close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Шаврина Светлана Андреевна. Оценка уровня надежности электрооборудования в системе электроснабжения ОАО «Промприбор»

код для вставки
2
УДК 621.3.019.3
АННОТАЦИЯ
Ключевые слова: надежность, система электроснабжения, силовой
трансформатор, наработка на отказ, резервирование электроснабжения,
перерыв в электроснабжении, методы и средства повышения надёжности
электроснабжения, анализ ущерба.
Выпускная квалификационная работа содержит введение, 4 раздела
основной части, общие выводы по работе и список используемой литературы.
В
выпускной
квалификационной
работе
рассмотрены
вопросы
повышения надежности системы электроснабжения ОАО «Промприбор».
Произведена комплексная оценка надежности электроснабжения и качества
электроэнергии в ОАО «Промприбор».
Произведено исследование процесса наработки на отказ силового
трансформатора.
Произведен анализ ущерба от кратковременных перерывов напряжения.
Произведено экономическое обоснование внедрения технических средств и
мероприятий,
направленных
на
повышение
надежности
электроснабжения.
Стр. 94; рис. 31; табл. 17; библ. наименований 30; прил. 1.
системы
3
УДК 621.3.019.3
ANMERKUNG
Schlüsselwörter: Zuverlässigkeit, Stromversorgung, Transformator, Zeit
zwischen Ausfällen, Sicherung der Stromversorgung, Unterbrechung der
Stromversorgung, Methoden und Mittel zur Erhöhung der Zuverlässigkeit der
Stromversorgung, Schadensanalyse.
Die abschließende Qualifizierungsarbeit enthält eine Einleitung, vier
Abschnitte des Hauptteils, allgemeine Schlussfolgerungen zur Arbeit und eine Liste
der verwendeten Literatur.
In der abschließenden Qualifizierungsarbeit wurde die Frage der
Verbesserung der Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems von OJSC
Prompribor geprüft. Es wurde eine umfassende Bewertung der Zuverlässigkeit der
Stromversorgung und der Stromqualität bei "Prompribor" der OJSC vorgenommen.
Die Untersuchung der Zeit zwischen Ausfällen des Transformators wurde
durchgeführt.
Eine Analyse der durch kurze Spannungsbrüche verursachten Schäden wurde
durchgeführt.
Die wirtschaftlichen Gründe für die Einführung technischer Mittel und
Maßnahmen zur Verbesserung der Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems
wurden gemacht.
Seite 94; Reis 31; Tab. 17; bibl. Namen. 30; adj 1.
4
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ...................................................................................................................... 6
1
Теоретические
электроснабжения
основы
определения
предприятия
и
методы
уровня
оценки
надежности
уровня
системы
надежности
электрооборудования ...................................................................................................... 7
1.1 Общие сведения о предприятии .............................................................................. 7
1.2
Анализ
основных
показателей,
влияющих
на
надежность
системы
электроснабжения ОАО «Промприбор» ....................................................................... 7
1.3 Выбор показателей для оценки надежности электроснабжения потребителей
ОАО «Промприбор»...................................................................................................... 21
1.3.1 Параметры надежности системы электроснабжения ОАО «Промприбор»... 21
1.3.2 Единичные показатели надежности элементов системы электроснабжения
ОАО «Промприбор»...................................................................................................... 21
1.3.3. Комплексные показатели надежности восстанавливаемых элементов ......... 27
2 Комплексная оценка надежности электроснабжения и качества электроэнергии
ОАО
«Промприбор»
и
его
структурного
подразделения
ООО
«ЭЛЕКТРОМАШ» ........................................................................................................ 30
2.1 Обеспечение надежной работы электроприемников .......................................... 30
2.2 Влияние перерывов в электроснабжении на производственный цикл ОАО
"Промприбор" ................................................................................................................ 30
2.3 Факторы надежности электроснабжения.............................................................. 31
2.4 Определение технического уровня электротехнологического комплекса ОАО
"Промприбор" ................................................................................................................ 31
2.5 Анализ математических методов расчета и программных продуктов, для
исследования вероятности отказов силовых трансформаторов. Надежность работы
силовых трансформаторов ........................................................................................... 33
2.5.1 Анализ диагностики трансформаторов .............................................................. 33
2.5.2 Анализ повреждаемости трансформатора ......................................................... 35
2.5.3 Неисправности силовых трансформаторов ....................................................... 36
5
2.5.4 Диагностирование дефектов трансформатора .................................................. 38
2.6 Построение математической модели для прогнозирования отказов силовых
трансформаторов ........................................................................................................... 40
3 Исследование процесса наработки на отказ силового трансформатора. Расчет
надежности электроснабжения в условиях резервирования электроснабжения ... 49
3.1 Принципы определения наработки на отказ ........................................................ 49
3.2 Построение схемы надежности электроснабжения ............................................. 57
3.3 Определение эксплуатационной надежности силовых трансформаторов ........ 59
3.4 Применение современных технических решений, направленных на повышение
надежности системы электроснабжения предприятия ............................................. 66
3.4.1 Технические средства повышения надежности системы электроснабжения 66
4 Технико-экономические расчеты ............................................................................. 67
4.1 Анализа ущерба от кратковременных перерывов напряжения .......................... 67
4.2 Оценка эффективности внедрения технических средств и мероприятий,
направленных
на
повышение
надежности
системы
электроснабжения
ответственных производств. ........................................................................................ 73
4.3 Сравнение вариантов по расчетным затратам ..................................................... 77
4.4 Суммарные показатели эффективности внедрения технических средств и
мероприятий для повышения надежности. ................................................................ 80
4.5 Экономическое обоснование внедрения ............................................................... 86
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................................................. 89
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................................................. 90
Приложение А ............................................................................................................... 93
6
ВВЕДЕНИЕ
С развитием современных технологий вопрос надежности электроснабжения
становится с каждым годом все актуальнее. Перерывы в электроснабжении могут
приводить к необратимым последствиям. Для решения данного вопроса
используется общая теория надежности, для этого выявляются основные
параметры, определяющие ее. Развитие техники позволяет увеличить надежность
электроснабжения, при применении наиболее оптимальных технических средств.
Целью выпускной квалификационной работы является оценка уровня
надежности электрооборудования в системе электроснабжения промышленных
предприятий с использованием математических и статистических критериев
надежности на примере промышленного предприятия ОАО «Промприбор».
Объектом исследования является комплексная система электроснабжения
предприятия ОАО «Промприбор».
Предметом исследования является электрооборудование, электроустановки
и линии передач, их параметры и критерии надежности. Исследование проводится
на примере электроснабжения ОАО «Промприбор».
Задачи, решаемые в процессе работы:
–
выбор
показателей
для
оценки
надежности
электроснабжения
потребителей ОАО «Промприбор».;
–
комплексная
оценка
надежности
электроснабжения
и
качества
электроэнергии в ОАО «Промприбор»;
– анализ математических методов расчета и программных продуктов, для
исследования вероятности отказов силовых трансформаторов;
– применение современных технических решений, направленных на
повышение надежности системы электроснабжения предприятия;
– оценка эффективности внедрения технических средств и мероприятий,
направленных
на
повышение
ответственных производств.
надежности
системы
электроснабжения
7
1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ И МЕТОДЫ ОЦЕНКИ
УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
1.1 Общие сведения о предприятии
В данной выпускной квалификационной работе исследуется предприятие
ОАО "Промприбор", которое располагается на территории Ливенского района
Орловской области. Предприятие выпускает самовсасывающие насосы для
нефтепродуктов КМС, электронасосы с двойным шарниром типа К для
перекачивания нефтепродуктов, производительностью 100, 150, 300 м3/час, с
соответствующим рабочим давлением 32, 40, 50 кг/см2, которые на порядок
дешевле насосов, аналогичных по параметрам. Детали насосов изготавливаются из
стали, получаемой методом прокатки, штамповки и сварки из листовой стали. Так
же ОАО "Промприбор" выпускает резинотехнические изделия, осуществляет
проектирование, изготовление и реализацию электронасосов для воды и
нефтепродуктов,
насосных
общепромышленных
программного
станций
и
электродвигателей,
обеспечения
управления
блоков,
шкафов
взрывозащищенных
управления
насосами,
и
и
защиты,
взрывозащищенных
соединительных коробок, промышленных и бытовых электроточил.
Исходя из вышеизложенного видно, что ОАО "Промприбор" это
предприятие имеющее важное значение для региона, на нем имеется большое
количество сложного оборудования, и надежность электроснабжения имеет для
данного
предприятия
огромную
роль.
Для
обеспечения
надежности
электроснабжения требуется произвести анализ методик исследования и способов
повышения надежности.
1.2 Анализ основных показателей, влияющих на надежность системы
электроснабжения ОАО «Промприбор»
Перебои в системе электроснабжения электросетей появляются в результате
разнообразных факторов, которые классифицируются следующим образом:
8
а) аварийные – вызванные действием системы аварийной автоматики;
б)
плановые
–
произведение
плановых
аварийных
переключений
обслуживающим персоналом для выполнения работ.
Аварийные отключения бывают быстро ликвидируемые и устраняются
системой АПВ, и устойчивые, вызванные серьезной аварийной ситуацией и
которые не могут устраниться сами собой. Краткосрочные отключения не наносят
ущерба
или
наносят
незначительный
ущерб
потребителям
и
являются
несущественными. По этой причине под авариями понимают только длительные
отключения.
При
оценке
надежности
электроснабжения
применяются
удельные
показатели, такие как среднее число и длительность отключений, которые
определяются по справочным данным на единицу длинны (1, 10, 100 км), так же и
для подстанций существуют параметры надежности, приходящиеся на одну
подстанцию. Благодаря данным удельным показателям можем произвести оценку
числа и длительности перерывов в электроснабжении на ОАО «Промприбор».
Существуют различные методы оценки числа и длительности перерывов в
электроснабжении предприятий, которые могут подойти для оценки надежности
системы электроснабжения ОАО «Промприбор».
Для определения характеристик надежности ОАО «Промприбор» наиболее
целесообразно применение следующих методов:
1) составляется расчетная схема (модель) сети, которая включает все ее
основные элементы – питающие и распределительные линии внутризаводской
системы электроснабжения, трансформаторные подстанции и их элементы. Затем,
на основе удельных показателей аварийных отключений, получаем полные
значения этих показателей для каждого элемента схемы, и в результате вычислений
получим результирующие показатели;
2) практическое наблюдение за количеством и длительностью перерывов в
электроснабжении ОАО «Промприбор», которое можно вести непосредственно на
предприятии, а затем полученные сведения обработать, получив индивидуальные
и точные показатели надежности для ОАО «Промприбор».
9
Первый метод дает возможность прогнозировать число и длительность
перерывов электроснабжения, а также позволяет выявить наименее надежные
элементы сети и наметить мероприятия по повышению надежности. Второй способ
при правильно поставленном учете даст более надежные результаты, однако такой
учет достаточно трудоемок и его сложно наладить [1].
Наиболее
целесообразным
применением
первого
метода
является
использование метода минимальных сечений для расчета надежности сложных
структур, так как реальные технические системы не всегда представляют собой
совокупность последовательно и параллельно соединенных элементов.
Существуют и гораздо более усложненные системы, в качестве примера
может служить мостиковая схема, представленная на рисунке 1.1, а. При этой схеме
каждая ее часть объединена так, что ее невозможно упростить. Если выделить из
общей системы все типовые элементы, то можно определить параметры их
надежности. В системе, представленной на рисунке 1.1, б, сечения образуют
наборы элементов [2]:
Рисунок 1.1 – Расчетная структура: а – мостиковая схема; б – эквивалентная схема
минимальных сечений
Чем более сложная структура у системы электроснабжения, тем из большего
числа элементов она состоит. Что бы выявить типовые сочетания элементов,
представленных на рисунке 1.1, а, требуется произвести сложный анализ
структуры. В теории надежности говорится, что надежность последовательно
соединенных элементов определяет минимум ее надежности.
10
Чем выше надежность совокупных элементов, входящих в систему, тем выше
надежность системы в целом. Структуру сети электроснабжения можно
представить в виде схемы представленной на рисунке 1.1, б [2].
Одним из методов направленного выбора минимальных сечений является
применение теории графов. Структуру представим в виде замкнутого графа,
имеющего один вход А и один выход Е, представленного на рисунке 1.2.
Замкнутым считается такой граф, который не содержит элементы, по которым не
существует ни одного пути, связывающего вход графа с выходом. Ребрами графа
являются элементы, надежность которых известна по справочным данным.
Рисунок 1.2 – Определение минимальных сечений с использованием теории
графов
Алгоритм определения минимальных сечений:
1) составляется комплексная матрица элементов;
2) составляется разветвленный комплекс с объединением вершин;
3) для каждого дерева выбираются сечения;
4) составляется массив сечений, из которого выбираются минимальные.
Аналитические расчеты основываются на предположении, что поток отказов
элементов на расчетном промежутке простейший.
11
Для исследования системы электроснабжения ОАО «Промприбор» и
построения модели графов требуется изучить влияние различных факторов на
показатели надежности электрооборудования на исследуемом предприятии. Чтобы
решить проблему повышения надежности системы электроснабжения, необходимо
изучать каждый случай преждевременного отказа, и рассматривать их как
недопустимые
события
и
устанавливать
истинную
причину
нарушения
работоспособности. При проведении анализа отказов следует учитывать все
факторы, приводящие к тому или иному виду отказа электрооборудования.
При изучении аварийных ситуаций энергосистемы тщательно изучаем те
воздействия, которые не связаны технологическим образом с энергосистемой, т. е.
внешние воздействия.
К внешним воздействиям относятся [4]:
– температура;
– погодные явления;
– механические нагрузки.
Температура
электрооборудование.
окружающей
Под
среды
температурой
непосредственно
также
понимается
влияет
на
воздействие
солнечных лучей. Важным параметром является временная функция изменения
температуры в электрооборудовании. Неблагоприятное влияние на надежность
энергосистемы
оказывают
отрицательные
и
положительные
колебания
температуры. Но положительные температуры больше влияют на увеличение
отказов, и способствует разложению электроизоляционных материалов. Также
резко негативно влияют колебания низких и высоких температур. Отрицательные
температуры приводят к появлению микротрещин, а при замерзании в них воды
приводит к ломкости материалов [5].
Среди погодных явлений, оказывающих отрицательное воздействие можно
выделить повышенную влажность, которая ухудшает электрические свойства
диэлектриков. Также ухудшается сопротивление, уменьшается электрическая
прочность, окисляются контактные группы, металлические детали подвергаются
12
коррозии. Для защиты от влажности производится
герметизация всего
оборудования на которое попадает влага.
Погодным условием, влияющим в холодное время года, является намерзание
