Изложены концептуальные положения обеспечения новых подходов к оценке технического состояния активов. При этом за основу взят подход экспертного определения через весовые коэффициенты значений групп параметров функциональных узлов оборудования. Достаточно подробно изложена методика определения весовых коэффициентов, основанная на методе анализа иерархий [1]. На основе расчетов индексов технического состояния отдельных функциональных узлов, в соответствии с решением задачи о нахождении оптимизированных значений при нечетких условиях и ограничениях, по минимальному значению определяется интегральный показатель оборудования (группы оборудования). Автор, в соответствии с разрабатываемой под его руководством методикой оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей и определения оптимального вида, состава и стоимости технического воздействия на оборудование (группы оборудования), вводит понятия видов состояния оборудования, соотнося их с конкретными мерами технического воздействия. Это позволяет объективизировать процесс оценки и сформировать информационную базу для принятия управленческих решений по использованию активов. Приведенный пример расчета индекса технического состояния позволяет наглядно продемонстрировать практическую значимость предлагаемых подходов и методов оценки производственных активов. Определенные в статье подходы создают информационную и методологическую основу перехода от планово-предупредительных ремонтов оборудования объектов электроэнергетики к ремонтам по состоянию. В статье обозначается проблема комплексной оценки технико-экономической эффективности активов энергетической системы, которая включает множество энергообъектов. Формирование методологической и технологической основы системы управления производственными активами (СУПА) и обеспечение ее функционирования определяет научную ценность и инновационный подход к решению обозначенных проблем, поднимаемых в статье.

По данным исследования за последние два года увеличилось общее число аварий на тепловых сетях, которое связано с превышением нормативного срока эксплуатации. Ветхие сети приводят к большим тепловым потерям. Повышение энергоэффективности теплоснабжения связано с надежностью тепловых сетей. С появлением ФЗ-190 «О теплоснабжении» стали вновь разрабатываться схемы теплоснабжения населенных пунктов. Обязательным требованием стал расчет надежности теплоснабжения. Наиболее полно методики расчета надежности тепловых сетей представлены в [1, 2]. По методике [2] расчет надежности предполагается в программном комплексе Зулу-Термо. Основным исходным параметром для расчета является средняя интенсивность отказов. Данная величина теоретически является результатом статистических исследований, а фактически усредняется. Отсутствие или недостаточность статистической информации влечет за собой изменение фактического показателя надежности, приближая его к идеальному значению. В [1] предложена методика сбора и обработки статистики отказов. Однако по ряду причин получение достоверных исходных данных в настоящее время сопряжено с определенными трудностями. Кроме того, как показала практика, обработка данных и оценка полученных результатов также вызывает затруднения. По результатам критического анализа перечисленных методик установлено, что для получения расчетов, которые соответствуют действительности, необходимо иметь актуальную базу данных по отказам. Новизна заключается в том, что изучены принципы формирования статистики отказов и влияние реальных исходных данных на фактическое значение показателя надежности. Выявлено, что формирование базы данных по отказам на тепловых сетях окажет положительное влияние на популяризацию теории надежности среди специалистов теплоснабжающих и эксплуатирующих организаций, сведет к минимуму возможные отклонения значений показателя надежности в результате расчетов, позволит прогнозировать развитие систем теплоснабжения в целом и предотвратить возможные каскадные повреждения жизненно-важных энергосистем. К

