Методика расчета экономической эффективности применения системы мониторинга трансформаторного оборудования

Page 1
background image

Page 2
background image

136

Методика расчета экономической 
эффективности применения 
системы мониторинга 
трансформаторного оборудования

УДК

 621.314.222.6

Ключевые

 

слова

:

методика

 

расчета

экономическая

 

эффективность

система

 

мониторинга

силовой

 

трансформатор

трансформаторное

 

оборудование

Keywords:

method of calculation, economic 
ef

 ciency, monitoring system, power 

transformer, transformer equipment

Афанасьев

 

А

.

Д

.,

начальник

 

отдела

 

управления

 

проектами

 

ООО

 «

АСУ

-

ВЭИ

»

Валуйских

 

А

.

О

.,

начальник

 

отдела

 

технических

 

средств

 

ООО

 «

АСУ

-

ВЭИ

»

Жуков

 

А

.

М

.,

заместитель

 

генерального

 

директора

 

ООО

 «

АСУ

-

ВЭИ

»

Страдомский

 

А

.

Ю

.,

заместитель

 

начальника

 

отдела

 

управления

 

проектами

ООО

 «

АСУ

-

ВЭИ

»

Цфасман

 

Г

.

М

.,

к

.

т

.

н

., 

главный

 

специалист

 

ООО

 «

АСУ

-

ВЭИ

»

ВВЕДЕНИЕ

Применение

 

любой

 

технической

 

продукции

 

должно

 

иметь

 

экономиче

-

ское

 

обоснование

 

в

 

целях

 

определения

 

эффективности

 

его

 

использова

-

ния

 

и

 

оценки

 

экономической

 

отдачи

 

от

 

произведенных

 

инвестиций

Авто

-

матизированные

 

системы

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диагностирования

 

трансформаторного

 

оборудования

 (

АСМДТО

не

 

являются

 

исключением

АСМДТО

 — 

это

 

относительно

 

новая

инновационная

 

продукция

по

 

ко

-

торой

 

и

 

в

 

настоящее

 

время

 

различными

 

организациями

 

проводится

 

ряд

 

НИОКР

направленных

 

как

 

на

 

повышение

 

качественных

 

характеристик

 

систем

так

 

и

 

на

 

создание

 

соответствующей

 

нормативно

-

технической

 

базы

В

 

этом

 

контексте

 

разработка

 

методики

 

расчета

 

экономической

 

эф

-

фективности

 

применения

 

данного

 

вида

 

оборудования

 

является

 

актуаль

-

ной

 

задачей

Работы

 

в

 

этой

 

области

 

давно

 

и

 

активно

 

проводятся

 

за

 

рубе

-

жом

В

 

России

 

в

 

настоящее

 

время

 

признана

 

необходимость

 

проведения

 

работ

 

в

 

данном

 

направлении

 

и

 

определяются

 

основные

 

направления

Так

постановлением

 

правительства

 

Российской

 

Федерации

 

от

 19 

де

-

кабря

 2016 

г

 1401 

утверждена

 

методика

 

комплексного

 

определения

 

показателей

 

технико

-

экономического

 

состояния

 

объектов

 

электроэнер

-

гетики

вступающая

 

в

 

силу

 

с

 1 

января

 2018 

года

а

 

также

 

постановлено

 

до

 31 

декабря

 2017 

года

 

обеспечить

 

разработку

 

автоматизированной

 

системы

 

мониторинга

 

и

 

комплексного

 

расчета

 

технико

-

экономического

 

состояния

 

объектов

 

электроэнергетики

Вместе

 

с

 

тем

опубликованные

 

по

 

данной

 

тематике

 

работы

 

отечественных

 

специалистов

 

в

 

большинстве

 

своем

 

содержат

 

ретроспективный

 

экономический

 

анализ

 

эффективно

-

сти

 

применения

 

АСМДТО

оценивающий

 

экономический

 

эффект

 

от

 

уже

 

установленных

 

и

 

введенных

 

в

 

эксплуатацию

 

систем

как

например

в

 [1]. 

Наиболее

 

известной

 

является

 

зарубежная

 

работа

 [2], 

в

 

которой

 

предложен

 

метод

 

оценки

 

рентабельности

 

мониторинга

 

трансформато

-

ров

основанный

 

на

 

модели

 

экономического

 

анализа

 

контроля

 

выклю

-

чателя

разработанной

 IEEE. 

