автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка методов обеспечения надежности работы оборудования гидроэлектростанции

На правах рукописи

Шерварли Дмитрий Евгеньевич

Разработка методов обеспечения надежности работы оборудования гидроэлектростанции

»

Специальность 05.14.02 Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

I

Новосибирск - 2006

Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Китушин Викентий Георгиевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Шалин Алексей Иванович

кандидат технических наук Петров Александр Михайлович

Ведущая организация: Сибирский проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем, электрических сетей ООО «Сибэнергосетьпроект», г. Новосибирск.

Защита состоится «25» мая 2006г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан апреля 2006г.

Ученый секретарь диссертационного

к.т.н., доц.

Тимофеев И.П.

em

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Замедление в последние десятилетия научно-технического прогресса в области создания нового энергетического оборудования привело во всем мире к удлинению сроков морального старения работающего оборудования, к его старению. В России на эту мировую тенденцию дополнительно наложились экономические проблемы инвестирования энергетики в связи с ее реформированием, В результате этого нормативные сроки эксплуатации энергетического оборудования повсеместно нарушаются, замедляются реновационные процессы, в итоге - повышенное старение оборудования.

В этих условиях по существу единственным выходом из создавшейся ситуации становится совершенствование технической эксплуатации оборудования. Однако и здесь существовавшая ранее централизованная система планово-предупредительных ремонтов (ППР) находится в стадии распада, а новая система еще не определилась и тем более - не создана. Исходя из зарубежного и частично уже своего опыта сдвиг в организации технической эксплуатации энергооборудования осуществляется в сторону менее затратной системы, основанной на ремонтах по техническому состоянию. Но такая система требует развития и насыщения энергопредприятий средствами диагностирования оборудования, развития методов оценивания его состояния. Имеющиеся сегодня в практике диагностические средства, во-первых, далеко не соответствуют по объему тем требованиям, которые предъявляет система ремонтов по состоянию, а во-вторых, они, как правило, не отвечают на вопрос о величине остаточного ресурса оборудования.

В связи с изложенным, задачи оценки текущего состояния оборудования для планирования ремонтных воздействий, определения оптимального состояния, способов его обеспечения становятся одними из приоритетных в современной энергетике.

Целью диссертационной работы является исследование и разработка методов определения технического состояния и объемов ремонтных воздейст-

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ 3 БИБЛИОТЕКА

С.-Петербург

ОЭ 200£актД£3

вий для обеспечения надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций.

Для достижения этой цели поставлены и решены следующие задачи:

• анализ состояния электроэнергетики и существующих методов обеспечения надежности оборудования энергопредприятий;

• разработка методов определения надежностных параметров стареющего оборудования;

• разработка методов оценки состояния оборудования ГЭС;

• разработка оптимизационной модели для определения рационального состояния оборудования ГЭС и необходимых для этого ремонтных воздействий;

• апробация разработанных моделей и методов на реальной ГЭС.

Объектом исследования является генерирующее оборудование гидроэлектростанций.

Предметом исследования является свойство надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций и обеспечение её рационального уровня

Теоретическая и методологическая основа диссертационного исследования базируется на системном подходе к проблеме обеспечения надежности энергооборудования в процессе его эксплуатации. При этом использовались методы моделирования и системного анализа, теории надежности.

Научные результаты и их новизна. При решении поставленных задач были получены следующие результаты, выносимые на защиту и определяющие новизну работы:

• предложен метод описания надежности стареющего оборудования, позволяющий установить соотношения между показателями безотказности и долговечности;

• разработан метод оценки остаточного технического ресурса оборудования гидроэлектростанции в зависимости от срока и режима его использования и осуществленных ремонтных воздействий;

• разработан метод определения оптимального технического ресурса оборудования гидроэлектростанции и необходимых ремонтных воздействий для его обеспечения.

Практическая ценность работы заключается в возможности использовать разработанные методы для планирования ремонтных воздействий на стареющее оборудование гидроэлектростанций на основе количественного измерения его надежности и обеспечения рационального ее уровня.