снега и льда на провода воздушных ЛЭП, в результате чего возрастают
механические нагрузки на провода, и возникает опасность обрыва проводов.
На надежность электрооборудования в производственных помещениях
оказывает влияние пыль и воздушные примеси, которые находятся в воздухе, и
которые проникают в электротехнические изделия, электрические машины и
механизмы, что приводит к снижению поверхностного сопротивления, ухудшению
эффективности охлаждения электрических машин, увеличению износа подвижных
частей и контактов, а химические примеси, содержащиеся в пыли, увеличивают
коррозию металлов, и ускоряют старение пластмасс и диэлектриков [6].
Механические нагрузки в линиях электропередач появляются по причине
смещения опор от их изначального положения. Это следует устранять путем
корректировки положения опор.
Вибрации,
возникающие
в
механизмах
электрических
машин
и
исполнительных механизмах, которые представляют собой сложные механические
колебания, повреждения и нарушения.
Устранение вибраций достигается с помощью обеспечения соосности
электрической машины и приводимого в действие механизма, а также
применяются специальные амортизаторы [7].
Также значительное влияние на надежность электроснабжения оказывает
деятельность
обслуживающего
персонала
и
мероприятия,
связанные
с
обслуживанием системы электроснабжения. В перечень мероприятий входит:
обеспечение нормальных рабочих режимов, обеспечение соблюдения персоналом
правил технической эксплуатации, частота и эффективность применяемых
эксплуатационных мероприятий.
Очень важной причиной выхода из строя оборудования является срок ее
эксплуатации. В начальный момент времени эксплуатации возникают аварийные
ситуации,
возникающие
по
причине
конструктивных
недоработок,
а
в
13
завершающий период возрастает интенсивность отказов из-за старения и износа
элементов. Старение является непрерывным процессом, который может ускоряться
под действием различных факторов. Причиной старения являются процессы,
происходящие в элементах электрооборудования в течение всего срока
использования: изменения в диэлектриках и проводниках, химические процессы в
материалах, ухудшение электрической и механической прочности материалов,
нарушение герметизации [8].
На
надежность
электроснабжения
оказывает
влияние
качество
электроэнергии, оно определяет эксплуатационную надежность. Показатели
качества нормируются в соответствии с ГОСТ 32144–2013. В данном ГОСТ
указываются все основополагающие требования [10].
Отклонение напряжения сильно влияет на работу асинхронных двигателей,
а, следовательно, практически на все производственное оборудование. При
изменении напряжения электросети в квадратической зависимости меняется и
момент двигателя, а соответственно и механическая характеристика - зависимость
момента двигателя от частоты вращения. На рисунке 1.3 показана данная
зависимость при снижении напряжения [11].
Падение напряжения изменяет в худшую сторону пуск двигателя, в связи со
снижением
пускового
момента.
Это
требуется
учитывать
во
время
эксплуатационных режимов, так как большое количество технологического
оборудования очень инерционно. Скачки напряжения оказывают влияние так же на
электродвигатели. При скачках напряжения и большой инерции оборудования
возрастает нагрузка, по этой причине нагревается обмотка и разрушается изоляция
обмоток.
При
возрастании
напряжения
-
увеличивается
потребляемая
электрооборудованием мощность, что приводит к возрастанию потерь на нагрев.
Кроме того, резко снижается коэффициент мощности электродвигателя – cos().
14
Рисунок 1.3 – Зависимость колебания напряжения на скольжение асинхронного
электродвигателя: 1 – при номинальном напряжении Uн; 2 – при напряжении,
равном 0,9 Uн; 3 – при напряжении, равном 0,7 Uн
К изменению напряжения очень чувствительны светильники. На рисунке 1.4
показано влияние колебаний напряжения на основные показатели осветительных
приборов:
– время эксплуатации Т;
– световой поток F;
– светоотдачу Н;
– потребляемую мощность Р.
Зависимости данных параметров, приведенных к номинальным данным
изображены в относительных единицах [9] :
1) P  P / Pн ;
(1.1)
2) F  F / Fн ;
(1.2)
3) H  H / Hн ;
(1.3)
4) T  T / Tн .
(1.4)
15
Рисунок 1.4 – Влияние скачков напряжений на параметры светильников: 1 –
потребляемая мощность; 2 – световая отдача; 3 – световой поток; 4 – срок службы
На рисунке 1.4 можно увидеть, что при снижении напряжения заметно
снижается световой поток, что негативно влияет на освещенность рабочих мест, а
это в свою очередь, пагубно влияет на сотрудников и их утомляемость.
Причинами
несимметрии
напряжений
являются:
несимметричное
распределение нагрузки по фазам; неодновременное включение и выключение
однофазных потребителей по фазам.
Перекос фаз ухудшает работу асинхронных двигателей затормаживая
вращение ротора. При 5%-й несимметрии напряжений допустимая мощность для
двигателя снижается по сравнению с номинальной на 10–15 %, а при 10 %-й
несимметрии напряжений – на 25–45 % [11].
Мероприятия по повышению надежности электроснабжения.
Организационно-технические мероприятия по повышению надежности
электроснабжения потребителей не требуют дополнительных капиталовложений,
так как увязываются с квалифицированным управлением и рациональной
организацией работ эксплуатирующих и обслуживающих организаций.
16
К организационно-техническим мероприятиям относятся [5]:
– повышение производственной дисциплины персонала;
– создание условий повышения квалификации персонала;
– рациональная организация, планирование текущих и капитальных
ремонтов, профилактических испытаний, и аварийных работ;
– ремонт линий под напряжением;
– подготовка персонала к работе в строгом соответствии с инструкциями и
правилами техники безопасности, для чего персонал периодически должен
проходить соответствующий инструктаж;
– рациональная организация отыскания и ликвидации повреждений, в том
числе за счет совершенствования поиска повреждений и использования
специальной аппаратуры, специализированного автотранспорта, диспетчеризации,
телемеханизации, радиосвязи, а также механизации работ по восстановлению
линий;
– заблаговременное создание аварийных запасов материалов и оборудования,
подготовка механизмов для проведения работ.
Технические мероприятия по повышению надежности электроснабжения
потребителей.
Технические мероприятия и средства повышения надежности работы
электрических сетей требуют дополнительных капиталовложений на развитие
схем электроснабжения и обновление электрооборудования [7].
К таким мероприятиям относятся:
– повышение надежности отдельных элементов сетей путем поэтапного
вывода из строя устаревших конструкций, оборудования;
– уменьшение протяженности сетей;
– применение подземных кабельных сетей;
– сетевое и местное резервирование;
– использование резервных электростанций;
– автоматизация электрических сетей;
17
– использование современных методов технического диагностирования
электрических сетей.
Уменьшение протяженности сетей.
Сокращение радиуса действия электрических сетей 10 кВ позволит
уменьшить количество повреждений. Задача нахождения оптимального радиуса
действия относится прежде всего к распределительным сетям. При наиболее общем
подходе она должна решаться комплексно с одновременным учетом ряда факторов.
К таким факторам относятся:
– напряжение, используемое для питания;
– число подстанций;
– число радиальных сетей;
– количество и длина линий напряжением 0,38 и 10 кВ.
Для нахождения решения с учетом всех факторов производим расчет
приведенных затрат для нахождения наиболее целесообразных решений по
различным факторам. При решении данной задачи надо учитывать фактор времени,
поскольку нагрузки сети по годам изменяются. Так же рассчитывается радиус
действия, характеризующий охват территории, на которой можно обеспечить
электроснабжение потребителей от одной питающей подстанции. Если площадь
географического
района
превышает
площадь
указанной
территории,
то
потребуется сооружение дополнительных питающих подстанций. Радиус действия
распределительной сети напряжением 6–10 кВ, подключаемой к питающей
подстанции рассчитывается по формуле [5]:
R= L/ kрад,
(1.5)
где L – суммарная длина участков магистральной линии;
kрад – коэффициент, учитывающий сокращение радиуса из-за кривизны трассы
линии, принимается равным от 1,1 до 1,4.
Так же можно воспользоваться формулой определения радиуса действия
распределительной электрической сети, которая предполагает использование
неодинаковых площадей сечения проводов вдоль магистральной линии [9]:
18
=
10ном ∆доп
√3рад пр
,
(1.6)
где Uном – номинальное напряжение, кВ;
Uдоп – допустимая потеря напряжения, %;
 – удельное сопротивление материала провода, Ом·мм2/км;
 – величина, принимающая значения в диапазоне от 1,07 до 1,4;
yi=cosφi+x0i/r0isin(φi) в случае применения проводов сечением от 35 до 95 мм2 и
коэффициентом мощности от 0,85 до 0,95;
 – удельные активное и индуктивное сопротивления i-го участка, Ом/км;
i – угол, характеризующий коэффициент мощности i-го участка;
Jпр – плотность тока, А/мм2.
Радиус
действия
распределительной
сети
связан
с
нагрузкой
на
охватываемой территории, поэтому зависит от нее.
Применение подземных кабельных сетей.
Подземные кабельные линии имеют значительные преимущества перед
воздушными [12]:
– они короче воздушных;
– высокая надежность в эксплуатации.
Число аварийных отключений при применении подземных кабельных линий
снижается от 8 до 10 раз. Однако продолжительность ликвидации аварий в
кабельных линиях электропередач в нынешнее время примерно в три раза выше, в
связи со сложностью определения места повреждения. Но при использовании
современной
техники
обнаружение
повреждений
ускоряется.
При
этом
капитальные вложения на кабельные линии при прокладке кабелеукладчиками
идентичны при современной стоимости кабелей. Благодаря чему кабельные линии
напряжением
10
электроэнергии.
кВ
признаны
весьма
надежным
средством
передачи
19
Применение резервных электростанций.
Применение резервных электростанций является важнейшим методом
местного резервирования с помощью передвижных и стационарных резервных
электростанций. Автономные источники питания электроэнергией:
– газотурбинные установки;
– газопоршневые агрегаты;
– микротурбины;
– дизельные электростанции, а также предназначенные для этих целей
агрегаты бесперебойного питания;
– аккумуляторные батареи.
Внутренняя система электроснабжения ОАО «Промприбор» предполагает
питание потребителей от ТП 10/0,4 кВ, не допускающих прекращения питания на
более 10 % от общего числа, поэтому наиболее эффективным является применение
дизельных
электростанций,
подключенных
на
0,38
кВ
к
каждой
из
трансформаторных подстанций. Широкое применение в качестве резервного
источника питания получили стационарные электростанции, но они слишком
дороги для применения на исследуемом объекте. В состав стационарных ДЭС
входит такое оборудование: дизельный двигатель, генератор, емкости и
приспособления для топливных и смазочных масел, система отвода выходных
газов, воздухоочистительная система, щит управления, распределительный щит
низкого напряжения, аккумуляторы с зарядным оборудованием. Стационарную
ДЭС следует размещать в отдельном здании, выполненном из кирпича или
железобетонных блоков. Топливо для резервной электростанции следует хранить в
отдельных емкостях вне здания.
Автоматизация электрических сетей.
Автоматизация электрических сетей – это максимально эффективное
средство повышения надежности электроснабжения. В эти мероприятия входит [9]:
– совершенствование релейной защиты;
– использование автоматического повторного включения (АПВ);
– автоматическое секционирование;
20
– автоматическое включение резерва (АВР);
– автоматизация контроля ненормальных и аварийных режимов;
– автоматизация поиска места повреждения;
– автоматизация регулирования напряжения и другие способы.
В энергосистеме периодически изменяется режим работы, вызванный
включением или отключением некоторой части нагрузки. Эти относительно
небольшие изменения нагрузок приводят к сравнительно малым и медленным
изменениям параметров режима в узловых точках энергосистемы. Такой режим ее
работы называют установившимся. Однако в энергосистемах возникают и разного
рода аварии и резкие изменения перетоков мощностей. Режим работы
энергосистем при этом характеризуется быстрыми изменениями во времени его
параметров, которые могут привести к развалу энергосистемы. Такой режим
называют переходным [6]. Автоматика и релейная защита способны за весьма
короткое время локализовать развитие аварий и сохранить устойчивость
энергосистемы.
Влияние на работу приемников электроэнергии оказывает действие защиты
от коротких замыканий, устройств автоматического повторного включения (АПВ),
автоматического ввода резерва (АВР).
Релейная защита и быстродействующие выключатели могут за доли секунды
отсекать участки с коротким замыканием, предотвращая развитие аварии и
сохраняя в работе неповрежденные участки систем электроснабжения.
Автоматические отключения линий электропередачи и отдельных элементов
сети
вызывается
неустойчивыми,
самоустраняющимися
повреждениями.
Неустойчивые повреждения могут возникать также на выводах трансформаторов,
шинах подстанций, шинных сборках и других элементах электрической сети [7].
Устройства АВР являются эффективным мероприятием, позволяющим
повысить
надежность
электроснабжения,
при
восстановлении
питания
потребителей путем автоматического включения резервных источников питания
вместо тех источников на которых произошла авария. Как показывает анализ
данных о работе АВР их успешное действие составляет 90–95 %.
21
На сегодняшний день во всем мире активно осуществляется развитие и
внедрение интеллектуальных сетей.
Выделяют три ключевые подсистемы интеллектуальных сетей:
– автоматизированные системы управления активами и режимами сетевой
компании (DMS) → выбор оптимальных стратегий развития на основании
объективных данных;
– автоматизированные системы управления аварийными режимами работы
сетей (DA) → минимизация последствий повреждений в сети;
– автоматизированные системы управления энергопотреблением (AMS) →
оптимизация режимов энергопотребления и минимизация потерь электрической
энергии.
1.3
Выбор
показателей
для
оценки
надежности
электроснабжения
потребителей ОАО «Промприбор»
1.3.1 Параметры надежности системы электроснабжения ОАО
«Промприбор»
Для
полноценного
«Промприбор»
выделим
исследования
основные
сети
электроснабжения
параметры
надежности
ОАО
системы
электроснабжения и ее составных элементов.
Параметры
характеристики
надежности
и
свойства
—
это
качественные
элементов
системы
и
количественные
электроснабжения,
характеризующие их надежность. Эти параметры являются данными полученными
в результате статистических исследований различных энергосистем.
1.3.2
Единичные
показатели
надежности
элементов
системы
электроснабжения ОАО «Промприбор»
1. Вероятность бесперебойной работы Р(t) – возможность того, что в
выбранном промежутке времени в системе электроснабжения и ее элементах не
произойдет аварийная ситуация с каким-либо элементом схемы.
Статистическая оценка Р(t) определяется по формуле [12]:
22
() =
0 −()
0
,
(1.7)
где N0 – первоначальное число испытываемых и эксплуатируемых элементов;
n(t) – элементов, вышедших из строя за определенное время.
2. Вероятность отказа Q(t) – возможность того, что в выбранном промежутке
времени произойдет аварийная ситуация с каким-либо элементом схемы.
Статистическая оценка Q(t) определяется по формуле [12]:
() =
()
0
.
(1.8)
Безотказная работа и отказ – являются противоположными событиями,
поэтому всегда имеет место соотношение:
P(t)+Q(t) = 1.
(1.9)
Комплексная функция вероятности безотказной работы [12]:
() = (отк > ) =
(отк >)
.
0 (=0)
(1.10)
Поэтому функция вероятности безотказной работы R(t) равна доле
количества объектов в начальный момент времени не отказавших до
произвольного, но фиксированного момента времени t, этого n(ttотк) объекта.
Интегральная функция распределения вероятностей отказа [12]:
() = (отк < ) =
(отк <)
0 (=0)
.
(1.11)
Данная функция численно равна доле количества объектов в начальный
момент времени, N0(t  0) отказавших до произвольного, но фиксированного
момента времени t, что составляет n (tотк  t) объектов. Графически для i-го объекта
(элемента) даны интегральные функции распределения вероятностей безотказной
работы и отказа, представленные на рисунке 1.5, 1.6 [13].
23
Рисунок 1.5 – Интегральная функции распределения вероятностей безотказной
работы объекта
Рисунок 1.6 – Интегральная функция распределения вероятностей отказа объекта
Из приведенных формул следует [14]:
() = (отк > ) =
() + () =
(отк >)
0 (=0)
+
(отк >)
0 (=1)
(отк <)
0 (=0)
=
;
0 (=0)
0 (=0)
(1.12)
= 1.
(1.13)
При этом вероятность безотказной работы объекта в течение времени t и
вероятность его отказа до момента t образуют полную группу несовместимых
событий:
() + () = 1;
(1.14)
() = 1 − ().
(1.15)
24
3. Частота отказов a(t) – количественный показатель надежности, а(t)
является функцией распределения вероятностей отказа, численно равной среднему
числу отказов в единицу времени на один объект от начального количества
объектов:
() =
()

