CC BY
57
УДК 621.311
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
© А.С. Афанасенко1, М.А. Дубицкий2, Д.В. Ильин3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрены основные свойства электроэнергетических систем. Приведены определения для таких терминов, как эффективность, надежность, безотказность, живучесть, ремонтопригодность, долговечность. Дана оценка технического состояния основного оборудования, выработавшего назначенный срок эксплуатации. Предложена методика оценки эффективности основного оборудования электроэнергетических систем с учетом технического совершенства и надежности. Ил. 6. Библиогр. 14 назв.
Ключевые слова: эффективность; надежность; коэффициент надежности; безотказность; живучесть; ремонтопригодность; долговечность; оценка технического состояния; коэффициент долговечности.
ELECTRIC POWER SYSTEM MAIN EQUIPMENT EFFICIENCY A.S. Afanasenko, M.A. Dubitsky, D.V. Ilyin
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article deals with the basic properties of electric power systems. The terms of efficiency, reliability, failure-free performance, survivability, maintainability and durability are defined. Technical condition of the main equipment that has run out of its designed lifetime is evaluated. The article proposes a procedure to evaluate the efficiency of electric power system main equipment taking into consideration technical excellence and reliability. 6 figures. 14 sources.
Key words: efficiency; reliability; reliability coefficient; failure-free performance; survivability; maintainability; durability; evaluation of technical condition; durability factor.
В настоящее время повсеместно можно наблюдать активный процесс старения оборудования. В 2010 году свой срок службы выработали 50% мощности тепловых электрических станций и гидроэлектростанций, а к 2020 году эта цифра возрастет до 70%. Почти 57% эксплуатируемого парка турбогенераторов, изготовленных ОАО «Силовые машины» (корпорацией, в которую входит существовавшее ранее ОАО «Электросила»), находятся в эксплуатации более 40 лет, 34% эксплуатируются 20-30 лет и только 9% -менее 20 лет. В ОАО «Иркутскэнерго» минимальный срок эксплуатации турбогенераторов составляет не менее 30 лет, а на ранее введенных в эксплуатацию станциях превышает 50-60 лет. Поэтому, к сожалению, для России даже при наличии собственных энергоресурсов важным аспектом обеспечения энергетической безопасности [9] является обеспечение надежности энергоснабжения [8; 14]. Связано это в основном со значительным отставанием темпов замены основного оборудования в электроэнергетических системах от темпов их морального и физического старения. Старение оборудования приводит к повышению аварийности. Возрастают затраты на проведение ремонтов. Изменяются физико-технические свойства
материалов, из которых изготовлено оборудование. Это влияет на его эксплуатационные характеристики, на возможность участия в управлении режимами работы электроэнергетических систем (ЭЭС) и, следовательно, на его эффективность.
Эффективность - это свойство объекта, которое кроме экономической составляющей включает в себя техническое совершенство и надежность. Экономическая составляющая эффективности определяется в соответствии с рекомендациями, приведенными в работе [12]. Очевидно, что эффективность объекта будет тем выше, чем выше техническое совершенство, безотказность, ремонтопригодность и долговечность. В настоящее время нет общепризнанного определения для термина техническое совершенство. Под техническим совершенством будем понимать свойство объекта соответствовать требованиям нормативно-технической документации. Показателем технического совершенства является коэффициент полезного действия. Если вспомнить, что мощность - это скорость передачи энергии (определяется как отношение энергии ко времени), то коэффициент полезного действия будет равен отношению полезной энергии на выходе объекта к полной энергии на входе:
1Афанасенко Александр Семенович, аспирант, тел.: (3952) 405127, 89025139082, e-mail: afanasenko_al@mail.ru Afanasenko Alexander, Postgraduate, tel.: (3952) 405127, 89025139082, e-mail: afanasenko_al@mail.ru
2Дубицкий Михаил Александрович, кандидат технических наук, доцент кафедры электроэнергетических систем и сетей, тел.: (3952) 405127, 89025779502, e-mail: dubitskii_ma@ mail.ru
Dubitsky Mikhail, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Electric Power Systems and Networks, tel.: (3952) 405127, 89025779502, e-mail: dubitskii_ma@mail.ru
3Ильин Дмитрий Васильевич, аспирант, тел.: (3952) 405127, 89148952231, e-mail: fns1984@yandex.ru Ilyin Dmitry, Postgraduate, tel.: (3952) 405127, 89148952231, e-mail: fns1984@yandex.ru
n = W/Wo,
где W - полезно используемая энергия, если бы объект был абсолютно надежным; Wo - количество энергии, которую может получить объект за рассматриваемый период времени - предельный выходной эффект объекта (рис. 1).
