
4.Таблица 4.4Расчёт издержек на оплату услуг сторонних организаций
Статья затрат
Условное обозначение
Расчётная модель
Расчётная величина1. Расходы на НИР и ОКРСнр0,15 · Со212,062. Внепроизводственные расходы
Свн0,5 · Ст543,753. Операционные издержки
Соп0,4 · Со565,54. Торгово-административные издержки
Ста0,3 · Со424,125. Маркетинговые издержки
Сма0,45 · Ст 489,37Таким образом, сумма выплат за услуги сторонних организаций равна:
Ссто = 212,06+543,75+565,5+424,12+489,37=2234,8 руб. (4.12)4.
2. Стоимость реализации проекта
Стоимость реализации проекта определяется как сумма составляющих статей калькуляции, приведенных выше, и вычисляется по формуле
Спр = Сми + Ср + Ск + Ссто (4.13)Таким образом, стоимость реализации проекта Спр, согласно формуле 6.11 составит
Спр = 3464+3420+1908,55+2234,8 = 11 024,1 руб. (4.14)4.
3. Цена изделия
Устанавливаемая заводом-изготовителем минимально возможная цена определяется по формуле:
Ци min = Спр + Нпр + Ндс, (4.15)где Спр = 11 024,5 руб. — себестоимость проекта;
Нпр — минимальная норма прибыли завода-изготовителя (0,15Спр); Нпр = 0,15×11 024= 1653,6 руб. (4.16)Ндс — налог на добавленную стоимость; Ндс = 0,2х (Спр + Нпр) = 0,2 х (11 024+ 1653,6) = 2535,5 руб. (4.17)При этом цена изделия составит:
Ци = 11 024+ 1653,6+2535,5= 15 213,1 руб. (4.18) 4.4 Инвестиции, необходимые для реализации проекта
Инвестиции (Инв), необходимые для реализации проекта, вычисляются по формуле:
Инв = Ци + Ст +См + Сзч + Ссз, (4.19)где Ст — стоимость транспортировки изделия к месту эксплуатации в ГА в зависимости от удаленности завода от авиапредприятия, примем Ст = 0,05Ци = 659,25 руб; (4.21)См — стоимость монтажа на месте эксплуатации, примем См=0,025Ци=329,32 руб. (4.22)Сзч — стоимость запасных частей, примем Сзч = 0,2 Ци = 2637 руб; (4.23)Ссз — прочие сопряженные инвестиции, примем Ссз = 0,1 Ци =1318,5 руб. (4.24)С учетом произведенных расчетов необходимые для реализации проекта инвестиции составят:
Инв = 15 213,12+659,25+329,32+2637+1318,5= 20 129 руб. (4.25)4.
5. Эксплуатационные расходы
В общем случае эксплуатационные расходы можно определить на основании выражения:
Сэ = Сзп + Сам + Сто + Сэл + Спр, (4.26)где Сзп — расходы на оплату труда обслуживающего персонала;
Сам — амортизационные отчисления;
Сто — затраты на ТОиР;
Сэл — стоимость расходуемой электроэнергии;
Спр — прочие расходы. Для расчета суммарных издержек на оплату труда персонала используем формулу:
Сзп = N * Сок, (4.27)где Сок — оклад обслуживающих изделие специалистов, N — количество специалистов, выполняющих обслуживание. Для обслуживания изделия в процессе эксплуатации достаточно располагать одним специалистом с окладом Сок = 7000 руб. Тогда суммарные издержки на оплату труда составят:
Сзп = 1· 7000 = 7000 руб. Для радиоэлектронной аппаратуры норма амортизации вычисляется в тыс. руб. на час наработки аппаратуры по формуле:
Сам = Ци · Wч /Тпр, (4.28)где Тпр — амортизационный срок службы изделия, час;Wч — годовая наработка аппаратуры. В нашем случае Wч = 5475 час (при среднесуточной наработке аппаратуры 15 час); Тпр = 20 000 час. Тогда получим:
Сам = 13 185 · 5475/20 000 = 3609,39 руб. В соответствии с рекомендациями затраты на ТОиР берем в пределах (0.1−0.15)Ци, что в нашем случае составляет: Сто= 0,1· 13 185=1318,5 руб. (4.29)Прочие расходы включают в себя стоимость различных материалов, потребляемых в процессе эксплуатации, и согласно рекомендациям составляют 0.5−1% от Ци. В нашем случае получим:
Спр = 0,01· Ци = 131,85 руб. (4.30)Таким образом, смета эксплуатационных расходов составит:
Сэ = 7000 + 3609,39+ 1318,5+131,85 = 12 059,74 руб. Заключение
В ходе выполнения дипломной работы было рассмотрено микропроцессорное оборудование на предприятии ЗАО «КНЭМА», а также возможности его применения для диагностики состояния высоковольтного маслонаполненного оборудования. Проанализированы системы диагностики отказов, методы мониторинга оборудования. Анализ изменения состояний элементов трансформатора позволяет: выявить «критические» состояния элементов; достичь требуемой для диагностики степени детализации состояний; определить оптимальное время вывода в ремонт; определить мероприятия, предупреждающие ухудшение состояния элементов трансформатора. Рассмотрены системы непрерывного контроля состояния электротехнического оборудования, охватывающие параметры, изменение которых сигнализирует о развитии дефектов с учетом режимов работы. Показаны контролируемые параметры маслонаполненного оборудования в системе мониторинга существующих диагностических систем. Критический подход автоматизированных систем определил, что не по всем признакам проводится количественный анализ, позволяющий полнее оценить общее состояние трансформатора и прогнозировать процесс его ухудшения. В работе проведен анализ повреждений, послуживших причиной выхода из строя маслонаполненного высоковольтного оборудования. На основе данного анализа представлена классификация внутренних повреждений силовых маслонаполненных трансформаторов. Анализ методик оценки технического состояния трансформаторов позволил сделать вывод, что наибольшей эффективностью пользуется системы контроля, использующие целый комплекс датчиков, реагирующих на максимально возможное число видов развивающихся при работе дефектов, поскольку каждый метод диагностики в отдельности не позволяет обеспечить необходимую точность и выходят за границы предельно допустимых значений. Так, наиболее экономически эффективной является методика проведения тестовых испытаний на работающем оборудовании без его отключения от энергосистемы. Данный вариант позволяет заблаговременно предупреждать прогрессирующее развитие дефекта и его своевременное исправление. На основании данного решения в работе разработана структурная схема автоматизированной системы диагностирования состояния высоковольтного оборудования, а также сформулированы основные требования к данной системе диагностики. Для диагностирования различных дефектов, выявленных в первой главе данной работы, приведен перечень контролируемых параметров, а также необходимое число датчиков. Определение состояния трансформатора на основе анализа полученных автоматизированной системой и путем ввода данных является наиболее сложной задачей, требующей глубоких знаний процессов, протекающих в трансформаторах и опыта постановки диагнозов. Существующая тенденция развития систем автоматизированной диагностики производственного оборудования наиболее заметно проявляется в последние годы. Это связано с тем, что подобные системы имеют преимущество перед плановыми проверками оборудования, которые часто оказываются не только малоинформативными, но и вредными для самого оборудования.
Список литературы
Аракелян В. Г. Оперативная диагностика состояния элегазового оборудования по физико-химическим показателям // Электротехника.- 2002; № 3С. 56−65.Ванин Б. Н., Львов Ю. Н., Неклепаев Б. Н. и др. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110−500 кВ в эксплуатации // Электрические станции. —
2001. — № 9. — С. 53−58.Плеханов В. М., Смекалов В. В. Хлюпин Ю.А., Шипицын В. В. Мониторинг и анализ состояния комплекса высоковольтного электрооборудования электростанций.