=−
()

.
(1.16)
Для определения величины a(t) используется следующая статистическая
оценка:
() =
()
0 
,
(1.17)
где n(t) – число отказавших элементов в интервале времени от t до (tt);
N0
–
общее
количество
элементов,
взятых
для
испытания
или
эксплуатируемых;
t – интервал времени.
Точность статистической оценки возрастает с увеличением первоначального
числа наблюдаемых элементов и уменьшением временного интервала t. Частота
отказов, вероятность безотказной работы и вероятность появления отказа связаны
следующими зависимостями [14]:
∞
() = ∫ ();
(1.18)

() = ∫0 ();
(1.19)
∞
() = 1 − ∫ ().
(1.20)
4. Интенсивность отказов (t) является вероятностью выхода из строя,
численно она равна среднему числу отказов в единицу времени на один, в
определенный момент времени t:
() =
(<отк <+∆)
(отк >)∆
.
(1.21)
Интенсивность отказов связана с частотой отказов и вероятностью
безотказной работы [14]:
() =
()
()
,
где a(t) – частота отказов элемента системы электроснабжения;
(1.22)
25
P(t) – вероятность безотказной работы элемента системы электроснабжения.
Так как, P(t)  1 то всегда выполняется соотношение (t)  a(t). Для
высоконадежных систем при P(t)  0,99 можно принимать (t)  a(t). Статистически
интенсивность отказов (t) – отношение числа отказавших элементов системы
электроснабжения за некоторый промежуток времени к числу работоспособных
элементов в начале этого промежутка [14]:
() =
(∆)
()∆
,
(1.23)
где n(t) – число элементов, отказавших в интервале t;
N(t) – число элементов, исправно работающих к началу промежутка времени;
t – интервал времени.
Разница между величинами а(t) и (t) заключается в том, что показатель а(t)
характеризует вероятность отказа за интервал времени (t, tt) элемента, взятого
произвольным образом из группы элементов, причем неизвестно, в каком
состоянии (работоспособном или неработоспособном) находится выбранный
элемент, показатель (t) характеризует вероятность отказа за интервал (t, t  t)
элемента, взятого из группы элементов, которые остались работоспособными к
моменту времени t. График зависимости интенсивности отказов от времени (t)
представленный на рисунке 1.7, [15] называется характеристикой жизни объекта.
Рисунок 1.7 – Зависимость интенсивности отказов объекта от времени
Первый период – отказы при приработке элементов. Отказы в этот период
происходят
при
несоответствии
параметров
элементов
условиям
функционирования – нагрузке, напряжению. В этот период в основном выявляются
дефекты проектирования, сооружения, монтажа.
26
По мере их устранения интенсивность отказов снижается. В первом периоде
(t) описывается распределением Вейбулла или гамма-распределением.
Второй период – период нормальной работы элемента. На элемент
воздействуют случайные факторы и отказы происходят в основном за счет
превышения воздействующими факторами расчетных значений. В этот период
функция (t) не зависит от времени и описывается экспоненциальным
распределением [12].
Третий период – старение элемента. Вследствие износа, усталости, т. е.
изменения внутренней структуры элемента в результате необратимых физикохимических процессов, число отказов увеличивается даже при нормальной
эксплуатации. Условия, в которых работает элемент (агрессивная среда,
повышенная влажность, механические и электрические воздействия), могут
ускорить процесс старения. Экспоненциальное распределение элементов системы
электроснабжения) определяется по формуле [14]:
() =  − ;
(1.24)
() =  − ;
(1.25)
∞
1
 = ∫0  −  = .

(1.26)
Таким образом, выражения (1.19)–(1.21) справедливы для периода
нормальной работы элементов.
5. Среднее время безаварийной работы или средняя наработка до отказа
определяется по формуле:
∞
 = ∫0 ().
(1.27)
Статистическая оценка средней наработки до отказа определяется из
следующего выражения:

=
0 
∑=1

0
,
(1.28)
где ti – время безотказной работы i-го элемента системы электроснабжения;
N0 – общее количество элементов сети.
Для экспоненциального закона распределения времени безотказной работы:
27
∞
 = ∫0  − .
(1.29)
При const   t получим [16]:
1
= .
(1.30)

1.3.3. Комплексные показатели надежности восстанавливаемых элементов
Для оценки надежности восстанавливаемых, т. е. ремонтопригодных
элементов (объектов, систем), используются следующие показатели надежности:
1. вероятность восстановления S(t) – вероятность того, что аварийный
элемент будет отремонтирован в течение определенного времени t, т. е.
вероятность своевременного завершения ремонта. При этом:
0  S(t) 1, S(0)0. S() 1.
Для определения величины S(t) используется следующая статистическая
оценка:

() =
0
,
(1.31)
где NВ – число изделий, время восстановления которых было меньше заданного
времени t;
N0В – число изделий, поставленных на восстановление.
2. Вероятность не восстановления G(t) - это вероятность того, что элемент
вышедший из строя не будет восстановлен в течение определенного времени t.
Статистическая оценка величины G(t):
() =
0 −
0
.
(1.32)
Из анализа выражений (1.31) и (1.32) следует, что всегда:
S(t)+G(t) = 1.
(1.33)
3. Частота восстановления aВ(t) – функция вероятности восстановления:
 () =
()

=−
()

.
(1.34)
Статистический уровень безаварийности aВ(t):
 () =
 (∆)
0 ∆
.
Статистический уровень безаварийности (t):
(1.35)
28
() =
 ()
1−()
=
 ()
()
.
(1.36)
Статистический уровень безаварийности (t):
() =
 (∆)
ср ∆
,
(1.37)
где Bn(t) – число восстановленных изделий за интервал t;
NBср – среднее количество элементов, которые не восстановились за заданный
интервал времени (0, t).
При постоянстве во времени величины  получаем экспоненциальное
распределение для времени восстановления [1]:
() = 1 −  − ;
(1.38)
() =  − .
(1.39)
5. Среднее время восстановления TB представляет собой математическое
ожидание времени восстановления:
∞
 = ∫0 ().
(1.40)
Статистическая оценка времени восстановления находится из следующего
выражения [12]:

 =
0 
∑=1

0
;
(1.41)
где tвi – время восстановления i-го элемента;
N0B – количество изделий, поставленных на восстановление.
Время восстановления, подчиняется не экспоненциальному закону – чаще
это нормальное распределение, распределение Вейбулла или Пуассона.
Анализ систем с не экспоненциальным распределением очень сложен и его
расчет сильно затруднен.
Среднее время восстановления, когда   сonst, аналогично формуле (1.41),
таким образом, имеем:
1
 = .

(1.42)
6. Параметр потока отказов (t) – отношение математического ожидания
количества отказов восстанавливаемого объекта,
29
происшедших за определенный интервал времени, к длине этого интервала, при
условии, что отказавшие объекты заменяются новыми, т. е. число испытываемых
объектов сохраняется в процессе эксплуатации неизменным. Статистически
параметр потока отказов определяется по следующей формуле:
() =
∆(,+∆)
0 ∆
=
(∆)
0 ∆
,
(1.43)
где n(t, tt), n(t) – количество элементов, отказавших за интервал времени t,
при условии, что отказавшее изделие немедленно заменяется новым;
N0 – число элементов на испытании, при условии замены отказавших
элементов.
(t) – последовательность отказов энергосистемы в функции времени,
характеризуемая параметром потока отказов – , который является аналогом .
При простейшем потоке отказов параметр потока отказов и интенсивность отказов
не зависят от времени и равны между собой:
ω(t) = λ(t)= ω = λ =const,
а среднее время наработки на отказ [13]:
1
1

