Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

Оценка экономической эффективности систем мониторинга трансформаторного оборудования, находящегося в эксплуатации длительный срок
 

Оценка экономической эффективности систем мониторинга трансформаторного оборудования, находящегося в эксплуатации длительный срок

Е.Г. Дашевский, ОАО «Электроцентроналадка», г. Москва

 

 
Оценка экономической эффективности систем мониторинга трансформаторного оборудования, находящегося в эксплуатации длительный срок

 


 

Экономический эффект от использования системы мониторинга трансформаторного оборудования обусловлен уменьшением видов ущерба, вызванных аварийным выходом из строя трансформаторного оборудования. В статье произведён расчёт экономической эффективности системы мониторинга трансформаторного оборудования.

 

Ключевые слова: мониторинг, контроль, силовой трансформатор, автотрансформатор, вероятность отказа, вероятность обнаружения дефекта, ущерб.

 

На фоне старения трансформаторного парка всё большее внимание уделяет­ся системам мониторинга трансформаторного оборудования, которые призваны не только ди­агностировать состояние контролируемого объ­екта, но и предотвратить аварийный выход его из строя.

 

На фоне старения трансформаторного парка всё большее внимание уделяется системам мониторинга трансформаторного оборудования, которые призваны не только диагностировать состояние контролируемого объекта, но и предотвратить аварийный выход его из строя.

 

ОАО «ФСК ЕЭС» сформулированы требования к системам мониторинга [1]. Следует отметить, что без значительного увеличения стоимости возможно внесение усовершенствований в систему мониторинга, расширяющее её функциональность, по отношению к системе мониторинга, соответствующей требованиям ОАО «ФСК ЕЭС».

 

Варианты усовершенствования функций системы мониторинга можно условно разделить на четыре группы:

 

- затрагивающие только программное обеспечение системы мониторинга;

 

- требующие незначительных изменений структуры системы мониторинга дополнительные датчики либо линии связи;

 

- требующие добавления модулей, незначительно увеличивающих стоимость системы мониторинга (до 10 %);

 

- требующие добавления модулей, значительно увеличивающих стоимость системы мониторинга.

 

В условиях экономического кризиса недопустимо значительно увеличивать стоимость системы мониторинга, поэтому четвёртую группу усовершенствований целесообразно исключить из рассмотрения. Также следует учесть тот факт, что согласно данным, приведённым в [2], количество отказов резко возрастает на трансформаторном оборудовании, находящемся в эксплуатации более 10 лет, остаточная стоимость которого значительно ниже стоимости нового трансформатора. Очевидно, что стоимость системы мониторинга для таких трансформаторов должна быть минимально возможной.

Система мониторинга трансформаторного оборудования, реализованная согласно требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» (с тем допущением, что разрешено использование контроля состояния высоковольтных вводов), может обеспечить выявление 34,52 % дефектов (дефекты высоковольтных вводов, выделение газов в масло, дефекты в устройстве РПН, увлажнение изоляции). Вероятности возникновения дефектов взяты по данным НИЦ «ЗТЗ-Сервис», основанным на ис следовании 106 трансформаторов, эксплуатирующихся в России и Украине [3].

 

К усовершенствованиям первой группы можно отнести использование метода, предложенного профессором А.С. Засыпкиным [4], позволяющего контролировать деформацию обмоток. Оценка степени деформации обмотки происходит на основе информации, поступающей в систему мониторинга от ТТ, установленных на трансформаторном оборудовании. Таким образом, добавление в программное обеспечение системы мониторинга алгоритмов расчёта, основанных на вышеупомянутом методе, позволит диагностировать деформацию обмоток, что составляет 1,56 % дефектов трансформаторного оборудования. Однако выявление таких дефектов чрезвычайно важно, так как они могут приводить к внутренним коротким замыканиям в обмотках трансформатора.

 

Вторая группа усовершенствований формируется на базе методов, обеспечивающих выявление следующих дефектов:

 

- течи масла;

 

- дефектов системы охлаждения;

 

- распрессовки обмотки или магнитопровода.

 

Использование сигналов РЗА (в частности, реле уровня масла) позволит выявлять течи масла (6,84 % дефектов). Стоимость реализации этого усовершенствования определяется стоимостью прокладки информационных линий от РЗА к АРМ оператора системы мониторинга.