Рис. 1. Абсолютно надежный объект
Для абсолютно надежного объекта коэффициент эффективности Э будет равен коэффициенту полезного действия п:
Э = п. (1)
Основное оборудование ЭЭС не является абсолютно надежным объектом (рис. 2, где Wr - количество энергии, отпущенное объектом с учетом его технического совершенства, безотказности и ремонтопригодности), поведение которого описывается случайным процессом, представляющим собой чередование периодов успешного функционирования, когда объект находится в состоянии полной работоспособности, и периодов восстановления, когда объект находится в состоянии неработоспособности - аварийного ремонта [13]. Процесс функционирования объекта показан на рис. 3 (где To1 - наработка до первого отказа; Тв1 - продолжительность первого аварийного ремонта).
Рис. 2. Объект, на эффективность которого оказывает влияние его техническое совершенство, безотказность и ремонтопригодность
Рн
мается равной номинальной нагрузке Рн; количество энергии, которую может получить объект за рассматриваемый период времени, Шо одинаково для всех объектов.
Удобным показателем эффективности функционирования объекта с учетом его технического совершенства, безотказности и ремонтопригодности может служить отношение реального выходного эффекта объекта к предельному выходному эффекту за то же время:
Э = И/г/И/о . (2)
В формуле (2) умножим и разделим числитель и знаменатель на Ш:
Э = (Ш/Шо)х(Шг/Ш) = пх(Шг/Ш). (3) При достаточно большом количестве отказов п за рассматриваемый период времени
Wr = Рнх £ Тс
(4)
Ш = РнЛ X То;+ X тв). (5)
¡=1 ¡=1
Если подставить в формулу (3) правые части уравнений (4) и (5), а также разделить числитель и знаменатель на п, то выражение для коэффициента эффективности примет следующий вид:
Э = п* Кд. (6)
При этом
Кд = То /(То + Тв) = Шг/Ш, где То - среднее время работы между отказами,
п
То = (1/п) X X Том
¡=1
Тв - среднее время восстановления,
п
Тв =(1/п) X XТвм
¡=1
Эффективность (при прочих равных условиях) будет максимальной для нового объекта, когда остаточный ресурс Тог равен среднему ресурсу Тг.
Количество энергии, которую отпустит объект за рассматриваемый период времени, (рис. 4) будет прямо пропорционально величине остаточного ресурса. Показатель эффективности функционирования
д
Toi TEi То2 Тфц
щ -► ■щ- -г
Рис. 3. Процесс функционирования объекта в течение рассматриваемого периода времени
Сопоставление однотипного оборудования по его эффективности в предстоящем периоде работы возможно, когда обеспечиваются одинаковые условия работы: функционирование объектов рассматривается для одного и того же периода времени Т; нагрузка в течение рассматриваемого периода времени прини-
объекта с учетом его технического совершенства, безотказности, ремонтопригодности и долговечности примет следующий вид:
Э = Wd /Wo.
(7)
=1
Рис. 4. Объект, на эффективность которого оказывают влияние его техническое совершенство, безотказность, ремонтопригодность и долговечность
Умножим и разделим правую часть формулы (7) на W, а затем на 1Уг. Тогда формула (7) примет следующий вид:
Э = (W/ Wo )*( ИТ / W) *^с1 /Ш)
или
Э = п *Кд /Щ/г), где W /Wo = п - коэффициент полезного действия; Wг/W = То /(То +Тв) =Кд - коэффициент готовности.
Количество энергии, отпущенное объектом за рассматриваемый период времени, будет прямо пропорционально величине остаточного ресурса: Wd = Pн * Тог.
Количество энергии, которое могло быть отпущено объектом за рассматриваемый период времени, если бы объект был новым и его остаточный ресурс был равен среднему ресурсу
Wг = Pн * ^.
Тогда формула (7) примет следующий вид: Э = -цх Кд х К , где М - коэффициента долговечности, КсС = Тог / Тг.