Сборник докладов 5-го Международного симпозиума «Электротехника 2010». — Моск. область.: ВЭИ, 1999
Том 1. С. 237−244.ГОСТ 11 677 — 85. Трансформаторы силовые. Общие технические условия. Издательство стандартов, 1986
Семенов В. В. Диагностика и мониторинг высоковольтного маслонаполненного электротехнического оборудования. дисс. канд. техн. наук. БГАУ 2004
Алексеев Б, А. Система непрерывного контроля состояния крупных силовых трансформаторов // Электрические станции. — 2000. ~№ 8. — С. 62 — 71. Виноградова Л. В., Игнатьев Е, Б. и др. Модели развивающихся дефектов силовых трансформаторов для компьютерной диагностики // Известия ВУЗов.
Электромеханика. — 1997; № 1−2. С. 3−5.Засыпкин А. С., Сацук Е. И. Выявление места вероятного повреждения и управление системой охлаждения силовых трансформаторов на основе тепловой модели // Известия ВУЗов. Электромеханика. — 1997; № 1−2. С 64 -65.Лебедева Н. А., Лукин КН.
и др. Система непрерывного контроля и диагностики силового и вспомогательного оборудования подстанции «Выборгская» // Электротехника. — 2001. -№
9. — С. 53 — 55. Сви П. М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1992
Коллакот Р. Диагностики повреждений: Пер. с англ. — М.: Мир, 1989.
— 512 с. Потребич А. А., Кузнецов В. П. и др. Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования // Электрические станции. — 2001№ 4. — С. 35 — 37. Славинский А. З., Устинов В. Н. Диагностика и ремонт высоковольтных вводов// Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования.
Вып. 30: Методические основы и практический опыт инфракрасного термографического обследования энергетического оборудования, зданий и сооружений. Современные проблемы производства, эксплуатации и ремонта трансформаторного оборудования/Под ред. А. И. Таджибаева. — СПб.:ПЭИПК, 2006.
— 444 с. Голунов А. М., Мазур А. Л. Вспомогательное оборудование трансформаторов: (Устройства контроля и защиты, вводы, арматура). — М.: Энергия, 1978. — 144с. (трансформаторы; вып.
33).Львов М. Ю., Кутлер П. П. Эксплуатация и диагностика высоковольтных вводов трансформаторов. Учебно-методическое пособие. — 3-е стереотип.
изд. — М.: ИПКгосслужбы, 2005. — 28с. Бажанов С. А. Техническое обслуживание и ремонт вводов и изоляторов высокого напряжения. — М.: Энергоатомиздат, 1984. — 240 с., ил.
Славинский А.З., Кассихин С. Д., Никитин Ю. В., Сипилкин К. Г., Устинов В. Н. Новые разработки и перспективные программы ЗАО «Мосизолятор"// Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 30: Методические основы и практический опыт инфракрасного термографического обследования энергетического оборудования, зданий и сооружений. Современные проблемы производства, эксплуатации и ремонта трансформаторного оборудования/Под ред. А. И. Таджибаева.
— СПб.:ПЭИПК, 2006. — 444 с. Бажанов С. А., Воскресенский В. Ф. Монтаж и эксплуатация маслонаполненных вводов.
2-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1981. — 104 с., ил.
— (Б-ка электромонтера: Вып. 518).Львов М. Ю., ОАО «Холдинг МРСК». Проблемы эксплуатации высоковольтных трансформаторных вводов // Материалы IV Международной конференции «СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИКИ» 23 — 24 июня 2009 года. Кассихин С. Д., Сипилкин К. Г., Славинский А. З., Устинов В.
Н., Завод «Изолятор», Пинталь Ю. С., Верещагин М. Б., ГОУ ВПО «Московский энергетический институт (ТУ)». Оценка эффективности и целесообразности диагностики высоковольтных вводов на основе опыта эксплуатации// Трансформаторы: эксплуатация, диагностирование, ремонт о продление срока службы: материалы Междунар. науч.
практ. конф., посвящ.