 

Установка модуля контроля и управления системой охлаждения позволит контролировать состояние системы охлаждения, на которую приходится 22,71 % дефектов. Все представленные на отечественном рынке системы мониторинга имеют в своём составе модуль контроля и управления системой охлаждения, альтернативный штатному (установленному на трансформаторе), выполняющий, помимо штатных, следующие функции контроля и диагностики:

 

- выявление неисправных электродвигателей системы охлаждения;

 

- подсчет времени работы охладителей и числа их пусков.

 

Эти функции реализуются модулем контроля и управления системой охлаждения благодаря передаче данных, получаемых при помощи дополнительных контактов автоматов и пускателей системы охлаждения, в центральный контроллер. Последний производит обработку данных, что позволяет получить более полную картину о состоянии каждого из двигателей системы охлаждения, в том числе:

 

- наработку (время работы и количество пусков и остановов) каждого из двигателей, что даёт возможность своевременно выводить двигатели в плановый ремонт;

 

- контролировать температурный режим трансформатора, его нагрузку и работоспособность двигателей системы охлаждения, что позволяет выявить причину ненормального теплового режима трансформатора;

 

- своевременно обнаружить неисправности системы охлаждения, что сокращает время, затрачиваемое на их устранение.

 

Таким образом, если снабдить установленную на трансформаторе систему управления охлаждением устройством, передающим информацию о её состоянии в систему мониторинга, то необходимость в поставке модуля контроля и управления системой охлаждения отпадёт, так как штатная система, дополненная указанным устройством, будет выполнять все вышеперечисленные функции. Данный подход позволит уменьшить стоимость поставки системы мониторинга, что особенно актуально при установке системы мониторинга на трансформаторе, находящемся в эксплуатации, на котором уже установлена система управления охлаждением, аналогичная ШАОТ. В этом случае нет необходимости в демонтаже имеющейся системы управления охлаждением и монтаже новой.

 

С учётом отмеченных положений ООО НПФ «КВАЗАР» с участием автора разработано устройство, осуществляющее контроль состояния системы управления охлаждением трансформатора, длительный срок находящегося в эксплуатации. Ориентировочная стоимость устройства не превышает 3 % от стоимости системы мониторинга, выполняющей только требуемые ОАО «ФСК ЕЭС» функции.

 

Также представляется возможным устанавливать датчики вибрации, при помощи которых можно диагностировать распрессовку обмотки и магнитопровода, на которые приходится 10,57 % дефектов. Следует отметить, что стоимость подобного усовершенствования может составлять порядка 10 % от стоимости всей системы мониторинга.

 

С целью оценки эффективности предложенных усовершенствований, вычислены значения отношений «стоимость системы мониторинга - процент выявляемых дефектов». Для различных конфигураций систем мониторинга оно составило:

 

- система, соответствующая требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» - 29 000 руб./%;

 

- система мониторинга, реализующая усовершенствования первого и второго уровней – 23 300 руб./%;

 

- реализующая усовершенствования первого и второго уровней, а также имеющая модуль контроля вибраций — 20 600 руб./%;

 

- реализующая усовершенствования первого и второго уровней, а также имеющая модуль контроля состояния системы управления охлаждением- 15700 руб./%;

 

- реализующая усовершенствования первого, второго и третьего уровней - 14800 руб./%.

 

Как видно, при использовании в системе мониторинга вышеупомянутых усовершенствований отношение «стоимость системы мониторинга - процент выявляемых дефектов» можно снизить почти в два раза. При этом стоимость самой системы, по отношению к системе, соответствующей требованиям ОАО «ФСК ЕЭС», возрастает незначительно. В частности, для варианта с добавлением усовершенствований первой и второй групп, а также модуля контроля состояния системы управления охлаждением приблизительная стоимость системы мониторинга составит 103 % от стоимости системы мониторинга, реализованной по требования ОАО «ФСК ЕЭС», то есть 103 миллиона рублей (в качестве базовой системы мониторинга, реализующей требования ОАО «ФСК ЕЭС» взята система TDM, включающая следующие модули: TDM Р034(3) – 349 020 руб., М5 – 86 730 руб., Minitrans – 650 500 руб. [5]).