Коэффициент долговечности принимает значение 1 для нового объекта, 0 - для объекта, который находится в предельном состоянии и будет выведен из работы, так как его средний остаточный ресурс равен нулю.
Таким образом, для оценки эффективности объекта (в предстоящем периоде его работы) необходимо иметь информацию о его коэффициенте полезного действия, коэффициенте готовности и коэффициенте долговечности.
Изменения в политике проведения плановых ремонтов за последние 20 лет (в отдельные годы для некоторых объектов они не предусматривались), а также старение оборудования оказывает влияние на его надежность. В этих условиях может быть не обеспечена однородность выборки статистических данных (полученных по группе объектов), необходимых для определения показателей надежности. Поэтому целесообразно рассмотреть влияние старения на такие единичные свойства надежности, как безотказность, ремонтопригодность и долговечность. В качестве объекта исследований будут рассматриваться турбогенераторы.
Безотказность - это свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное или рабочее состояние в течение некоторого времени или некоторой наработки [11]. Известно, что обеспечить безотказ-
ность можно только изучив механизм отказа - поняв причину возникновения дефекта и процесс его эволюции до отказа. Изучив физико-химические процессы, ведущие к отказам (физику отказов), можно принять меры, предотвращающие их появление.
Как уже было отмечено ранее, основной парк турбогенераторов выработал свой нормативный срок службы. В процессе эксплуатации произошло естественное старение (деградация) материалов. На темпы старения оказывают влияние следующие факторы: работа при пиковых нагрузках; короткие замыкания; вибрация; увлажнение; нагревы; механические воздействия; коррозия и т.д. Для турбогенераторов можно выделить шесть групп факторов, влияющих на темпы старения: механические воздействия; электромагнитные поля; термические воздействия; специальные среды; климатические воздействия; биологические воздействия [1].
В качестве примера рассмотрено повреждение активной стали турбогенератора типа ТВФ-120-2У3, эксплуатируемого на ТЭЦ с 1982 года в блоке с турбиной ПТ-80 после ее модернизации в 2012 году (рис. 5). Цель модернизации - получение прироста электрической мощности за счет полного использования мощности турбогенератора в пиковом режиме. Более двух суток турбогенератор работал с нагрузкой P = 101 МВт с = 1 при напряжении статора ист = 10,1 кВ и токе статора 1ст = 5850 А. Блок отключился дифференциальной защитой от короткого замыкания в обмотке статора (за 30 лет эксплуатации обмотка не менялась). В процессе расследования аварийного останова блока было установлено, что повреждения изоляции обмотки произошли при обломах зубцов на крайних пакетах сердечника статора. В торцевой зоне статора присутствует круговой след перегрева крайних пакетов железа (выгорание железа). Нагрев был вызван значительным возрастанием результирующих магнитных полей в зоне лобовых частей обмотки статора. В максимальном нагрузочном режиме турбогенератора при ^ф = 1 реактивная мощность в сеть не выдается и не потребляется [7], ток возбуждения значительно снижается, размагничивающее действие магнитного потока ротора на статор практически прекращается. В этом режиме поток рассеяния статора замыкается по воздуху и конструктивным элементам торцевой части турбогенератора, идет интенсивный разогрев крайних пакетов сердечника статора (наличие кругового следа перегрева видно на рис. 5). При неудовлетворительной изоляции между листами наборного сердечника в торцевых зонах возникают локальные нагревы, усугубляемые возросшей вибрацией сердечника, вызванной повышенной индукцией (потоком рассеяния по торцам статора). Возникают обломы, сваривания, выгорания и выпадения обломков зубцов сердечника статора. Поэтому турбогенераторы, выработавшие назначенный срок службы, не должны эксплуатироваться в пиковом режиме (по причине неудовлетворительного состояния железа сердечника статора). На рис. 5 видно выгорание крайних листов активного железа.
