Модернизация принципиальных схем при замене приборов аппаратуры распределительных устройств

Модернизация электрической принципиальной схемы, описание разработанной схемы

Страницы работы

Содержание работы

11 Модернизация электрической принципиальной схемы, описание разработанной схемы

После включения в схему электрическую принципиальную устройство плавного пуска силовая цепь питания электродвигателя будет иметь следующий вид : [9]

Рисунок 11.1 Схема электрическая принципиальная включения УПП

Принцип работы схемы электрической принципиальной изменяется незначительно, начало работы за станком будет таким же . Поворотом рукоятки вводного пакетного выключателя QF4 в положение «включено», включается цепь питания станка. Для подготовки схемы к работе необходимо включить выключатель QF1 и QF2 в положение «включено».Включение смазки шпинделя. При нажатии на кнопку SB1 подаётся напряжение на катушку контактора KM по цепи 5-7-9, который нормально разомкнутым контактом 7-9 становится на самоптание и включает электродвигатель M3 насоса смазки шпинделя. При достижении нормального давления масла срабатывает переключатель давления BP, который нормально разомкнутым контактом 9-17 подготавливает к включению цепь контактора KM1.Загорается сигнальная лампа HL2 «Смазка», так как включается реле KL1.

Включение двигателя шлифовального круга будет производится теперь через устройство плавного пуска но так же нажатием на кнопку SB1. При нажатии на кнопку подаётся напряжение на катушку магнитного пускателя КМ3 оно замыкая свои контакты включает магнитный пускатель КМ 1 замыкая свои контакты этот пускатель будет включать в работу электродвигатель через устройство плавного пуска , точнее по тому правилу которое будет заданно этим устройством

Источник

Модернизация электрической принципиальной схемы, описание разработанной схемы

Выбор направления проведения модернизации, выбор технического решения модернизации

Вопрос выбора защитного устройства является очень актуальным в последнее время. Защищаемое оборудование становится все дороже и дороже и поэтому любая авария в электроустановке вызывает трудности в устранении поломки, связанные с поиском комплектующих, времени устранении поломки и стоимостью . По этому необходимо на стадии проектировании выбрать правильное защитное устройство исходя из многих критериев: доступность, надежность, экономичность изделия, комплексная экономичность.

Защита на автоматических выключателях очень удобна при использовании непосредственно перед нагрузкой. Автоматические выключатели можно легко взвести заново, они занимают меньше места и стоимость автоматических выключателей на токи до 630А меньше нежели комбинированного рубильника под предохранители. На большие токи стоимость автоматических выключателей значительно превышает стоимости предохранителей. И их чаще всего использует непосредственно на вводах и в главных распределительных щитах.

В плане удобства использования автоматические выключатели намного лучше подходят для любого решения и применения. Автоматический выключатель легко включить заново после срабатывания, как обслуживающему персоналу так и любому неопытному человеку. В плане безопасности предохранители намного лучше. Чтобы заменить предохранители необходимо проделать намного больше операций и потребуется опыт в эксплуатации электроустановок.

В качестве модернизации предлагаю заменить предохранители на автоматический выключатель.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Модернизация электрической принципиальной схемы, описание разработанной схемы

Встроенный ПЛК (программируемый логический контроллер) позволяет гибко адаптировать частотный преобразователь для широкого круга задач автоматизации без применения внешних приборов (счетчиков, таймеров, контроллеров и др.), что ведет к общему уменьшению затрат. Программирование встроенного ПЛК может выполняться на одном из трех языков программирования: LAD (релейно-контактная логика), IL (список инструкций), SFC (последовательные функциональные схемы).

Возможность установки, как на стенку, так и на DIN-рейку (с адаптером крепления). Для оптимального использования места в шкафу допускается плотная установка VFD-E за счет высоко-эффективного охлаждения.

Встроенный РЧ-фильтр (в моделях 230В/1ф и 460В/3ф) для снижения электромагнитных помех и соответствия нормам ЭМС.

RFI-переключатель предоставляет возможность отключения цепочки конденсаторов «Y» фильтра при использовании привода в системах вычислительной техники. Соответствует директивам RoHS по обеспечению экологической безопасности эксплуатации и утилизации.

Несколько преобразователей частоты VFD-E могут быть соединены в параллель в звене постоянного тока для совместной регенерации энергии торможения. В этом случае перенапряжение не допускается и энергия торможения распределяется равномерно.

Модульная конструкция преобразователя частоты VFD-E и большое количество плат расширения такие как, плата входов/выходов (I/O card), плата реле, плата энкодера (PG card), USB-карта, и др., позволяют гибко изменять конфигурацию преобразователя для конкретной задачи.

Возможность выноса пульта управления со светодиодным индикатором и встроенным потенциометром. А также возможность эксплуатации без пульта управления.

Встроенный порт RS-485 (MODBUS), а так же дополнительные сетевые модули для поддержки популярных коммуникационных протоколов, включая, Profibus, DeviceNet, LonWorks и CANopen

Развитые функции защиты, включающие в себя высоко-точное измерение тока, полную защиту от перегрузки по току (oL, oL1 и oL2), токоограничение и предотвращение перенапряжения, защиту от короткого замыкания, автоматическое повторное включение, поиск скорости и защита двигателя от перегрева (PTC-термистор).

В базовой комплектации имеется: 6 дискретных программируемых входов; 2 аналоговых входа (4. 20мА, 0. 10В) и 1 аналоговый выход; 1 релейный и 1 цифровой (с открытым коллектором) многофункциональные программируемые выходы.

Позиция	Наименование	Кол-во	Примечание
KL1-6	BC 43-31-1
KM1-2	Магнитный пускатель ПМ12-010150
KK	Тепловое реле РТЛ-2057
QF1-2	ПереключателиПВ3-10
SB1-4	Кнопочные посты управления КЕ-011У3
Т	Понижающий трансформатор ОСМ1-0,063У3
М1	ЭлектродвигательАИР 56 В2
М2	Электродвигатель АИР 132 S4
КП015МЭ41С.СП
Изм	Лист	№ документа	Подпись	Дата
Разработаллл	Сазонов	Электрооборудование вертекально-фрезерного станка. Перечень элементов схемы	Лит	Лист	Листов
Руковод.	Повный	у	1	1
.	УО ГГПК

Перечень элементов схемы

За время написания курсового проекта по предмету электрооборудование предприятий и гражданских зданий, я ознакомился с особенностями работы радиально-сверлильного станка.

В курсовом проекте я рассчитал и выбрал для своего устройства современное электрооборудование и электрические аппараты.

В данном курсовом проекте бала проделана следующая работа по выбору электрооборудования:

· Рассчитаны и выбраны два электрических асинхронных двигателя М1 – М5.

· Выбраны аппараты и элементы схемы управления.

· Рассчитаны и выбраны аппараты защиты для силовой цепи и цепи управления.

· Рассчитан и выбран понижающий трансформатор для цепи сигнализации и управления.

· Выбраны провода и кабеля для этого устройства.

А так же указали размещение электрооборудования в шкафу управления, на пульту и на самом станке.Привели примеры монтажа электрооборудования, также указали полную инструкцию по эксплуатации станка и оборудования. Для лучшего понимания взаимосвязи электрооборудования друг с другом вычертили структурную схему.

Были предложены некоторые варианты модернизации данного станка.

Графическую часть проекта, т. е. электрическую схему управления станка и схему соединений и подключений вычертили на листах формата А1.

В конце курсового проекта указали полный перечень использованной литературы.

Проделанная работа расширила мои знания по предмету электрооборудование предприятий и гражданских зданий, научился составлять монтажные схемы подключения и подсоединения электрооборудования и электрических аппаратов.

1. Государственные стандарты СССР: указатель, 1987. – М. Издательство стандартов, 1987. Т. 1 – 4.

2. Долин П. А. Справочник по технике безопасности, 6-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 325 с.

3. Зимин Е. Н. и др. Электрооборудование промышленных предприятий и установок. – М.: Энергоатомиздат, 1981. – 552 с.

4. Камнев В. Н. Чтение схем и чертежей электроустановок. – М.: Высш. шк., 1986. – 144 с.

5. Луковников А. В. Охрана труда, 5-е изд., перераб. и доп. – М.: Колос, 1984. – 288 с.

6. Пижурин А. А. Электрооборудование и электроснабжение лесопромышленных и деревообрабатывающих предприятий: Учебник для техникумов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Лесн. Пром-сть, 1987. – 296 с.

7. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей/ Глав.упр. гос. Энергетического надзора Минэнерго СССР. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 432 с.

8. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986.

9. Справочник по электротехнике/ Иванов А. А. Изд. 5-е, перераб. и доп. – К. Вища школа, 1984. – 304 с.

10. Справочник по автоматизированному электроприводу/ Под.ред. В. А. Елисеева и А. В. Шинянского. М.: Энергоатомиздат, 1986.

11. Справочник по электротехнике и электрооборудованию – 2-е изд., доп. – М.: Высш. шк., 2000. – 255 с.

12. Электротехнический справочник. Т1. Под.общ. ред. П. Г. Грудинского и др. Изд. 5-е, испр. М.: Энергия, 1975 – 776 с.

Источник

Модернизация электрической принципиальной схемы

Схема электрическая принципиальная определяет полный состав элементов электрооборудования установки и дает детальное представление о принципе ее работы. Принципиальная схема служит основой для разработки других конструкторских документов и является наиболее полным документом для изучения принципа работы электрооборудования.

Принципиальная электрическая схема отражает взаимные связи между отдельными электрическими устройствами, аппаратами и приборами с учетом принципа действия и последовательности работы отдельных ее элементов. Принципиальную электрическую схему изображают в положении отключенного питания, когда на аппараты и их части нет принудительных воздействий. Такое положение является исходным для электрической схемы.

Существующую электрическую принципиальную схему вычерчиваем в соответствии с ЕСКД (лист 2 графической части).

В соответствии с выбранным техническим решением вносим в электрическую принципиальную схему следующие изменения:

1. вместо путевых выключателей монтируются индукционные бесконтактные выключатели (замена производится только тех путевых выключателей которые установлены в роли датчиков положения);

2. вместо двухполюсной тепловой защиты электродвигателей ставим трехполюсную;

3. сигнализационные лампы накаливания меняем на светодиоды, так как они потребляют меньшую мощность и являются более устойчивыми к вибрации;

4. мост селеновый меняем на диодный;

5. все имеющиеся предохранители в цепи управления (FU2, FU4…FU6 в существующей электрической схеме) на однополюсные автоматические выключатели (QF2, QF4…QF6 в модернизированной электрической схеме).

Указанные выше изменения отражены в схеме электрической принципиальной модернизированной (лист 3 графической части).

Источник

Современные подходы к модернизации электрических сетей

В современных условиях рынка компании в политике управления активами всё чаще опираются на два основных фактора:
• максимизацию эффекта в виде прибыли на каждый инвестированный и вложенный рубль в активы, ежегодно и до конца срока службы оборудования;
• минимизацию эксплуатационных издержек, сохраняя при этом прежний высокий уровень надёжности работы оборудования и непрерывный производственный процесс (генерации, передачи и распределения электрической энергии).

Энергокомпании при решении этих задач сталкиваются с очень серьёзными проблемами, обладая большой и разнообразной номенклатурой оборудования. При этом каждый элемент может изготавливаться различными производителями. К примеру, на территории России сегодня в эксплуатации можно встретить до 150 различных типов ячеек КРУ, разнообразие которых связано с годом выпуска, заводом-изготовителем, типоисполнением, категорией размещения и т.д. Многообразность различных видов КРУ дополняется импортными аналогами (США, Германия, Польша, Италия, Япония и пр.), поставленными в эксплуатацию в советское время.

В таких условиях вопрос о том, ремонтировать или менять установленное и зачастую морально устаревшее оборудование, встаёт как нельзя остро. Ставки очень высоки, когда предприятие озадачено вопросом о высокотехнологических инженерных продуктах и дорогом оборудовании, которое участвует в процессе генерации, передачи и распределения энергии миллионам людей и предприятиям. Поскольку активы в виде установленного оборудования продолжают стареть, методы решения каждым предприятием вопроса замены или ремонта становятся всё более критичными в управлении бизнесом.

Послевоенный индустриальный бум имел важное значение для развития инфраструктуры, особенно в энергетике нашей страны. Пик ввода новых мощностей и оборудования в России пришёлся на период 60—70 годов прошлого столетия. И большинство оборудования сейчас находится на пределе и в последней фазе своего жизненного цикла. Причём такая картина характерна не только для России, но и для большинства зарубежных стран Европы и Америки. Средний возраст оборудования в Европе в распределительных сетях около 40 лет, есть оборудование, которое находится в эксплуатации 50—60 лет. В соответствии с данными коммерческого департамента США, американская промышленность имела пик установки новых трансформаторов примерно в 1973 г. [5]. В это время в США было добавлено около 185 ГВт трансформаторной мощности. Сегодня этому оборудованию в среднем около 37 лет.

Износ оборудования в распределительных сетях Холдинга МРСК составляет 69% [2], причём 52% этого оборудования отработало свой нормативный срок, а 7,4% — два и более нормативных срока. При анализе основных причин технологических нарушений вторым основным фактором после падения деревьев и веток на провода ВЛ является старение изоляции оборудования, доля которого составляет примерно пятую часть всех повреждений в сети.

В ФСК ЕЭС картина с износом оборудования выглядит немногим лучше — физическое и моральное старение оборудования составляет более 50%. Около 47% от общего количества подстанционного оборудования и 67% всех линий электропередач в составе активов ФСК сегодня отработали сверхнормативный срок — более 25 лет. В то же время 17% подстанций и 26% ЛЭП перешли в стадию аварийного срока эксплуатации (более 35 лет для подстанций и 40 лет для воздушных линий) [8].

ЧЕЛОВЕЧЕСКИЙ ФАКТОР

Вопрос, как принять правильное решение — сделать ремонт или провести полную замену существующего оборудования, — имеет непосредственное отношение как к самому активу, так и к персоналу. В большинстве случаев вы имеете дело со стареющим оборудованием, а также опытом и знаниями, которые «уходят за дверь», как только вы принимаете на работу нового специалиста, не знающего этого оборудования. Чем больше производственного оборудования достигает предела своего жизненного цикла, тем чаще и острее встаёт вопрос о его замене или ремонте, но ответ становится более сложным с увеличением среднего возраста специалистов и борьбы за привлечение молодых кадров на энергетические предприятия.

Понятно, что за 30 лет эксплуатационный и ремонтный персонал на предприятии успевает смениться 2—3 и более раз.

ГЛОБАЛЬНЫЕ ФАКТОРЫ: РОСТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГИИ
И НОВОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ

На пороге старения оборудования важные факторы, носящие общий глобальный характер, заставляют предприятия более пристально взглянуть на вопрос ремонта или замены:
• изменяющаяся потребность в электроэнергии, которая будет уверенно расти в ближайшем будущем. В соответствии с прогнозами Международного энергетического агентства (IEA), до 2030 года электропотребление на земном шаре значительно возрастёт;
• ожидания и требования потребителей электрической энергии существенно меняются, что может серьёзно повлиять на сегодняшнюю конфигурацию и инфраструктуру электрических сетей. Что произойдёт, когда миллионы электромобилей появятся на дорогах? Справится ли сегодняшняя инфраструктура электрических сетей с такими новыми потребностями? По оценкам экспертов ведущих автомобильных концернов, к 2020 г., т.е. уже через восемь лет, 10% от всех продаваемых новых автомобилей будут полностью электрическими.

ГУД-ВИЛЛ, ОБЩЕСТВЕННОЕ МНЕНИЕ
И ИМИДЖ КОМПАНИИ

Кроме ключевых факторов, учитываемых при принятии решения о ремонте или замене оборудования, есть ещё один важный показатель оценки последствий аварий и выходов из строя оборудования в случае неправильного планирования ремонтов или несвоевременной полной его замены. Наряду с затратами на ремонт, выпадающими доходами энергокомпаний от простоя и недоотпуска оборудования, штрафных санкций, безопасности персонала существует такой фактор, как публичное мнение или репутация.

Громкие аварии негативно влияют на имидж (бренд) компании, в зоне ответственности которой произошла авария. Стоимость акций компании носит большую спекулятивную составляющую, на которую в свою очередь имеет большое влияние подаваемая информация о компании в СМИ, слухи среди клиентов и потребителей, общественная реакция на события, которые происходят вокруг компании. В случае аварии стоимость акций компании на бирже может сильно упасть, что гораздо сильнее реального материального ущерба, нанесённого аварией как компании, так и потребителям. Рынок может таким образом отыграть эту новость о том, что акционеры компании понесут серьёзные потери.

Учёт общественного мнения и, как следствие, его сильного влияния на стоимость акций компании, в отличие от недавнего прошлого, сегодня очень актуален для российских компаний как в секторе генерации, так и в распределительных сетях, так как большинство компаний прошли процедуру публичного размещения акций на российских или зарубежных биржевых площадках.

ФИНАНСОВЫЙ АНАЛИЗ И ОЦЕНКА РИСКОВ

С увеличением числа потребителей в секторе цифровой инфраструктуры (например, центров обработки данных), функционирование которых напрямую зависит от электроснабжения, цена вопроса, связанного с перерывами подачи электроэнергии, многократно возрастает.

По оценке Национальной лаборатории Лоуренса Беркли, перерывы электроснабжения и аварии стоят для экономики Америки около 80 биллионов долларов ежегодно. Вопрос в том, как много аварий энергокомпании и экономика страны в целом могут позволить себе?

Поговорим о затратах, которые включают в себя издержки на капитальный, средний и текущий ремонты. Обычно предприятия, получая новое оборудование, должны капитализировать его (поставить на баланс предприятия). Далее, как только оно установлено, можно ежегодно отчислять в амортизационный фонд определённый процент от его стоимости каждый год на период его службы. Амортизационный фонд в свою очередь является источником средств для модернизации оборудования. Однако в случае, когда большинство оборудования уже отработало свой ресурс, амортизационные отчисления очень невелики. Поэтапное введение нового оборудования позволяет равномерно формировать в будущем источники программ модернизации оборудования. Нужно учитывать, что при ремонте и частичной модернизации КРУ нет необходимости обесточивать всех потребителей, работа может вестись поочерёдно на одном присоединении либо посекционно. В случае полной замены подстанция на время строительных и пусковых работ выводится из строя.

В то же время ремонт может быть выполнен быстрее, чем замена, только в случае наличия запасных деталей, но что делать, если они уже недоступны? Иногда ремонт старых выключателей становится экономически неэффективным. Некоторые детали старых выключателей уже не производятся и сняты с конвейера, а если их снова изготавливать, что в принципе возможно, то это уже будет не стандартная деталь, и стоимость её изготовления может превышать стоимость нового выключателя.

В сравнительной сводной таблице приводятся оценки критериев выбора.

Одним из важнейших ключевых факторов при замене оборудования является вопрос улучшения безопасности обслуживания. Может быть, вы не можете заменить оборудование, но можете улучшить безопасность его эксплуатации. Не можете полностью исключить все риски, но можете принять меры по улучшению безопасности обслуживания.

Замена старого оборудования на новое означает ещё и высвобождение места. Например, новые ячейки КРУ за счёт применения современных изоляционных материалов могут сократить свои габариты на 20—30% по сравнению со старыми, и это означает возможность увеличения количества присоединений на 30%, что особенно важно в условиях мегаполиса и в местах высокой стоимости земли. Здесь появляется дополнительный экономический эффект за счёт оплаты за подключение новых потребителей и дальнейшего снабжения их электроэнергией.

СТОИМОСТЬ ВЛАДЕНИЯ

При выработке решения о замене оборудования необходимо иметь в виду такой важный показатель, как стоимость владения активом, которая измеряется гораздо большей величиной, чем просто первоначальные инвестиционные вложения в покупку оборудования. Некоторые финансисты и бухгалтеры рассматривают затраты, связанные с применением оборудования, в течение текущего финансового года. Однако такой подход является некорректным, так как эти первоначальные затраты могут составлять небольшую часть общей стоимости владения оборудованием и затрат, которые компания понесёт в течение всего срока его службы.

Базовая стоимость закупки оборудования и строительства объекта рассчитывается следующим образом:

S_баз = (S + A) + (I · L · (S + A) = (S + A) · (1 + I · L) ,

где S — стоимость земли подстанции и строительства объекта; A — стоимость закупки КРУ; L — срок службы КРУ; I — процентная ставка депозита в банке либо инфляция.

Cтоимость первого ремонта:

S_рем1 = C + (L — M) · C · I = C [1 + I · (L — M)] .

Стоимость второго ремонта:

S_рем2 = C + (L — 2M) C · I = C [1 + I (L — 2M)] .

И так до тех пор, пока L — (n · M) = 0,

где n — количество плановых ремонтов за весь срок службы; M — интервал между ремонтами; C — стоимость ремонта, включая запасные детали и транспортировку.

Полная стоимость владения оборудованием:

S_полн = (S + A) · (1 + I · L) + C [1 + I · (L — M) + C [1 + I · (L — 2M)] +…+D ,

где D — стоимость утилизации.

Таким образом, зная все упомянутые расходы и учитывая коэффициент дисконтирования (или банковский процент), можно рассчитать полную стоимость владения активом. Это является более точным и интегральным расчётом при принятии решения о замене или ремонте оборудования.

Отдельно следует отметить, что и при выборе нового оборудования также необходимо учитывать важный показатель стоимости владения активом.

Стоимость владения КРУ с элегазовой (SF₆) изоляцией в среднем на 10—15% дороже, чем КРУ с вакуумной или твёрдой изоляцией [7]. Если затраты по приобретению и обслуживанию этого оборудования практически равны, то стоимость затрат на утилизацию отличается значительно. Это связано с необходимостью специальных условий при утилизации элегаза как вредного и опасного. Такую операцию проводят специальные организации. Затраты на утилизацию КРУ с SF₆-изоляцией возникают в конце срока службы.

В случае с устаревшими масляными выключателями необходимо учитывать масляное хозяйство, содержание ремонтного участка в течение всего года, даже тогда, когда ремонтная программа завершена, необходимый уровень запасных деталей, а также затраты на последующую специальную утилизацию масла.

ОЦЕНКА ПАРКА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕМОНТНАЯ
ПРОГРАММА НА ОСНОВЕ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ АКТИВОВ

Как только предприятие ввело учёт активов и их состояния, оно может фокусироваться на индивидуальных особенностях оборудования. Существующая в России система ППР в энергетике несовершенна и не адекватна современным условиям, она имеет существенные недостатки и объективно не может обеспечивать надёжность электрооборудования при возрастающих темпах его износа. Анализ имеющихся и активно развивающихся методов и средств диагностики электрооборудования показывает, что их современный уровень и перспективы развития открывают реальные возможности для применения методов управления активами и стратегии технического обслуживания и ремонта (ТОиР) на основе текущего технического состояния оборудования. Задача системы ТОиР заключается в том, что по истечении определённой наработки в момент, предшествующий отказу, проводятся профилактические ремонты.

Основным принципом системы технического обслуживания и ремонта на основе текущего технического состояния является индивидуальное наблюдение за диагностическими параметрами, характеризующими фактическое состояние оборудования в процессе эксплуатации [3].

Ключевые цели системы технического обслуживания и ремонта на основе текущего технического состояния:
• оценка фактического и в реальном времени технического состояния оборудования распределительного электросетевого комплекса;
• формирование базы данных, содержащих информацию о техническом состоянии всего оборудовани;
• сравнительный анализ технического состояния оборудования во времени с выявлением элементов с деградирующими характеристиками;
• планирование ремонтов и замены оборудования с учётом его реального технического состояния.

Исследования СИГРЭ показали, что постоянный мониторинг технического состояния трансформаторов может снизить риск аварий на 50%. Более того, было показано, что раннее выявление проблем сокращает стоимость ремонтных работ на 75% и уменьшает потенциальные убытки, связанные с аварией, на 60%. Эта экономия может составлять около 2% в год от стоимости нового трансформатора, т.е. от 40 до 80 тыс. долларов [5].

Предварительная оценка свойств и параметров элементов электрической сети позволяет определить наиболее важные объекты, относительно которых принимаются управленческие решения. Специалисты итальянской копании ENEL выделили и сгруппировали в своей сети оборудование среднего напряжения по следующим основным типам: разъединители, ограничители перенапряжений, высоковольтные выключатели, аккумуляторные батареи, релейные терминалы, устройства компенсации реактивной мощности, реакторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения, силовые трансформаторы тока нулевой последовательности, щиты постоянного тока, силовые трансформаторы, переключатели выходных обмоток трансформатора. Каждый элемент был оценен на основании четырёх основных факторов:
• частота и вероятность аварий;
• влияние на надёжность и бесперебойность электроснабжения потребителей;
• среднее время ремонта;
• стоимость работ по восстановлению.

По шкале от 1 до 5 баллов была оценена важность каждого элемента. Путём учёта всех 4-х факторов и интегральной оценки было определено, что наиболее критичными элементами сети являются силовые трансформаторы и высоковольтные выключатели [4]. Можно предположить, что похожие результаты будут наблюдаться и в наших российских сетях.

Ремонт или замена: стоимость и сложность вопроса, заменять или ремонтировать, зависит от размера, типа, возраста и условий применения и установки оборудования, а также от потенциальных затрат. связанных с расходами по устранению аварий, выпадающих доходов от перерыва электроснабжения и общественного мнения, которое влияет на стоимость акций публичных энергокомпаний.

В пользу решения о полной замене устаревшего оборудования говорят, на мой взгляд, интересы компании в области персонала, экологии, инфраструктурного развития и имиджа.

В свою очередь такие факторы, как полная стоимость владения оборудованием, финансовый анализ и оценка рисков, могут говорить как в пользу замены оборудования, так и в пользу его ремонта. Необходим целостный подход к оценке парка оборудования, а также разумная ремонтная программа с учётом его текущего состояния. Если ежегодные затраты на ремонты сравнимы с бюджетом небольшой корпорации, пора задуматься о переходе на систему ремонтов по техническому состоянию. Но необходимо учитывать, что эффективная реализация такого подхода требует больших инвестиций в первую очередь в инструменты управления бизнес-процессами.

В условиях, когда темпы обновления оборудования серьёзно отстают от темпов его старения, необходимо искать новые решения, которые позволят изменить эту ситуацию.

ЛИТЕРАТУРА
1. M. D. Catrinu, A. Nybo, M. K. Istad. “Methods for maintenance and reinvestment strategy making in distribution systems”. SINTEF Energy Research. Norway. 2009.
2. П.И. Оклей. Доклад заместителя Генерального директора —Технического директора ОАО «Холдинг МРСК» на выставке конференции «Распределительный сетевой комплекс России: состояние, проблемы, пути решения». Россия. СПб. 2010 г.
3. Назарычев А.Н., Таджибаев А.И., Андреев Д.А. «Совершенствование системы проведения ремонтов электрооборудования электростанций и подстанций». ПЭИПК. Россия. СПб. 2004 г.
4. A.Galati, S. Chelli, P. Tuninetti, M. Maddaluno. «Сondition based maintenance on mv circuit breakers». ENEL Distribuzione. Italy. 2009.
5. CIGRE Technical Brochure 248. «Economics of transformer management». 2004.
6. Sierra Energy Group. The research & Analysis Division of Energy Central. United State of America. «White Paper». 2010.
7. S. Stewart. The Institution of Electrical Engineers. London. United Kingdom. 2004.
8. О.М. Бударгин. Доклад председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» на заседании круглого стола Санкт-Петербургского международного экономического форума. 17-19 июня 2010 г.

Нашли ошибку? Выделите и нажмите Ctrl + Enter

Источник