Объектом исследования являются тепловые сети г. Волжского Волгоградской области. Цель настоящей статьи — определение количественных показателей надежности, выраженных в виде интенсивностей отказов, на- работки на отказ и установление закона распределения отказов. Проведены исследования статистических данных по отказам тепловых сетей в г. Волжском Волгоградской области за период эксплуатации с 2010 г. по 2012 г. включительно после ввода в эксплуатацию в 1970 г. Все выявленные отказы приводили к прекращению подачи тепла и, соответственно, восстановлению тепловых сетей. Приведены математические зависимости оценки показателей надежности в виде интенсивностей отказов и наработки на отказ по диаметру труб, протяженности тепловых сетей и времени эксплуатации. Новизна статьи состоит в том, что впервые в г. Волжском проведены исследования надежности тепловых сетей и по их результатам получены конкретные числовые значения интенсивностей отказов и оценки наработки на отказ как по диаметру труб, так и протяженности тепловых сетей и времени их эксплуатации. Установлено, что интенсивность отказов подчиняется экспоненциальному закону распределения по диаметру и протяженности труб с параметрами λ = 2,77·10^-3 (1/м), T = 362 м, а по времени эксплуатации — с параметрами λ = 35,31·10^-3 (1/ч), T = 28 ч. Полученные оценки показателей надежности рекомендуется использовать при создании современных тепловых сетей. Принятая система технического обслуживания и ремонта обеспечивает надежную работу тепловых сетей с уровнем доверия 99%.

В соответствии с требованиями действующих Правил электроустановок все объекты, получающие электро- энергию от централизованной системы электроснабжения, должны иметь необходимую надежность электро- снабжения. Особенно это касается объектов нефтегазового комплекса. Отключение этих объектов от сети электроснабжения даже на небольшой промежуток времени может привести к авариям и принести большой материальный и моральный ущерб. Даже если не произошло прямого попадания молнии в оборудование, все равно может возникнуть электромагнитный импульс между тучами и удаленным ударом молнии в землю. В статье представлено средство защиты от молнии — установка «Грозозащита», которая проходит испытания на Киенгопском нефтяном месторождении Удмуртской Республики и установлена на отдельно стоящей опоре в районе КТП-6/0,4 кВ с учетом конфигурации электрической сети 6 кВ ПС 110/6 кВ. Установку «Грозозащита» обычно располагают на возвышенности в отдалении от важных объектов инфраструктуры. Принцип ее работы основан на создании искусственной зоны грозового разряда. Проблемой этой установки является то, что она является концентратором электрических зарядов, наведенных в результате различных атмосферных явлений. Поэтому при ее эксплуатации необходимо соблюдать повышенные требования безопасности. Описаны назначения основных узлов грозозащитной установки и их функциональное назначение. За период эксплуатации устройства не наблюдалось ни одного попадания молнии в оборудование Киенгопского месторождения нефти и линии электропередач, а также не произошло опасных воздействий от грозовых перенапряжений. Таким образом, увеличилась защищенность всего электрооборудования как от перепадов напряжения, так и от резких скачков и импульсов напряжения.

Представлены современные горелочные устройства для энергетических и промышленных котлов, обеспечивающих выбросы NO_x при сжигании природного газа — 125 мг/м³, при сжигании мазута — 250 мг/м³. Горелки комплектуются современными запально-защитными устройствами и форсунками. Также разработаны новые горелочные устройства для сжигания доменного, коксового и природного газов. Сжигание газов с различными свойствами вызывает определенные сложности, связанные с обеспечением рабочих параметров энергетических установок. Различия в характеристиках сжигаемых топлив определяют и различия в протекании процессов горения, эмиссионных характеристиках факела, объемов продуктов сгорания. Приведены примеры работы комбинированных горелок. Рассмотрены особенности организации топочного процесса при совместном сжигании доменного, коксового и природных газов в топках котлов производительностью от 100 до 500 т/ч. Приведены рекомендации по сжиганию низкокалорийных побочных газов промышленных предприятий (доменного, коксового и т. д.). В целях решения экологических проблем утилизации жидких и газообразных отходов мощных промышленных предприятий разработаны специальные печи для обезвреживания промышленных стоков и различных газов. Даны два варианта компоновок печей (вертикальная и горизонтальная). Значительный интерес представляет печь с горелкой для сжигания водоугольной суспензии (ВУС). Приведены материалы по новым разработкам различных типов теплогенераторов: с внутренней огнеупорной и огнестойкой футеровкой и полностью выполненных из металла (воздухоохлаждаемые, внутренняя «жаровая» труба — из стали Х18Н9Т, наружный корпус — из стали 20). Также показано, что специальные камеры сгорания могут быть использованы для обезвреживания газообразных и жидких отходов.