Рис. 5. Повреждения активной стали турбогенератора
Проведение эксплуатационных тепловых испытаний не дает полной картины о состоянии активного железа и обмоток статора и ротора ввиду того, что конструктивно датчики термоконтроля заложены в пазах так, что нет возможности контролировать крайние пакеты активной стали статора турбогенератора. При эксплуатации генератора с нарушением нормальных режимов работы или в аварийных режимах при коротких замыканиях происходит разогрев крайних пакетов активной стали статора турбогенератора, что влечет серьезные повреждения обмотки и сердечника статора турбогенератора. При повреждении активной стали (в результате попадания в расточку постороннего предмета) ее ремонт невозможен или экономически нецелесообразен. Систематическое ослабление усилия прессовки в сочетании с разрушением зубцов сердечника, смещением нажимных пальцев и вентиляционных распорок приводит к отказам и сокращению межремонтного периода. Тяжелые эксплуатационные режимы стимулируют также проявление скрытых дефектов, которые невозможно выявить при проведении ремонтов и плановых испытаний.
Для существенного сокращения количества отказов оборудования, отработавшего назначенный срок службы, допустимые нагрузки генераторов (в режимах недовозбуждения) необходимо определять по диаграммам мощности заводов-изготовителей или по соответствующим директивным документам, а при отсутствии диаграмм или директивных документов - на основании специальных испытаний, но при этом программа и результаты испытаний должны быть согласованы с заводом-изготовителем и техуправлением
Надежность оборудования, отработавшего назначенный срок службы, может существенно различаться. Поэтому для получения объективных количественных характеристик (показателей) надежности целесообразно использовать статистические данные не по группе объектов, а отдельно для каждого объекта [13], например, в соответствии с рекомендациями работы [10]. Как отмечают авторы, предлагаемая на основе проведенных и опубликованных ими расчетов (в том числе доверительных интервалов, в которых будут находиться с заданной доверительной вероятностью
значения показателей надежности) методика «позволяет существенно повысить точность определения (прогноза) показателей надежности генерирующего оборудования».
Ремонтопригодность - это свойство объекта, заключающееся в приспособленности к предупреждению и обнаружению причин возникновения его отказов, повреждений и устранению их последствий путем проведения технического обслуживания и ремонтов [11].
Следует заметить, что обеспечение надежности возможно путем замены турбогенераторов, отработавших срок службы, их модернизации или путем проведения ремонтов. Замена оборудования связана с большими затратами. Модернизация связана с меньшими затратами, но для этого необходимы соответствующие научно-технические разработки, проектные решения и современные технологии. Модернизация должна проводиться на основе базовых специализированных ремонтных предприятий при участии сервисных служб заводов-изготовителей турбогенераторов. К сожалению, такой подход не нашел своего применения. Гораздо дешевле и поэтому выгодней приобретать запасные части и заниматься ремонтами, которые требуют меньшей капиталоемкости. Затраты на ремонты окупаются в короткие сроки посредством повышения тарифов на отпускаемую электрическую энергию.
Выделяют плановые и аварийные ремонты. Плановые - капитальные (средние) и текущие ремонты основного оборудования - проводятся в соответствии с рекомендациями рабочей документации [4]. Разработка и применение диагностических методов и контроля позволяют не только своевременно провести ремонты, но и повысить их эффективность. Диагностирование технического состояния турбогенераторов, отработавших назначенный срок эксплуатации, позволяет распознавать и выявлять дефекты, при наличии которых дальнейшая эксплуатация недопустима или возможна при выполнении определенных мероприятий. На рис. 6 показан пример испытаний турбогенератора. Выявлены дефекты: замыкания межлистовой изоляции стали статора. Эти дефекты устранимы, но не всегда их устранение позволяет полностью решить все проблемы (улучшения состояния активной стали статора генератора). Возможно появление новых дефектов. Например, работы, проводимые во время плановых ремонтов, по «переклиновке» на обмотке статора влияют на состояние активного железа статора (это различные забоины, вмятины, а также естественное ослабление прессовки - «распушение» стали).
Восстановление первоначальных характеристик турбогенераторов, отработавших назначенный срок службы, в полной мере не может быть достигнуто. Материалы при длительной эксплуатации деградируют - меняют свои первоначальные характеристики. Например, ответственные (активные) узлы турбогенераторов - сердечник статора, ротор - работают в водородной среде. Водород обладает высокой диффузией и растворяется в металле, изменяются физиче-
Рис. 6. Дефекты стали
ские и механические свойства. Абсорбция водорода твердым металлом приводит к внешнему водородному охрупчиванию. Внешнее водородное охрупчивание - одна из достаточно частых причин хрупкого разрушения. Разрушение происходит внезапно, без видимых причин и признаков внешнего повреждения.