[год−1 ]
= =
=
8760
.
(1.44)
[час−1 ]
В данном разделе мы рассмотрели вопросы способов и методов обеспечения
и определения надежности электроснабжения ОАО «Промприбор». Данное
предприятие имеет важное промышленное и хозяйственное значение, имеет
сложную технологическую структуру, поэтому для него важно обеспечение
качественного бесперебойного питания. Для обеспечения бесперебойного
электроснабжения
предприятия
следует
применять
все
организационно
технические мероприятия для качественного электроснабжения, для чего требуется
иметь
высококвалифицированный
персонал,
современную
техническую
оснащенность, а также производить мониторинг наиболее важных статистических
параметров для быстрого и качественного прогнозирования возможных нарушений
в электроснабжении. Все это обеспечит бесперебойное электроснабжение и
минимизацию аварийных ситуаций.
30
2 КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОАО «ПРОМПРИБОР» И ЕГО
СТРУКТУРНОГО ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ ООО «ЭЛЕКТРОМАШ»
Надежность
электроснабжения
зависит
от
технической
и
схемной
реализации систем электроснабжения, а также применения резервных источников
питания. Для определения надежности существуют различные методики,
благодаря которым возможно определение с определенной долей вероятности.
Одним из наиболее ответственных элементов системы являются силовые
трансформаторы. Они представляют собой один из наиболее важных элементов
сети электроснабжения, а если учитывать, то что аварии в них могут повлечь за
собой серьезные последствия, то одной из важнейших задач является исследование
надежности силовых трансформаторов, а также диагностирование их состояния.
2.1 Обеспечение надежной работы электроприемников
В наше время все чаще встает вопрос надежности электроснабжения
электропотребителей.
Для
того,
чтобы
обеспечить
надежность
работы
потребителей электроэнергии при различных условиях требуется:
– минимизировать время перебоев в электроснабжении;
–
максимально
возможно
увеличить
качественные
показатели
электроэнергии, что приведет к устойчивой работе электропотребителей.
2.2 Влияние перерывов в электроснабжении на производственный цикл ОАО
"Промприбор"
Производство насосов так же, как и другого оборудования имеет свои
особенности
технологических
процессов.
Брак
продукции,
порча
электрооборудования, возникновения ситуаций, угрожающих жизни и здоровью
людей – это все может возникнуть при перерыве в электроснабжении.
Перерыв в электроснабжении ОАО "Промприбор" не приведёт в случае его
возникновения к массовому браку продукции в связи с тем, что предприятие в свое
время отказалось от изготовления деталей из чугуна путем отливки, а
31
следовательно и от литейного оборудования. Но из-за перерыва в работе может
быть
нарушен
технологический
процесс
штамповки
деталей
и
сварки
комплектующих изделий. Заготовки, подготовленные к прокату, за время перерыва
в электроснабжении успевают остыть. Их необходимо заново довести до требуемой
температуры, что приведет к незапланированным финансовым затратам. После
восстановления напряжения питания необходимо не менее 1 часа для
восстановления нормального технологического цикла.
2.3 Факторы надежности электроснабжения
Для того что бы оценить надежность электроснабжения существуют
факторы, по которым мы можем судить о надежности систем электроснабжения
[12]:
1) количество отказов от нормальной работы в год, которые определяют
уровень повреждаемости системы;
2) время безотказной работы. Среднее время безотказной работы за
определенный период времени – это наработка на отказ;
3) ремонтопригодность, являющаяся совокупным параметром, состоящим из
следующих
факторов:
среднее
время
восстановления
работоспособности,
вероятность проведения ремонта в указанные сроки, возможность оперативного
обнаружения и устранения неисправностей путем проведения технического
обслуживания и ремонтов;
4) бесперебойность питания - режим работы, при котором возможны
нарушение электроснабжения не приводящие к расстройству технологических
циклов и процессов благодаря использованию резервных источников питания и
АВР.
2.4 Определение технического уровня электротехнологического комплекса
ОАО "Промприбор"
Промприбор
является
деятельность с 1977 г.
предприятием
которое
осуществляет
свою
32
В связи с тем, что предприятие существует достаточно давно перед ним постоянно
встает вопрос модернизации оборудования и автоматизации технологического
процесса производства насосов.
Существует прямая связь между техническим оснащением производства и
конечными результатами деятельности предприятия, то есть производство насосов.
Для оценки технического оснащения необходимо проанализировать показатели
технического уровня производственного процесса.
На сегодняшний момент одним из важнейших показателей является уровень
механизации и автоматизации производственных процессов.
Механизация и автоматизация производственных процессов позволяет заменять ручные операции – операциями на машинах и механизмах, внедрять автоматические станки отдельных линий и производств, благодаря чему можно снизить
количество работников, занятых на производстве, а соответственно и затраты на
оплату труда.
Механизация производственных процессов приводит к замене ручного труда
машинами, механизмами и другой техникой. Механизация производства насосных
агрегатов в частности - машин и механизмов в целом, непрерывно развивается,
совершенствуется,
переходя
от
ручного
труда
к
механизированным
системам. ОАО "Промприбор" так же ведет работы по внедрению новой техники.
На ОАО "Промприбор", в частности на OOO «Электромаш» значительная
часть трудовых операций выполняется машинами и механизмами, меньшая –
вручную. В настоящее время на предприятии высокий уровень механизации
основных производственных процессов (изготовление элементов и узлов), процесс
сборки насосов механизирован частично.
Наибольшее
количество
вспомогательных
рабочих
используется
на
транспорте и перемещении грузов, на погрузочно-разгрузочных работах.
На OOO «Электромаш» помимо применения механизации так же внедряется
автоматизация производственных процессов на линиях штамповки корпусных
деталей, позволяющая осуществлять весь цикл работ без непосредственного
участия в нем человека, лишь под его контролем.
33
2.5 Анализ математических методов расчета и программных продуктов, для
исследования вероятности отказов силовых трансформаторов. Надежность работы
силовых трансформаторов
2.5.1 Анализ диагностики трансформаторов
На OАO «Промприбор», в частности на ООО «Электромаш», как и на любом
другом крупном предприятии питание происходит от трансформаторных
подстанций 10/0,4 кВ. Силовые трансформаторы являются важнейшими
элементами энергетических систем. В современных трансформаторах имеется
возможность для регулирования напряжения для обеспечения требуемого уровня.
В нормальных условиях трансформаторы надежны, но вероятность отказов есть, в
результате чего происходит прекращение подачи энергии на потребителей
предприятия, что для сложного насосного производства недопустимы. На OOO
«Электромаш» трансформаторы установлены с момента основания предприятия, а
соответственно имеют возраст превышающий 40 лет. Трансформаторы способны
работать долгое время (более 50 лет после начальной установки), а могут быть
подвержены отказам через относительно небольшой период времени. К факторам,
оказывающим влияние на реальный период работы трансформатора, относятся его
конструкция, обслуживание, воздействие на него внешних скачков напряжения и
отказов, нагрузка, температура в которой он функционирует, периодичность
работы, окружающая среда, и многое другое. Для обеспечения на OOO
«Электромаш» требуемой надежности электроснабжения следует заменить старое,
отработавшее свой срок оборудование (в том числе трансформаторы) на новое, что
будет гарантировать современный уровень наработки на отказ. Оценка всего
оборудования включает в себя затраты, связанные с отказом устройств, с
аварийными отключениями, с повреждениями, с восстановлением напряжения,
операционные затраты, относящиеся к исправлению создавшейся ситуации [15].
Чтобы обеспечить более высокую надежность устаревшего оборудования,
требуется производить оценки, позволяющие идентифицировать трансформаторы
с высоким риском отказа.
34
Для этого следует применять диагностические программы, внедрять
процедуры обслуживания, планы замены и обновления оборудования, а также
более оптимально эксплуатировать оборудование.
Для того чтобы поддержать надежную работу трансформаторов, определяют
их возможные повреждения и дефекты в начальной стадии эксплуатации, что в
дальнейшем упростит планирование их замены. Методологическая система
анализов диагностических испытаний позволяет эффективно определять дефекты.
ГОСТ 11677-85 устанавливает срок службы силовых трансформаторов в пределах
20 лет.
Для оценки состояния трансформатора можно пользоваться двумя
основными методами исследования [15]:
1) теория надежности технических систем;
2) методы математической статистики и теории вероятности.
Чтобы оценить групповой ресурс силовых трансформаторов предприятия
нужно определить расходы на эксплуатацию трансформаторов для продления его
срок службы, поэтому жизненный цикл трансформатора следует продлевать до
паркового ресурса только после проведения профилактического ремонта
трансформаторов.
Для определения состояния трансформаторов OOO «Электромаш» следует
проводить комплексное обследование являющееся трудоёмкой, наукоёмкой и
дорогой операцией, но в связи с большими трудозатратами можно обойтись
усреднёнными диагностическими данными и сравнить их с данными нормативных
документов.
В настоящее время существует комплекс программ обследования состояния
оборудования с целью выяснения возможностей продления его срока службы. С
помощью систем технической диагностики своевременно можно обнаружить
возможные и скрытые дефекты трансформаторов, выявить причины их
возникновения и определить необходимость и объем ремонта.
35
Благодаря диагностике осуществляется прогноз дальнейшей безаварийной
работы силовых трансформаторов в течение определенного промежутка времени.
Выявленный в ходе диагностики дефект оценивают и устраняют.
2.5.2 Анализ повреждаемости трансформатора
Обеспечение надёжной работы трансформаторов необходимо, прежде всего,
для предупреждения катастрофических последствий/результатов, к примеру,
используемые на предприятии OOO «Электромаш» масляные трансформаторы
имеют существенный недостаток – масло, которое может вытекать из бака и может
возгораться. Для недопущения этого следует упрочнять баки, устройства
мембраны, устранять вытекание жидкости, устанавливать в помещение с
трансформаторами автоматизированное пожаротушение, быстродействующие
защитные системы.
Наиболее повреждаемыми элементами силовых трансформаторов при
эксплуатации являются [16]:
– обмотки;
– высоковольтные вводы;
– устройств РПН.
Причинами повреждений являются [17]:
– развитие дефектов под влиянием эксплуатационных факторов;
– ошибочные или недостаточные действия при монтаже, ремонте и
эксплуатации.
На работу трансформатора влияют не только ненормальные режимы работы
энергосистемы, но и сильные воздействия извне. К этим факторам относятся:
1)
коммутационные
и
грозовые
перенапряжения,
приводящие
к
повреждениям, происходящие из-за недостатка электрической прочности. Резкое
увеличение напряжения, вызывающее перевозбуждение трансформаторов, опасно
для изоляции и приводит к повышенному нагреву не только сердечника, но и
конструкционных деталей, соприкасающихся с ним;
2) токи КЗ, которые негативно воздействуют на элементы электроустановок;
36
3) токи намагничивания, из-за которых повреждаются обмотки в результате
электромагнитных переходных процессов;
4) термическое воздействие в результате которого выходят из строя
герметичные вводы высокого напряжения, происходит перегрев верхних слоев
масла;
5) релейная защита. Отказ релейной защиты по причине ее старения,
недостаточность технического обслуживания, не качественная настройка релейной
защиты из-за недостаточной квалификации персонала, который ее обслуживает;
6) перегрузка трансформатора по току. Из-за старения изоляции режим
нагрузки тока вызывает огромное влияние на надежность и работоспособность
трансформатора.
2.5.3 Неисправности силовых трансформаторов
Один из наиболее часто повреждающихся элементов трансформатора
являются обмотки ВН. Дефекты возникают в слое изоляции, в результате
повреждения появляется электрический пробой между витками, что ведет к выходу
из строя трансформатора. Повреждения трансформаторов обычно являются
следствием нарушения правил эксплуатации, аварийных и нештатных режимов
работы трансформатора, изношенности изоляции обмоток и прочее. В 70% случаев
повреждения возникают в результате неудовлетворительного ремонта, монтажа и
эксплуатации, все остальные случаи неисправности силовых трансформаторов
возникают вследствие заводских дефектов. Основные повреждения падают на
обмотки, отводы, вводы и переключающие устройства. Серьезные неисправности
трансформаторов возникают при повреждении магнитопровода, вследствие
нарушения изоляции между отдельными листами электротехнической стали.
Причины неисправности работы силовых трансформаторов [16]:
1) перегрузка трансформатора;
2) высокая температура трансформаторного помещения;
3) низкий уровень масла в трансформаторе;
4) внутренние повреждения трансформатора;
5) возникновение замыкания между фазами и витками;
37
6) трансформатор работает при повышенном напряжении;
7) пробой обмоток трансформатора и обрыв в них;
8) обрыв заземления.
Признаки неисправности работы силовых трансформаторов:
1) ненормальное гудение в трансформаторе;
2) вибрируют крайние листы магнитопровода трансформатора;
3) потрескивание внутри трансформатора;
4) ненормальное вторичное напряжение трансформатора.
В режиме нагрузки увеличивается вибрация силового трансформатора, что
может привести к ухудшению запрессовки обмоток и магнитопровода. Элементы
трансформатора и их неисправности приведены в таблице 2.1 [18].
Таблица 2.1 – Основные неисправности
Элемент
Возможные
Причины возникновения
Трансформатора неисправности
неисправностей
Обмотки
Межвитковый
Старение масла, частые перегрузки,
пробой
динамические нагрузки при КЗ
КЗ на корпус,
Старение масла, влага в масле, снижение
междуфазное КЗ уровня масла, внутренние и внешние
перенапряжения, деформация обмоток
вследствие прохождения больших токов
короткого замыкания
Разрыв цепи
Обгорание выводных концов обмоток изза неплотного контакта, и при ударном
воздействии токов КЗ
Переключатель
Ухудшение
Повреждения механизма переключения
регулирования
контакта
напряжения
Повреждение
Термическое воздействие на соединения
контактной
при КЗ
поверхности
Вводы
КЗ на корпус
Трещины на изоляторах, понижение
уровня масла в трансформаторе
Магнитопровод Термическое
Нарушение изоляции между листами или
повреждение
стяжными болтами
Бак
Протечка масла
Нарушение целости сварных швов,
из бака
плотности фланцевых соединений,
повреждение прокладки крана в месте
соединения с фланцем
38
Главными и основными узлами, где образуются дефекты в трансформаторе,
являются устройства регулирования напряжения. Из-за плохого состояния
контактов РПН возможно быстрое развитие аварии.
Так же на трансформатор воздействуют внешние воздействия, как вибрация.
При вибрации возможны нарушения бака трансформатора, фундамента, жесткости
установки.
Техническое обслуживание и ремонт имеет существенное значение при
возрасте трансформатора более 40 лет, из-за несоответствия требования к
надежности и безопасности при несвоевременном обслуживании.
2.5.4 Диагностирование дефектов трансформатора
В автоматизированных режимах диагностирования используются разные
исследовательские способы с целью более надёжного и экономного раскрытия
уровня угрозы, а также с целью предельно четкой локализации зоны недостатка
трансформатора.
Одной из важнейших технологий является хроматографический анализ газов
в трансформаторном масле, с помощью которого можно выявлять не только
существующие дефекты, но и зарождающиеся. Все дефекты подразделяются на две
большие группы: тепловые и электрические.
Электрические дефекты [17]:
1) частичные разряды с низкой плотностью;
2) частичные разряды с высокой плотностью;
3) разряды большой мощности (дуговые).
Тепловые дефекты:
1) перегревы токоведущих частей и перегревы элементов конструкции
остова;
2) перегревы жесткой изоляции, из-за внешних перегревов;
3) дефекты жесткой изоляции, вызванные электровоздействиями (частичные,
искровые и дуговые разряды в масле).
Недостатками силового трансформатора является то, что дефекты не
отчетливо видны.
39
Анализ видов дефектов показывает, что их можно разделить на три группы
по времени развития:
 медленно развивающиеся дефекты с временем развития более года;
 быстро развивающиеся дефекты с временем развития менее года;
 внезапные отказы с временем развития от долей секунды до нескольких
часов.
В количественном отношении доля различных дефектов меняется. Если для
трансформаторов, работающих в рамках нормативного ресурса, доля быстро
развивающихся дефектов и внезапных отказов не превышает 35-40 %, то для
устаревшего оборудования доля медленно развивающихся дефектов снижается до
40 % за счет увеличения быстро развивающихся дефектов и внезапных отказов до
20 %. Медленно и быстро развивающиеся дефекты при своевременном их
выявлении обычно удается устранить, и при этом физический ресурс
трансформатора не меняется. Внезапные отказы чаще приводят к необратимым
изменениям, и даже своевременное выявление и устранение таких дефектов
снижает физический ресурс. Аварийность трансформаторов представлена в
таблице 2.2
Таблица 2.2 – Аварийность трансформаторов с разным сроком эксплуатации
Срок эксплуатации
% отказов
До 10 лет
15
От 10 до 20 лет
30
От 20 до 30 лет
29
От 30 до 40 лет
18
Свыше 40 лет
8
Выявление дефектов состоит из следующих этапов [16]:
1)
ежедневные осмотры трансформаторов, запись в журнале всех
обнаруженных дефектов дежурным персоналом;
2)
контроль
внутреннего
состояния
трансформатора.
При
этом
определяется физический, экономический, экологический износ, для этого
исследуются
внутренние
дефекты
и
повреждения.
Наиболее
опасными
внутренними дефектами в трансформаторе являются частичные разряды, которые
40
возникают
между
обмоткой
и
барьерной
изоляцией.
Поэтому
для
трансформаторов с высоким сроком службы следует проверять масло и систему
охлаждения ежегодно, а не раз в 3 года как это положено по нормам;
3) ресурсная диагностика, состоящая из четырех этапов проверки:
3.1) лабораторный – физико-химический анализ масла;
3.2) хроматографический анализ растворенных газов;
3.3) тестовый – испытание и контроль;
3.4) аналитический – диагностика состояния.
2.6 Построение математической модели для прогнозирования отказов
силовых трансформаторов
Блок-схема представляет собой совокупность блоков, соответствующих
этапам работы и соединяющих их линий, характеризующих их взаимосвязь. Блоксхема показывает зависимость между проводимым испытанием трансформатора,
контролируемым параметром, (который удовлетворяет или не удовлетворяет
обнаружению неисправности). После измерения параметра проверяется, выходит
ли он за допустимые границы, если он выходит, происходит проверка дальнейших
испытаний для определения неисправности. Если параметр не выходит за границы
работоспособности, переходим к проверке следующего параметра.
В
блок-схеме
показываются
основные
неисправности
обмоток
трансформатора: витковое замыкание, обрыв цепи, пробой, деформация обмоток.
Данная схема показывает прохождение всех этапов диагностирования до
выявления результата. Блоки условий показывают, находятся ли отклонения в
пределах работоспособности трансформатора.
Общий принцип блок-схемы состоит в следующем: в начале проверяется
сопротивление обмоток по постоянному току, после чего если оно не превышает
2 % от величины номинального значения этого параметра, то измеряется
сопротивление изоляции, если оно превышает 1,3 МОм (для трансформаторов
10 кВ), то делается вывод что неисправности отсутствуют.
41
Если же один из данных параметров не соответствует нормам, то измеряется
тангенс угла диэлектрических потерь, если он не превышает 1 % от требуемого
значения, то это означает обрыв цепи, а если превышает, то меряются потери
холостого хода и в зависимости от результата измерения диагностируется или
замыкание на корпус или межвитковые замыкания. Блок-схема представлена на
рисунке 2.1
Рисунок 2.1 – Блок-схема определения неисправности
42
При обнаружении таких неисправностей, как витковое замыкание и пробой,
требуется производить проверку сопротивления короткого замыкания.
При отклонении параметра zк. можно судить о таком дефекте, как
деформация обмоток. Деформация обмоток наступает из-за протекания сверх токов
и сопутствуется обильным выделением тепла. При деформации обмоток
повышается шанс возникновения дополнительных неисправностей в изоляции, а
также в магнитопроводе.
Для
рассматриваемых
параметров установлены
допустимые
уровни
отклонения, показывающие состояние обмоток, таблица 2.3 [19].
Таблица 2.3 – Уровни отклонения контролируемых параметров
Контролируемый параметр
Допустимые уровни для определения
неисправности
∆1,
сопротивление
обмоток 2 %
постоянному току
∆2, tgδ (тангенс угла диэлектрических 1 %
потерь)
∆3, потери х.х
5%
∆4, сопротивление изоляции обмоток
1,3 МОм при U<35 кB;
1,5 – 2 МОм при U>110 кВ
Для того что бы наш алгоритм реализовать с помощью программ, используем
Mathcad. В начале зададим попарно нормальные и фактические значения для
сопротивления постоянному току: Rптф = 0,01 МОм; Rптн = 0,01 МОм.
Сопротивлению изоляции обмоток: Rсиоф = 1,4 МОм; Rсион = 1,3 МОм.
Тангенса угла диэлектрических потерь: tgдпф = 1,85; tgдпн = 1,75;
Потери ХХ: Рххф = 1800; Рххн = 1800.
После чего определяем относительную величину отклонения параметра a1,
b1, c1, d1:
a1 = (Rптф- Rптн)/ Rптн = 0;
(2.1)
c1 = (tgдпф - tgдпн)/ tgдпн = 0,057;
(2.2)
d1 =1- (Рххф / Рххн);
b1 = Rсиоф;
Далее задаем приемлемый уровень отклонения a2, b2, c2, d2:
(2.3)
(2.4)
43
a2 = 0,02;
b2 = Rсион;
с2 = 0,01;
d2 = 0,05.
Далее используем параметры a3, b3, с3, d3 которые принимают значение 1
при положительном прохождении условия и выше 1 при значении выше 1.
На основе вышеизложенных данных получаем заключительную матрицу
значений: a3 = 1, b3 = 1,077, c3 = 5,714, d3 = 1.
По данной матрице можем понять, что при данных исходных параметрах с
трансформатором все в порядке.
1) Выявление дефекта. Развитие дефектов вызывается нагревом или
электрическими разрядами, из-за чего начинает разлагаться масло, при этом
выделяются газы. Согласно российским нормам трансформаторы до 110 кВ не
обязаны проходить проверку на наличие газов, но для того что бы выявить дефекты
на ранней стадии наиболее целесообразно ее проводить. При этом функция
изменения
газообразования
является
линейной
функцией,
поэтому
для
прогнозирования можем воспользоваться уравнением регрессии:
отн =
100∙30∙(пред −пред )
пред ∙(пред −пред )
,
(2.5)
где Kiтек , Kiпред — последовательно измеренные концентрации i-го газа (текущая и
предыдущая);
Diтек,
Diпред
—
промежуток
времени
(число
дней)
между
двумя
последовательными отборами пробы масла.
Для разных газов существует свой допустимый уровень, представленный в
таблицах 2.4, 2.5 и 2.6 [19].
Таблица 2.4 - Нормативные предельные значения уровня наличия
водородосодержащих газов в масле
Концентрации газов, объемные %
Газ
H2
CH4
C2H2
C2H4
C2H6
Допустимый 0,01
0,01
0,001
0,01
0,005
предел, %
44
Таблица 2.5 - Нормативные предельные значения уровня наличия
кислородосодержащих газов в масле
Концентрация газов, объемные %
Скорость
роста
Газ
CO
CO
CO2
CO2
объема
Срок
До 10
Более 10
До 10
Более 10
%/мес
службы
предел, %
0,06
0,06
0,6
0,8
10
Точность
измерения
наличия
газов
в
масле
ограничивается
чувствительностью приборов, величины обнаружения представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Пороги обнаружения газов хроматографов
Концентрация газов, объемные %
H2
CH4
C2H2
C2H4
C2H6
CO
0,00005
0,00001
0,00005
0,0001
0,0001
0,0005
CO2
0,00005
2) Для анализа изменения состава газов в масле используем регрессионный
расчет в системе Mathcad. Данные для регрессионного анализа берутся из данных
стандартного
анализа
состояния
масла
и
хроматографического
анализа,
представлены в таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Замеры содержания уровня
трансформатора
Концентрация газов, объемные %
Газ
H2
CH4
C2H6
C2H4
01.08.17 0,0002
0,00031 0,0003
0,0052
01.09.17 0,00025 0,00038 0,0005
0,0062
01.10.17 0,00035 0,00048 0,0008
0,0069
01.11.17 0,00045 0,00062 0,0012
0,0073
газов в масле исследуемого
C2H2
0,0001
0,00015
0,0002
0,00025
CO
0,008
0,009
0,010
0,012
CO2
0,0021
0,0034
0,0047
0,0062
После определения уровня газов в масле трансформатора, нужно применить
анализ
полученных
Распознавание
данных
класса
для
выявления
технического
конкретной
состояния
неисправности.
исследуемого
силового
трансформатора производится графическим методом, а именно интерпретация
состава газов относительно максимальной концентрации. Отметив значения
отношения уровня газов точками и соединив их, получим диаграмму. Затем
сравнив полученную диаграмму с типовыми диаграммами дефектов, определим
класс дефектов трансформатора. Типовые диаграммы дефектов представлены в
таблице А.1 приложения А [20].
45
Построив
диаграмму
по
полученным
данным,
получим
график
представленный на рисунке 2.2.
0,008
0,007
0,006
0,005
Ряд1
Ряд2
0,004
Ряд3
Ряд4
0,003
0,002
0,001
0
1
2
3
4
5
Рисунок 2.2 – Диаграмма дефектов трансформатора
Для определения будущих повреждений применим уравнения регрессии для
прогресса состава газа, представленного в таблице 2.7 в программе Mathcad. В
результате получаем динамические графики изменения концентрации газов,
представленные на рисунках 2.3 – 2.9 [20].
Согласно типовой таблице определяем, что в трансформаторе происходят
дуговые разряды.
46
Рисунок 2.3 – динамика изменения уровня H2
Рисунок 2.4 – динамика изменения уровня CH4
Рисунок 2.5 – динамика изменения уровня C2H6
47
Рисунок 2.6 – динамика изменения уровня C2H4
Рисунок 2.7 – динамика изменения уровня C2H2
Рисунок 2.8 – динамика изменения уровня CO
48
Рисунок 2.9 – динамика изменения уровня CO2
В данных графиках мы можем увидеть динамическое изменение уровня газов
в масле исследуемого трансформатора и как мы видим быстрее всего
увеличивается динамика C2H4 (этилен), что в комплексе с изначальным
предположением что в трансформаторе возникают разряды, говорит о том, что
трансформатор требуется ремонтировать на предмет восстановления изоляции до
истечения полутора лет во избежание необратимых последствий.
В результате проведенного исследования и анализа существующих методов
изучения
состояния
трансформаторов
были
проанализированы
причины
возникновения аварийных ситуаций в трансформаторах, и оперативное выявление
дефектов, и их своевременное диагностирование. Подробно рассмотрен вопрос
выявления дефектов в трансформаторах на основе анализа состава масла как
стандартного,
алгоритмизация
так
и
хроматографического.
процесса
выявления
В
дефектов,
результате
произведена
а
произведено
также
прогнозирование состояния трансформаторов в будущих периодах времени, и
анализ рисков возникновения аварийных ситуаций.
49
3 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ СИЛОВОГО
ТРАНСФОРМАТОРА. РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В
УСЛОВИЯХ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
3.1 Принципы определения наработки на отказ
В связи с применением все более сложного и дорогостоящего
технологического производственного оборудования и большей капитализации
предприятий, все более остро становится вопрос надежности электроснабжения,
так как на первый план выходит доходность и рентабельность производства
которые диктуют более острые требования, являющиеся более строгими чем те
требования, которые диктуются нормами российского законодательства.
Надежность электроснабжения потребителей.
Понятие надежности объекта (в нашем случае – оборудования, устройств и
систем электроснабжения, рассматриваемых в периоды его работы), выражается в
том, чтобы каждый элемент исследуемой системы электроснабжения выполнял
свои функции в течении определенного периода времени.
Надежность элементов сети электроснабжения является способностью
продолжительное
время
сохранять
работоспособное
состояние;
ремонтопригодность является способностью предупреждать и обнаруживать
причины возникновения повреждений, а также способность поддерживать и
восстанавливать
работоспособность;
долговечность
является
возможность
сохранять работоспособность определенный установленный период времени [1].
Под
возможность
надежностью
осуществлять
электроэнергетической
производство,
системы
преобразование,
понимается
передачу
и
распределение электроэнергии в заданных объемах при соответствии показателей
качества. Надежность системы электроснабжения характеризуется безотказностью
работы и ремонтопригодностью ее элементов, устойчивостью к воздействию
отрицательных факторов как самой системы, так и ее элементов.
Надежность системы электроснабжения важно определять из-за высокой
стоимости резервирования, которая может составлять до половины затрат в
50
системе электроснабжения, а также для определения ущерба, возникшего в
результате недоотпуска электроэнергии.
Для
исследования
надежности
системы
электроснабжения
нужно
определить надежность каждого элемента, которая зависит от времени и
возможности: наладки, ремонта, соответствия фактических условий работы тем
условиям,
для
которых
объект
предназначен.
Элементами
системы
электроснабжения являются трансформаторы, коммутационная аппаратура, линии
электроснабжения и т.д.
Вероятность аварийных ситуаций на объектах энергетики является
показателем надежности электроснабжения и его исправного состояния, при
котором все показатели качества соответствуют нормативным требованиям. В
зависимости от того, а сколько элемент сети электроснабжения способен
выполнять свои функции можно разделить режим его работы на работоспособный
и неработоспособный.
В зависимости от своих функциональных возможностей объекты
энергетики могут быть восстанавливаемыми и невосстанавливаемыми.
Наиболее
значимыми
показателями
надежности
восстанавливаемых
элементов сети электроснабжения являются [21]:
1) усредненная наработка на отказ Т0;
2) усредненная длительность ремонта Тв;
3) временная плотность отказов λ, определяемая по уравнению:
λ = Ω/dt ,
(3.1)
где Ω (t) - математическое ожидание числа отказов за время t.
Коэффициент готовности:
г = /( +  ).
(3.2)
Коэффициент вынужденного простоя [21]:
В =
В
+В
= 1 − Г .
(3.3)
Вероятность безотказной работы в течение заданного времени (времени
наблюдения) t:
51
P(t) =  −λt .
(3.4)
Вероятность отказов за время t.
q(N, ) =  −λt (λ, ) /N,
(3.5)
где N – число часов работы в году.
Все математические модели надежности, используемые для оценки,
подразделяются на элементарные, упрощенные, простые и сложные.
Элементарная модель основана на дифференцировании электроприемников
и потребителей по характеру и тяжести последствий нарушения электроснабжения.
В упрощенной модели разделяют время работы и время аварийных
ремонтных работ, имеющие свои характеристики.
В простой модели учитывается не только время работы и аварийного
ремонта, но и учитывают ППР, а также возможность восстановления
электроснабжения после аварийного отключения системой автоматики [22].
Сложные модели не используемы в электросетях, так как слишком
трудозатратны, они являются математическим воплощением реальных систем.
Для анализа отказов используется математическая модель надежности. В
ней учитывается основные параметры сети электроснабжения. В результате
расчета
мы
получаем
величину
надежности
и
величину
недоотпуска
электроэнергии. Для наглядного моделирования систему электроснабжения
изображают в виде совокупности множества элементов сети со всеми их
взаимосвязями.
Эти
взаимосвязи
изображаются
в
виде
схем,
которые
характеризуют взаимосвязь их надежности, что в большинстве случаев совпадает с
электрическими схемами их соединений. Последовательность свертывания блоксхемы представлена на рисунке 3.1. Показатели надежности блоков, указанных
римскими цифрами, соответствуют показателям блоков, которые они заменяют.
52
Рисунок 3.1 – Последовательность преобразования блок-схемы
Первый этап расчета надежности сводится к нахождению по описанию
работы системы электроснабжения параметров элементов данной системы. В
качестве элементов выступает силовое оборудование, средства передачи
электроэнергии и коммутационная аппаратура. Устройства РЗиА учитывают при
формулировке условий отказов системы и в характеристиках коммутационной
аппаратуры.
Для уменьшения количества элементов, отказы которых приводят к
аналогичным последствиям, их объединяют в один элемент.
Существует несколько методов повышения надежности. Одним из
основных является резервирование, т. е. применение дополнительных источников
электроснабжения для обеспечения повышенной надежности. Существуют два
варианта:
1) жесткое резервирование;
2) резервирование с помощью оперативной коммутации [22].
В
электрике
наиболее
эффективным
является
второй
вариант,
осуществляемый с помощью автоматического включения резерва (АВР) и
использования собственных генераторов.
Помимо применения резервных источников питания, то есть исключение
возможности
аварийного
отключения
есть
методы,
повышающие
ремонтопригодность, например, использование втычных контактов благодаря
53
которым элемент может быть заменен в минимальные сроки и, следовательно
минимизируется аварийный простой.
При определении параметра надежности сети электроснабжения и ее
составных элементов, составляется расчетная схема в которой указываются все
элементы в таком взаимном отношении, в каком они соотносятся друг с другом в
отношении надежности, а не в том в котором они связаны электрически. В качестве
примера
несоответствия
электрических
и
схем
надежности,
являются
параллельные шинные разъединители - в схемах надежности они изображаются
последовательно, при рассмотрении погашения сборных шин. Затем параллельные
и последовательные цепи преобразуются эквивалентным методом, для этого
используются специальные формулы.
В зависимости от схемного и технического обеспечения надежности схемы
соединения могут заключаться в следующем:
– замена элемента сети электроснабжения;
– ремонт элемента сети электроснабжения;
– система автоматического резервирования и повторного включения;
– система резервирования с ручным включением.
При расчете надежности применяются допущения [23]:
1) перерывы электроснабжения, которые автоматически устраняются
устройствами АПВ и АВР, можно не учитывать;
2) при кратковременных отключениях учитываются только последовательно
соединенные элементы, а сами отключения подсчитываются отдельно;
3) при кратковременных отключениях учитываются элементы соединенные
и последовательно, и параллельно;
4) для каждого потребителя составляется своя схема;
5) если в параллельных цепях присутствует между ними перемычка с АВР,
то схемы для расчета отключений любой длительности составляются в двух
вариантов: с перемычкой и без нее;
54
6) при анализе допускается, что закономерность отказов изменяется по
пуассоновскому закону, а распределение вероятностей восстановления является
экспоненциальным.
С учетом вышеприведенных допущений для определения надежности
системы электроснабжения закономерны следующие формулы:
Для коэффициента простоя:
 = 1 − Г = λ /8760;
(3.6)
пл = пл /8760.
(3.7)
Для среднего числа отказов за время t:    t.
Для последовательного соединения элементов:
λпосл = ∑ λ ;
1
(3.8)
∑ λ ∙ T ;
(3.9)
qав(посл) = ∑ λ ∙ T /8760.
(3.10)
TВпосл(авар) =
λпосл
Среднее время одного планового ремонта последовательной цепи:
Tпл.посл =
1
ц