В настоящее время пластинчатые теплообменники используются повсеместно, начиная от сферы ЖКХ и заканчивая атомной энергетикой. Однако нормативных методик по их расчету не существует, а подбор аппаратов под конкретную задачу осуществляется фирмой-изготовителем с использованием специальных компьютерных программ. Зачастую доступа к коду данных программ не имеют даже работающие в них специалисты. В связи с этим возникает вопрос о правильности расчетов по данным программам, особенно для неординарных режимов эксплуатации теплообменников. Для решения данных вопросов необходимо проведение теплогидравлических испытаний пластинчатых теплообменников различных фирм с последующим сравнительным анализом и выявлением возможных сложностей в теплогидравлических расчетах. В ходе выполнения настоящей работы была предложена методика испытаний пластинчатых теплообменников при одинаковом расходе по контурам, упрощающая последующую обработку экспериментальных данных. Данная методика применима при одинаковом количестве каналов по контурам теплообменника. По предложенной методике на Комплексном стенде КС10606 ОАО «НПО ЦКТИ» выполнены испытания 13 пластинчатых теплообменников. Проведенные эксперименты и анализ данных, предоставленных производителями пластинчатых теплообменников, показали отсутствие заметного отличия в теплогидравлических характеристиках пластин одного типоразмера различных производителей. Было подтверждено наличие «эффекта дыхания» в пластинчатых теплообменниках, заключающегося в упругой деформации теплопередающих пластин при наличии разных значений давления теплообменивающихся сред. Показано, что данный эффект может существенно влиять на гидравлическое сопротивление. Максимально полученное отличие между коэффициентами гидравлического сопротивления в контурах с меньшим и большим давлением составило около 3,5 раз. Однако данный эффект не характерен для всех пластинчатых теплообменников.

В соответствии с НП-096-15 [1], управление ресурсом оборудования и трубопроводов на стадиях проектирования, эксплуатации и вывода из эксплуатации должно основываться на оценке технического состояния и остаточного ресурса; выявлении доминирующих (определяющих) механизмов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов атомных станций; постоянном совершенствовании мониторинга этих процессов старения. Несмотря на прогресс развития вычислительной техники, наблюдаемый в последние десятилетия, ее возможности все еще недостаточны для решения уравнений гидродинамики при представляющих практический интерес высоких числах Re (неустойчивость решения: достаточно малое возмущение радикально меняет устойчивость решения уравнений Навье-Стокса). Остаются нерешенными проблемы верификации CFD кодов. Из-за сложной пространственной конфигурации, различного функционального назначения трубопроводных систем АЭС, а также специфики гидроупругого взаимодействия потока и трубопровода выбор расчетных методов оценки динамического напряженно-деформированного состояния может быть сделан только на основе результатов экспериментальных измерений параметров вибрации трубопроводов. Параметрами вибрации трубопроводов являются виброускорение, виброскорость и виброперемещение. Вибрация трубопроводов с точки зрения ресурса относится к многоцикловой усталости, особенности которой требуют использования консервативных подходов при обосновании вибропрочности трубопроводов. Поскольку трубопроводы работают в пределах упругих деформаций, то для проверки их прочности при зависящей от времени нагрузке можно в ряде случаев использовать квазистатический расчет. На примере численного эксперимента показано использование квазистатического подхода, дающего удовлетворительные результаты. Обоснованное применение квазистатического подхода основано на анализе спектральной плотности виброперемещений трубопровода в различных точках измерения и может эффективно применяться для оценки вибронапряженного состояния, трещиностойкости и обоснования вибропрочности трубопроводов АЭС.