Штатный эксплуатационный контроль на турбогенераторах, спроектированных в прошлом веке, и на другом ответственном оборудовании позволяет контролировать допустимые параметры, определяющие номинальный эксплуатационный режим (и не более). При проектировании современных турбогенераторов необходимо расширить функции и объем эксплуатационного штатного контроля. Вновь проектируемые, модернизируемые турбогенераторы и оборудование необходимо оснащать интеллектуальными системами диагностики и эксплуатационного контроля, способными не только регистрировать информацию, но и давать соответствующие рекомендации для принятия решений.
Старение оборудования обычно приводит к увеличению объема плановых (текущих) и аварийных ремонтов. Причиной увеличения объема аварийных ремонтов является:
- несоблюдение сроков и невыполнение в требуемых объемах технического обслуживания и ремонта оборудования;
- отсутствие контроля технического освидетельствования оборудования;
- несвоевременная замена физически и морально устаревшего оборудования;
- низкий уровень квалификации обслуживающего персонала и руководящего состава эксплуатирующих организаций.
Обеспечение надежности оборудования требует увеличения затрат не только на «сверхтиповые» ремонты, но и на обязательное техническое освидетельствование [6]. Отказ от проведения плановых ремонтов в течение года может привести в дальнейшем к возрастанию аварийности. Возрастание аварийности основного оборудования потребует увеличения в электроэнергетической системе аварийного резерва мощности [10] и, следовательно, затрат. Это будет основанием для роста тарифов на электрическую энергию, которая станет менее доступной.
Для оценки влияния старения оборудования на
турбогенератора
его ремонтопригодность необходимо определить темпы роста объема плановых и аварийных ремонтов не только по группе объектов, но и отдельно для каждого объекта.
Долговечность - это свойство объекта сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонтов [11]. Предельное состояние -это состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его полностью работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. Если восстановление его полностью работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно (изменилось (ухудшилось) техническое состояние объекта и необходима смена его паспорта (изменились предельно допустимые параметры функционирования)), то формально можно считать, что объект изъят из эксплуатации, а вместо него в соответствии с новым паспортом будет работать другой объект.
В существующей практике эксплуатации оборудования длительность его функционирования определяется назначенным ресурсом и назначенным сроком службы. Цель установления назначенного срока службы (назначенного ресурса) - обеспечить принудительное заблаговременное прекращение применения объекта по назначению исходя из требований безопасности или технико-экономических соображений. По истечении назначенного срока службы (назначенного ресурса) объект должен быть изъят из эксплуатации и принято решение о том, что он может быть списан или направлен на капитальный ремонт. После ремонта может быть установлен новый назначенный срок службы (ресурс) и принято решение о продолжении эксплуатации объекта [6].
Сложность физических и химических процессов, происходящих в турбогенераторах при их работе, изменения и полная деградация свойств материалов затрудняют разработку методик оценки остаточного ресурса (срока службы). Поэтому следующий назначенный срок службы (назначенный ресурс) обычно определяется на основе ретроспективного анализа и экспертной основе [11].
Оценка технического состояния турбогенераторов выполняется в соответствии с рекомендациями [2; 3; 5]. В методических указаниях [2] систематизированы
рекомендации, установлены требования технического и организационного характера; дан перечень и описание методов и средств контроля, установлены периодичность и объем работ по обследованию оборудования; приведены критерии оценки технического состояния длительно работающих турбогенераторов, даны рекомендации по ресурсосбережению, включающие рекомендации по принятию решений о модернизации, замене узлов или турбогенератора в целом, определены правила оформления, согласования и утверждения результатов обследования. Являясь в целом работоспособными, эти методические указания имеют отдельные упущения. Например, известно, что старение, деградация материалов, некачественное проведение ремонта и неправильная эксплуатация влекут за собой увеличение процента аварийности оборудования, отработавшего нормативный срок службы. Вместе с тем, методические указания позволяют продлить срок эксплуатации до 8 лет. Решение о возможности продления срока эксплуатации должно приниматься владельцем оборудования на основании комиссионного технического освидетельствования в период проведения капитального ремонта. В комиссию целесообразно привлекать специалистов заводов-изготовителей, специализированных организаций по диагностике оборудования, которые имеют право указать, при каких имеющихся дефектах дальнейшая эксплуатация недопустима, а при каких возможна (а если и возможна, то при соблюдении каких условий). Назначенный ресурс, как правило, не должен превышать границ межремонтного периода (для турбогенераторов это 4-5 лет) [5].