 

Экономический эффект от использования системы мониторинга трансформаторного оборудования, длительный срок находящегося в эксплуатации, обусловлен уменьшением всех видов ущерба, вызванных аварийным выходом из строя трансформаторного оборудования.

 

Данные по вероятностям обнаружения конкретного вида дефекта системой мониторинга, а также вероятностям возникновения конкретного вида дефекта взяты из опыта эксплуатации систем мониторинга трансформаторного оборудования в Германии. Это объясняется тем, что опыт эксплуатации систем мониторинга в России недостаточен для получения подобной информации [6].

 

В [6] было введено понятие «общая вероятность обнаружения приближающегося отказа системой мониторинга на силовых трансформаторах», характеризующее уменьшение количества оборудования, аварийно вышедшего из строя за год при использовании системы мониторинга. Однако это понятие не учитывает возможность выхода из строя самой системы мониторинга.

 

В связи с этим для характеристики эффективности обнаружения системой мониторинга различных дефектов введём понятие предельной вероятности обнаружения системой мониторинга приближающегося отказа (Р пр.п), которая является вероятностью обнаружения системой мониторинга приближающегося отказа с учётом вероятности возникновения дефекта, который приводит к этому отказу, но не учитывающая возможность отказа самой системы мониторинга. Предельная вероятность обнаружения приближающегося отказа системой мониторинга вычисляется на основе статистических данных по трансформаторному оборудованию. Она представляет собой вероятность, с которой система мониторинга может определить приближающийся отказ компонента трансформатора:

 

Рпр.п = Р от.п об.п,

 

где Р от.п - вероятность отказа п-го компонента трансформатора; Р об.п - вероятность обнаружения системой мониторинга отказа п-го компонента трансформатора.

 

Сумма всех предельных вероятностей обнаружения приближающегося отказа системой мониторинга по всем контролируемым компонентам помноженная на вероятность безотказной работы системы мониторинга Р см даёт общую вероятность обнаружения приближающегося отказа системой мониторинга Р об.см. Это вероятность обнаружения системой мониторинга приближающегося отказа, учитывающая возможность отказа самой системы мониторинга. Она представляет собой реальную вероятность, с которой система мониторинга может определить приближающийся отказ, так как в случае отказа системы мониторинга определение отказа будет невозможно:

 

 

Р об.см = ( ∑Р пр.п) Рсм

                n

                

Р об.см =0,7∙0,999 = 0,6993

 

Для оценки экономической эффективности системы мониторинга сравним стоимость системы мониторинга со стоимостью предотвращённого ущерба от внезапного отказа трансформатора при применении системы мониторинга.

 

Потери трансформаторного оборудования за год в парке без использования системы мониторинга Етр — количество отказавших трансформаторов за год, определяются как произведение общего числа трансформаторов в парке N на вероятность отказа q:

Етр = Nq

 

или в чистом виде

 

Етр = 419∙0,012 = 5  единиц

 

Стоимость ущерба за год в парке без использования системы мониторинга из-за отказа трансформаторного оборудования Ечист определяется как произведение потерь трансформаторного оборудования за год в парке без использования системы мониторинга и стоимости одного трансформатора Стр, длительный срок находящегося в эксплуатации. Стоимость ущерба - ущерб в денежном эквиваленте, вызванный только лишь потерей трансформаторов. При этом не учитываются иные виды ущерба:

 

Ечист = Етр Стр,

 

ИЛИ

 

Ечист = 5∙30∙106 =150 млн руб.

 

Стоимость одного трансформатора, длительный срок находящегося в эксплуатации, принята равной половине стоимости нового трансформатора, так как наибольшее количество возникающих дефектов, согласно [1], приходится на срок службы приблизительно равный половине номинального срока службы трансформатора, и с этого срока предполагается установка предложенной системы мониторинга.

 

В качестве усреднённой стоимости нового трансформатора в парке принята стоимость нового трансформатора напряжением 110 кВ и мощностью 80000 кВА, согласно [6], равная 60 млн руб.

 

Вторичная стоимость ущерба за год в парке без использования системы мониторинга из-за отказа трансформаторного оборудования Евт обусловлена затратами на ремонт отказавшего трансформаторного оборудования Е1 и на обслуживание трансформаторного оборудования Е2, а также ущербом за счёт простоя объектов, питаемых подстанцией, Е3:

 

Евт = Е123

 

Ввиду сложности определения даже приблизительного значения вторичной стоимости ущерба для упрощения расчёта в рамках данной статьи примем её равной нулю, что даёт запас в расчётах.