Дана оценка термодинамической эффективности тепловых схем установок малой энергетики с рабочим веществом фторорганического состава. Сделан обзор существующих на сегодня технологий органического цикла Ренкина (ОЦР) с рабочими телами, отличными от рабочих тел фторуглеродного состава. Установка на неводном рабочем веществе, как объект малой энергетики, сравнивается с мини-КЭС, работающей по традиционному пароводяному циклу Ренкина, с котлом на твердом кородревесном виде топлива. Представлены результаты расчета и анализа термодинамической эффективности многоконтурной тепловой схемы с секционной утилизацией теплоты в котле-утилизаторе, предложенной в качестве альтернативы традиционному циклу. Анализ эффективности паротурбинных циклов предлагаемой схемы производился для таких рабочих тел фторуглеродного состава как октафторпропан (C₃F₈) и декафторбутан (C₄F₁₀). При расчете циклов и процессов новых электрогенерирующих установок использовались экспериментально обоснованные уравнения состояния, полученные авторами несколько ранее. Расчетным путем исследовалась зависимость внутреннего КПД цикла ПТУ новых схем мини-КЭС от таких параметров как начальное давление острого пара и температура конденсации. Отмечено существенное увеличение внутреннего КПД по сравнению с пароводяным циклом. Сформулирован ряд технологических и конструкционных преимуществ, достижение которых становится возможным при внедрении рабочих веществ фторуглеродного состава в качестве рабочих тел теплосиловых установок малой энергетики.

Рассмотрена проблема возникновения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева, возникающей в неотопительный сезон, в теплообменных аппаратах газотурбинной теплофикационной электростанции (ГТУ- ТЭЦ) при работе по температурному графику теплосети 150/70. Проведен обзор существующих способов устранения данного явления, дан анализ их недостатков и предложен новый подход к обеспечению необходимого температурного уровня воды в теплообменниках. На основе предложенного подхода разработаны и предложены конструкторские решения проблемы низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева, возникающей в неотопительный сезон. Разработанные решения основаны на организации контура предварительного подогрева, в котором обратная сетевая вода подогревается до минимально допустимой температуры на входе в газоводяной теплообменник (ГВТО). Предложены два варианта тепловых схем с замкнутым контуром циркуляции теплоносителя. Схемы различаются способом подогрева греющей среды, поступающей в ГВТО: первая — за счет непосредственного сжигания топлива в водогрейных котлах, вторая — за счет теплоты уходящих газов, поступающих в специально выделенную поверхность нагрева ГВТО. Достоинством первого варианта является возможность отключения контура предварительного подогрева при низких температурах наружного воздуха, когда температура воды на входе с ГВТО превышает минимально допустимую, что позволяет снизить годовые затраты электроэнергии на собственные нужды. Преимуществом второго варианта тепловой схемы является снижение затрат электроэнергии на работу циркуляционного насоса за счет снижения расхода теплоносителя, циркулирующего в замкнутом контуре. На основе проведенных расчетных исследований предложенных тепловых схем сделан вывод о том, что предлагаемые способы организации замкнутого контура предварительного подогрева сетевой воды обеспечивают допустимую температуру воды в ГВТО с учетом режимов работы ТЭЦ в течение года и позволяют предотвратить низкотемпературную коррозию поверхностей нагрева теплообменных аппаратов.