Для новых турбогенераторов назначенный срок службы составляет около 30 лет. По мере старения оборудования каждый новый назначенный срок службы сокращается по своей продолжительности. Для турбогенераторов, отработавших свыше 30 лет (при увеличении удельных потерь в железе статора выше допустимых), обязательно один раз в 5 лет должны проводиться испытания на нагрев машины. Испытания проводятся по тем же методикам, что и для турбогенераторов, не выработавших назначенный срок службы, для которых установлена периодичность один раз в 10 лет. Требования к результатам испытаний остаются неизменными. Отклонения от заводских данных при номинальном режиме работы не должны превышать 3-5°С. В программе проведения испытаний на нагрев должен оцениваться и пиковый режим (режим работы с мощностью, равной номинальной, и ^ф = 1). Испытания сердечника статора турбогенератора «на нагрев» должны выполняться при индукции 1,4+0,1 Тл [5]. Испытания, выполняемые при индукции 1 Тл, не позволяют реально оценить состояние крайних пакетов сердечника статора (кольцевой нагрев). Причиной является то, что испытания выполняются в статике. Целесообразно увеличить объем испытаний, дополнив его применением нетрадиционных методов контроля (например, тепловизионного, позволяющего фиксировать процесс деградации материалов).
При росте нагрузок собственники генерирующих компаний решают вопросы их покрытия не за счет
ввода новых мощностей, а за счет более полной загрузки генераторов в режимах, которые близки к пиковым нагрузкам. Эксплуатации турбогенератора в пиковом режиме ранее не предусматривалась. Если он необходим, то следует убедиться в том, что он будет допустимым. С этой целью должен быть назначен срок опытной эксплуатации. Обычно это половина года и более, в зависимости от возможностей реализации пикового режима в период опытной эксплуатации. Опытная эксплуатация должна быть организована по технологической карте с расширенным объемом контроля. По результатам, полученным за период опытной эксплуатации, принимается решение о возможности работы оборудования в пиковых режимах. Такой подход отвечает принципу извлечения максимальной прибыли, который стоит на первом месте в уставах частных генерирующих компаний. Задачи обеспечения надежности энергоснабжения и безопасности становятся второстепенными. Работа генераторов при максимальных нагрузках приводит к возрастанию аварийности, ускоренной деградации материалов, из которых изготовлены генераторы, и, следовательно, существенному снижению долговечности.
Турбогенераторы, отработавшие 30 лет и более, имеют, как правило, дефекты сердечника статора, ротора и поддерживаются в эксплуатационном работоспособном состоянии всеми видами ремонтов. Однако скрытые дефекты не позволяют эксплуатировать турбогенераторы без ограничений по эксплуатационным нагрузкам. Работа таких турбогенераторов обеспечивается за счет запасов, заложенных при проектировании; качества изготовления и функциональной избыточности (работа с нагрузками ниже номинальной); качества ремонтов и квалификации ремонтного персонала; качества запасных частей.
На основании вышесказанного можно сделать следующие выводы.
1. Предложена методика оценки эффективности основного оборудования ЭЭС с учетом технического совершенства и надежности.
2. Для оценки эффективности основного оборудования предлагается показатель долговечности - коэффициент долговечности, равный отношению среднего остаточного ресурса к среднему ресурсу.
3. Надежность оборудования, отработавшего назначенный срок службы, может существенно различаться. Поэтому для получения объективных количественных характеристик (показателей) надежности целесообразно использовать статистические данные не по группе объектов, а отдельно для каждого объекта.
4. Работа генераторов при максимальных нагрузках приводит к возрастанию аварийности, ускоренной деградации материалов, из которых изготовлены генераторы, и, следовательно, существенному снижению долговечности. В ряде случаев по состоянию железа сердечника статора эксплуатация турбогенераторов, выработавших назначенный срок службы, становится проблематичной, а в пиковых режимах - невозможной.