Апробация работы. Основные теоретические положения, разработанные в диссертации, и результаты практического использования докладывались и обсуждались на трех Всероссийских семинарах по методическим вопросам надежности больших систем энергетики (с международным участием).

Использование результатов исследования. Методы оценки технического состояния оборудования гидроэлектростанции принимаются для использования в практике планирования воздействия на оборудование в Российской гидрогенерирующей компании.

Публикации. Положения диссертации нашли отражение в 3 статьях, среди которых две в сборнике научных трудов (общим объемом 0,7 пл.), одна в сборнике статей (0,3 п.л.) и в одной монографии общим объемом 47 печатных листа (в том числе авторских - 0,6 п.л.).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, списка литературы, состоящего из 81 наименования. Работа изложена на 137 страницах, содержит 45 рисунков и 12 таблиц.

Основное содержание работы

Во введении обоснованы актуальность темы диссертации, степень научной разработанности проблемы, сформулированы цель и задачи исследования, его научная новизна, теоретическое и практическое значение, сформулированы основные положения, выносимые на защиту, а так же раскрыта содержательная часть работы.

Первая глава диссертации посвящена анализу сложившейся ситуации в энергетике и состояния основного энергетического оборудования, обзору теоретических подходов к оценке и обеспечению надежности стареющего оборудования.

Современное состояние энергетической отрасли России характеризуется наличием значительной доли физически и морального устаревшего оборудования. Экономическая реформа страны, начавшаяся в 1990г., определила новый этап, новое направление в развитии энергетики. Основным, определяющим фактором этого развития явился спад промышленного производства страны и существенное снижение потребности в электропотреблении.

Как следствие, произошло существенное снижение инвестиций в энергетику и резкое снижение ввода новых мощностей. Потребность в замене, реконструкции, техническом перевооружении оборудования не была удовлетворена, по крайней мере, вследствие трех факторов:

1. большой образовавшийся излишек мощности и отсутствие механизмов, стимулирующих повышение эффективности работы оборудовании;

2. регулируемое ценообразование осуществлялось практически повсеместно на политической основе, что приводило к установлению низкой рентабельности электроэнергетики и повышенному риску для потенциальных инвесторов, что естественно не стимулировало поток инвестиций в энергетику;

3. технологический прогресс в электроэнергетике подошел в последние десятилетия к своему какому-то пределу. Остановился рост единичных мощностей агрегатов и электростанций, определявший во второй половине прошлого века значительный технический и экономический прогресс. Это также не способствует обновлению оборудования.

На практике существует ряд методов, применяемых для обеспечения надежности функционирующего оборудования. В эксплуатационном плане основным средством обеспечения надежности функционирующего оборудования является техническая эксплуатация, хотя, в определенной мере, надежность за-

висит и от производственной эксплуатации (от режимов использования оборудования, степени защиты и т.п.).

В СССР и в России была разработана и повсеместно использовалась централизованная система планово-предупредительных ремонтов (ППР). Эта система крайне простая в эксплуатации основана на нормативах по межремонтным циклам, объемам работ и т.д. и в практике не требовала каких-либо расчетных методов для их обоснования, сколь-либо развитой диагностической системы.

Политические и экономические преобразования сначала в СССР, а затем России привели к исчезновению централизованной поддержки (как идейно-методологической, так и материально-снабженческой) системы ППР. В условиях преобразования многих самостоятельно-хозяйствующих энергопредприятий, а теперь и генерирующих компаний, в условиях финансовых трудностей встала задача развития системы ППР в более индивидуальную и менее затратную.

Это потребовало разработки методов обоснования межремонтных циклов, объема работ, более совершенных диагностических систем. Первый шаг в этом направлении - появление метода планирования по назначенному ресурсу. Здесь уже требовались расчеты назначаемого ресурса оборудования, учитывающего, в том числе и режим его загрузки. В итоге сейчас ведутся исследования и разработка по созданию системы ремонтов по состоянию оборудования.

Используемые за рубежом системы ремонтного обслуживания более разнообразны, и обеспечиваются и соответствующими методами их обоснования. Главное различие организации эксплуатации в разных странах, в основном, заключается в выборе стратег™ ремонтного обслуживания.