Представлены результаты исследований влияния повреждаемости оборудования различных технологических подсистем паротурбинных установок (ПТУ) на выполнение энергоблоком ТЭС своих функций. На основе анализа показателей надежности энергоблоков выявлено, что неисправности оборудования ПТУ определяют 25 – 30% общего числа отказов. Изложены результаты анализа неисправностей оборудования различных технологических подсистем ПТУ, работающих в составе энергоблоков и на ТЭС с поперечными связями и приводящих к останову (отказу) турбоагрегата. Показано, что критическим оборудованием, отказы которого в 70% и более случаев вызывают останов турбоагрегата, является оборудование трех технологических подсистем: конденсационной установки, подсистемы маслоснабжения, подсистемы питательной воды. На основе результатов анализа эксплуатационной документации на электростанциях Урало-Сибирского энергетического региона более чем по 300 блокам мощностью от 200 до 800 МВт приведены данные по влиянию отказов различного оборудования технологических подсистем на неплановые остановы. Рассмотрены основные неполадки наиболее критичного оборудования (конденсатора, деаэратора, эжектора, сальниковых подогревателей, питательных и конденсатных насосов, маслоохладителей и др.), приводящие как к их повреждениям, так и к функциональным отказам турбоустановки. Представлены статистические данные по распределению причин повреждений конденсаторов, эжекторов, питательных и конденсатных насосов, оборудования маслосистем. Представленные в статье данные могут быть использованы для разработки модулей системы мониторинга технического состояния и диагностирования оборудования технологических подсистем энергоблока, а также для разработки мероприятий, обеспечивающих предотвращение отказов оборудования технологических подсистем.

Описаны подходы к разработке математических моделей теплофикационных паротурбинных установок (ТПУ). Целью работы является разработка, обоснование и практическая реализация методов математического моделирования ТПУ для решения задач исследования и повышения энергетической эффективности работы ТЭЦ. Применение нормативных характеристик для решения этих задач, требующих расчета переменных режимов, в большинстве случаев оказывается неправомерным, что обусловлено рядом их существенных недостатков. Показано, что применение разработанных математических моделей, основанных на экспериментально полученных расходных и мощностных характеристиках ступеней и отсеков, позволяет решать различные практические задачи, возникающие в эксплуатации. Приведен пример построения расчетной математической модели турбоустановки типа Т-50-12,8. Описана методика построения этой модели, состоящей из большого количества нелинейных уравнений (свыше 50) и приведена укрупненная блок-схема расчета этой турбины с использованием модернизированного метода Ньютона с изменением шага итерационного процесса) по нескольким переменным. В качестве части общего алгоритма дана методика расчета произвольного турбинного отсека или ступени с использованием и мощностных характеристик, упомянутых выше. Также приведена в качестве примера методика расчета регенеративного подогревателя ПНД-1. Показано, как на базе описанной математической модели могут быть разработаны аналогичные модели других установок. Показаны примеры использования математических моделей турбоустановок для решения задач определения наиболее экономичных и безопасных режимов работы и предотвращения неэффективных решений. Полученные результаты позволяют определять оптимальные режимы работы реального оборудования ТЭЦ и рассчитывать их показатели абсолютной и сравнительной энергетической эффективности.

В отечественной энергетике идет процесс модернизации турбоустановок 100÷800 МВт с целью увеличения их мощности и повышении экономичности проточной части. Основное внимание при этом направлено на конструкцию проточной части турбины, что позволяет получить значительный, но не полный эффект модернизации, поскольку схема регенерации и ее оборудование остаются прежними. В лучшем случае старое оборудование заменяется вновь изготовленным, проекты которого разрабатывались в 70÷80 годах прошлого века. Совершенствование тепловых схем энергоблоков всех типов является одной из приоритетных задач для повышения эксплуатационных и технико-экономических показателей ТЭС. Схема регенерации повышает КПД цикла на 12÷14%, поэтому ее модернизация, оснащение новым высокоэффективным и надежным оборудованием, уменьшение недогрева основного конденсата и питательной воды, гидравлического сопротивления их трактов может дать существенный положительный эффект и экономию топлива. В статье представлены недостатки существующих схем регенерации, обобщены принципы выбора и даны варианты схем регенерации турбоустановок 100÷800 МВт. Предложены различные решения как по составу оборудования, так и по структуре схемы регенерации. Выполнен комплексный подход в вопросе разработки и модернизации схем регенерации турбоустановок. Разработаны конструкции подогревателей низкого и высокого давления применительно к принятой схеме регенерации. Обобщен накопленный опыт внедрения смешивающих подогревателей и использования бездеаэраторных тепловых схем. Предложенные решения по модернизации схемы регенерации, составу и типу оборудования могут быть реализованы для турбоустановок различной мощности.