Диплом: Расчет экономической эффективности применения тепловизионного контроля высоковольтного оборудования на примере: объектов обследованных с помощью тепловизора

необходимости на время измерения, отключается освещение объекта и т. п.

В токоведущих частях электроустановок, обтекаемых значительными токами (

например, шины генераторного напряжения ) зачастую наблюдаются нагревы,

обусловленные индукционными токами, циркулирующими в магнитных материалах.

В качестве последних, в токоведущих шинах могут быть пластины шинодержателей,

крепежные болты, близко расположенные металлоконструкции и т. п. Нагревы от

индукционных токов, если они расположены вблизи контактных соединений могут

создавать ложное впечатление о перегреве последних.

Существенное значение при ИК - контроле играет расстояние до контролируемого

объекта ввиду рассеяния и поглощения ИК - излучения в атмосфере за счет

тумана, снега и других факторов.

Особенно это влияние сказывается при использовании тепловизоров, работающих в

спектральном диапазоне 3 - 5 мкм. При использовании радиационных пирометров

необходимо, чтобы площадь наблюдения по возможности соответствовала площади

контролируемого объекта. В противном случае, на результаты измерения будет

оказывать влияние температура окружающей среды. При изменениях температуры

объекта с помощью инфракрасного пирометра необходимо учитывать угол

визирования, который он обеспечивает.

В тех случаях, когда контролируемый объект находится на удаленном расстоянии

или размеры его малы, может возникнуть ситуация, при которой в зону измерения

наряду с контролируемым объектом попадает участок окружающей его внешней

среды ( воздух и т. п. ) с иной температурой.

Температура внешней среды в этом случае может внести существенную

погрешность в результаты показания пирометра, особенно если измерение

температуры контролируемого объекта осуществлялось на фоне неба, температура

которого в зависимости от его состояния ( облачность, ясное небо ) может

достигать минус ( 50 - 70 )°С.

При необходимости осуществления контроля температуры контактных соединений,

расположенных внутри комплектных ячеек РУ, имеющих смотровые застекленные

проемы, следует учитывать, что большинство стекол не пропускает

длинноволновое излучение с длинами волн более 2.7 мкм.

В этом случае, предпочтение следует отдавать приборам ИК - техники со

спектральным диапазоном ( 3 - 5 ) мкм.

1.3 Методика тепловизионного контроля отдельных видов электрооборудования

Порядок проведения ИК - диагностики, оценка результатов измерения и их

достоверность во-многом определяется учетом конструктивных особенностей

выполнения контролируемого электрооборудования и его основных элементов,

рассматриваемых ниже.

1.3.1 Разъединители

Разъединитель наружной установки РЛМД, РНД, РВ и др. в основном состоит из

одной или двух колонок изоляторов, на фланцах которых смонтирована контактная

система. Она состоит из двух полуножей или одного ножа, аппаратных зажимов

для присоединения ошиновки, гибкой связи, контактных переходных пластин и т.

д., в зависимости от конструкции разъединителя.

Как показывают результаты ИК - контроля разъединителей, наиболее частыми

причинами повышенного нагрева элементов контактной системы является: малая

надежность плакированных медью контактных выводов из алюминиевых сплавов,

окисление контактных поверхностей, ослабление контактного нажатия, в

результате потери жесткости пружин и другое. При ИК - контроле разъединителей

наряду с определением нагрева контактов и контактных соединений, проверяется

состояние опорно-стержневых изоляторов на предмет выявления продольных трещин

в фарфоре и увлажнения цементной армировки фланцевых соединений.

1.3.2 Маслонаполненные вводы 110 КВ и выше

По виду выполнения внутренней изоляции маслонаполненные вводы делятся на

маслобарьерные, с конденсаторной бумажно-маслянной изоляцией, с

конденсаторной твердой изоляцией, по степени защиты внутренней изоляции от

атмосферных влияний на негерметичные и герметичные и т. д. Характерной

особенностью конструктивного выполнения ввода ВН, является размещение его на

силовом трансформаторе или МВ и отсутствием возможности наблюдения за нижней

частью ввода, составляющей примерно 20 - 50 % его высоты в зависимости от

номинального напряжения последнего. Последнее во-многом осложняет возможность

получения достаточной информации о состоянии изоляции ввода при проведении

его тепловизионного контроля. Это связано с тем, что при ухудшении состояния

внутренней изоляции ввода за счет ее увлажнения или разложения масла, тяжелые

фракции ( влага, шламм и т. п. ) скапливаются прежде всего в нижней части

ввода. Сказанное подтверждается измерениями, проведенными на одном из

забракованных вводов 110 кВ с бумажной изоляцией. При измерении tgd в зонах

по высоте бумажного остова ввода было получено следующее распределение:

1 зона ( нижняя часть ) - 17.8 %;

2 зона - 1.6 %;

3 зона - 2.0 %;

4 зона ( верхняя часть ) - 3.5 %.

Практика показывает, что при проведении ИК - диагностики можно выявлять

следующие виды неисправностей во вводах:

А. Нагревы в местах присоединения внешних проводников к зажимам вводов. В

этом случае оценка состояния контактного соединения должна осуществляться по

ГОСТ 8024 – 90;

Б. Образование короткозамкнутых контуров в расширителях герметичных вводов.

Этот дефект свойственен некоторым партиям вводов типа ГБМТ - 220 / 2000;

Наличие короткозамкнутого контура внутри расширителя вызывает нагрев

последнего и приводит к преждевременному старению резиновой прокладки,

расположенной между фарфоровой покрышкой и поддоном расширителя. Температура

на поверхности корпуса расширителя зависит от тока, протекающего через ввод и

температуры окружающего воздуха. В.Нагревы внутренних контактных соединений

вводов;

Ряд конструкций маслонаполненных вводов старых исполнений имели в

маслорасширителях внутренние контактные соединения. Так, у маслобарьерных

вводов 110 кВ в результате некачественной пайки отвода к наконечнику

происходит чрезмерный нагрев, в результате которого не исключено выплавление

отвода из наконечника. У маслонаполненных вводов 110 кВ негерметичного

исполнения в результате ослабления “ натяга” в резьбовом соединении

контактный зажим - токоведущая труба возможно образование дополнительного

нагрева.

Аналогичный дефект конструкции имеют вводы 500 кВ. Маслобарьерные вводы 220

кВ выпуска до 1968 г. имеют внутри

расширителя токоведущие гибкие связи, соединяющие зажим ввода с токоведущей

трубой.

Ослабление болтовых соединений этого контактного узла приводило к

повреждениям вводов, в результате перегорания гибких связей. При ИК -

диагностике маслонаполненных вводов указанных выше конструктивных исполнений

необходимо оценивать значения температурных градиентов как на контактном

зажиме, так и на поверхности корпуса маслорасширителей.

Г. Понижение уровня масла во вводах;

В 1994 г. Кузбассэнерго при ИК - диагностике мощного автотрансорматора был

выявлен ввод 500 кВ ГБМТ - 500 / 1600 с пониженным уровнем масла в фарфоровой

покрышке.

По ряду причин утечка масла через нижнее уплотнение ввода не было

зафиксировано по манометру. Критерием выявления подобной неисправности может

служить характер изменения температурных градиентов по высоте ввода. При

наличии во вводе полного объема масла имеет место плавное снижение

температурных градиентов от бака трансформатора к расширителю ввода. При

пониженном уровне масла во вводе зависимость Т = f ( h ) резко изменяется на

уровне столба масла во вводе.

Д. Увлажнение верхней части остова ввода.

При нарушении герметизации элементов маслорасширителя негерметичного ввода,

внутрь последнего может проникнуть влага, которая в последующем вызовет

увлажнение верхней части бумажного остова ввода, с протеканием тока утечки,

образованием проводящих “ дорожек “, их нагревом и т. п.

На определенном этапе развития этого процесса, можно выявить очаг

возникновения частичного разряда внутри ввода по характеру аномального

нагрева на поверхности фарфоровой покрышки.

1.3.3 Вентильные разрядники

Как известно, наиболее распространенными типами вентильных разрядников,

предназначенных для установки в ОРУ, являются:

- разрядники серии РВС на номинальное напряжение 15; 20; 35; 110; 150 и 220

кВ для защиты оборудования с испытательным напряжением по ГОСТ 1516 - 60;

- разрядники серии РВМГ с магнитным гашением дуги на номинальное напряжение

110 - 500 кВ для защиты оборудования с пониженным относительно ГОСТ 1516 - 60

испытательными напряжениями;

- разрядники серии РВМК - комбинированные на номинальное напряжение

330 и 500 кВ для защиты оборудования от грозовых и внутренних перенапряжений.

На напряжение 110; 150 и 220 кВ в качестве основного комплектующего элемента

ранее применялся элемент РВС - 30, а с 1960 г. - РВС - 33. Стандартные

элементы разрядников серии РВС на разные номинальные напряжения аналогичны по

конструкции и различаются лишь высотой фарфоровых кожухов, количеством

искровых промежутков и дисков рабочих резисторов.

За последние годы для оценки состояния вентильных разрядников стал широко

применяться инфракрасный метод диагностики, позволяющий контролировать

исправность шунтирующих резисторов и искровых промежутков, герметизацию

элементов, степень равномерности распределения рабочего напряжения по

элементам разрядников. Большая работа по разработке методики инфракрасного

контроля вентильных разрядников была проведена в Свердловэнерго, Ленэнерго,

Донбассэнерго.

В Свердловэнерго были проведены эксперименты по сравнению эффективности

инфракрасного метода контроля вентильных разрядников с традиционными.

Эксперименты, проведенные в Ленэнерго показали возможность оценки

распределения напряжения по элементам разрядников, путем дистанционного

измерения температуры на их поверхности с помощью тепловизора. С этой целью,

с помощью тепловизора, определяется превышение температуры каждого элемента

над температурой окружающей среды. Измерение температур с помощью

высокочувствительного тепловизора, имеющего разрешающую способность 0.1 °С

позволяет выявить дефект в разряднике и связанное с этим изменение

распределения напряжения по его элементам.

Представляется возможным при вводе вентильного разрядника в работу после

монтажа или ремонта со сменой элемента оценить правильность выбора его и

комплектации разрядника, а также влияние окружающих предметов ( аппараты,

порталы и т. п. ) на изменение емкостных связей разрядника и тем самым на

соответствие вольт - секундной характеристики фактической.

В Донбассэнерго была сделана попытка разработки критериев оценки состояния

вентильных разрядников серии РВС. При инфракрасном контроле сравнивались

температуры соответствующих элементов разных фаз разрядников и элементов

одной фазы. Было отмечено, что в разряднике не имеющем дефектов, нижняя часть

элементов имеют температуру окружающей среды.

Признаками исправного состояния вентильного разрядника с шунтирующими

резисторами являются:

- верхние элементы в местах расположения шунтирующих резисторов нагреваются

одинаково во всех фазах;

- распределение температуры по элементам фазы разрядника практически

одинаково, а для многоэлементных разрядников может наблюдаться тенденция

плавного снижения температуры нагрева шунтируюших резисторов элементов,

начиная с верхнего.

Замыкание искровых промежутков в элементах разрядника вызывают закорачивание

их шунтирующих резисторов. При этом сопротивление элемента и всей фазы

разрядника уменьшаются, а ток проводимости увеличивается и сильнее нагревает

незакороченные шунтирующие резисторы.

Анализ термограмм элементов разрядников РВС, имевших замкнутые искровые

промежутки показал, что:

- распределение температур по поверхности дефектного элемента и их величина

зависит от числа и места расположения замкнутых искровых промежутков;

- в дефектной фазе разрядника происходит более сильный нагрев исправных

элементов по сравнению с поврежденным;

- в дефектной фазе разрядника нагрев элементов выше нежели у идентичных в

исправной фазе.

При обрыве шунтирующего резистора в элементе, последний имеет более низкую

температуру по сравнению с соответствующими элементами остальных фаз

разрядника.

При наличии в фазе разрядника элемента, имеющего обрыв шунтирующего резистора

наблюдается более интенсивный нагрев других элементов этой фазы разрядника. В

настоящее время при проведении инфракрасного контроля вентильных разрядников

с шунтирующими резисторами и оценки их состояния, исходят из следующих

соображений:

- контроль осуществляется не ранее, чем через 6 - 8 часов после постановки

разрядника под напряжение;

- измерение температуры на поверхности элементов должны сравниваться как

пофазно, так и в пределах одной фазы. Если разница температур нагрева

элементов одной фазы не превышает 0.5 - 2 °С, в зависимости от количества

элементов в разряднике, то его можно считать исправным. Инфракрасный контроль

вентильных разрядников следует производить при положительной температуре

окружающего воздуха, после дождя, при повышенной влажности воздуха.

Измерение температуры на поверхности фарфоровой покрышки элемента разрядника

необходимо осуществлять в местах размещения блоков с искровыми промежутками и

шунтирующими резисторами, для чего следует учитывать конструктивные

особенности разрядников.

При ИК - контроле разрядников серии РВМК измерение температур на поверхности

фарфоровых покрышек производится у основного элемента, в зоне между рабочими

резисторами и у искрового элемента по всей его высоте.

Если тепловизор обеспечивает получение термограммы, то последняя

прикладывается к протоколу ИК - контроля вентильного разрядника.

Абсолютные значения температур элементов разрядника зависят от температуры

окружающего воздуха, причем зависимость эта нелинейная.

Поправка на температуру резистора составляет 0.3 % на каждый градус изменения

температуры окружающей среды.

.

В первой главе были даны понятия экономической эффективности, экономической

эффективности новой техники с ее анализом, приведены факторы, влияющие на

тепловизионный контроль и методология тепловизионного контроля.

2 Расчет экономической эффективности применения тепловизионного контроля

высоковольтного оборудования

Энергоситсема “Оренбургэнерго” является составной частью

народнохозяйственного комплекса Оренбургской области и входит в обьединенную

энергосистему Урала с межсистемными связями регионов Урала, Средней Волги и

Казахстана.

Установленная электрическая мощность энергосистемы около 3500 МВт.

Протяженность электрических сетей всех напряжений 50 тысяч километров,

тепловых сетей – 115 километров.

Как уже сказано выше, ОАО “Оренбургэнерго” является составной частью

Объединенной энергосистемы Урала, в которую входят такие крупнейшие АО как

Пермэнерго, Тюменьэнерго, Башкирэнерго, Удмуртэнерго, Екатеринбургэнерго,

Кировэнерго и Челябинскэнерго

/ приложение А /.

В свою очередь, акционерное общество “Оренбургэнерго” подразделяется на

электростанции, вспомогательные обособленные подразделения и сетевые

обособленные подразделения / приложения Б, В /

Данное АО является рентабельным предприятием, так как около 70 процентов

выпущенной продукции востребовано, и всего лишь 30 является сальдо-перетоком.

Теперь приведем некоторые финансово-экономические показатели к годовому балансу.

В ОАО “Оренбургэнерго” за 1998 г выручка по отпущенной продукции (работ,

услуг)составила 4130995 тысяч рублей. Затраты на производство отпущенной

продукции (работ, услуг) 3217784 тысяч рублей. Коммерческие расходы 209825

тысяч рублей, процент к получению 6590 тысяч рублей, проценты к уплате 2146

тысяч рублей, доходы от участия в других организациях 918 тысяч рублей,

прочие операционные доходы 553190 тысяч рублей, прочие операционные расходы

694013 тысяч рублей, прочие внерелизационные расходы 15433 тысяч рублей,

прочие внерелизационные доходы 9602 тысяч рублей.

Балансовая прибыль акционерного общества за 1998 год по отпуску составила

562094 тысяч рублей. Причитающаяся сумма налога на прибыль и других платежей

за счет прибыли ( по реализованной продукции ) 124307 тысяч рублей и фонды

потребления 82389 тысяч рублей, благотворительные цели 10909 тысяч рублей,

другие цели 211828 тысяч рублей. Итого использование прибыли 669769 тысяч

рублей, убыток отчетного года 107675 тысяч рублей.

За 1998 год начислено платежей в бюджет всех уровней 1541459 тысяч рублей.

Фактически внесено 1228274 тысячи рублей.

Таблица 1 – платежи в бюджет

Продолжение таблицы 1

Задолженность в бюджет на 01.01.99 года составила 1268066 тысяч рублей, во

внебюджетные фонды – 28933 тысяч рублей. За 1998 год отчисления на

воспроизводство минерально-сырьевой базы производились от стоимости товарной

продукции и составили 269528,7 тыс. руб.

Перечисления в областной бюджет 3,8% - 102420,9 тыс. руб.

В распоряжении предприятия осталось 6,2% - 167107,8 тыс. руб., использовано

на ТРР 167107,8 тыс.руб.

Дебиторская задолженность по состоянию на 01.01.98 года составила 794979 тыс.

руб., в томчисле за товары, работы и услуги 476129 тыс. руб., с дочерними

предприятиями 18156 тыс. руб., с прочими дебиторами 251155 тыс. руб. и

авансы выданные – 49539 тыс. руб.

Кредиторская задолженность по состоянию на 01.01.98 год составила 2219164

тыс. руб., в том числе за товары, работы 511842 тысяч рублей, задолженность

перед дочерними и зависимыми обществами 3781 тыс. рублей, по оплате труда

34913 тысяч рублей, по социальному страхованию 28933 тысяч рублей, с бюджетом

1268066 тысяч рублей, с прочими кредиторами 349451 тысяч рублей, авансы

полученные от покупателей 22178 тысяч рублей.

В ОАО “Оренбургэнерго” за 1999 год выручка отпущенной продукции, (работ,

услуг) составила 50447971 тысяч рублей.

Затраты на производство отпущенной продукции ( работ, услуг) 3785887 тысяч

рублей.

Коммерческие расходы 302930 тысяч рублей, процент к получению 8202 тысяч

рублей, процент к уплате 2146 тысяч рублей, доходы от участия в других

организациях 836 тысяч рублей, прочие операционные доходы 407134 тысяч

рублей, прочие операционные расходы 496151 тысяч рублей, прочие

внерелизационные расходы 50738 тысяч рублей. Балансовая прибыль акционерного

общества за 1999 год по отпуску составила 954515 тысяч рублей.

Причитающиеся суммы налога на прибыль и других платежей за счет прибыли ( по

реализованной продукции) 492872 тысяч рублей, отчисления в фонды потребления

41838 тысяч рублей, благотворительные цели 32205 тысяч рублей, другие цели

337848 тысяч рублей. Итого использования прибыли 817112 тысяч рублей, убыток

прошлых лет 107675 тысяч рублей.

За 1999 год начислено платежей в бюджет всех уровней 1614735 тысяч рублей.

Фактически внесено 1711954 тысяч рублей.

Таблица 2 – Платежи в бюджет

Продолжение таблицы 2

Задолженность в бюджет на 01.01.00 год составила 1143527 тысяч рублей, во

внебюджетные фонды – 351638 тысяч рублей.

За 1999 год отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы

производилось от стоимости товарной продукции и составили107705,5 тысяч

рублей. Перечисления в областной бюджет 3% - 33325 тысяч рублей. В

распоряжении предприятия осталось 7% - 75425 тысяч рублей, Использовано на

ГРР – 75425 тысяч рублей.

Дебиторская задолженность по состоянию на 01.01.00 года составила 942183

тысячи рублей, в том числе покупатели и заказчики 459558 тысяч рублей, с

дочерними предприятиями 139505 тысяч рублей, с прочими дебиторами 310562

тысяч рублей, авансы выданные 32558 тысяч рублей.

Кредиторская задолженность по состоянию на 01.01.00 года составила 2325798

тысяч рублей, в том числе поставщики, подрядчики 307267 тысяч рублей,

задолженность перед дочерними и зависимыми обществами 4867 тысяч рублей, по

оплате труда 22910 тысяч рублей, по социальному страхованию 7191 тысяч

рублей. С бюджетом 1143527 тысяч рублей, с прочими кредиторами 810060 тысяч

рублей, авансы полученные от покупателей 29976 тысяч рублей.

Начиная с 1917 года, когда был выдвинут лозунг об электрификации всей страны

начались повальные стройки электростанций и увеличение их мощностей. В те

времена было очень малое потребление электрических мощностей.

В настоящее время мощности электрических станций очень велики и без

электроэнергии человечество не может прожить долгое время. Из этого можно

сделать вывод, что электростанции должны бесперебойно и качественно выдавать

не только тепло, но и электроэнергию.

Бесперебойная работа электрооборудования любых разделительных устройств без

контроля над ними невозможно долгое время, а бесконтрольная работа вызывает

крупные аварии и отказы оборудования. Даже контроль данного

электрооборудования невооруженным глазом не дает максимального эффекта, а

позволяет только определить механическое повреждение и очень сильные нагревы

контактных соединений, которые не были видны в не очень горячем состоянии,

так как это не возможно без специальных приборов. Вот для этого и

используется тепловизионный контроль. Этот прибор “видит” любой нагрев с

погрешностью до 0,01 градуса Цельсия с расстояния до 400 метров.

Своевременный контроль электрооборудования с помощью этого прибора позволяет

увеличить срок службы оборудования высоковольтных вводов

Масляного выключателя типа У-110 имеет шесть таких соединений, и значит его

обследование будет стоить 150 рублей. Сам же выключатель стоит около

900000рублей.

Соль в том, что нагрев контактного соединения ведет к нагреву масла в

высоковольтном вводе и следственно к увеличению внутреннего давления выше

расчетного, что ведет к разрыву ввода, повреждению бака выключателя и его

контактной системы. Из этого следует, что данный выключатель заменяется на

новый или в лучшем случае подлежит капитальному ремонту.Из сравнения

приведенных цифр видно, что сумма в 900 тысяч рублей во много раз превышает

сумму 150 рублей и можно сделать вывод об экономической эффективности или

эффективности данного прибора – тепловизора.

2.1 Расчет капиталовложений

Сначала производится расчет капиталовложений на приобретение тепловизора и

всего прилагающего к нему оборудования. Полные единовременные

капиталовложения на закупку тепловизионного оборудования определяются как

сумма единовременных капиталовложений на закупку, на капитальный ремонт;

единовременных капиталовложений на закупку автомобиля, и единовременных

капиталовложений на закупку ЭВМ.

Единовременные капиталовложения на закупку, капитальный ремонт составляют

180000 рублей. Единовременные капиталовложения на закупку автомобиля = 70000

рублей. Единовременное капиталовложение на закупку ЭВМ = 20000 рублей.

Цены взяты договорные у сотрудников электротехнической службы ОАО

“Оренбургэнерго”.

Полные единовременные капиталовложения на закупку тепловизионного

оборудования составляет 180000+70000+20000=270000 рублей.

Таблица 3 – Полные единовременные капиталовложения на закупку тепловизионного

оборудования.

Далее рассчитываем единовременные капиталовложения на установку дефектного

оборудования в том случае, если тепловизионный контроль не производился.

Возьмем самый критический случай, если оборудование после аварии не подлежит

никаким ремонтам и требует полной его замены.

Рассмотрим четыре дефекта выявленные с помощью тепловизионного контроля за

один день диагностики

Первый рассчитанный дефект – нагрев болтового соединения шлейфа с верхним

контактным зажимом высоковольтного ввода 110 кВ повышающего трансформатора

мощностью 125000 кВА. Расчет замены транспортных налогов, так как стоимость

этого трансформатора во много раз превышает все эти налоги. Единовременные

капиталовложения на закупку трансформатора рассчитываются как произведение

мощности трансформатора 125МВА на стоимость одного МВА номинальной мощности

трансформатора 75000 рублей. В итоге единовременные капиталовложения на

закупку трансформатора

125*75000=9375000 рублей.

Капиталовложения на затяжку болтового соединения не требуются, так как

специализированные работники получают за это заработную плату и никакой

замены оборудования не требуется ( случай со своевременной ИК –

диагностикой).

Далее рассчитывается случай перегрева аппаратного зажима высоковольтного

ввода масляного выключателя. Так же возьмем случай при котором никакие

ремонты невозможны, то есть выключатель требует полной замены. Расчет

производится подобно, без учета налогов.

Единовременные капиталовложения на защиту высоковольтного выключателя

определяется как произведение единовременных капиталовложений на закупку

одной фазы выключателя на 3., так как данный выключатель имеет три фазы и

повреждение одной их них неминуемо ведет к повреждению остальных.

Капиталовложения на подтяжку болтового соединения данного нагрева также не

требуются как и в предыдущем случае.

Единовременные капиталовложения на закупку одной фазы выключателя 300000

рублей. В итоге единовременные капиталовложения на закупку высоковольтного

выключателя равны

300000*3=900000 рублей

Далее рассчитывается случай нагрева рабочего контакта разъединителя 110 кВ.

Единовременные капиталовложения на закупку одной фазы разъединителя

определяется как частность единовременных капиталовложений на закупку трех

фаз разъединителя типа РАНД-110 на число дефективных фаз разъединителя, может

быть равно от 1 до3, в наилучшем случае это число равняется1, так как дефект,

то есть нагрев был обнаружен только в одной фазе. Единовременные

капиталовложения на закупку разъединителя равны 87000 рублей. Значит

единовременные капиталовложения на закупку одной фазы разъединителя

87000/3=29000 рублей.

Следующий пример аналогичен прредыдущему, только рабочее напряжение вдвое

больше, следовательно стоимость обной фазы разъеденителя увеличивается тоже

вдвое и капиталовложения в данном случае рассчитывается как произведение

единовременных капиталовложений на закупку разъединителя умноженное на 2.

Следовательно единовременные капиталовложения на одну фазу разъединителя

29000*2=58000 рублей.

По данному пункту все расчеты сводятся в таблицу 4

Продолжение таблицы 4

По данному подразделу уже можно сделать вывод о экономической эффективности

применения тепловизионного контроля посмотрев на таблицу 3 и таблицу 4, но

чтобы расчет был более точным, расчитываем годовые эксплуатационные затраты,

хотя они тоже носят минимальный характер.

2.2 Расчёт годовых эксплуатационных затрат

2.2.1 Расчёт годовых эксплуатационных затрат на эксплуатацию тепловизора

Расчет годовых эксплуатационных затрат производится как сумма годовой оплаты

труда обслуживающего персонала тепловизора, годовые отчисления на социальные

нужды от оплаты труда, годовые затраты на ремонт тепловизора, прочие годовые

затраты, общепроизводственные годовые затраты.

Годовая оплата труда расчитывается как произведение количества работников

обслуживающих тепловизор на среднюю месячную заработную плату и на число

месяцев в году. В расчетном случае обслуживающего персонала два человека,

среднемесячная заработная плата составляет 4000 рублей для каждого. Из этого

получается:

2*4000*12=96000 рублей.

Годовые отчисления на социальные нужды равны произведению коэффициента

выполнения нормы на 0,0015, где коэффициент выполнения нормы равен единице.

Годовые затраты на ремонт тепловизора составляют 30000 рублей в год. Это

постоянная величина отчисляемая АО “Оренбургэнерго” в ремонтное подразделение

на текущий ремонт тепловизора.

Прочие годовые затраты на приобретение и использование в тепловизоре

охладителя – азота равны 25 рублей за 100 литров; и затраты на топливо для

автомобиля 5 рублей за литр. В среднем в год автомобиль проезжает около 26000

километров, отсюда:

5/10*26000=13000

расход азота составляет 100 литров в год. Отсюда:

25*600/100=150 рублей.

Общепроизводственные годовые затраты равны 0,001

Теперь, если суммировать все рассчитанные величины , то получится:

(2*4000*12)+0,0015+3000+13000+150+0,01=139150,0115 рублей

Данные по расчетам заносим в таблицу.

Таблица 5 – Годовые эксплуатационные затраты на эксплуатацию тепловизора

2.2.2 Расчет годовых эксплуатационнных затрат на установку - монтаж

вновьпоставленного ннового оборудования

Не производится из-зи его ничтожности по сравнению со стоимостью нового

оборудования и по данным электротехнической службы ОАО “Оренбургэнерго”.

Годовые эксплуатационные затраты на установку нового трансформатора равны

56000 рублей, на установку нового выключателя равны 30000 рублей, на демонтаж

старого и установку нового разъединителя РЛНД 110кВ равны 15000 рублей, на

демонтаж старого и установку нового разъединителя РЛНДЗ 220 кВ равны 17000

рублей.

Из приведенных цифр можно посчитать общие годовые эксплуатационные затраты на

демонтаж и установку нового оборудования. Они определяются как сумма

годовых эксплуатационных затрат на трансформатор, годовых эксплуатационных

затрат на выключатель, годовых эксплуатационных затрат на разъединители в

110кВи 220кВ. В итоге общие годовые эксплуатационные затраты на оборудование

составляют:

56000+30000+15000+17000=118000 рублей.

Эти данные сведены в таблицу 6

Таблица 6 – Общие годовые эксплуатационные затраты на оборудование

2.3 Расчет годовых приведенных затрат

2.3.1 Расчет годовых приведенных затрат на использование тепловизора

Собрав все данные получим годовые приведенные затраты при использовании

тепловизора: это произведение нормативного коэффициента равного 0,12,

единовременных капиталовложений на тепловизор и сумма годовых

эксплуатационных затрат на тепловизор, равно:

0,12*270000+139150,0115= 171550,0115 рублей в год

Итог годовые приведенные затраты при использовании тепловизора равны

171550,0115 рублей

2.3.2 Годовые приведенные затраты на демонтаж старого и установку нового

оборудования

С помощью тех же расчетов подсчитаем общие годовые приведенные затратына

демонтаж старого и установку нового оборудования. Они рассчитываются как

произведение производственного коэффициента равного 0,12 и общих

единовременных капиталовложений на закупку нового оборудования равного

10362000 рублей и сумму годовых эксплуатационных затрат на демонтаж и

установку нового оборудования равных 118000 рублей. Годовые приведенные

затраты равны:

0, 12*10362000+118000=1361440 рублей

Общие годовые приведенные затраты были рассчитаны теоретически, можно

сказать, что они не годовые, а единовременные затраты, так как обследование

дефектного оборудования было выявлено за один день и не известно сколько

оборудования в течении года ещё может быть выявлено (может быть десятки, а

может несколько сотен единиц различного оборудования).

2.3.3 Расчёт экономической эффективности применения тепловизора

Расчет экономической эффективности применения тепловизионного контроля

высоковольтного оборудования производится как отношение экономического

эффекта от применения тепловизионного контроля к затратам на покупку и

обслуживание тепловизора.

В свою очередь экономический эффект применения тепловизионнго контроля

высоковольтного оборудования определяется как разность между общими годовыми

затратами на демонтаж старого и установку нового оборудования и годовыми

приведенными затратами при использовании тепловизора

Экономический эффект равен:

1361440-171550,0115=1189889, 989 рублей.

В свою очередь экономическая эффективность от применения тепловизионного

контроля равна:

1189889,989/171550,0115=6,936111392

График экономической эффективности тепловизионного контроля приведен на

рисунке 6.

По главе 2 можно сделать вывод, что применение тепловизионного контроля в

настоящее время несет огромную экономию материальных средств а также

отвечает за качественную рработу испытуемого оборудования. Как будущий

менеджер я могу еще добавить и то, что применение тепловизора на много

безопаснее чем использовать других средств тепловых измерений, которые не

позволяют дистанционно и к тому же с большой точностью измерить какую-либо

температуру. А это немпловажно так как электрический ток имеет нехорошее

свойство, при приблежении к нему он поражает все живое. И повторюсь, как

управленец я должна заботиться о безопасности и нормальных условиях работы

моих подчиненных, выполняющих ту или иную работу связанную с любой

опасностью.

Случаи повреждения сразу нескольких электродвигателей происходили не однажды,

так как питание производится от одной сети и все электрооборудование

электрически связано между собой.

По статистике на электростанции происходили случаи крупных аварий, когда

выходили из строя сразу несколько мощных электродвигателей, таких как

питательный электронасос, дымосос, дутьевой вентилятор, насос

газоохладителей, коденсатный насос, конденсатный насос бойлеров, резервный

маслонасос – которые питались с одной точки.

В следующем пункте производится расчет эффективности применения

тепловизизонного контроля на примере вышеперечисленных двигателей.

3 Рекомендации по использованию тепловизора на других энергообъектах

3.1 Описание энергообъектов

Наряду со всеми достоинствами применения тепловизионного контроля у него

есть еще и некоторые недостатки. Этот прибор не используется при выявлении

дефектов низковольтного оборудования и оборудования среднего напряжения,

тоесть он не используется на напряжениях в диапазоне от 0,4 кВ до 10 кВ.

Применение тепловизора на таких объектах дало бы в совокупности с

высоковольтными объектами еще больший экономический эффект, так как некоторое

низко и средневольтное оборудование на электростанциях имеет не только

высокую стоимость (от 50000 до 1000000 рублей), не и жестко связано с

основным технологическим процессом, нарушение которого ведет к аварийным

ситуациям и в следствии чего, к недовыработке электроэнергии и тепла, а также

к перерасходу горючего топлива, так – как при пусках турбогенераторов

используется намнного больше топлива – газа, чем при его нормальной

эксплуатации.

Приведем некоторые единовременные капиталовложения на закупку

электродвигателей при их выходе из строя:

Питательный электронасос – 800000 рублей;

Конденсатный насос – 75000 рублей;

Конденсатный насосо бойлеров – 93000 рублей;

Насос газоохладителей – 75000 рублей;

Резервный маслонасос – 68000 рублей;

Дымосос – 600000 рублей;

Дутьевой вентилятор – 600000 рублей;

Регенератор воздухоподогрева – 75000 рублей;

Синхронный генератор или турбогенератор, он своей стоимостью перекрывает

многое вместе взятое оборудование – 120000000 рублей.

Приведем некоторые технические данные турбогенератора при которых его

нормальная работа не возможна и без специальных приборов не возможно

определить его ненормальную работу.

Перекос напряжений по обмоткам – фазам статора генератора не должен превышать

более 12 процентов, превышение же этого предела ведет к сильному нагреву как

меди так и стали генератора, а соответственно греется и наиболее сложная и

дорогая часть генератора – ротор и система возбуждения. Этот нагрев в корпусе

генератора может привести к пожару стали, тоесть железо ярма статора будет

просто расплавляться, тем самым расплавляя все остальное содержимое

генератора.

Но этого можно избежать, если своевременно вмешаться тепловизионным контролем

и на ранней стадии локализовать очаг нагрева.

Все приведенное выше можно отнести и к остальным электродвигателям.

Случаи повреждения сразу нескольких электродвигателей происходили не однажды,

так как питание производится от одной сети и все электрооборудование

электрически связано между собой.

По статистике на электростанции происходили случаи крупных аварий, когда

выходили из строя сразу несколько мощных электродвигателей, таких как

питательный электронасос, дымосос, дутьевой вентилятор, насос

газоохладителей, коденсатный насос, конденсатный насос бойлеров, резервный

маслонасос – которые питались с одной точки.

В следующем пункте производится расчет эффективности применения

тепловизизонного контроля на примере вышеперечисленных двигателей.

3.2 Расчет экономичесой эффективности применения тепловизизонного контроля на

низковольтном оборрудовании

Расчет производится так же как приведено выше

Зная единовременные капиталовложения на различные электродвигатели и

ежегодные эксплуатационные затраты можно подсчитать годовые приведенные

затраты на демонтаж старого , закупку и установку нового оборудования.

Единовременные капиталовложения сведены в таблицу.

Таблица 7 – единовременные капиталовложения

Теперь приведем годовые эксплуатационные затраты по рассчитываемым

объектам.

Таблица 8 – Эксплуатационные затраты

Из приведенных выше таблиц подставляем в формулу приведенных затрат

числовые значения и получаем по пунктам соответственно:

0,12 * 800 + 82 = 178 тысяч рублей затраты на питательный энергонасос;

0,12 * 75 + 7,4 = 16,4 тысяч рублей затраты на конденсатный энергонасос;

0,12 * 93 + 9,5 = 20,66 тысяч рублей затраты на конденсатный насос байлеров;

0,12 * 75 + 7,5 = 16,5 тысяч рублей затраты на насос газоохладителей;

0,12 * 68 + 7 = 15,16 тысяч рублей. затраты на резервнный маслонасос;

0.12 * 600 + 59 = 131 тысяч рублей затраты на дымосос;

0,12 * 600 + 60 = 132 тысяч рублей затраты на дутьевой вентилятор

Теперь все полученные приведенные затраты суммируются:

178 + 16,4 + 20,66 + 16,5 + 15,16 + 131 + 132 = 509,72 тысяч рублей.

Все полученные с помощью расчетов годовые приведенные затраты на оборудование

сводятся в таблицу.

Таблица 9 – Годовые приведенные затраты

Теперь производятся сравнения приведенных годовых затрат на эксплуатацию

тепловизора и суммарные приведенные затраты на закупку нового низковольтного

оборудования, то есть производится анализ применения тепловизионного контроля

на низковольтном оборудовании.

Из предыдущей главы мы знаем, что затраты на тепловизор равны 171,550 рублей,

а полученные в этой главе суммарные годовые приведенные затраты равны 509,720

тысяч рублей.

Отсюда получается, что затраты на тепловизор в пять раз меньше, чем затраты

на оборудование. Из приведенных выше данных можно подсчитать экономическую

эффективность применения тепловизионного контроля на низковольтном

оборудовании:

509720 – 171550 = 338170 рублей

Отсюда экономическая эффективность будет равна:

338170/171550=1,97

По полученным данным экономической эффективности можно сделать вывод, что

эффективность применения тепловизионного контроля на низковольтного

оборудования очевиден. И как предложение можно сказать, что низковольтным

оборудованием не стоит принебрегать потому как определение дефектов носит

очень важный характер и имеет экономический эффект.

Годовые приведенные затраты показаны на рисунке 1. Остальные

техникоэкономические показатели сведены в таблицу 10.

Далее рассчитаем общий экономический эффект, то есть суммируем экономические

эффекты применения тепловизора как на высоковольтном так и на низковольтном

оборудовании:

1189890 + 338170 = 1528060 рублей.

Этот экономический эффект также показан в таблице 10.

Далее рассчитывается общая экономическая эффективность:

1528060/171550=8,91

Таблица 10 – Техникоэкономические показатели

Продолжение таблицы 10

Принятые условные сокращения

кВт – киловатт

МВт – мегаватт

кВ – киловольт

кВА – киловольт-ампер

МВА – мегавольт – ампер

ИК – ннфракрасный

ИР.ГРЭС – Ириклинская государственная районная электростанция

ОР. ТЭЦ – Орская теплоэлектро централь

СТЭЦ – Сакмарская ТЭЦ

КТЭЦ – Каргалинская ТЭЦ

КРУ – комплектное распред устройство

МВ – маслянный выключатель

ВН – высокое напряжение

НН – низкое напряжение

Заключение

Дипломная работа написана на тему: “Расчет экономической эффективности

применения тепловизионного контроля высоковольтного оборудования”.

Задачи, поставленные в дипломной работе выполнены.

1 Дано понятие экономической эффективности. Применение тепловизионной

аппаратуры позволяет выявить дефект на ранней стадии развития и предотвратить

возможное повреждение оборудования, тем самым повысить надежность

энергоснабжения и снизить затраты на ремонты.

2 Дана краткая характеристика прибора. Прибор состоит из трех основных

частей: тепловизионной камеры, аккумуляторных батарей и компьютера –

анализатора данных. Из-за своей компактности может быть эксплуатируем одним

оператором, для удобства эксплуатируется двумя.

3 Произведены расчеты экономической эффективности применения тепловизионного

контроля высоковольтного оборудования и получены следующие результаты:

Затраты на приобретение тепловизора равны Зт = 171,550 тысяч рублей;

Затраты на приобретение нового высоковольтного оборудования Зобщ = 1361,440

тысяч ррублей;

Экономическая эффективность применения тепловизионного контроля

высоковольтного оборудования Э = 1189,890 тысяч рублей.

4 Рекомендуется использовать тепловизионный контроль на

низковольтном оборудовании.

Экономическая эффективность при таком использовании составляет Э1 = 338,170

тысяч рублей.

Общий экономический эффект от применения тепловизионного контроля как на

высоковольтном так и на низковольтном оборудовании составляет Эобщ = 1528,060

тысяч рублей.

Список использованных источников

1. “Единые нормы и расценки”. Сборник Е22, М.: Прейскурантиздат, 1987 г,

86 с.

2. “Единые нормы и расценки”. Сборник 38, М.: Стройиздат, 1984 г,94 с.

3. Н.Ф. Кравченко “Экономика и организация электроснабжения промышленных

предприятий и районов”, О.: ОрПтИ, 1983 г, 56 с.

4. “ПУЭ”, издание шестое, Минэнерго СССР, М.: Энергоатомиздат, 1987 г

,354 с.

5. Б. А. Князевский, “Охрана трруда в электроустановках”, М.:

Энергоатомиздат, 1983 г, 122 с.

6. “Сборник директивных материалов Главтехуправления Минэнерго СССР”,

М.: Энергоатомиздат, 1985 г,164 с.

7. “Применение тепловизионных приемников для выявления дефектов

высоковольтного оборудования”, Л.: ЛИПКЭн, 1990 г. – 57с.

8. “Методические указания по применению приборов инфракрасной техники”,

М.: ОРГРЭС, 1995 г,396 с.

9. “Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок”, М.:

Энергоатомиздат, 1989 г, 236 с.

10. АО “Оренбургэнерго”, НПП “ИнЭл”, 1997 г, 38 с.

11. И.В. Мешков, “Методическое пособие по оформлению дипломнной работы для

сттудентов 5 курса по специальности 0611.00 – “Менеджмент””,О.: ОГУ, 1998 г

22 с.

12. “Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей

Российской Федерации”, М.: ОРГРЭС, 1996 г 652 с.

13. “Правила устроства электроустановок”, М.: Главгосэнергонадзо России, 1998

г,254 с .

14. Великанов К.М., Власов В.Ф., Карандашова К.С. Экономика и организация

производства в дипломных проектах, 3-е изд. Л.:Машиностроение, 1977, 207с.

15. Голосовский С.И. Экономическая эффективность исследований и разработок.

М.: Московский рабочий, 1973, 168с.

16. Л.Л.Вегер Расчет экономической эффективности и ее значе­ние в условиях

неопределенности. В.кн.: Проблемы управ­ления научными исследованиями. М.:

Наука, 1973, с 35-37.

17. Методика определения оптовых цен на новую продукцию про­изводственно-

технического назначения. М.: Прейскурант-издат., 1974, 32с.

18. Геращенко Л.Н. Бухгалтерский учет (методическое пособие). г. Донецк,

1995г, 84 с.

19. П.А.Левитский, В.Н.Мосин, А.И.Яковлев Экономика машиностроительной

промышленности. М.:Мвшиностробние, 1980, 276 с.

20. Е.Н.Карлик, К.М.Великанов, В.Ф.Власов. Экономика машиностроения. Л.:

Машиностроение, 1977, 392с.

Таблица 5 – техникоэкономические показатели

Страницы: 1, 2