ц

∑=1
пл
,
(3.11)
где mц – кол-во ремонтов за время ремонтных циклов;
Tплfmax
–
время
за
которое
производится
ремонт
звена
системы
электроснабжения предприятия:
qпл(посл) =
посл
8760
∙ Tпл(посл) ,
(3.12)
где посл - частота выполнения ремонтных работ.
На рисунке 3.2 представлена однолинейная схема питания предприятия.
Расчетные величины показателей надежности объектов системы электроснабжения
представлены
в
таблице
3.1.
Показателями
надежности
для
систем
электроснабжения являются вероятности аварийных режимов для каждого из
представленных типовых элементов.
55
Рисунок 3.2 – Однолинейная схема питания предприятия
Таблица 3.1 – Расчетные значения показателей надежности элементов схемы
№
1
2
3
Наименование электрооборудования
λ, год–1
1. Воздушные линии на 100 км длины
напряжением, кВ:
1.1.
На
металлических
и
железобетонных опорах
220
0,07
110
1
35
2
10
3
1.2. На деревянных опорах
110
0,5
35
1,2
6-10
2,0
До 1
5,0
1.3. Кабельные линии напряжением (6
– 10) кВ:
в грунте
3
в блоках, каналах
0,5
Тв, ч
λпр, год–1
Тпр, ч
16
14
12
10
6
5
5
4
8
8
8
8
10
8
15
4
7
6
4
1
8
8
8
8
40
0
1
1
8
8
56
Продолжение таблицы 3.1
1
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
2
1.3.1. Кабельные линии до 1 кВ
(на 1 км) 1,0 4 0,5 8
2. Трансформаторы с высшим
напряжением, кВ:
220
110
6-35
3. Отделители на напряжение, кВ:
220
35
4.
Короткозамыкатели
на
напряжение, кВ:
220
110
35
5. Разъединители на напряжение,
кВ:
220
110
35
6-10
До 1
6. Выключатели элегазовые и
вакуумные на напряжение, кВ:
220
110
6-35
7. Выключатели масляные на
напряжение, кВ:
220
110
35
6-10
8. Выключатели нагрузки на
напряжение, кВ:
6-10
До 1
9. Автоматические выключатели
на напряжение, до 1,0 кВ:
10. Шины РУ напряжением, кВ:
6-10
До 1
3
4
5
6
1
4
0,5
8
0,02
0,015
0,02
250
200
150
1
1
1
15
15
10
0,017
0,02
10
7
0,3
0,3
15
10
0,013
0,013
0,015
10
10
7
0,3
0,3
0,3
15
15
10
0,0001
0,0001
0,0002
0,0003
0,0005
10
10
6
6
4
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
8
8
5
5
3
0,03
0,025
0,02
150
100
70
0,3
0,3
0,3
250
150
120
0,025
0,02
0,015
0,008
70
50
30
10
0,3
0,3
0,3
0,3
120
100
80
3
0,01
0,15
8
4
0,5
0,5
6
4
0,1
5
0,5
5
0,01
0,06
5
3
0,3
0,5
5
5
57
3.2 Построение схемы надежности электроснабжения
Произведем построение схемы для нашей системы электроснабжения.
Составим расчетную схему, представленную на рисунке 3.3. для кратковременных
и
длительных
аварийных
отключений.
Показатели
элементов
схемы,
представленной на рисунке 3.3 сведем в таблицу 3.2 [24].
Рисунок 3.3 – Схема надежности питания предприятия
Таблица 3.2 – Показатели надежности элементов схемы питания предприятия
№
λ, год–1
Тв, ч
λпр, год–1
Тпр, ч
q
1
3
10
4
8
0,003425
3
3
40
1
8
0,0137
5
0.02
150
1
10
0,000342
8
0.0003
6
0.3
5
0,0000002
9
0.02
70
0.3
120
0,00016
13
0.06
3
0.5
5
0,00002
58
Схему представленную на рисунке 3.3 упрощаем и получаем схемы
представленные на рисунке 3.4, 3.5.
Рисунок 3.4 – Упрощенная схема надежности питания предприятия
Рисунок 3.5 – Результирующая схема надежности питания предприятия
Исходя из схем надежности и данных таблицы 3.2 произведем расчет
времени простоя предприятия путем простейших геометрических преобразований:
λ 1-13 = 0,06∙3+4∙0,0003+2∙0,02+0.06 = 0,292;
[год–1]
λ 1-9 = 0,06∙3+4∙0,0003+3∙0,02+0,06 = 0,312;
[год–1]
λ 8-13 = 0,00024∙3+2∙0,0003+1∙0,02+0,06+0,02 = 0.10132;
[год–1]
λ 8-9 = 0,00024∙3+2∙0,0003+2∙0.02+0,06+0,02 = 0,12132;
[год–1]
q1-13 = 0,06∙0.00002+4∙0,0000002+2∙0,000342+0,00002 = 0,000706;
59
q 1-9 = 0,06∙0.00002+4∙0,0000002+3∙0,000342+0,00002 = 0,00105;
q 8-13 = 0,00024∙0,00002+2∙0,0000002+1∙0,000342+0,00002+0,00016;
q 8-13 = 0,000522;
q 8-9 = 0,00024∙0,00002+2∙0,0000002+2∙0,000342+0,00002+0,00016 ;
q 8-9 = 0,000864;
λ 1-13-9 = λ 1-13∙ q 1-9+ λ 1-9∙ q 1-13 = 0,292∙0.00105+0,312∙0.000706;
λ 1-13-9 = 0,000527;
[год–1]
λ 8-13-9 = λ 8-13∙ q 8-9+ λ 8-9∙ q 8-13 = 0,10132∙0,000864+0,12132∙0,000522;
λ 8-13-9 = 0,000151;
λ ab = λ 1-13-9+ λ 8-13-9+0,0001∙3 = 0,00978.
[год–1]
[год–1]
Итого простой составит 0,00978 от времени работы в год или 8,5 часа простоя
в год.
3.3 Определение эксплуатационной надежности силовых трансформаторов
3.3.1 Для определения надежности требуется задать определенные
параметры
I. Исходные параметры [24]:
1) t – наработка до отказа (ч);
2) n – общее число наблюдаемых значений случайной величины;
3) ni – количество значений случайной величины в каждом интервале;
4) k – число интервалов статистического распределения;
5) t - границы интервалов.
II. Выходные параметры:
1) интенсивность отказов λ ;
2) плотность вероятности аварии a(t) ;
3) усредненное время до аварийной ситуации Tср ;
4) вероятность безотказной работы P(t);
5) среднее время безотказной работы T.
Для получения информации о надежности технических изделий следует
иметь статистические данные об износе и отказах, происшедших в процессе
эксплуатации.
60
Законы
распределения
практически
могут
быть
получены:
путем
аналитического исследования и путем обработки данных эксперимента.
Процедура построения математической модели состоит из двух этапов:
1) выдвижение гипотез;
2) проверки соответствия выдвинутых гипотез имеющимися данными.
Общий алгоритм представлен на рисунке 3.6
Рисунок 3.6 – Алгоритм математической модели оценки надежности
Для определения типа теоретического распределения, соответствующего
полученным эмпирическим данным, используется метод наименьших квадратов.
3.3.2 Обработка результатов наблюдения для трансформаторов предприятия
По
данным,
полученным
на
предприятии
по
отказам
силовых
трансформаторов составлена таблица 3.3 , в которой получены статические данные
о наработке на отказ силовых трансформаторов предприятия, в которой указано
время межаварийной работы в часах [23].
61
Таблица 3.3 – Статические данные о наработке на отказ силовых
трансформаторов (время межаварийной работы в часах)
16300
8100
7600
11700
700
18300
16300
200
5500
6500
2600
200
10500
19300
1600
7400
500
1600
6200
12300
19900 19500
100 1000 1000 5500
3800
600 19500 7200 8500 13800
800 19300 12600 2600 18800 8600
900 2500 15900 14100 4300 9800
300 7300
200 11400 3600
300
В множестве данных легко находится минимальный член ряда – 100 ч и
максимальный –19900 ч. Размах ряда составляет разницу этих значений – 19800 ч.
Весь диапазон значений случайной величины ti (n=50) разбиваем на
интервалы. Для удобства расчетов принимаем интервалы равными. Примерная
величина интервала t определяется по формуле [25]:
∆ =
tmax−tmin
1+2.3lgn
=
19800
1+2.3lg50
(3.13)
.
Статистическая дисперсия D(t) будет равна:
() = ∑{ [ − ()]2 } = 55615800.
[ч]
(3.14)
[ч]
(3.15)
Среднеквадратичное отклонение:
() = √55615800 = 7457,6.
Результаты расчетов сводим в таблицу 3.4.
Таблица 3.4 – Обработка статистических данных
No
Интервал
∆
1
2
0-2000
2000-4000
4000-6000
6000-8000
800010000
1000012000
1200014000
1400016000
3
2000
2000
2000
2000
2000
1
2
3
4
5
6
7
8
ni
4
16
5
3
6
4
Ti,
Piti
среднее
значение
интервала
5
6
0,32
1000
0,1
3000
0,06
5000
0,12
7000
0,08
9000
2000
3
0,06
2000
3
2000
2