 

Для расчета чистой стоимости предотвращённого ущерба от внезапного отказа трансформатора в случае использования системы мониторинга Sчист общая вероятность обнаружения приближающегося отказа системой мониторинга должна быть умножена на стоимость ущерба за год в парке без использования системы мониторинга из-за отказа трансформаторного оборудования. Чистая стоимость предотвращённого ущерба - экономия, вызванная тем, что при использовании системы мониторинга меньшее количество трансформаторов внезапно откажет:

 

Sчист = Ечист Робм,

 

Или

 

Sчист=150∙106 ∙0,6993=105 млн руб.

 

Стоимость оснащения всего парка трансформаторов системами мониторинга Спарка определяется как произведение общего числа трансформаторов в парке N на стоимость системы мониторинга для одного трансформатора Cсм:

 

Спарка = NCсм,

 

или

 

Спарка = 419∙1030000=432 млн руб.

 

где стоимость системы мониторинга одного трансформатора Ссм принята равной 1,03 млн руб.

 

Вторичная стоимости предотвращённого ущерба от внезапного отказа трансформатора при применении системы мониторинга Sвт обусловлена уменьшением соответствующих пунктов вторичной стоимости ущерба от внезапного отказа трансформатора без использования системы мониторинга:

 

SBT=S1+S2+S3.

 

Ввиду сложности определения даже приблизительного значения вторичной стоимости предотвращённого ущерба от внезапного отказа трансформатора для упрощения расчёта примем её равной нулю. Следует отметить, что вторичная стоимость ущерба и вторичная стоимость предотвращённого ущерба от внезапного отказа трансформатора в первом приближении взаимно компенсируются, что оправдывает отказ от их приблизительной оценки.

 

Полная стоимость предотвращённого ущерба за год от внедрения в парке систем мониторинга S полн представляет собой сумму чистой стоимости предотвращённого ущерба и вторичной стоимости предотвращённого ущерба от применения системы мониторинга:

 

Sполн = Sчист + Sвт

 

или

 

 Sполн = 105 млн руб. при Sвт = 0

 

Экономический эффект Е от внедрения системы мониторинга за семь лет эксплуатации представляет собой разность между полной стоимостью предотвращённого ущерба за семь лет от внедрения в парке систем мониторинга и стоимостью оснащения всего парка трансформаторов системами мониторинга:

 

Е = 7 Sполн – Спарка

 

или

 

Е = 7∙105∙106-432∙106=303 млн руб.

 

Как видно из расчётов, экономический эффект от внедрения систем мониторинга на парке в 419 трансформаторов через семь лет эксплуатации составит порядка 300 млн руб.

 

Если в расчётах использовать данные по отказам трансформаторного оборудования с конкретным сроком службы, то можно определить точное значение срока функционирования трансформатора, начиная с которого установка на нём системы мониторинга даст наибольший экономический эффект.

 

Литература

 

1.Приложение к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» от 18.04.2008 № 140. Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования.

 

2.Лоханин А.К., Соколов В.В. Обеспечение работоспособности маслонаполненного высоковольтного оборудования после расчётного срока службы // Электро. 2002 г. №1.

 

3.Шульман Е.С., Сорока М.В., Бережной В.Н. Эффективные методы диагностики технического состояния силовых трансформаторов // Тез. докл. X Междунар. науч-техн. конф. «Трансформаторостроение-2000» (19-21 сент. 2000 г.). Запорожье: ПО ЗТЗ. С. 132-138.

 

4.Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 240 с.

 

5.http://www.vibrocenter.ru

 

6. Бедерак Я.С, Богатырёв Ю.Л. Принципы построения систем мониторинга силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше мощностью 25 000 кВА и выше, статья опубликована на сайте http://www.datos.com.ua.

 

 

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Е.Г. Дашевский. Оценка экономической эффективности систем мониторинга трансформаторного оборудования, находящегося в эксплуатации длительный срок. Известия ВУЗов Электромеханика, №  4,  2010.– С.45-49.
Материал размещен на www.transform.ru: 20.10.2010 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????