Известны три стратегии профилактики технических систем:

1. стратегия аварийной профилактики, при которой плановые профилактические мероприятия не проводят, а аварийные восстановительные работы осуществляют лишь после отказа оборудования;

2. стратегия планово-предупредительной профилактики, согласно которой профилактические работы проводят периодически в плановые сроки, неза-

висимо от технического состояния оборудования, а в случае его отказа осуществляют его восстановление или замену;

3. стратегия профилактики по техническому состоянию, когда профилактические мероприятия проводят с учетом фактического состояния оборудования, определяемого методами технической диагностики.

Различие подходов в разных странах обусловлено экономическими, организационно-структурными и культурными различиями. Например, в США во многих компаниях допускается иметь большое число неисправностей, в то время как в Японии используется концепция «нулевого количества дефектов», что приводит к большой доле планируемых ремонтных работ в общих затратах на техническую эксплуатацию. Критерием выбора стратегии ремонтного обслуживания оборудования практически во всех странах служит экономическая эффективность с учетом высокой надежности. В конечном счете, последний критерий опосредуется во многих странах в виде коэффициента готовности. Проведенный обзор зарубежной литературы показал, что все методы планирования ремонтного обслуживания можно разделить на две группы. Первая группа — исследовательские, вторая группа - оптимизационные методы.

Исследовательские методы предназначались для анализа влияния единичных показателей (интенсивностей отказов различного вида, показателей ремонтного воздействий) на более общие показатели надежности оборудования (обычно коэффициенты готовности). Все эти методы построены на основе использования марковских процессов.

Оптимизационные методы предназначались, главным образом, для определения межремонтных периодов. В качестве критерия используется минимум затрат на плановые и аварийные ремонты в единицу времени.

Основная задача, которая решается в зарубежной практике - это рациональное распределение материальных ресурсов между текущим обслуживанием и капитальными ремонтами, определение рациональных межремонтных периодов. Для ее решения разработаны различные оптимизационные модели (по-разному идеализирующие реальные условия эксплуатации оборудования и его

ремонты). Применение этих моделей в практике в разных странах (и отдельных энергопредприятий в одной стране) приводит к достаточно большому разбросу оптимальных стратегий технического обслуживания и ремонтов (ТОР).

Теоретический анализ зарубежных моделей ТОР показывает, что они излишне упрощенно моделируют или вообще не учитывают многие существенные факторы, например:

• очень упрощенно моделируют затраты на профилактические ремонты, не выделяя в них постоянные затраты на вскрытие, разборку и сборку оборудования, составляющие значительную долю, как показывают исследования, наличие этой составляющей существенно влияет на оптимальную частоту ремонтов (межремонтный период);

• используют статистические данные интенсивности отказов оборудования, не связывая этот показатель с варьируемыми ремонтными воздействиями;

• отождествляют частоту отказов с интенсивностью отказов, что для стареющего оборудования далеко не однозначно и др.

Главное же, там вообще отсутствуют модели, которые позволяли бы определять оптимальный уровень надежности и целесообразный объем ремонтных воздействий и, что особенно важно, для стареющего оборудования.

< В некоторой степени это компенсируется разработкой и использованием

исследовательских моделей, которые позволяют выявить влияние параметров различных ремонтных воздействий (средних времен аварийных, износовых, случайных, плановых ремонтов и др.) на коэффициент готовности оборудования. Однако рациональная величина коэффициента готовности (по российскому ГОСТу - коэффициент технического использования) определяется не из строгого критерия эффективности, а экспертным путем. Считается, что для тепловых агрегатов он должен быть не ниже 0,9. При этом 0,04-0,05 отводится на аварийные ремонты, а 0,05-0,06-на плановые.

В целом выполненный анализ зарубежных методических разработок показывает, что они могут быть использованы с учетом сделанных замечаний для

разработки отечественной методологической основы организации и планирования ремонтного обслуживания генерирующего оборудования.

В соответствии с этим анализом сформулированы задачи настоящей работы, которые приведены выше.