5. При проектировании современных турбогенера-
торов необходимо расширить функции и объем эксплуатационного штатного контроля. Вновь проектируемые, модернизируемые турбогенераторы и оборудование необходимо оснащать интеллектуальными си-
стемами диагностики, способными не только регистрировать информацию, но и давать соответствующие рекомендации для принятия решений.
Статья поступила 06.05.2014 г.
Библиографический список
1. ГОСТ 21964-76. Внешние воздействующие факторы. Классификация, номенклатура и характеристики. Введ. 01.07.1977 г. М.: Изд-во стандартов, 1976. 33 с.
2. Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы. Утв. 31.03.2008 г.
3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Утв. 19.06.2003.
4. РД 34.45-51.300-97. Объемы и нормы испытания электрооборудования. Утв. 8.05.1997 г.
5. Стандарт РАО ЕЭС России. Тепловые электрические станции. Методика оценки состояния основного оборудования. Приложение к приказу РАО ЕЭС России от 28.03.2007 г. № 200.
6. Афанасенко А.С., Мурашко Н.А. Что стало причиной аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года? // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2011. № 4. С. 115-117.
7. Вольдек И.А. Электрические машины. М.: Энергия, 1978. 839 с.
8. Дубицкий М.А. Надежность энергоснабжения и безопасность систем энергетики // Вестник Иркутского государ-
ственного технического университета. 2013. № 9 (80). С. 211-216.
9. Дубицкий М.А. Асламова В.С. Безопасность электроэнергетических систем // Современные технологии. Системный анализ. Моделирование. 2012 . Вып. 3 (35). С. 221-226.
10. Дубицкий М.А., Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1988. 272 с.
11. Надежность систем энергетики. Терминология. Сборник рекомендуемых терминов. Вып. 95. М.: Наука, 1980. 43 с.
12. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. 2-е изд., перераб. и доп. М.: ЭНАС, 2007. 352 с.
13. Ушаков И.А. Курс теории надежности систем: учеб. пособие для вузов. М.: Дрофа, 2008. 239 с.
14. Dubitsky M.A. Reliability of energy systems // Reliability: Theory & Applications. Elektronic journal of international group on reliability. 2013. V. 8. I. 3. [Электронный ресурс]. URL: http://connection.ebscohost.com/c/articles/90219916/reliability-energy-systems
УДК 620.9
ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА РОЗНИЧНЫХ РЫНКАХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
© В.Ю. Наумчук1, Н.В. Савина2
Амурский государственный университет,
675027, Россия, г. Благовещенск, Игнатьевское шоссе, 21.
Рассматривается проблема качества электрической энергии, весьма актуальная в настоящее время в силу того, что снижение уровня напряжения, появление несимметрии, несинусоидальности и других отрицательных факторов, ухудшающих качество напряжения, оказывает заметное влияние на работу потребителей, становится причиной ущербов государственного хозяйства страны. Анализируется вновь введенный ГОСТ Р 54149 -2010 на качество электрической энергии, приборы контроля качества электрической энергии, которые наиболее применимы в сложившейся ситуации. Ил. 3. Табл. 1. Библиогр. 7 назв.
Ключевые слова: качество электроэнергии; контроль качества; измерительные комплексы; морфологический анализ.
ELECTRICAL ENERGY QUALITY CONTROL ORGANIZATION IN RETAIL ELECTRICITY MARKETS V.Yu. Naumchuk, N.V. Savina
Amur State University,
21 Ignatievskoe Shosse, Blagoveshchensk, 675000, Russia.
The article treats the problem of electric energy quality. The former is relevant since the decrease in voltage level, manifestation of asymmetry, unsinusoidality and other negative factors affecting voltage quality have a significant impact on consumers' operation and cause losses of the national economy. The analysis is given to the newly introduced GOST P 54149-2010 for electric power quality, electric energy quality control devices, which are most applicable in the current situation.
1Наумчук Валерия Юрьевна, магистрант, тел.: 89098189928, e-mail: 21-03@mail.ru Naumchuk Valeria, Master's degree student, tel.: 89098189928, e-mail: 21-03@mail.ru
2Савина Наталья Викторовна, доктор технических наук, профессор кафедры энергетики, тел.: 89246774430, e-mail: nataly-savina@mail.ru
Savina Natalia, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Power Engineering, tel.: 89246774430, e-mail: nataly-savina@mail.ru