70-летию Виктора
Соколова/под ред. А. Г. Овсянникова, В. Н.
Осотова. — Екатеринбург: Издательский дом «Автограф», 2010. — 232 с. Кучинский Г. С. и др.
Изоляция установок высокого напряжения: Учебник для вузов/Г. С. Кучинский, В. Е. Кизеветер, Ю. С. Пинталь; под общ. ред.
Г. С. Кучинского. ;
М.: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.: ил. Сви П. М. Методы и средства диагностики оборудования высокого напряжения. — М.: Энергоатомиздат, 1992. — 240 с.: ил. Белушкин М.
Ю. Моделирование и регистрация электромагнитных полей электроэнергетического оборудования высоковольтных подстанций. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Дальневосточный государственный технический университет, 2004
Зенова Е.В. «Оценка состояния изоляционный промежутков силовых трансформаторов по обобщенному индексуполяризации"//Электричество, 2009, № 11.Аникеева М. А., Арбузов Р. С., Живодерников С. В., Лазарева Е. А., Овсянников А. Г., Панов М. А. Диагностические признаки для отбраковки вводов высокого напряжения с бумажно-масляной изоляцией.//ЭЛЕКТРО. 2009.
№ 1.Вдовико В. П. Повышение эффективности диагностирования высоковольтного оборудования с использованием характеристик частичных разрядов.//ЭЛЕКТРО, 2008. № 6.Е. Г. Ермаков, А. Е.
Монастырский, ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет». О проблемах применения электрического метода регистрации частичных разрядов для диагностики высоковольтных силовых трансформаторов. // Трансформаторы: эксплуатация, диагностирование, ремонт о продление срока службы: материалы Междунар. науч.
практ. конф., посвящ. 70-летию Виктора Соколова/под ред. А. Г. Овсянникова, В. Н.
Осотова. — Екатеринбург: Издательский дом «Автограф», 2010. ;
232 с. Потребич А. А., Кузнецов В. П., Жданов B.C., Фоменко П. И. Об определении технического состояния оборудования электрических сетей энергосистем // Электрические станции. — 2001.— № 3. — С. 47 — 50. Турин B.B., Соколов B.B. и др. Диагностика автотрансформатора в эксплуатации методом измерения и локации частичных разрядов // Электрические станции. — 2001.
— № 3.Глухов О. А. Оценка высоковольтной изоляции по электромагнитному излучению частичных разрядов в эксплуатационных условиях // Электротехника.- 2001. № 4 — С. 52 — 57. Дробышевский A.A., Левицкая Е. И. Опыт диагностики обмоток трансформаторов методом низковольтных импульсов в эксплуатации. Сборник докладов 5-го Международного симпозиума «Электротехника 2010». — Моск. область: ВЭИ, 1999
Том 1. С. 223−225.Любарский Ю. Я., Моржин Ю. И. Отечественные оперативноинформационные комплексы АСДУ энергосистемами // Электрические станции — 2001. № 12 — С. 27 — 31. Брынский Е. А., Кичаев В. В. и др. Автоматизированная система технологического контроля и диагностики электрогенераторов. //
Электрические станции.- 2000; № 6 — С. 53 — 63. Константинов А. Г., Осотов B.N., Осотов А. В., Тепловизионный контроль высоковольтных вентильных разрядников // Электрические станции- 1998,-№ 12,-С. 43−46.Константинов А. Г., Осотов В. Н., Комаров В. И. О контроле состояния маслонаполненных вводов под рабочим напряжением // Электрические станции — 1998; № 7, — С. 64 — 68. Хренников А. Ю., Еганов А. Ф., Курылев В. Б., Смолин А. Ю., Щербаков В. В., Языков С. А. Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование силовых трансформаторов // Электрические станции.- 2001.-№ 8.-С. 48−52.Приложение 1Приложение 2Приложение 3. Приложение 4. Функциональная схема Блока питания Ретом-21Приложение 5.
Принципиальная схема Ретом-21