Во

 

взятом

 

за

 

основу

 

методе

 

стандарта

 

IEEE C37.10.1 

основные

 

затраты

 

и

 

получаемые

 

результаты

 

рассмотре

-

ны

 

и

 

представлены

 

в

 

виде

 

сравнения

 

двух

 

сценариев

для

 

оборудова

-

ния

имеющего

 

и

 

не

 

имеющего

 

систему

 

мониторинга

Существенными

 

В

 

статье

 

предложена

 

методика

 

расчета

 

экономической

 

эффективности

 

применения

 

си

-

стемы

 

мониторинга

 

трансформаторного

 

оборудования

Последовательно

 

использованы

 

методы

 

определения

 

отдельных

 

значимых

 

параметров

совокупность

 

которых

 

форми

-

рует

 

итоговую

 

обобщенную

 

универсальную

 

формулу

 

определения

 

суммарного

 

эконо

-

мического

 

эффекта

 

с

 

учетом

 

дисконтированных

 

затрат

что

 

позволяет

 

определить

 

срок

 

окупаемости

 

и

 

предельную

 (

экономически

 

оправданную

стоимость

 

системы

 

мониторин

-

га

 

для

 

каждого

 

типа

 

трансформаторного

 

оборудования

Итоговый

 

расчет

 

учитывает

 

тип

 

и

 

назначение

 

трансформаторного

 

оборудования

 

в

 

схеме

 

энергосистемы

комплектацию

 

и

 

сложность

 

системы

 

мониторинга

вероятности

 

недоотпуска

 

электроэнергии

 

и

 

ложных

 

срабатываний

 

системы

 

мониторинга

действующую

 

и

 

перспективную

 

нормативную

 

базу

 

с

 

учетом

 

возможности

 

перехода

 

от

 

планового

 

технического

 

обслуживания

 

к

 

обслужива

-

нию

 

по

 

состоянию

.

ДИАГНОСТИКА

И  МОНИТОРИНГ


Page 3
background image

137

недостатками

 

данного

 

метода

 

являются

 

допущения

не

 

соответствующие

 

действительности

 

ни

 

в

 

России

ни

 

за

 

рубежом

согласно

 

которым

:

 

разработана

 

и

 

введена

 

в

 

действие

 

вся

 

норматив

-

ная

 

документация

регламентирующая

 

выбор

применение

эксплуатацию

 

оборудования

а

 

так

-

же

 

передачу

 

и

 

использование

 

полученной

 

систе

-

мой

 

мониторинга

 

информации

;

 

отсутствуют

 

ложные

 

срабатывания

 

системы

 

мониторинга

в

 

результате

 

которых

 

оборудование

 

выводится

 

из

 

работы

;

 

назначение

 

трансформаторного

 

оборудования

 

в

 

схеме

 

энергосистемы

 

не

 

влияет

 

на

 

оценку

 

ущер

-

ба

 

от

 

его

 

отказов

;

 

комплектация

 

и

 

сложность

 

системы

 

мониторинга

 

всегда

 

одинаковы

 

для

 

однотипных

 

трансформа

-

торов

.

В

 

настоящей

 

статье

 

предложена

 

методика

в

 

кото

-

рой

 

учтены

 

вышеуказанные

 

недостатки

а

 

также

 

им

-

плементированы

 

действующие

 

отечественные

 

нормы

что

 

позволяет

 

более

 

достоверно

 

рассчитать

 

эко

-

номическую

 

эффективность

 

применения

 

АСМДТО

Положительными

 

эффектами

определяющими

 

целесообразность

 

применения

 

систем

 

мониторинга

являются

:

1) 

снижение

 

риска

 

катастрофических

 

отказов

 

и

 

пол

-

ного

 

выхода

 

из

 

строя

 

дорогостоящего

 

трансфор

-

маторного

 

оборудования

;

2) 

возможность

 

обоснованного

 

продления

 

срока

 

экс

-

плуатации

 

трансформаторного

 

оборудования

3) 

переход

 

от

 

регламентного

 

обслуживания

 

к

 

обслу

-

живанию

 

по

 

фактическому

 

состоянию

 

трансфор

-

маторного

 

оборудования

позволяющий

 

снизить

 

трудозатраты

 

высококвалифицированного

 

персо

-

нала

;

4) 

снижение

 

рисков

 

недоотпуска

 

электроэнергии

 

по

-

требителям

 

и

 

связанных

 

с

 

этим

 

финансовых

 

по

-

терь

 

от

 

штрафных

 

санкций

;

5) 

снижение

 

рисков

 

экологического

 

ущерба

связан

-

ного

 

со

 

взрывами

пожарами

загрязнением

 

почвы

 

плохо

 

разлагающимся

 

минеральным

 

маслом

 

и

 

т

.

д

.

Следует

 

учитывать

что

 

внезапный

 

катастрофиче

-

ский

 

отказ

 

трансформатора

 (

взрыв

пожар

 

на

 

транс

-

форматоре

может

 

сопровождаться

 

повреждением

 

рядом

 

стоящего

 

оборудования

 

и

 

человеческими

 

жертвами

.

Экономический

 

анализ

 

эффективности

 

приме

-

нения

 

автоматизированных

 

систем

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диагностирования

 

затрудняется

 

тем

что

 

данные

 

системы

 

имеют

 

относительно

 

короткую

 

историю

 

применения

 

и

 

малый

 

объем

 

статистических

 

данных

характеризующих

 

эффективность

 

их

 

рабо

-

ты

поэтому

 

различные

 

аспекты

 

применения

 

систем

 

мониторинга

 

хорошо

 

изучены

 

только

 

на

 

начальных

 

этапах

 

жизненного

 

цикла

 

трансформаторного

 

обору

-

дования

Дополнительную

 

сложность

 

расчетам

 

при

-

дает

 

вероятностный

 

характер

 

ключевых

 

событий

Несмотря

 

на

 

это

к

 

настоящему

 

моменту

 

опублико

-

ван

 

ряд

 

работ

посвященных

 

отдельным

 

аспектам

 

экономической

 

эффективности

 

систем

 

мониторинга

 

трансформаторов

 [1, 7], 

результаты

 

которых

 

исполь

-

зованы

 

в

 

настоящей

 

статье

Важным

 

фактором

 

применения

 

автоматизирован

-

ной

 

системы

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диагности

-

рования

 

трансформаторного

 

оборудования

 

является

 

возможность

 

перехода

 

от

 

регламентного

 

обслужи

-

вания

 

трансформатора

 

к

 

обслуживанию

 

по

 

факти

-

ческому

 

состоянию

Однако

 

перейти

 

на

 

очевидно

 

более

 

рациональный

 

и

 

экономичный

 

тип

 

обслужи

-

вания

 

можно

 

будет

 

только

 

после

 

внесения

 

соответ

-

ствующих

 

изменений

 

в

 

действующую

 

нормативную

 

документацию

 

и

 

создания

 

новых

 

нормативных

 

до

-

кументов

определяющих

 

правила

 

использования

 

и

 

интерпретации

 

результатов

 

мониторинга

поэтому

 

в

 

настоящей

 

статье

 

рассматривается

 

экономический

 

эффект

 

применения

 

системы

 

мониторинга

 

для

 

сле

-

дующих

 

случаев

:

 

при

 

текущем

 

состоянии

 

нормативной

 

базы

;

 

после

 

внесения

 

необходимых

 

изменений

 

в

 

нор

-

мативную

 

базу

.

Для

 

определения

 

целесообразности

 

применения

 

автоматизированных

 

систем

 

мониторинга

 

необходи

-

мо

 

сравнить

 

суммарные

 

дисконтированные

 

затраты

 

на

 

всем

 

сроке

 

эксплуатации

 

трансформатора

 

для

 

вариантов

 

реализации

 

с

 

установкой

 

системы

 

мони

-

торинга

 

и

 

без

 

нее

МЕТОДИКА

 

РАСЧЕТА

 

ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

 

ЭФФЕКТИВНОСТИ

 

АСМДТО

В

 

расчете

 

для

 

определения

 

экономической

 

эффек

-

тивности

 

применения

 

автоматизированной

 

систе

-

мы

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диагностирования

 

трансформаторного

 

оборудования

 

учитываются

 

сле

-

дующие

 

факторы

:

1. 

Дополнительные

 

расходы

связанные

 

с

 

внедрени

-

ем

 

АСМД

 

капиталовложения

 

на

 

закупку

 

и

 

установку

 

АСМД

 

ежегодные

 

эксплуатационные

 

издержки

 

на

 

ремонт

 

и

 

обслуживание

 

АСМД

.

2. 

Снижение

 

издержек

 

за

 

счет

 

использования

 

АСМД

:

 

снижение

 

затрат

 

на

 

ремонт

 

трансформатора

 

за

 

счет

 

более

 

раннего

 

выявления

 

дефектов

;

 

снижение

 

ущерба

 

от

 

вынужденных

 

простоев

 

за

 

счет

 

предотвращения

 

внезапных

 

отказов

;

 

снижение

 

затрат

 

на

 

техническое

 

обслужи

-

вание

 

трансформатора

 

за

 

счет

 

перехода

 

от

 

регламентного

 

обслуживания

 

к

 

обслуживанию

 

по

 

фактическому

 

состоянию

  (

после

 

внесения

 

изменений

 

в

 

НТД

). 

Суммарные

 

дисконтированные

 

затраты

 

З

пред

-

ставляющие

 

собой

 

сумму

 

капитальных

 

вложений

 

и

 

издержек

 

за

 

весь

 

срок

 

службы

 

трансформатора

для

 

трансформатора

 

без

 

АСМД

 

в

 

соответствии

 

с

 [3] 

определяются

 

следующим

 

образом

:

 

T

расч

 

З

(

t

) = 

K

ТР

 + 



(

И

t

 + 

У

t

 ) · (1 + 

E

н

.

п

.

)

1 – 

t

, (1)

 

t

 = 1

где

 

K

ТР

 — 

начальные

 

капитальные

 

затраты

  (

стои

-

мость

 

нового

 

трансформатора

 

с

 

учетом

 

монтажа

 

и

 

ПНР

); 

И

t

 — 

эксплуатационные

 

издержки

 

в

 

год

 

t

У

t

 — 

математическое

 

ожидание

 

ущерба

 

в

 

год

 

t

E

н

.

п

.

 — 

норма

 

дисконта

t

 — 

текущие

 

годы

 

эксплуатации

 

объ

-

екта

T

расч

 — 

срок

 

службы

 

объекта

.

 6 (51) 2018


Page 4
background image

138

Эксплуатационные

 

издержки

 

в

 

соответствии

 

с

 [3] 

определяются

 

по

 

выражению

 

И

t

 = 

И

ф

 + 

∆И

t

 + 

И

ЭТР

, (2)

где

 

И

ф

 — 

финансовые

 

издержки

равные

 

выплатам

 

процентов

 

по

 

кредитам

облигациям

 

и

 

др

по

 

годам

 

расчетного

 

периода

  (

данный

 

вид

 

издержек

 

в

 

расче

-

те

 

не

 

учитывается

); 

∆И

t

 — 

затраты

 

на

 

возмещение

 

потерь

 

электроэнергии

И

ЭТР

 — 

общие

 

годовые

 

экс

-

плуатационные

 

расходы

 

без

 

учета

 

затрат

 

на

 

амор

-

тизацию

общие

 

годовые

 

эксплуатационные

 

расходы

 

складываются

 

из

 

издержек

 

на

 

обслуживание

 

И

обТР

 

и

 

издержек

 

на

 

ремонты

 

И

ремТР

.

Затраты

 

на

 

возмещение

 

потерь

 

электроэнергии

 

∆И

t

 

в

 

соответствии

 

с

 [3] 

рассчитываются

 

по

 

формуле

 

∆И

t

 = 

∆Э

t

 

Ц

, (3)

где

 

∆Э

t

 — 

расчетные

 

потери

 

электроэнергии

 

в

 

сети

связанные

 

с

 

эксплуатацией

 

трансформатора

Ц

 — 

тариф

 

на

 

электроэнергию

Следует

 

отметить

что

 

в

 

соответствии

 

с

 [4] 

при

 

учете

 

затрат

 

на

 

возмещение

 

потерь

 

электроэнер

-

гии

 

допускается

 

не

 

учитывать

 

изменения

 

тарифа

 

на

 

электроэнергию

 

в

 

течение

 

срока

 

службы

 

оборудова

-

ния

.

В

 

соответствии

 c [5] 

собственно

 

потери

 

в

 

транс

-

форматоре

:

 

∆Э

t

 = 

∆Э

хх

 + 

∆Э

нн

. (4)

Здесь

 

∆Э

хх

 — 

потери

 

холостого

 

хода

 

в

 

трансфор

-

маторе

:

 

∆Э

хх

 = 

P

хх

 

T

г

 

, (5)

где

 

P

хх

 — 

потери

 

холостого

 

хода

T

г

 — 

время

 

работы

 

трансформатора

 

в

 

год

 

в

 

часах

∆Э

нн

 — 

нагрузочные

 

потери

 

в

 

трансформаторе

 

∆Э

нн

 = 1,101 

P

КЗ

 

T

г

 

,  

(6)

где

 

P

КЗ

 — 

потери

 

короткого

 

замыкания

.

Строго

 

говоря

к

 

потерям

 

следует

 

отнести

 

также

 

затраты

 

мощности

 

в

 

системе

 

охлаждения

 

трансфор

-

матора

 

P

охл

В

 

мощных

 

трансформаторах

 

они

 

могут

 

достигать

 

десятков

 

киловатт

 

на

 

бак

и

 

их

 

стоимость

 

составляет

 

заметную

 

долю

 

расходов

 

на

 

собствен

-

ные

 

нужды

 

энергообъекта

.  

Таким

 

образом

расчетные

 

годовые

 

затраты

 

на

 

возмещение

 

потерь

 

электроэнергии

 

составят

:

 

∆И

t

 = 

Ц

(

P

хх

 + 1,101 

P

КЗ

 + 

P

охл

T

г

 

. (3a)

Эксплуатационные

 

издержки

 

И

ЭТР

:

 

И

ЭТР

 = {

и

обТР

 + 

и

ремТР

K

ТР

 

, (7)

где

 

и

обТР

 

и

 

и

ремТР

 — 

нормативные

 

годовые

 

издержки

 

на

 

обслуживание

 

и

 

ремонт

 

трансформатора

 

в

 

долях

 

от

 

капитальных

 

затрат

 

K

ТР

.

Математическое

 

ожидание

 

ущерба

 

У

 

от

 

вынуж

-

денных

 

простоев

 

для

 

трансформаторного

 

оборудо

-

вания

предназначенного

 

для

 

выдачи

 

электроэнергии

 

во

 

внешнюю

 

сеть

связано

 

с

 

недоотпуском

 

электро

-

энергии

 

потребителю

 

и

 

в

 

соответствии

 

с

 [3] 

опреде

-

ляется

 

как

:

 

У

t

 = 

P

max

 

u

 

T

В

, (8) 

где

 

P

max

 — 

максимальная

 

активная

 

мощность

пере

-

даваемая

 

через

 

трансформатор

кВт

u

 — 

удельная

 

стоимость

 

компенсации

 

ущерба

 

от

 

аварийных

 

огра

-

ничений

руб

./

кВт

·

ч

0

 — 

параметр

 

потока

 

отказов

1/

год

T

В

 — 

среднее

 

время

 

восстановления

час

Для

 

реальной

 

аварии

 

ущерб

 

должен

 

опреде

-

ляться

 

исходя

 

из

 

действующего

 

регламента

 

опре

-

деления

 

объемов

 

фактически

 

поставленной

 

на

 

оптовый

 

рынок

 

мощности

В

 

российских

 

и

 

зарубеж

-

ных

 

компаниях

 

для

 

учета

 

надежности

 

различных

 

вариантов

 

реализации

 

энергообъекта

 

в

 

расчетах

 

широко

 

используется

 

величина

 

удельной

 

стоимо

-

сти

 

компенсации

 

ущерба

 

u

 [3, 6, 7].

В

 

итоге

 

получаем

 

выражение

 

для

 

суммарных

 

дис

-

контированных

 

затрат

:

 

T

расч

З

(

t

)

 

=

 

K

t

ТР

 +

 

{

∆И

t

 

+

 

(

и

обТР

[%]

 

+

 

и

ремТР

[%])

 

·

 

K

t

 

+

 

P

max

 

u

 

T

В

}

×

 

t

 = 1

 × 

a

1 – 

t

, (9)

где

 

a

 = 1 + 

E

н

.

п

.

.

Для

 

трансформаторов

 

кроме

 

ущерба

связанного

 

со

 

штрафными

 

санкциями

следует

 

учитывать

 

так

-

же

 

недополученный

 

доход

 

от

 

непроданной

 

электро

-

энергии

который

 

с

 

учетом

 

дисконтирования

 

опреде

-

ляется

 

как

:

 

T

расч

 

Д

t

 

=

 

(

P

max

 

·

 

Ц

 

·

 

·

 

T

В

)

 

·

 

a

1

 

 

t

. (10)

 

t

 = 1

При

 

использовании

 

автоматизированной

 

системы

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диагностирования

 

к

 

ка

-

питальным

 

затратам

 

следует

 

добавить

 

стоимость

 

самой

 

системы

 

мониторинга

 

с

 

учетом

 

ее

 

монтажа

 

и

 

ПНР

 

K

СМ

Расходы

 

на

 

потери

 

электроэнергии

 

∆И

t

 

при

 

ис

-

пользовании

 

АСМД

 

не

 

изменяются

Эксплуатационные

 

издержки

 

И

э

 

при

 

наличии

 

АСМД

 

можно

 

определить

 

как

:

И

'

э

 

=

 

и

обТР

 

K

ТР

 

(1

 

 

ПВД

СМ

 

·

 

k

об

[%]/100)

 

+

 

(

и

обСМ

 

+

 

и

ремСМ

)

K

СМ

 

+

 

+

 

и

ремТР

 

(1

 

 

ПВД

СМ

 

·

 

k

СМП

[%]/100)

 

·

 

K

ТР

 

+

 

 (7

а

)

  +

 

и

ремТР

 

·

 

ПВД

СМ

 

·

 

(

k

СМ

[%]

П

/100)

 

·

 

(1

 

 

k

рем

[%]/100)

 

·

 

K

ТР

 

где

 

и

обСМ

 

и

 

и

ремСМ

 — 

годовые

 

издержки

 

на

 

обслу

-

живание

 

и

 

ремонт

 

АСМД

 

в

 

долях

 

от

 

капитальных

 

затрат

 

K

СМ

k

рем

[%] — 

процент

 

снижения

 

стоимости

 

ремонтов

 

за

 

счет

 

раннего

 

выявления

 

неисправ

-

ностей

k

об

[%] — 

процент

 

снижения

 

стоимости

 

об

-

служивания

 

за

 

счет

 

перехода

 

от

 

регламентного

 

обслуживания

 

к

 

обслуживанию

 

по

 

фактическому

 

состоянию

 

при

 

применении

 

АСМД

  (

следует

 

от

-

метить

что

 

до

 

внесения

 

необходимых

 

изменений

 

в

 

НТД

 

и

 

реального

 

перехода

 

к

 

обслуживанию

 

по

 

фактическому

 

состоянию

 

k

об

 = 0%); 

ПВД

СМ

 — 

пока

-

затель

 

выявляемости

 

дефектов

 

конкретной

 

АСМД

k

СМП

[%] — 

коэффициент

 

полноты

 

контроля

 

состоя

-

ния

 

трансформатора

 

конкретной

 

АСМД

Расчет

 

значений

 

ПВД

СМ

 

и

 

k

СМП

 

для

 

АСМД

 

различ

-

ной

 

конфигурации

 

является

 

отдельной

 

сложной

 

методикой

основанной

 

на

 

анализе

 

статистиче

-

ских

 

данных

 

о

 

повреждаемости

 

трансформаторов

 

с

 

системами

 

мониторинга

 

и

 

без

 

таковых

Такая

 

ме

-

тодика

 

требует

 

отдельной

 

статьи

Объем

 

данной

 

публикации

 

не

 

позволяет

 

привести

 

здесь

 

эту

 

ме

-

тодику

.

ДИАГНОСТИКА

И  МОНИТОРИНГ


Page 5
background image

139

ПВД

СМ

 

·

 

k

СМП

[%]/100 — 

доля

 

неисправностей

выяв

-

ленных

 

АСМД

;

(1 – 

ПВД

СМ

 

·

 

k

СМП

[%]/100) — 

доля

 

неисправностей

не

 

выявленных

 

АСМД

.

Путем

 

простых

 

преобразований

 

формула

 (7

а

приводится

 

к

 

виду

:

И

'

э

 

=

 

и

обТР

 

K

ТР

 

(1

 

 

ПВД

СМ

 

·

 

k

об

[%]/100)

 

+

 

(

и

обСМ

 

+

 

и

ремСМ

)

K

СМ

 

+

+

 

и

ремТР

 

(1

 

 

ПВД

СМ

 

·

 

(

k

СМП

[%]/100) (

k

рем

[%]/100))

 

·

 

K

ТР

.

 

(7

б

)

Параметр

 

потока

 

отказов

 

при

 

использовании

 

АСМД

 

можно

 

определить

 

по

 

формуле

:

 

 = 

0

 (1 – 

ПВД

СМ

 · 

k

СМП

[%]/100), (11)

где

 

0

 — 

математическое

 

ожидание

 

потока

 

отказов

 

трансформатора

 

при

 

отсутствии

 

АСМД

.

 

Годовой

 

ущерб

 

в

 

этом

 

случае

 

составит

:

 

У

t

' = 

P

max 

· 

· 

0

 (1 – 

ПВД

СМ

 

k

СМП

[%]/100) 

T

В

. (12) 

В

 

итоге

 

суммарные

 

дисконтированные

 

затраты

 

при

 

использовании

 

АСМД

 

определяются

 

как

:

 

T

расч

 

З

'

(

t

)

 = 

K

t

ТР

 + 

K

СМ

 + 

{

∆И

t

 + 

 

t

 = 1

+

 

и

обТР

 

K

ТР

 

(1

 

 

ПВД

СМ

 

·

 

k

об

[%]/100)

 

+

 

(

и

обСМ

 

+

 

И

ремСМ

)

K

СМ

 

+

  +

 

и

ремТР

·(1

 

 

ПВД

СМ

 

·

 

(

k

СМП

[%]/100)

 

·

 

(

k

рем

[%]/100)

 

·

 

K

ТР

 

 

+

 

P

max 

· 

· 

(1

 

 

ПВД

СМ

 

(

k

СМП

[%]/100)

 

T

В

}

 

·

 

a

1

 

 

t

, (13)

где

 

t

 — 

время

 

с

 

момента

 

установки

 

АСМД

 (

в

 

годах

).

Недополученный

 

доход

 

при

 

использовании

 

АСМД

 

аналогично

 (12):

 

T

расч

 

Д

t

'

 

=

 

{

P

max 

Ц

 

[

(1

 

 

ПВД

СМ

 

k

СМП

[%]/100)

 

T

В

 

+

  

 

t

 = 1

 + 

ЛР

 

T

ЛР

 

]}

 

·

 

a

1 – 

t

, (14)

где

 

ЛР

 — 

математическое

 

ожидание

 

потока

 

отказов

связанное

 

с

 

выводом

 

трансформатора

 

из

 

работы

 

из

-

за

 

ложного

 

срабатывания

 

системы

 

мониторинга

,

1/

год

T

ЛР

 — 

среднее

 

время

 

анализа

 

ситуации

 

при

 

выводе

 

трансформатора

 

из

 

работы

 

из

-

за

 

ложного

 

срабатывания

 

АСМД

 [

ч

]. 

Суммарный

 

экономический

 

эффект

 

E

(

t

от

 

приме

-

нения

 

АСМД

 

будет

 

составлять

:

 

E

(

t

) = 

З

(

t

) + 

Д

(

t

) – 

З

'

(

t

)

 – 

Д

t

'. (15)

Подставляя

 

в

 (15) 

выражения

 (9), (10), (13) 

и

 (14), 

получим

:

 

T

расч

E

(

t

) = – 

K

СМ

 + 

{ – (

и

обСМ

 + 

и

ремСМ

)

K

СМ

 +

 

t

 = 1

+

 

и

обТР

 

·

 

ПВД

СМ

 

·

 

(

k

об

[%]/100)

 

·

 

K

ТР

 

+

+

 

и

ремТР

 

·

 

ПВД

СМ

·

 

(

k

СМП

[%]/100)

 

·

 

(

k

рем

[%]/100)

 

·

 

K

ТР

 

+

+

 

P

max

 

[(

Ц

 

+

 

u

)

 

ПВД

СМ

 

(

k

СМП

[%]/100)

 

T

В

 

 

Ц

 

·

 

ЛР

 

·

 

T

ЛР

]}

 

·

 

a

1

 

 

t

,

или

:

 

T

расч

 

E

(

t

) = – 

K

СМ

 + 

{

ПВД

СМ

 [

и

ремТР

 

k

рем

 

K

ТР

 

k

СМП

 + 

 

t

 = 1

 + 

и

обТР

 

k

об

 

K

ТР

 + 

P

max

 (

Ц

 + 

u

0

 

T

В

 

k

СМП

] –  

 – 

(

и

обСМ

 + 

и

ремСМ

 ) 

K

СМ

 – 

P

max

 

Ц

 

ЛР

 

T

ЛР

 } · 

a

1 – 

t

, (16)

где

 

k

СМП

 = 

k

СМП

[%]/100, 

k

рем

%

 = 

k

рем

[%]/100, 

k

об

%

 = 

k

об

[%]/100.

Выражение

 

в

 

фигурных

 

скобках

 

в

 (16) — 

годовой

 

экономический

 

эффект

 

без

 

дисконта

:

э

год

 = 

ПВД

СМ

 [

и

ремТР

 

k

рем

 

K

ТР

 

k

СМП

 +  

  

и

обТР

 

k

об

 

K

ТР

 + 

P

max

 (

Ц

 + 

u

0

 

T

В

 

k

СМП

 ] – 

 

(

и

обСМ

 + 

и

ремСМ

 ) 

K

СМ

 – 

P

max

 

Ц

 

ЛР

 

T

ЛР

. (17)

Напомним

что

 

член

 

P

max

 (

Ц

 + 

u

0

 

T

В

 – 

P

max

 

Ц

 

ЛР

 

T

ЛР

в

 

правой

 

части

 (17) 

связан

 

с

 

экономией

 

убытков

 

от

 

недоотпуска

 

электроэнергии

 

при

 

аварийных

 

про

-

стоях

 

трансформатора

 

из

-

за

 

его

 

отказов

 

и

 

выводом

 

трансформатора

 

из

 

работы

 

из

-

за

 

ложных

 

показаний

 

АСМД

Для

 

резервированных

 

трансформаторов

 

соб

-

ственных

 

нужд

трансформаторов

 

связи

 

и

 

реакторов

 

указанный

 

член

 

не

 

должен

 

учитываться

поэтому

 

окончательно

 

примем

 

выражение

 

для

 

расчета

 

годо

-

вой

 

экономии

 

без

 

дисконта

 

в

 

виде

:

 

э

год

 = 

ПВД

СМ

 [

и

ремТР

 

k

рем

 

K

ТР

 

k

СМП

%

 + 

и

обТР

 

k

об

 

K

ТР

 + 

 + 

bP

max

 (

k

СМП

 (

Ц

 + 

u

0

 

T

В

 – 

Ц

 

ЛР

 

T

ЛР

)] – 

 

(

и

обСМ

 + 

и

ремСМ

)

K

СМ

, (17

а

)

где

 

b

 = 1 

для

 

сетевых

 

и

 

блочных

 

трансформато

-

ров

b

 = 0 

для

 

трансформаторов

 

собственных

 

нужд

 

и

 

трансформаторов

 

связи

.

Вынося

 

не

 

зависящую

 

от

 

t

 

величину

 

э

год

 

за

 

знак

 

суммы

запишем

 (16) 

в

 

виде

:

 

T

расч

 

E

(

t

) = – 

K

СМ

 + 

э

год

 

a

1 – 

t

. (18)

 

t

 = 1

Сумма

 

в

 

правой

 

части

 (18) 

есть

 

сумма

 

геометри

-

ческой

 

прогрессии

 

вида

 

b

t

 = 

q

t

 – 1

где

 

q

 = 

a

–1

< 1.

Известно

что

 

сумма

 

первых

 

n

 

членов

 

такой

 

про

-

грессии

 

при

 

 1 

может

 

быть

 

выражена

 

в

 

замкнутом

 

виде

:

 

n

 

q

t

 – 1

 = (1 – 

q

n

)/(1 – 

q

), (19)

 

t

 = 1

или

 

в

 

наших

 

обозначениях

:

 

T

расч

 

a

1 – 

t

 = (1 – 

a

T

расч

)/(1 – 

a

–1

). (20)

 

t

 = 1

С

 

учетом

 

этого

 

соотношения

 

получим

 

выражение

 

для

 

определения

 

суммарного

 

экономического

 

эф

-

фекта

:

 

E

(

T

расч

) = – 

K

СМ

 + 

э

год

 (1 – 

a

T

расч

)/(1 – 

a

–1

). (21)

В

 

настоящее

 

время

 

в

 

стоимость

 

автоматизиро

-

ванных

 

систем

 

мониторинга

 

и

 

технического

 

диа

-

гностирования

 

входит

 

бесплатное

 

гарантийное

 

об

-

служивание

 

и

 

ремонт

 

силами

 

изготовителя

срок

 

которого

 

составляет

 

в

 

подавляющем

 

большинстве

 

случаев

 3 

года

Поскольку

 

в

 (21) 

вошли

 

затраты

 

на

 

обслуживание

 

и

 

ремонт

 

АСМД

 

за

 

все

 

годы

результат

 

должен

 

быть

 

скорректирован

 

на

 

отсутствие

 

этих

 

за

-

трат

 

за

 

первые

 

три

 

года

:

 

E

(

T

расч

) = – 

K

СМ

 + 

э

год

 (1 – 

a

T

расч

)/(1 – 

a

–1

) + 

 + 

K

СМ

 (

и

обСМ

 + 

и

ремСМ

) (1 – 

a

–3

)/(1 – 

a

–1

), (21a)

или

 

E

(

T

расч

) = – 

K

СМ

 

k

гар

 + 

э

год

 (1 – 

a

T

расч

)/(1 – 

a