∑( )

Pi=ni/n
7
ni/nΔt10-6
300
300
840
720
8
0,32
0,42
0,48
0,6
0,68
50
30
60
40
10
17904128
5595040
3357024
6714048
4476032
11000
660
0,74
30
3357024
0,06
13000
780
0,8
30
3357024
0,04
15000
600
0,84
20
2238016
320
9
Pi[ti-M(t)]2
160
62
Продолжение таблицы 3.4
1
9
10
11
12
2
1600018000
1800020000
2000022000
2200024000
3
2000
4
2
5
0,04
6
17000
7
680
8
0,88
9
20
10
2238016
2000
6
0,12
19000
2280
1
60
6714048
2000
0
0
21000
0
1
0
0
2000
0
0
23000
0
1
0
0
M(t)=7480 ч
45
D(t)=
55615800
Коэффициент вариации:
() =
В
()
()
=
7457,6
7480
статистических
= 0,997.
исследованиях
(3.16)
используются
следующие
характеристики:
среднеквадратическая ошибка определения среднего арифметического
(математическое ожидания):
∆() =
()
√
=
7457.6
√50
=1054,7.
[ч]
(3.17)
Среднеквадратическая ошибка определения среднеквадратического
отклонения:
∆() =
()
√2
=
7457.6
√100
=745,76 .
[ч]
(3.18)
[ч]
(3.19)
Тогда округляя значения отклонений получим
∆() = 7480 ± 1054,7 .
Исходя из характера гистограммы можно предположить, что исследуемая
случайная величина распределена по экспоненциальному закону. Это доказывает
также почти полное совпадение по величине математического ожидания и
среднеквадратического отклонения случайной величины t.
Поскольку при экспоненциальном законе распределения [24]:
=
1
()
= ;
() =  exp(−) = 0,0002 −0,002 ;
(3.20)
(3.21)
63
В результате полученных расчетных данных строим гистограмму наработки
на отказ, которая представлена на рисунке 3.7
180
Наработка на
отказ, кВт∙ч
160
140
120
100
80
60
40
20
№ интервала
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Рисунок 3.7 – Гистограмма наработки на отказ
Установить это можно с помощью критерия согласия Пирсона:
2 = ∑
[ −′( )]2
′( )
,
(3.22)
где k – число интервалов статистического распределения, k=12;
ni – количество значений случайной величины в каждом интервале;
n – общее число наблюдаемых значений случайной величины, n=45.
Pti - теоретическая вероятность попадания случайной величины в i-ый
интервал.
64
Значение вероятностей попадания случайной величины в i-ый интервал
приведены в таблице 3.5. Они численно равны приращению функции
распределения на интервале:
P’(ti<t<ti+1) = F(ti+1) - F(ti).
(3.23)
Таблица 3.5 – Теоретическое значение вероятностей
No
Интервал
λti
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
0-2000
2000-4000
4000-6000
6000-8000
8000-10000
10000-12000
12000-14000
14000-16000
16000-18000
18000-20000
20000-22000
22000-24000
0
0.4
0.8
1.2
1.6
2
2.4
2.8
3.2
3.6
4
4.4
 −0.002
1
0.67
0.45
0.3
0.2
0.14
0.09
0.06
0.04
0.027
0.018
0.012
0.012
()
λ=2.05∙10-4
ч-1
0.33
0.22
0.15
0.1
0.06
0.05
0.03
0.02
0.013
0.009
0.006
0.004
16,5
11
7,5
5
3
2,5
1,5
1
0,65
0,45
0,3
0,2
[ − ′( )]2
′( )
0,015152
3,272727
2,7
0,2
0,333333
0,1
1,5
1
2,803846
68,45
0,3
0,2
∑=5.157
∑
Распределение x2 зависит от числа степеней свободы. Число степеней
свободы равно числу интервалов k за вычетом числа независимых условий S,
наложенных на частоты ni/n:
R = k-S.
(3.24)
Расчет показателей надежности трансформаторов.
Определим вероятность безотказной работы и среднюю наработку на отказ
трансформаторов, при коэффициенте интенсивности отказов λ = 2,05∙10-4ч-1. Закон
распределения отказов экспоненциальный. При экспоненциальном законе
распределения справедливы соотношения:
P(t) = e-λt; f(t) = -λe-λt;
1
Тср = ; λ = .
λ
(3.25)
(3.26)
В результате полученные расчетные данные вносим в таблицу 3.6 и строим
график изображенный на рисунке 3.8 зависимости вероятности безотказной работы
от времени первого P(t) = e-λt.
65
Таблица 3.6 - Вероятность безотказной работы трансформаторов при
различном времени работы
P(t)
1
0,874861
0,765382
0,669604
0,58581
0,512503
0,448369
0,392261
0,343174
0,262659
0,22979
0,201035
0,153868
0,134613
0,117768
0,090138
0,06899
0,060357
0,052804
ti
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
10000
11000
12000
14000
15000
16000
18000
20000
21000
22000
Таким образом, можно сделать вывод о том, что с увеличением времени
эксплуатации трансформатора вероятность безотказной работы будет снижаться
согласно кривой представленной на рисунке 3.8.
1,2
1
0,8
0,6
Ряд1
0,4
0,2
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Рисунок 3.8 – Вероятность безотказной работы трансформаторов при различном
времени работы
66
3.4 Применение современных технических решений, направленных на
повышение надежности системы электроснабжения предприятия
3.4.1 Технические средства повышения надежности системы
электроснабжения
В качестве технических средств повышения надежности можно выделить:
1) повышение надежности всех элементов сетей, в том числе опор, проводов,
изоляторов и подстанционного оборудования;
2) уменьшение протяженности линий электроснабжения;
Число повреждений линий передачи электроэнергии прямопропорционально их
протяжённости [26];
3) применение подземных кабельных сетей;
Кабельные линии имеют высокую надежность эксплуатации, так как избавлены от
внешних природных явлений и атмосферных перенапряжений;
4) сетевое и местное резервирование.
Электрические сети как правило обеспечивают одностороннее питание
потребителей.
Для
повышения
надежности
может
быть
использована
дополнительная линия электропередачи от другого источника питания или
дизельного генератора небольшой мощности.
Все вышеизложенное позволит четко и оперативно выявлять, и оперативно
устранять аварийные ситуации, а в идеале полностью их не допускать в
электроустановках [26].
В результате исследования системы
электроснабжения на основе
существующих схем предприятия и справочных данных, было выявлено, что
исследуемое предприятие характеризуется высокой надежностью и минимальным
временем простоя что вызвано тем, что на предприятии применяется простая схема
электроснабжения в сочетании с резервированием на стороне 10 кВ. Это было
подтверждено в результате математического анализа и расчетов схемы
электроснабжения предприятия с помощью нескольких методик.
67
4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
4.1 Анализа ущерба от кратковременных перерывов напряжения
В результате анализа современных методик определения ущерба при
перерывах в электроснабжении выяснено, что все методики рассматривают ущерб
от полного отключения потребителей электроэнергии и практически не учитывают
потери от снижения напряжения. Снижение напряжения в точках присоединения
потребителей часто наносит ущерб предприятиям. Так же опасным явлением
являются скачки напряжения сверх нормы, так как это снижает срок службы
оборудования, особенно электронного.
Существующие методики определяют комплексный ущерб от перерывов
электроснабжения
как
линейную
функцию
от
средней
суммарной
продолжительности перерывов в электроснабжении за расчетное время, несмотря
на то, что относительный ущерб от перерывов электроснабжения существенно
возрастает при увеличении совокупного времени перерыва, то есть является
нелинейной функцией. Существует большое количество примеров, на основе
которых можно увидеть, что для определенных категорий предприятий перерыв до
одного часа является несущественным. Поэтому, различные методики дают точные
предположения в разных временных диапазонах.
При определении характеристик ущерба при массовом отключении заданной
мощности на заданном множестве потребителей большинство исследователей
практически единодушны в подходе.
Для выбора методики оценки ущерба исследуемого предприятия требуется
[27]:
1)
провести
анализ
последствий
нарушений
нормального
режима
электроснабжения потребителей;
2)
проанализировать основные современные методики и выбрать наиболее
рациональную;
3)
применить
экономико-математическое
надежности и теории предельных затрат.
моделирование,
теории
68
Определение ущерба от перерывов в электроснабжении – достаточно
сложная задача, так как при этом приходится учитывать большое число факторов,
многие из которых мало изучены. Например, перерывы в электроснабжении и
связанные с ними нарушения технологии производства влияют на продуктивность
технологического оборудования [27].
Системный ущерб имеет место в энергосистемах из-за недоиспользования
оборудования и персонала энергосистем. Системный ущерб имеет место не только
при аварийном недоотпуске электроэнергии, но и при недоотпуске из-за плановых
отключений для производства планового ремонта. Величина удельного системного
ущерба определяется расчетными затратами на производство и передачу одного
киловатт-часа электрической энергии за вычетом топливной составляющей.
Системный ущерб определяется с учетом всех ступеней напряжения до
потребителя. Наиболее важной особенностью системного ущерба является то, что
он должен определяться для всех потребителей – производственных и
непроизводственных. При определении ущерба от нарушения электроснабжения
для промышленных предприятий системным ущербом в энергетике можно
пренебречь, так как он составляет всего лишь менее 5 %.
Количественные характеристики ущербов обычно пользуются понятием
удельный ущерб – величиной ущерба, отнесенной к единице выпускаемой
продукции. В таком случае возможно сопоставление решений для объектов с
различным объемом производства. Удельные показатели материального ущерба от
перебоев
в
электроснабжении
имеют
зависимость
от
технологической
оснащенности потребителей. Для определенных производственных процессов
уровень потерь определяется фактом перебоя в электроснабжении и мощностью
отключенного оборудования. Для промышленных производств очень сильное
значение имеет время простоя. Поэтому ущерб от перебоев в электроснабжении
относят к [28]:
– единице производимой продукции, руб./шт;
– единице времени перебоя в электроснабжении, руб./мин;
– единице установленной мощности, руб./кВт.
69
При определении экономической эффективности материальные затраты от
ущерба при аварийных ограничениях оценивают по данным типового потребителя,
в проектных организациях или из других источников.
Потери зависят от ряда технологических факторов, в результате чего ущерб
оказывается неопределенным фактором, для которого по выражению можно
определить предельные наименьшие и наибольшие значения. Минимальному
ущербу соответствуют наиболее надежная схема электроснабжения, самый
благоприятный момент отключения и лучшие показатели надежности схемы, а
максимальному ущербу – малонадежная схема, самый неблагоприятный момент
перерыва и худшие показатели надежности отдельных элементов. При оценке и
повышении надежности систем электроснабжения, применяют вероятностностатистические методы, при которых отказы элементов системы, характеризуемые
частотой, длительностью и моментами начала отключений, рассматривают как
случайные события. При таком подходе часто используют законы распределения
соответствующих
случайных
величин,
полученные
путем
статистической
обработки данных за многолетний период. В результате получают значения
ущербов, которые с рядом оговорок можно рассматривать как средние величины.
При этом удобнее пользоваться удельными величинами ущербов на 1 кВт·ч
недоотпущенной предприятию энергии. Значения удельных ущербов могут быть
получены по годовым ущербам с учетом количества недоотпущенной энергии.
Величина ущерба от перебоев в электроснабжении предприятия, которую
требуется оценивать при анализе варианта решения обеспечения бесперебойности
электроснабжения, находится в зависимости от объема производимой продукции,
величины недополученной электроэнергии, уровня потребляемой мощности,
времени простоя. Ущербом от перебоев в электроснабжении являются не только
издержки, которые его компенсируют, прекращение питания которых приводит к
опасности для жизни и здоровья людей и окружающей среды.
При анализе вариантов систем электроснабжения на основании надежности
системы
электроснабжения
предприятия
рассчитывается
дисконтированный доход (ЧДД) по каждому варианту [28]:
чистый
70
ЧДД = ∑=1
Д −И −
(1+)
,
(4.1)
где i – номер варианта схемы электроснабжения;
Дti – суммарная доходнось внедрения за определенный срок t;
Иti – годовые затраты на эксплуатацию в год t ;
Кti – величина затрат за период времени;
T – срок для расчета;
E – норма дисконта.
При применении тарифов с гарантийной надежностью электроснабжения
формула (5.4) примет вид [28]:
ЧДД = ∑=1
Д +Дн −И − −У
(1+)
,
(4.2)
где Днti – стоимость требуемого уровня надежности;
Уti – ущерб от от аварии.
В случае использования для сравнения вариантов затратного критерия с
учетом ущерба получим:
З = ∑=1
 +И +У
(1+)
.
(4.3)
Статический критерий приведенных затрат приобретает вид:
Зi = ЕнКi+Иi+Уi,
(4.4)
где Eн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (в целом по
усредненным показателям отраслей экономики), равный 0,12;
Eн – коэффициент эффективности новой техники, равный 0,15.
Нормирование показателей надежности электроснабжения.
Ограниченная возможность применения усредненных значений ущербов для
технико-экономических расчетов в электроэнергетике выдвинула задачу выбора и
обоснования нормативов надежности электроснабжения. Под нормативом
надежности понимается величина показателя надежности, являющегося критерием
достаточности или недостаточности уровня надежности электроснабжения
рассматриваемого объекта. Задача выбора оптимального решения заключается в
сопоставлении затрат по тем вариантам, которые удовлетворяют условию:
71
уровень надежности не должен быть ниже нормированного. В результате возникает
проблема выбора и обоснования нормативных показателей надежности, которые
соответствовали бы наибольшей эффективности средств.
Достижение увеличения надежности возможно за счет применения
различных технических и организационных решений в системе электроснабжения,
приводящих к увеличению затрат, вкладываемых в сеть. Требования потребителей
к надежности электроснабжения формируются на основе анализа последствий
отказов в питании этих потребителей. Потребители электрической энергии
предъявляют свои требования к электроснабжению в виде допустимых значений
времени перерыва питания:
Tдоп частоты перерывов;
доп частоты перерывов со временем более заданного.
Существуют следующие виды нормирования надежности электроснабжения
потребителей:
– нормирование на основе экономических оценок;
– нормирование на основе экспериментальных расчетов затрат на повышение
надежности;
–
анализа
фактических
данных
о
надежности
электроснабжения
(ретроспективный анализ);
– на основе экспертных оценок.
Нормирование на основе экономических оценок.
Нормативные показатели надежности определяются путем сравнения
усредненных значений ущерба, вызванных перебоями в электроснабжении
предприятия, и материальных вложений в систему электроснабжения, которые
уменьшают потери. На рисунке 4.1 показана зависимость усредненного ущерба (У)
и усредненных затрат на сети электроснабжения (З) от величины недоотпуска
электроэнергии.
72
Рисунок 4.1 – Графики зависимости усредненного ущерба и усредненных затрат
от величины недоотпуска электроэнергии
Кривая (З-У) зависящая от суммы затрат и ущерба, в общем виде имеет
минимальное значение. Оптимальный уровень надежности, который соответствует
данному минимуму (Wн) определяют в качестве нормативного [29].
Зависимости ущербов У(W ) и затрат З (W) с W можно представить в
виде семейства кривых. Наиболее целесообразный уровень надежности, который
приводит к минимуму затрат. Затраты на повышение надежности вычисляются с
помощью графиков затрат, которые вкладываются в систему электроснабжения для
увеличения надежности.
Существует метод определения надежности на основе экспертных оценок.
Этот метод заключается в том, что выбираются компетентные специалисты в сфере
энергетики
и
в
области
производственной
технологии,
надежность
электроснабжения которой рассматривается. Этим специалистам (экспертам)
предлагается количественно оценить уровень надежности, который, по их мнению,
является оптимальным для данного потребителя. Полученная в результате
обработки опроса экспертов оценка может служить нормативным уровнем
надежности данного потребителя. К данному виду оценки относится способ, при
котором
норматив
потребителей.
определяется
на
основе
обработки
данных
опросов
73
4.2 Оценка эффективности внедрения технических средств и мероприятий,
направленных
на
повышение
надежности
системы
электроснабжения
ответственных производств
Для оценки эффективности внедрения технических средств произведем
оценку ущерба от аварии подстанции. При этом оценим возможность применения
одноцепной линии заместив двухцепную. Это определяется при сравнении
ущерба от недоотпуска электроэнергии при аварии на линии (рисунок 4.2, а) с
дополнительными затратами на двухцепную линию (рисунок 4.2, б), а данные
удельных потерь в электрических сетях представлены на рисунке 4.3 [29].
а)
б)
Рисунок 4.2 – Нерезервированная (а) и резервированная (б) радиальная сеть
При
одноцепной
линии
электроснабжения
перерывы
в
снабжении
электроэнергии возникают при аварии на любом из последовательно соединенных
элементов электроснабжения (выключателя В, линии W, трансформатора Т).
74
Рисунок 4.3 – Удельные потери в электрических сетях при перерыве в
электроснабжении. 1– западная Россия; 2– восточная Россия; 3 – центральная
Россия
Поэтому вероятность перерыва в электроснабжении потребителей равна
сумме вероятностей повреждения любого из элементов электроснабжения.
 = в +  +  ,
(4.5)
где рв – вероятность перерыва в работе выключателя;
рw – вероятность перерыва в работе линии;
рт – вероятность перерыва в работе трансформатора.
При параллельно соединенных элементах вероятность аварии на линии
может быть вычислена путем умножения вероятностей отключения элементов,
которые входят в электросеть. В случае двухцепной линии (рисунок 4.2, б,
параллельные цепи имеют одинаковые элементы) можно записать [29]:
 = (в +  +  )2 .
(4.6)
Вероятность аварийного состояния какого-либо элемента схемы:
ав =
в ×ав
8760
,
(4.7)
где ωw – среднее количество отказов (параметр потока отказов) данного элемента
в год;
tав – средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.
В частности, для линии:
ав =
 ×ав
100×8760
,
(4.8)
75
где ωw – удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год;
l – длина линии, км.
Вероятность планового ремонта:
пл =
рем ×рем
100×8760
,
(4.9)
где рем – число плановых ремонтов в году;
tрем – средняя длительность планового ремонта, ч.
Недоотпущенная
электроэнергия
по
причине
прекращения
электроснабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта
Энд = p∙P∙Tмакс,
(4.10)
где р – вероятность перерыва в электроснабжении, определяемая по формулам
(4.1 – 4.5);
Р – средняя потребляемая мощность, кВт;
Tмакс – время недоотпуска электроэнергии.
В этом случае причиненный ущерб составит:
У = у0∙Энд ,
(4.11)
где у0 – средний удельный ущерб, равный от 0,6 до 0,8 тыс. руб./МВт∙ч.
Определим экономическую целесообразность резерва электроснабжения
потребителей, представленную на рисунке 4.4. Удельную стоимость 1 МВт·ч
недоотпущенной электроэнергии принимаем равной 0,8 тыс. руб./МВт·ч.
Стоимость 1 МВт·ч потерь электроэнергии равна 1∙10-2 тыс.руб./МВт∙ч.
Планово-предупредительные ремонты линии производят под напряжением без
отключения линии.
Рисунок 4.4 – Расчетная схема сети
76
В соответствии с данными определим:
1) среднее количество отказов в год:
– выключателя (высоковольтного) ωв = 0,025 отказ/год;
– воздушной линии ωw = (3/100)∙6 = 0,018 отказ/год;
– трансформатора ωt = 0,015 отказ/год.
2) среднее время восстановления после отказа:
– выключателя tвав = 11,4∙10-3 лет/отказ;
– воздушной линии twав = 4,57∙10-3 лет/отказ;
– трансформатора tтав = 22,8∙10-3 лет/отказ.
Вероятность аварийного простоя:
– выключателя pв = 0,025∙11,4∙10-3 = 0,285∙10-3;
– линии pw = 0,018∙4,57∙10-3=0,082∙10-3;
– трансформатора pт = 0,015∙22,8∙10-3 = 0,342∙10-3.
Вероятность аварийного простоя блока линия – трансформатор:
pw=(0,285+0,082+0,342)∙10-3=0,709∙10-3 .
Недоотпущенная электроэнергия:
Энд = 0,709∙10-3∙8,8∙5500=34,32 .
[МВт∙ч]
Ущерб от недоотпуска электроэнергии:
У = 8∙103∙34,32=274,6 .
[тыс.руб.]
Из представленных примеров наглядно видно, что основной ущерб
определен исходя из большой вероятности долгого простоя технологического
оборудования. В случае резервирования вероятность аварийного простоя обеих
линий равна произведению вероятностей этих событий.
Вероятность перерыва в электроснабжении потребителей [27]:
Р = (рв+рw)2 +рt ;
(4.12)
р = (0,285+0,082+0,342)2∙10-6+0,342 = 0,50268∙10-6 .
Недоотпущенная электроэнергия:
Энд = 0,3421∙10-3∙8,8∙5500 =16,56 .
[МВт∙ч]
Ущерб от недоотпуска электроэнергии:
У = 8∙103∙16,56 =132,47 .
[тыс.руб.]
77
Рассмотрим
определение
экономических
показателей
для
одно-
двухцепных вариантов электроснабжения.
Капитальные вложения в линию (кабельная трасса):
Кл = К0∙l ;
(4.13)
Кл = 10000∙6 = 60000 .
[тыс.руб.]
Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание для линий [27]:
Ил = αпсΣ∙Кл ;
(4.14)
Ил = 0,028∙60000 =1680 .
[тыс.руб.]
Стоимость потерь электроэнергии в линии:
Иэ = 2∙ΔP0∙l∙τ∙b0 ;
(4.15)
Иэ = 2∙8,8∙6∙12000∙10-2 = 12,67 .
[тыс.руб.]
Суммарные издержки:
И = Ил+Иэ ;
(4.16)
И = 1680+12,67+40,6 = 1692,67 .
[тыс.руб.]
Приведенные затраты:
З = Ен∙К∑+И+У;
(4.17)
З = 0,125∙2965+1692,67+132,47 = 1030.
[тыс.руб.]
Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов сети
видно, что электроснабжение по двухцепной схеме более экономично.
4.3 Сравнение вариантов по расчетным затратам
Для выбранных вариантов электроснабжения наиболее экономичен вариант
с минимальными расчетными (дисконтированными) затратами:
З = Е∙К∑+И ;
(4.18)
З = 0,125∙60000+1692,67.
[тыс.руб.]
Приведенные затраты из-за ущерба (У) от недоотпуска электроэнергии:
З = Е∙К∑+И+У ;
(4.19)
З = 0,125∙60000+1692,67+132,47.
При
сооружении
электрических
сетей
[тыс.руб.]
за
капиталовложения распределяют по годам строительства.
срок
более
года
78
Из-за учета времени затраты (З) приводятся к базовому году (Θ) периода
строительства (Тс) по формуле [29]:
Т
с
З = ∑е=1
(Е ∙ К + ∆И ) ∙ (1 + Е)− ,
(4.20)
Т
с
З = ∑е=1
(0,125 ∙ 60000 + 1692,67 ∙ ) ∙ (1 + 0,125)− ,
где ΔИt – приращение ежегодных издержек в год t.
В результате получаем график представленный на рисунке 4.5
Рисунок 4.5 – Снижение уровня затрат во времени
Капиталовложения Кв в каждом варианте электроснабжения определяются
затратами на сооружение линий Кw и подстанций Кпс:
К = Kw+Kпс .
(4.21)
Для вычисления капитальных затрат требуется сложить стоимости всех
элементов электрических сетей (с выключателями Кя), расчётные стоимости
трансформаторов Кт и компенсирующих устройств Кку (включают стоимости
основного и вспомогательного оборудования, строительной части и монтажа) и
постоянные затраты на строительство подстанций Кпост, зависящие в основном от
напряжения и общего количества выключателей на подстанции Nв [28]:






 = ∑=1
  + ∑=1
я я + ∑=1
ку ку + пост .
(4.22)
79
Ежегодные издержки на амортизацию и текущий ремонт, обслуживание
линий Иw и подстанций Ипс пропорциональны стоимости основных фондов
(капиталовложениям):
Иw = αw∑∙Kw ;
(4.23)
Ипс = αпс∑∙Kпс ;
(4.24)
Ил = αпсΣ∙Кл ;
(4.25)
Ил = 0,028∙60000 =1680 .
[тыс.руб.]
Коэффициенты суммарных отчислений на амортизацию, текущий ремонт,
а также обслуживание линий и подстанций берутся из справочных данных.
Суммарные годовые издержки определяют с учётом затрат на возмещение
потерь электроэнергии ИЭ в электрических сетях.
И = Иw +Иэ;
(4.26)
И = Ил+Иэ = 1680+12,67+40,6 =1692,67. [тыс.руб.]
При
определении
электроэнергии
ежегодных
необходимо
издержек
дифференцированно
на
возмещение
учитывать
потерь
зависимость
стоимости 1 кВт·ч потерь β в сетях от числа часов максимальных потерь τ и
назначения ЭС:
Иэ = β'∙ΔЭ’+β”∙ ΔЭ” ;
(4.27)
Иэ = 2∙ΔP0∙l∙τ∙b0 ;
(4.28)
Иэ = 2∙8,8∙6∙12000∙10-2=12,67,
[тыс.руб.]
где ΔЭ’, ΔЭ” – совокупные потери электроэнергии, которые соответственно
зависят или не зависят от нагрузки;
β’ и β” – стоимости 1 кВт∙ч потерь, определяемые по рисунку 4.1 для
показателей Т = τ и Т = 8760 ч.
Определение
вероятного
народнохозяйственного
ущерба
У
для
простейшей сети электроснабжения.
При
выборе наиболее рационального варианта электроснабжения
идентичные показатели можно исключить.
80
При сравнении вариантов предпочтение отдаем варианту с наиболее
большой надежностью электроснабжения, и при этом наиболее гибкой, и
экономичной.
4.4 Суммарные показатели эффективности внедрения технических средств и
мероприятий для повышения надежности
Чтобы обосновать внедрения устройств, повышающих надежность и
качества
электроэнергии
машиностроительном
и
компенсаторов
предприятии,
реактивной
проведем
мощности
на
технико-экономическое
обоснование. Капиталовложения формируется из расходов на приобретение,
транспортировку и монтаж технических средств [28]:
КВ = Ц + М + ТЗ + ПН,
(4.29)
где КВ - капитальные вложения, тыс.руб.;
Ц - цена оборудования, тыс.руб.;
М – затраты на монтаж, тыс.руб.;
ТЗ – транспортные затраты (составляют 5 % от цены на оборудование), тыс.
руб.;
ПН - плановые накопления (составляют 10 % от суммы затрат на доставку и
монтаж), тыс.руб.
Стоимость оборудования - устройств, повышающих надежность и качества
электроэнергии:
Ц = 1400∙6+300∙6 =12000.
[тыс.руб.]
Транспортные затраты определяются по формуле:
ТЗ 
ПО  Ц
,
100
(4.30)
где ПО - процент отчислений.
ТЗ 
5 12000
 600 .
100
[тыс.руб.]
Затраты на монтаж определяются по формуле:
М  kM  Ц ,
где kM - коэффициент монтажа, kM = 0,2.
(4.31)
81
M = 0,2 ∙ 12000 = 2400.
[тыс.руб.]
Плановые накопления определяются по формуле:
ПН 
10  (ТЗ  М )
100
,
(4.32)
где 10 – процент отчислений.
ПН 
10   600  2400 
 300 ;
100
КВ = 12000+600+2400+300=15300.
[тыс.руб.]
[тыс.руб.]
Расчет капиталовложений представлен в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Капиталовложения на приобретение, доставку и монтаж
технического оборудования
Показатели
Сумма
Цена оборудования, тыс.руб.
Расходы на доставку, тыс.руб.
Затраты на монтаж, тыс.руб.
Плановые накопления, тыс.руб.
Итого затрат, тыс.руб.
12000
600
2400
300
15300
Эксплуатационные затраты учитывают амортизационные отчисления,
расходы на ремонт и техническое обслуживание, прочие затраты и заработную
плату обслуживающему персоналу:
Э = ЗП+А+Т+Пз,
(4.33)
где ЗП - заработная плата обслуживающему персоналу, тыс.руб.;
А - амортизационные отчисления, тыс.руб.;
Т - стоимость текущего ремонта, тыс.руб.;
Пз - прочие затраты, тыс.руб.
Амортизационные отчисления определяются по формуле:
А
КВ  На %
100
,
(4.34)
где На% – норма амортизационных отчислений, которая составляет, для
электрооборудования, 8 %.
А
15300  8
 1224 .
100
[тыс.руб.]
82
Затраты на текущий ремонт и техническое обслуживание определяются по
формуле:
Т
КВ  Нтр %
100
,
(4.35)
где Нтр% – норма отчислений на текущий ремонт (3 %) [27].
Т
15300  2
 306
100
.
[тыс.руб.]
Для обслуживания технического оборудования требуется 1 электромонтер 6ого разряда и 1 электромонтер 3-го разряда, которые следят за их состоянием и
делают необходимые переключения.
Рассчитаем годовой фонд заработной платы. Заработная плата включает
заработную плату по трудовому договору, доплаты, надбавки и отчисления на
заработную плату:
ЗПг = Зт+Зд+Зп+Зо+Нз ,
(4.36)
где Зт - заработная плата по трудовому договору, тыс.руб.;
Зд - доплата за безаварийную работу, тыс.руб.;
Зп - премиальные, тыс.руб.;
Зо - отпускные, тыс.руб.;
Нз - отчисления на заработную плату, тыс.руб.
Заработная плата электромонтера 6-ого разряда по договору за месяц равна
30000 рублей, а электромонтера 3-ого разряда 24000 рублей. Определим
заработную плату за год:
Зт = Зтм∙12 ;
Зт = 54000∙12 = 648 .
(4.37)
[тыс.руб.]
Доплата за безаварийную работу 20 % от Зm:
Зд = 648∙20/100 = 129,6 .
[тыс.руб.]
Начисление премиальных 40 % от Зm:
Зп = 648∙40/100 = 259,2 .
[тыс.руб.]
83
Рассчитаем отпускные из расчета 8,57 % от годового фонда заработной
платы, включая доплату и премию:
Зо 
 648  129, 6  259, 2   8,57  88,9
100
[тыс.руб.]
.
Отчисления на заработную плату определяются по формуле:
Нз 
26   Зт  Зд  Зп
100
,
(4.38)
где 26 – процент отчислений.
Нз 
 648  129, 6  259, 2   26  269, 6
100
;
ЗПг = 648+129,6+259,2+88,9+269,6 = 1395,3.
[тыс.руб.]
[тыс.руб.]
Оплата за обслуживание технического оборудования вычисляется с учетом
условных единиц.
ЗП 
ЗПг  УЕЭ
100
,
(4.39)
где УЕЭ – условные единицы (для устройств, повышающих надежность и качества
электроэнергии – 1,8);
100 – норматив условных единиц на одного работника в год по обслуживанию
электрооборудования [28].
ЗП 
1395,3 1,8
 25,11 .
100
[тыс.руб.]
Прочие затраты составляют 10 % от суммы затрат:
Пз 
Пз 
Пз
=
 А  Т  ЗП 10 ;
(4.40)
100
 612  229,5  24,96  10  86, 65
100
(1224+306+25,11)∙10
100
;
;
Э = 1224+306+25,11+155,51=1765,62 .
Полученные данные сводим в таблицу 4.2.
[тыс.руб.]
[тыс.руб.]
84
Таблица 4.2 – Годовые эксплуатационные издержки
Показания
Варианты
Амортизационное отчисление, тыс.руб.
1224
Стоимость текущего ремонта, тыс.руб.
306
Заработная плата обслуживающему персоналу, тыс.руб.
25,11
Прочие затраты, тыс.руб.
155,51
Итого
1765,62
Годовой перерасход при установке устройств, повышающих надежность и
качества электроэнергии:
Гэ = Э2 – Э1 = 1765,62 – 0 = 1765,62 .
[тыс.руб.]
Определим стоимость ущерба от повреждения оборудования из-за
несинусоидальности напряжения. Время устранения такого технологического
нарушения 24 ч.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии:
У  Р У о  t ,
(4.41)
где Уо – значение удельного народнохозяйственного ущерба от недоотпуска
1 кВт/ч электроэнергии, У0=62 руб.кВт;
t – продолжительность простоя оборудования, ч;
Р – потребляемая мощность, отключенная в результате КЗ на приводе
разъединителя, кВт.
Значение Р определим по формуле:
Р  S нг max  cos  К с ,
(4.42)
где Кс – коэффициент спроса (одновременности), принимаем равным 0,6.
P = 8,8·106·0,95·0,6 = 5016 .
[МВт]
Стоимость ущерба для потребителей за год:
У = 5016·62·5,4 = 1679,36 .
[млн.руб.]
Число отказов оборудования при несинусоидальности напряжения, по
вине персонала в год на одной подстанции, можно принять в среднем равным
85
λ = 0,03. Тогда среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии
промышленным потребителям составит:
Упр = 0,03·У = 0,03·1679,36 = 50,38 .
[млн.руб.]
Суммарный годовой экономический эффект равен:
ЭФ = Упр+Гэ =50,38+1,766 = 52,146.
Срок
окупаемости
капиталовложений
[тыс.руб.]
необходимых
для
установки
технического оборудования определим по формуле:
ТК 
К =
КВ
;
ЭФ
15.3
52.146
(4.43)
= 0.293 .
[лет]
Произведем расчет приведенных затрат по формуле:
ПЗ  Ен  КВ  Э  Упр ,
(4.44)
где ЕН – нормативный коэффициент капитальных вложений (ЕН = 0,12).
ПЗ  0,12  7, 650  0,953  6,589  8, 46 ;
ПЗ = 0,12·15,3+1,566+50,38 = 53,782 .
Эффективность
капиталовложений
[млн.руб.]
необходимых
для
установки
технического оборудования определим по формуле [30]:
Еф 
Еф =
ЭФ
;
КВ
52,146
15,3
(4.45)
=3,41.
Так как Еф больше Ен, капиталовложения необходимые для установки
технического оборудования эффективны.
Полученные данные сводим в таблицу 4.3
Таблица 4.3 – Экономические показатели проекта
Показатели
Капитальные вложения, тыс. руб.
Эксплуатационные издержки, тыс. руб.
Приведенные затраты, тыс.руб.
Экономический эффект, тыс.руб.
Срок окупаемости капитальных вложений, лет
Эффективность капиталовложений
Эффективность капиталовложений, тыс.руб.
Стоимость
15300
1766
8460
53782
0.3
0,861
3,41
86
В целом установка устройств, повышающих надежность и качества
электроэнергии эффективна, т.к. срок окупаемости капитальных вложений
составляет 1,15 лет.
При этом сравнительный экономический эффект составит 53782 тыс.руб.
4.5 Экономическое обоснование внедрения
Для более точной оценки эффективности внедрения устройств, служащих
для улучшения качества электрической энергии, произведем расчет на основе
показателей:
– чистый дисконтированный доход NPV;
– внутренняя норма доходности IRR;
– r – нормативная ставка дисконтирования;
– индекс прибыльности PI.
Оценка и сравнение различных мероприятий по улучшению качества
электрической
энергии и
решение
о
финансировании
этих
мероприятий
принимается на основании расчета чистого дисконтированного дохода (NPV),
внутренней нормы доходности (IRR) и индекса прибыльности (PI).
Положительное значение чистого дисконтированного дохода - NPV
свидетельствует об экономической целесообразности реализации мероприятий. В
год осуществления первоначальные капитальные вложения (n = 0) чистый
дисконтированный доход NPV равен нулю.
Индекс прибыльности или доходности PI определяется как отношение
разности дохода и затрат при реализации мероприятия к величине капитальных
вложений (нарастающим итогом за расчетный период N):
PI 
1
Kn
N
 (R
n 0
n
 Sn )
1
,
(1  r )n
(4.46)
где Kn – капитальные вложения в n – ом году, руб.;
Rn – результаты (доход) в n – ом году, руб.;
Sn – затраты, осуществляемые в n – ом году, руб.
Если индекс доходности удовлетворяет условию
(PI > 1), то проект
рентабелен, а если не удовлетворяет условию, то проект нерентабелен.
87
Норма доходности IRR (значение ставки дисконтирования, при которой
чистый
дисконтированный
доход
равен
нулю),
выявляет
ту
норму
дисконтированного дохода r, при этом уровень приведенных эффектов становится
равной величине приведенных капитальных затрат ∑PV = Iо.
Инвестиции
эффективны, если норма доходности IRR не менее требуемого уровня нормы дохода
на капитал.
Используя описанную выше методику, проведена оценка экономической
эффективности данного проекта.
Исходные данные проекта:
- стоимость системы фильтрации высших гармоник, включая стоимость
вспомогательного оборудования и монтажа – 15300 тыс. руб.;
- срок эксплуатации – 10 лет;
- ежегодная экономия бюджетных средств с учетом дисконтировании,
приведены в таблице 4.4;
- коэффициент дисконтирования r составляет 12,5 % в год.
Наглядное
представление
экономической
эффективности
проекта
представлена в таблице 4.4 и на рисунке 4.6 на которых мы видим то что в начале
эффективный доход от вложения средств на внедрение мероприятий по
оптимизацию максимальны а затем эффективность начинает падать [30].
Таблица 4.4 - Расчет текущей эффективности проекта
Год
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Эконом. средств (тыс. р.)
53782
48457,58
39347,56
28763,06
18954,86
11240,23
6013,524
2898,518
1257,957
491,8612
при r = 12,5 %
0,125
0,125
0,125
0,125
0,125
0,125
0,125
0,125
0,125
0,125
88
Рисунок 4.6 – График изменения эффективности и текущей стоимости проекта
На основании имеющихся данных произвели расчет основных показателей
эффективности проекта.
Срок окупаемости проекта рассчитывается по формуле:
Ток = I0 / (PV).
И результат представлен на рисунке 4.7
Рисунок 4.7 – Графики соотношения расходов и доходов
На основании данных графика в том, что срок окупаемости составляет 0,3
года. В результате произведенных технико-экономических расчетов на основе
различных методик было определено, что проект, по уровню рентабельности, сроку
окупаемости и внутренней норме доходности полностью обеспечивает требуемый
уровень окупаемости, и весьма выгоден для реализации.
89
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе было произведено
исследование методов повышения надежности электроснабжения на примере
предприятия ОАО "Промприбор".
Рассматривались способы и методы обеспечения и определения надежности
электроснабжения и электрооборудования на промышленном предприятии, для
которого важно обеспечение качественного бесперебойного питания. Для
обеспечения бесперебойного электроснабжения предприятия было рекомендовано
применять организационно-технические мероприятия, для проведения которых
необходимо
наличие
высококвалифицированного
персонала,
современной
технической оснащенности, а также проведение мониторинга наиболее важных
статистических параметров для быстрого и качественного прогнозирования
возможных нарушений в электроснабжении.
В результате проведенного исследования и анализа существующих методов
изучения
состояния
трансформаторов
были
проанализированы
причины
возникновения аварийных ситуаций в трансформаторах, и оперативное выявление
дефектов. Подробно рассмотрен вопрос выявления дефектов в трансформаторах на
основе стандартного и хроматографического анализа состава масла. В результате
произведена алгоритмизация процесса выявления дефектов, а также произведено
прогнозирование состояния трансформаторов в будущих периодах времени, и
анализ рисков возникновения аварийных ситуаций.
Исследование системы электроснабжения на основе существующих схем
предприятия и справочных данных показало, что исследуемое предприятие
характеризуется высокой надежностью и минимальным временем простоя в связи
с применением простой схемы электроснабжения в сочетании с резервированием
на стороне 10 кВ. Это было подтверждено в результате математического анализа.
В результате произведенных технико-экономических расчетов было
определено, что проект по различным критериям полностью обеспечивает
требуемый уровень окупаемости, и весьма выгоден для реализации.
90
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Надежность систем электроснабжения / В. В. Зорин [и др.]. – Киев : Высщ
шк. Головное изд-во, 1984. – 192 с.
2. Хорольский, В. Я. Надежность электроснабжения / В. Я. Хорольский, М.
А. Таранов. – Ростов н/Д : Терра Принт, 2007. – 128 с.
3. Цыганков, В. М. Надежность электрических систем и сетей : конспект
лекций / В. М. Цыганков. – Минск : БГПА, 2001. – 152 с.
4. Поспелов, Г. Е. Надежность электроустановок сельскохозяйственного
назначения / Г. Е. Поспелов, В. И. Русан. – Минск : Ураджай, 1982. – 166 с.
5. Анищенко, В. А. Надежность систем электроснабжения : учеб. пособие /
В. А. Анищенко. – Минск : Технопринт, 2001. – 160 с.
6. Михайлов, В. В. Надежность электроснабжения промышленных
предприятий / В. В. Михайлов. – М. : Энергоиздат, 1982. – 152 с.
7. Волков, Н. Г. Надежность электроснабжения : учеб. пособие / Н. Г. Волков.
– Томск : Том. политех. ун-т, 2013. – 140 с.
8. Папков, Б. В. Надежность и эффективность электроснабжения : учеб.
пособие / Б. В. Папков, Д. Ю. Пашали. – Уфа : Уфим. гос. авиац. техн. ун-т, 2015. –
380 с.
9. Будзко, И. А. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и
населенных пунктов / И. А. Будзко, М. С. Левин. – М. : Агропромиздат, 1985. –
320 с.
10. ГОСТ Р 32144-2013 Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения. - М., 2013
11. Эксплуатация электрооборудования / Г. П. Ерошенко [и др.]. – М. :
КолосС, 2015. – 344 с.
12. Руденко, Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. - М.: Наука,
2006.
13. Розанов, М.Н. Надежность электроэнергетических систем. - М.:
Энергоатомиздат, 2004. - 200 с.
91
14. Китушин, В.Г. Надежность энергетических систем. - М.: Высш. шк., 2008.
- 256 с.
15. Алексеев, Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых
трансформаторов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2012. - 216 е.: ил. - (Основное
электрооборудование в энергосистемах: обзор отечественного и зарубежного
опыта).
16. Технические средства диагностирования: Справочник / В.В. Клюев, П.П.
Пархоменко, В.Е. Абрамчук и др.; Под общ. ред. В.В.Клюева. 104 М.:
Машиностроение, 2009 г
17. Методические указания по диагностике силовых трансформаторов,
автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и их вводов МУ 0634- 2006.
Концерн «РОСЭНЕРГОАТОМ».
18. Калявин, В.П. Рыбаков Л.М. Надежность и диагностика элементов
электрооборудования. - СПб.: Элмор, 2009.
19. ГОСТ Р ИСО 13379-2009. Руководство по интерпретации данных и
методам диагностирования. - М., 2009
20.
Хренников,
А.Ю.
Гольдштейн
В.Г.
Техническая
диагностика,
повреждаемость и ресурсы силовых и измерительных трансформаторов и
реакторов. - М.: Энергоатомиздат, 2007.
21. Хлыстиков, А.В., Игнатьев И.В. Проблемы надежности работы силовых
трансформаторов. Братский государственный университет, г. Братск, Россия, 2013
22. Осотов В. Н. Опыт обследования трансформаторов с большим сроком
службы // Диагностика электрических установок: материалы Второго науч.-практ.
семинара Общественного совета Сибири и Востока по проблемам диагностики
электрических установок / под ред. А. Г. Овсянникова, В. Т. Чернева. Новосибирск,
2008.
23. Объем и нормы испытаний и обследования электрооборудования / под
общ. ред. Б. А. Алексеева, Ф. Л. Когана, Л. Г. Мамиконянца. 6-е изд., с изм. и доп.
М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
92
24 Алексеев, Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых
трансформаторов. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2002. – с. 189 2.
25 Алексеев, Б.А. Системы непрерывного контроля состояния крупных
силовых трансформаторов. // Электрические станции. – 2000. - №8. – с. 62-70
26
Сазыкин,
В.Г.
Совершенствование
эксплуатации
силовых
трансформаторов // Электрика. 2003. № 3 5. Лукьянов М.М. Диагностика
электрооборудования // Главный энергетик. 2004. № 1. с.241
27. Экономика электроэнергетики // Росэнергосервис. [электронный ресурс].
-
Режим
доступа:
http://lib.rosenergoservis.ru/ekonomika-elekroenergetiki.html?
start=28. - 20.11.2012 г.
28. Прузнер, С.Л. Экономика, организация и планирование энергетического
производства. М: Энергия, 2006 г.
29. Курбацкий, В.Г., Н.В. Томин Математические задачи электроэнергетики.
В 2 ч. Ч.2. Применение методов теории вероятностей и математической статистики
в электроэнергетике: учеб. Пособие - Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2008 - 195 с.
30. Хабдуллин, А.Б. Оптимизация установившихся режимов в системах
цехового электроснабжения // Электрооборудование эксплуатация и ремонт, 2012,
№ 2, с. 30-35.
93
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А.1 - Диаграммы дефектов силовых трансформаторов
№
1
1
Название графического образа Диаграмма дефекта РД
дефекта РД 153–34.0–46.302–00
2
3
ЧР с низкой плотностью энергии,
основной газ — Н2
2
Дефекты, вызванные раз- рядами
малой мощности, основной газ —
Н2
3
Дефект термического характера в
диапазоне сред- них температур,
основ- ной газ — СН4
4
Дефекты, вызванные
основной газ — Н2
5
Дефекты, вызванные искрением,
основной газ — Н2
6
Дефекты, вызванные
основной газ — С2 Н2
дугой,
дугой,
94
Продолжение таблицы А.1 –
Диаграммы дефектов силовых трансформаторов
1
7
2
7 Дефект термического характера
в диапазоне высоких температур,
основ- ной газ — С2 Н4
8
Высокотемпературный
нагрев,
переходящий в дугу, основной газ
— С2 Н4
9
Дефект термического характера в
диапазоне сред- них температур,
основ- ной газ — СН4
10
Дефект термического характера,
переходящий в ЧР, основной газ
— СН4
3
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа