Содержание к диссертации
Введение
1. Основные подходы к ремонтно-техническому обслуживанию энергетического оборудования тепловых электрических станций 9
1.1. Система планово-предупредительных ремонтов энергетического обору-дования 9
1.2. Методология планирования ремонтно-технического обслуживания энергетического оборудования по его состоянию 18
1.3. Анализ существующих моделей технического обслуживания энергетического оборудования станций 28
1.4. Выводы 31
2. Мониторинг основных производственных затрат на ТЭЦ 33
2.1. Влияние составляющих производственных затрат на себестоимость продукции ТЭЦ 33
2.2 Сравнительный анализ основных производственных затрат на ТЭЦ 43
2.3. Управление затратами технического обслуживания ТЭЦ 49
2.4. Выводы 58
3. Контроль и мониторинг эксплуатационно-восстановительных процессов на станции 60
3.1 Модели эксплуатационно-восстановительных процессов, контроля, мониторинга и управления 60
3.2. Оценка ремонтно-восстановительных работ на основе мониторинга де-градационного процесса оборудования станции 64
3.3. Оценка ремонтно-восстановительных работ на основе мониторинга случайного процесса эксплуатации оборудования станции 81
3.4. Выводы 97
4. Управление ремонтно-восстановительными процессами на тепловых станциях 99
4.1. Общая характеристика моделей управления 99
4.2. Модели принятия решения на основе расчета удельных ремонтных затрат 104
4.3. Модель принятия решения на основе точечной оценки ремонтных затрат 110
4.4. Модель принятия решения на основе расчета доверительных интервалов изменения ремонтных затрат 112
4.5. Модель принятия решения на основе нечетких интервалов изменения ремонтных затрат 115
4.6. Область использования моделей 127
4.7. Выводы 130
Заключение 132
Список литературы 134
Приложения 142
- Методология планирования ремонтно-технического обслуживания энергетического оборудования по его состоянию
- Сравнительный анализ основных производственных затрат на ТЭЦ
- Оценка ремонтно-восстановительных работ на основе мониторинга де-градационного процесса оборудования станции
- Модели принятия решения на основе расчета удельных ремонтных затрат
Введение к работе
Актуальность темы. Современное состояние отечественной энергетики характеризуется значительным износом оборудования и снижением финансирования, связанного с поддержанием его в нормальном эксплуатационном состоянии. Это полностью относится и к основному оборудованию тепловых электрических станций. В настоящее время около 20 млн. кВт мощностей ТЭС выработали свой проектный ресурс. К 2005 г. выработает свой ресурс уже 55 млн. кВт, к 2010 г. - 80 млн. кВт, а к 2015 г. - 100 млн. кВт [22,28]. На этом фоне идет неуклонное снижение инвестиций в электроэнергетику, что приводит к дополнительному сокращению возможностей электроэнергетической отрасли в части строительства новых и замещения устаревших электроэнергетических объектов.
Совершенствование ремонтно-восстановительных процессов на станциях являлось всегда одной из центральных проблем управления, которое было направлено на своевременность проведение ремонтов, повышения их качества и оптимизацию ремонтных затрат, составляющих в структуре себестоимости энергии значительную величину. При этом прослеживается тесная взаимосвязь многочисленных технических характеристик основного оборудования станций с величиной возможных ремонтных издержек, направленных на компенсацию отклонений этих характеристик от их нормативных значений. Таким образом, ремонтные издержки являются критерием управления восстановительным процессом на станциях, причем это отмечается во всех отечественных и зарубежных исследованиях, проводимых как в рамках системы планово-предупредительных ремонтов, так и при использовании системы ремонтного обслуживания по эксплуатационному состоянию оборудования.
Практически всем исследованиям по этой проблеме присущи три основных недостатка. Во-первых, требования к исходной информации, источ-
5 никам ее получения, оценке качества и ее интерпретации для управления ре-монтно-восстановительным процессом, главным образом, декларируются. Во-вторых, разработанные на базе такой информации модели носят чисто качественный характер, что осложняет их практическое использование. И последнее. Процесс принятия решения рассматривается, главным образом, как некоторая упрощенная процедура реализации полученного по принятой модели результата. При этом отсутствует не только альтернативность вариантов, но и их субъективная интерпретация, которая всегда присутствует у лица, принимающего решение (ЛПР). Принятие решения является чрезвычайно важной стадией управления, так как именно на ней появляется реальная возможность скомпенсировать все или часть недостатков, связанных с использованием недостаточно качественной информацией и ее неопределенностью.
Разработке моделей управления ремонтно-восстановительными процессами на тепловой электрической станции, свободных в определенной степени от вышеуказанных недостатков, и посвящена данная работа. Это определяет актуальность выбранного направления исследований.
Цель работы состоит в разработке моделей восстановительных процессов, мониторинга наиболее информативных для управления параметров котельного и турбинного оборудования тепловой электростанции, а также процедур принятия решения о величине затрат, необходимых для восстановления ее нормального эксплуатационного состояния.
Объектом исследования являлись ремонтно-восстановительные процессы на тепловых электростанциях и подходы к их управлению.
Для достижения поставленной цели ставились и решались следующие задачи: обоснование необходимости минимизации ремонтных затрат на основе корреляционного анализа их влияния на себестоимость производимой на различных тепловых станциях продукции; разработка обобщенной модели эксплуатации и восстановления энергетического объекта, которая позволяет раздельно рассматривать деградаци- онный и случайный процессы эксплуатации и связанные с их компенсацией соответственно капитальные и аварийные ремонты; определение группы технологических показателей эксплуатационного состояния оборудования на основе качественного и статистического анализа их информативной ценности в рамках обобщенной модели эксплуатации и восстановления; построение регрессионных зависимостей между ремонтными издержками и изменением до и после проведения ремонта информативных показателей деградации и случайного процесса; создание на базе полученных регрессионных зависимостей различных процедур и моделей принятия решения, основанных на расчете удельных ремонтных затрат, на использовании точечной оценки ремонтных затрат, на определении доверительных интервалов их изменения и на представлении изменения ремонтных затрат в виде нечетких интервалов.
Методология и методы исследований. Основу методологии работы составляет системный подход с его структурными и функциональными моделями объектов. В работе широко используются методы теории оптимизации, нечетких множеств, теории вероятностей и математической статистики, а также информатики.
Достоверность полученных теоретических результатов подтверждается вычислительными экспериментами и проверкой предложенных моделей и методов на конкретных энергетических объектах, в качестве которых выступали различные тепловые электрические станции.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Предложена формализованная модель процессов эксплуатации и восстановления энергетического объекта, основанная на их взаимосвязи с одной стороны и на разделении, с другой стороны, процесса эксплуатации на деградационный и случайный, а процесса восстановления - на капитальный ремонт и на аварийный.
Разработаны подходы и модели определения наиболее информативных факторов и показателей деградационного и случайного процессов эксплуатации котельного и турбинного оборудования тепловой станции.
Исследована задача получения регрессионных зависимостей ремонтных затрат от информационно ценных параметров процесса эксплуатации, что позволяет оценить их отклонение от заданных нормативов в стоимостном выражении.
Решена задача формализованного описания процесса принятия решения о целесообразной величине стоимости ремонтов в зависимости от характера исходной информации.
Разработаны процедуры и модели принятия решения, основанные на расчете удельных ремонтных затрат и на использовании точечной оценки стоимости ремонта при достоверной исходной информации; на определении доверительных интервалов изменения затрат при недостаточной статистической выборке и на представлении изменения ремонтных затрат в виде нечетких множеств при размытости доверительного интервала.
Предложена алгоритмическая структура системы поддержки принятия решения для ЛПР при управлении ремонтно-восстановительными процессами котельного и турбинного оборудования тепловых станций
Практическая ценность работы. Применение предложенных подходов и моделей позволяет оценить фактические возможности, источники и качество получения информации для определения минимально необходимого набора конкретных эксплуатационных параметров основного оборудования станции, а также осуществить анализ их влияния на стоимость предполагаемого ремонта.
Впервые у лица, принимающего решение, появляется возможность обосновано подходить к требуемому объему денежных средств, необходимого для проведения ремонтов на станции, то есть качественно осуществлять тактическое и стратегическое планирование ремонтных издержек. .Необходимый набор расчетных модулей и последовательность их использо-
8 вания формируется ЛПР в зависимости от поставленной им цели и наличием соответствующей в его распоряжении исходной информации.
Разработанные модели и полученные по ним результаты используются в ОАО «Новосибирскэнерго» и «Иркутскэнерго», а также в учебном процессе Новосибирского государственного технического университета.
Таким образом, предложенные модели обладают хорошими адаптационными свойствами, что является их несомненным преимуществом для практического управления ремонтно-восстановительными процессами на станции.
Апробация работы. Основные результаты работы представлялись, докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедр факультета энергетики НГТУ, в институте теплофизики Сибирского отделения Российской академии наук, на совещаниях ОАО «Новосибирскэнерго» и «Иркутскэнерго», на научных конференциях НГТУ в 2001 и 2003 гг., на Всероссийской научно-технической конференции « Энергосистема: управление, качество, безопасность», Екатеринбург, 2001 г.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 4 статьи и 1 доклад.
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения,4-х глав, заключения, приложений и содержит 142страницы основного текста, 41 рисунок, 25 таблиц и список литературы из 85 наименований.
Методология планирования ремонтно-технического обслуживания энергетического оборудования по его состоянию
Как уже было отмечено, система планово-предупредительных ремонтов не является единственным подходом к решению проблемы управления ремонтно-восстановительными процессами на энергетических объектах. Учет текущего и прогноз будущего состояния оборудования могут быть положены в основу его ремонтно-технического обслуживания. Такой подход, в основу его ремонтно-технического обслуживания. Такой подход, получивший в зарубежной литературе название политики обслуживания, предполагает поиск наилучшего решения ( оптимальной политики ) при управлении ремонтно-восстановительными процессами на энергетических объектах[37]. Совершенно естественно, что это, как правило, связано с теоретическими и практическими сложностями, причем теоретические сложности определяются моделями обслуживания, а практические - информационным обеспечением предлагаемых моделей.
Важно отметить, что оптимальные политики, имеющие практическую ценность, должны удовлетворять обоим критериям. При наличии затруднений, связанных с выбором оптимальной политики, целесообразно предположить, что она должна обладать некоторой простой формой. Тогда выбор «лучшей политики» осуществляется уже в пределах этого класса.
Методы, анализирующие проблемы обслуживания, относятся к методологии, связанной с принятием решения в условиях неопределенности. Несмотря на особенности различных методов, они характеризуются некоторыми общими принципами[37]. Сформулируем их.
1. Предполагается, что оборудование может находиться в одном из двух состояний: "работоспособном" и "неработоспособном". Эти два граничных состояния подразумевают наличие промежуточных состояний, которые обозначают различную степень ухудшения работоспособности. Числовая оценка промежуточных состояний оборудования определяется механизмом вероятности, чей закон может быть полностью известен, частично известен или неизвестен лицу, принимающему решение (ЛПР).
2. Принятые ЛПР решения предусматривают бездействие, осмотр (если оборудование не осматривается регулярно), проведение различных видов ремонтов (включая и капитальный), а также замену оборудования. Таким образом, в распоряжении ЛПР должен быть полный набор всех мер, с помощью которых можно восстановить нормальное эксплуатационное состояние оборудования. Причем оборудование без регулярного осмотра эксплуатируется до тех пор, пока не придет в неработоспособное состояние, требующее его частичной, а чаще - полной замены.
3. Если оборудование состоит из нескольких частей (узлов), определенное управляющее воздействие должно быть предусмотрено для каждой части (узла). При этом воздействие, выбранное для одной части, может зависеть от состояния одной или большего количества остальных частей.
4. Последовательность действий, выбранных ЛПР, характеризует определенную политику обслуживания, а различие между управляемым и неуправляемым режимами работы оборудования ( здесь - в контексте ремонт-но-восстановительного обслуживания )- меру влияния выбранной политики обслуживания.
5. Эффективность любой политики ремонтно-технического обслуживания может быть измерена в денежном выражении путем назначения стоимости каждому состоянию оборудования и каждому воздействию на него. Эти стоимости определяются как денежные затраты на обслуживание оборудования (сметная стоимость) плюс издержки, связанные с его простоем. При этом ЛПР должно стремиться к минимизации этой стоимости в единицу времен
Для сравнения различных политик обслуживания и выбора из них наиболее рациональной рассчитываются операционные характеристики. Они представляют собой определенную меру соблюдения политики обслуживания, рассчитанную с учетом стохастического характера жизненного цикла объекта. Таким образом, операционные характеристики выступают в роли нормативных требований, предъявляемым к обслуживанию. Наиболее часто они представляют собой ожидаемую норму отказа и ожидаемую норму замены.
Все используемые в настоящее время методы обслуживания могут быть отнесены к одному из двух классов. Первый из них - это класс моделей готовности, в которых оборудование выходит из строя случайно, и точное фактическое состояние, по крайней мере, некоторых его частей неизвестно. Возможные действия обслуживания для такого оборудования предусматривают осмотр и замену.
Профилактические модели составляют второй класс моделей обслуживания. В этих моделях фактическое состояние оборудования зависит от случайного отказа и с определенной точностью всегда известно[44,45]. Если оборудование характеризуется повышенной нормой отказа, и отказ в работоспособности обходится дороже, чем замена перед отказом, то замена оборудования перед отказом является более предпочтительной. Проблема состоит в том, чтобы определить подходящий график замены, то есть оптимальную политику [37]. При этом предполагается, что лицо, принимающее решение, обладает полной информацией относительно распределения времени отказа оборудования, о чем было сказано выше.
Сравнительный анализ основных производственных затрат на ТЭЦ
В рамках сравнительного анализа основных производственных затрат ТЭЦ решалась задача оценки существующего положения в производственно-хозяйственной сфере деятельности: качество планирования, степень использования ресурсов, а также выявление резервов для снижения издержек на производство единицы продукции.
Качество планирования оценивалось по величине отклонений заплани-рованых затрат от их фактических значений. Для этого рассчитывались относительные показатели реализации плана (ОПРП), как отношение фактических значений производственных затрат к их плановым значениям. Если величина ОПРП больше единицы то это означает, что фактические показатели превышают плановые. При ОПРП меньше единицы - плановые превышают фактические. Значение ОПРП равное единице говорит о совпадении показателей. На рис. П2.1- П2.10 (Приложение 2) представлены динамики изменения ОПРП для ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 за 1996, 1997, 1998 года поквартально.
Заметим, что для всех составляющих издержек на электроэнергию, значения ОПРП имеют небольшой размах вариации и близки к единице. Это говорит о неплохом качестве планирования затрат на производство электрической энергии ТЭЦ.
Заметно иная картина имеет место для результатов планирования составляющих затрат на тепловую энергию. Например, на рис. П2.6 показаны изменения ОПРП для полных затрат на производство тепловой энергии ТЭЦ-5. Отметим, что в период третьего квартала 1996 года и третьего квартала 1997 года факт превышал план в три раза. Аналогичные отклонения наблюдаются для всех составляющих производственных затрат на тепловую энергию ТЭЦ-5.
При этом, средняя точность прогноза производственных затрат, за рассматриваемый период, составляет: - на выработку тепловой энергии - около 40% для ТЭЦ-5 и 10% для ТЭЦ-4; - на выработку электрической энергии - 8% для ТЭЦ-5 и 2,5% для ТЭЦ-4. Можно отметить более высокую точность прогноза всех производственных затрат на НТЭЦ-4 ( в четыре, пять раз), что безусловно отражается на эффективности управления и приводит к снижению операционных издержек, связанных с обеспечением производства материальными и денежными ресурсами. В целом, прослеживается тенденция повышения качества прогноза, хотя его нельзя считать удовлетворительным, в особенности, по прогнозу затрат на тепловую энергию.
Как отмечалось ранее, НТЭЦ-4 и НТЭЦ-5 имеют существенные различия по своим техническим характеристикам. Именно поэтому важен их сравнительный анализ по такому экономическому показателю как себестоимость производства электрической и тепловой энергии, поскольку этот показатель характеризует практически все аспекты производственно-хозяйственной деятельности предприятия.
Величина затрат на выпуск 1 кВтч электроэнергии НТЭЦ-4 превышала аналогичную величину НТЭЦ-5 в 1997 году на 33%, в 1998 году - на 30% (рис. П2.11). Себестоимость производства тепловой энергии на НТЭЦ-4 в 1997 году больше, чем на НТЭЦ-5 на 22%, в 1998 году - на 20% (рис. П2.23). Столь значительное расхождение величин затрат на выпуск единицы продукции объясняется технологическими особенностями станций: на НТЭЦ-5 установлено оборудование большей единичной мощности и, как следствие, более эффективное; большая величина износа основных фондов НТЭЦ-4, а значит достаточно малые амортизационные отчисления и повышенные затраты на ремонты.
Отпуск т/э, тыс. Гксш 3135551 2577025 2969905 3717190 3354200 3723370 119% 130% 125% Вместе с тем, в 1998 году на обеих станциях наблюдалась тенденция к снижению себестоимости продукции по отношению к результатам 1997 года. Темп снижения затрат на выпуск электрической энергии НТЭЦ-4 составлял 17%, что на 3% больше, чем на НТЭЦ-5. Темп снижения себестоимости тепловой энергии НТЭЦ-4 - 13%, ТЭЦ-5 - 11%.
В предыдущем параграфе отмечалось, что себестоимость продукции на ТЭЦ на 60 - 70% складывается из затрат на топливо. Общие затраты на топливо зависят от его цены, удельного расхода на производство единицы энергии и выработки энергии. В свою очередь, удельный расход топлива определяется многими факторами: видом и качеством топлива, технологией его сжигания, единичной мощностью оборудования, его эксплуатационным состоянием, оптимальной степенью загрузки и рядом других факторов. При прочих равных условиях, определяющими являются цена топлива (франко склад станции), а также степень эффективности эксплуатации оборудования станции. Второй аспект является одним из основных внутристанционных факторов экономии затрат по топливу и снижению себестоимости энергии на ТЭС. Так, например, в 1998 году выработка электрической энергии НТЭЦ-4 возросла на 33%, НТЭЦ-5 - на 36%, что привело к снижению топливной составляющей на 13,3% и 6,8% соответственно. Заметно более существенное снижение топливной составляющей затрат на НТЭЦ-4 связано не только с возросшим спросом на энергетическую продукцию, но и с практическим использованием эксплуатационным персоналом станции результатов расчетов ее оптимальной загрузки по электрической мощности [82].
Оценка ремонтно-восстановительных работ на основе мониторинга де-градационного процесса оборудования станции
Выбор информативного показателя деградации TPD(t), зависит от ряда причин. Остановимся более подробно на них. Как было уже отмечено выше, этот показатель должен быть информа тивно ценным для управления ремонтно-восстановительным процессом на станции, а также контролируемым в процессе эксплуатации на протяжении всего межремонтного периода. В частности, наибольший интерес представ ляет его величина до и после проведения капитального или среднего ремонта основного оборудования станции. Очевидно, что изменение информативного показателя деградации IPD(t) во времени будет характеризовать непосредст венно процесс деградации, а также являться качественной и количественной оценкой проведенных ремонтно-восстановительных работ.
Кроме этого при выборе информативного показателя деградации необ ходимо учитывать и другие факторы, а именно: какой элемент основного оборудования станции выводится в ремонт (котел, турбина, блок), какую тепловую схему имеет станция (с поперечными связями или блочную), а также срок эксплуатации станционного оборудования. Все вышеперечисленные обстоятельства учитывались при формировании набора информативно ценных показателей деградации основного оборудования Новосибирских ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5. Выбор этих станций в качестве объектов исследования не случаен, так как они имеют различный срок эксплуатации и отличающиеся тепловые схемы.
Проведенные исследования показали, что в качестве таких показателей можно использовать ряд информативно ценных параметров, отклонения которых от предельно-допустимых значений, установленных действующим нормами технической деятельности (НТД), контролируются в течение межремонтного периода, а также до и после проведения ремонтно-восстановительных работ на основном оборудовании станций[19].
Для котлоагрегатов НТЭЦ-4 в качестве такого показателя может быть использован коэффициент полезного действия котла rj(t). Эта характеристика деградационного процесса является универсальной, так как изменение во времени КПД связано не только с ухудшением свойств эксплуатационной надежности котла, но также и с частичной потерей его экономических показателей [1 1].
Таким образом, величина КПД характеризует процесс деградации оборудования, то есть r](t) є IPD(t). В качестве информативного показателя деградации для турбоагрегатов НТЭЦ-4 целесообразно использовать значение ее максимальной мощности Ртах (0, так как в процессе эксплуатации и при проведении ремонтно-восстановительных работ осуществляется мониторинг именно этого параметра.
Поэтому величина максимальной мощности может представлять собой характеристику процесса деградации турбины, то есть Ртах(0 = IPD(t).
В отличие от НТЭЦ-4, имеющей схему с поперечными связями, НТЭЦ-5 представляет собой блочный тип тепловой станции. Так как вывод оборудования в ремонт производится блочно, необходимо выбрать в качестве интегрального показателя такой, чтобы он характеризовал процесс деградации всего блока в целом и обладал возможностью его мониторинга. В результате проведенного анализа было установлено, что в качестве информативного показателя деградации блоков НТЭЦ-5 целесообразно использовать число часов наработки блока H(t), то есть Н(і) є IPD(t). На основании этого можно сформировать набор показателей деградации, то есть IPD(t)={n(t),Px(t),H(t)}. (3.4) Проводимые на станции средние (СР) и капитальные (КР) ремонты котлоагрегатов, турбин и блоков направлены, главным образом, на восстановление именно этих показателей. Мониторинг интегральных показателей деградации в соответствии с (3.4) включает также контроль, назовем условно, вспомогательных параметров, для которых установлены свои нормативные значения. Контролируя их до и после проведения капитальных и средних ремонтов можно получить достаточно объективную картину качества проведенных восстановительных работ и оценить степень их влияния на интегральный показатель деградации. Изменение некоторых параметров контроля котла №6 На рис.3.4. показаны изменения некоторых контролируемых параметров котлоагрегата во времени, а также нормативные значения параметров контроля, которые были заданы в виде 5- % коридора допустимых изменений параметра от норматива.
Для оценки значимости факторов установлено рубежное значение коэффициента парной корреляции на уровне 0,6. Другими словами, те параметры, коэффициент корреляции которых больше или равны 0,6, считаются как наиболее значимые при контроле выбранного интегрального показателя IPD.
Как было отмечено в З.1., для управления восстановительным процессом на станции целесообразно прогнозировать величину ремонтных затрат, направляемую на компенсации изменения информативного показателя деградации соответствующего типа оборудования.
Управление по (3.2) можно сформировать на основе статистических данных по ремонтным затратам и информативному показателю деградации. Построенные регрессионные зависимости можно в дальнейшем использовать для выбора "наилучшего" управления ремонтно-восстановительным процессом на станции. Детальному изложению сущности моделей управления, основанных на теории выбора и принятия решения, посвящена глава 4 данной работы.
Ремонтно-восстановительные работы для компенсации процесса деградации основного энергетического оборудования (здесь - капитальные ремонты) проводятся на станциях с периодичностью 4-5 лет. Поэтому статистическая выборка является не представительной. Однако внутри этого периода осуществляются средние ремонты, которые по своему объему и стоимости соизмеримые с капитальными. Это дает основания включить средние ремонты в общую статистику. Но даже и в этом случае объем выборки является незначительным.
Модели принятия решения на основе расчета удельных ремонтных затрат
Предлагаемая модель принятия решения ориентирована, главным обра зом, на прогнозирование величины затрат по капитальным и средним ремон там, которые, как уже было отмечено, осуществляются для восстановления деградационных изменений в состоянии оборудования станции. Эту модель можно интерпретировать и для компенсации случайного процесса. Однако эффективность ее использования для решения данной задачи достаточно низка, что будет показано в дальнейшем при анализе области применения предложенных моделей управления. Постановка задачи заключается в следующем: необходимо рассчитать удельную величину ремонтных издержек, приходящуюся на единицу отклонения информативного показателя деградационного процесса. При этом прогнозируемый по удельной величине объем ремонтных затрат должен учитывать восстановление интересующего нас показателя деградации до нормативной величины.
Как было показано в разделе 3.2., в качестве показателей деградации предлагается использовать следующие: 1. Изменение коэффициента полезного действия котла, рассчитанного по (3.11). Принятая в модели единица изменения КПД принята равной 0,1%. 2. Изменение максимальной мощности турбины, полученное в соответствии с (3.11). За единицу изменения данного параметра деградации взята величина мощности, равная 0,1 МВт. При этом восстановление КПД и максимальной мощности за счет проведения капитальных и средних ремонтов осуществляется до заданного нормативного значения. Это обстоятельство и дает возможность использовать приведенную выше схему принятия решения. 3. Число часов наработки блока. Этот показатель деградации можно также использовать для оценки величины ремонтных затрат в данной модели, так как известно значение числа часов наработки блока между двумя рассматриваемыми капитальными или средними ремонтами. При этом за единицу изменения числа часов наработки блока принята величина 1 ОООчасов.
Таким образом, все предложенные ранее показатели деградации могут быть использованы в предлагаемой модели управления восстановительным процессом на станции. В соответствии с предложенной схемой регрессионные зависимости, показанные на рис.3.10. (для блоков НТЭЦ-5), на рис.3.11. (для котлов НТЭЦ-4) и на рис. 3.12. (для турбин НТЭЦ-4) должны быть перестроены в обратные.
Исходные данные для построения, виды уравнений и соответствующие им графические зависимости для вышеуказанного оборудования приведены на рис.4.5 - 4.7. Кроме этого представленная информация используется также для расчета значений удельных ремонтных.
Учитывая то, что зависимости, приведенные на рис.4.5-4.7, являются нелинейными, определялось три значения удельных ремонтных затрат: максимальное, минимальное и среднее. Как было отмечено выше, предлагаемые модели управления ремонтно-восстановительным процессом на станции носят универсальный характер. Это означает, что их можно использовать для прогнозирования как затрат на капитальные и средние ремонты, так и затрат, связанных с проведением аварийных ремонтов основного оборудования станций.
На основании построенных регрессионных зависимостей изменения интегральных показателей деградации и случайных процессов от ремонтных затрат можно осуществить определение последних. Для этого необходимо рассчитать среднее значение или математическое ожидание изменения информативного показателя для соответствующего типа оборудования и, воспользовавшись вышеуказанными зависимостями, определить среднее значение (математическое ожидание) ремонтных затрат, которые и будут являться ожидаемым прогнозом стоимости капитального и среднего или аварийного ремонтов.
Рассмотрим определение затрат на капитальный и средний ремонт основного оборудования Новосибирских ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5. Так например, для котлоагрегатов НТЭЦ-4 среднее значение изменения КПД составляет 0,976%. Воспользовавшись зависимостью, приведенной на рис.3.11, можно получить ожидаемую величину ремонтных затрат, которая будет составлять 2670 тысяч, рублей.
Среднее значение изменения максимальной мощности турбины НТЭЦ-4 получается равным 2 МВт. В соответствии с зависимостью, показанной на рис.3.12, ожидаемые ремонтные затраты равны 850 тысяч, рублей.
Для блока НТЭЦ-5 величина ремонтных затрат составляет 10600 тысяч рублей при среднем значении числа часов наработки по всем блока равным 36044 часов в соответствии с зависимостью, приведенной на рис.3.10. Большее абсолютное значение издержек объясняется тем, что при выводе в ремонт блока производятся восстановительные работы как на котле, так и турбине.
Очевидно, что при наличии достаточного объема статистических материалов по проведению капитальных и средних ремонтов основного оборудования станции можно осуществлять прогнозирование величины ремонтных затрат не для эквивалентной единицы оборудования, а для конкретного котла, турбины или энергоблока. Такой подход при управлении ремонтами будет в значительной степени учитывать физическое состояние каждой единицы оборудования, которое, в общем случае, имеет различную величину. При этом важно отметить, что предложенная модель управления может быть использована без дополнительной интерпретации и для решения данной задачи.
Затраты, связанные с осуществлением аварийных ремонтов котельного оборудования НТЭЦ-4, определяются следующим образом. При среднем времени восстановления работоспособного состояния оборудования, которое было рассчитано в разделе 3.3 и составило величину 50 часов, ожидаемое значение аварийных ремонтных издержек можно определить по зависимостям, приведенным на рис.3.13 и 3.14. С учетом ввода резервной мощности на станции для компенсации снижения располагаемой мощности энергосис 112 темы ( здесь - тепловой ) эти затраты составляют 54 тыс. рублей, а без учета - их величина равна 25 тысяч рублей.
![Рациональное управление системой психологической помощи на основе медицинского мониторинга и организации психопрофилактического процесса [Электронный ресурс]](/i/i/4409/168295.png "Рациональное управление системой психологической помощи на основе медицинского мониторинга и организации психопрофилактического процесса [Электронный ресурс] Склярова Татьяна Петровна")