Вторая глава посвящена разработке методов определения показателей наиболее существенных с позиции решаемых задач свойств надежности: безотказности (неповреждаемости) и долговечности.

Безотказность невосстанавливаемого объекта исходно характеризуется интенсивностью отказов X (рис.1), которая может быть представлена тремя составляющими:

• ^прираб - интенсивность отказов, обусловленных дефектами, заложенными при проектировании, изготовлении, монтаже, наладке оборудования, которые проявляются на начальной, приработочной стадии эксплуатации;

• ^пост _ интенсивность отказов, независящих от состояния, предыстории оборудования и вызваных случайными внешними условиями;

• Хстар - интенсивность отказов, вызванных износом и старением оборудования.

МОприраб ЭДОстар

^•(Осумм

Рис. 1. Характеристика жизни объекта

Именно последняя составляющая и является предметом дальнейшего изучения с позиции ремонтного обслуживания, как наиболее существенная.

Практика и теоретические исследования показывают, что показатель безотказности вероятность отказа стареющего оборудования достаточно хорошо описывается нормальным законом:

(1-Т,

о(0 = Р(1 >1)=Ф(—

4 У ОТК (X

Я

■ур2я-а

X 2 а

Я

яо

В этом случае:

(1)

1 -Ф(х) дt

где Ф(0 и ф(0 - интегральная и дифференциальная функции нормального распределения,

х—

<7,

где Тя и Ся - математическое ожидание (технический ресурс) и среднеквадратичное отклонение времени до отказа.

Дня планово-ремонтируемого агрегата с периодичностью Тр зависимость интенсивности отказов можно представить так, как изображено на рис. 2 и 3.

ТР Тя 2Тр ЗТР 4ТР

Рис. 2. Зависимость интенсивности отказов полностью восстанавливаемого при ремонтах объекта

ТР 2Тр ЗТр 4ТР ^

Рис. 3. Зависимость интенсивности отказов стареющего объекта при неполном восстановлении его при плановых ремонтах

В первом случае при каждом плановом ремонте технический ресурс оборудования полностью восстанавливается, во втором - не полностью. Таким образом, если у невосстанавливаемого объекта срок жизни был Т^, то у восстанавливаемых он возрастает до Тж, величина которого зависит от ремонтной политики. При полном восстановлении ресурса при каждом ремонте срок жизни увеличивается до бесконечности.

Величины Тк и Тж являются характеристиками свойства долговечности, хотя оно может определяться и другими показателями: сроком амортизации, сроком морального старения, сроком службы и т.д.В данной работе за базовые значения ресурса приняты сроки жизни Тя и Тж (соответственно для невосстанавливаемого и ремонтируемого объектов). Кроме того, удобно пользоваться I относительными величинами остаточного ресурса:

Сработка ресурса зависит от выбранной ремонтной политики. На рис. 4 приведены три варианта сработки и восстановления ресурса, иллюстрирующие это положение.

Для определения остаточного ресурса в диссертации разработана модель, позволяющая оценить его в зависимости от стоимости оборудования Фь произведенных ремонтных воздействий У"", (затрат на ремонты), срока эксплуатации I, загрузки оборудования П(, а также ряда нормативных параметров (номинальная П , нормативные ремонтные затраты 3^ем и др.).

К°ст(!)=\-

/

(2)

Тр 2ТР ЗТр

Рис. 4. Зависимость остаточного ресурса стареющего объекта от наработки:

а) при периодических плановых ремонтах с полным его восстановлением;

б) при плановых ремонтах с неполным его восстановлением, но не снижаю-

щимся минимальным значением;

в) с неполным его восстановлением при периодических плановых ремонтах

Модель построена с использованием:

1. принципа рациональной системности;

2. предположения, что остаточный ресурс пропорционален текущей стоимости оборудования;

3. положения, что размер срабатываемого ресурса зависит от размера производимой продукции.

По существу полученная модель представляет собой инструмент макродиагностирования состояния оборудования предприятия в целом, позволяющего оценить остаточный ресурс оборудования по результатам его эксплуатации за прошедший период.

Для верификации получаемого результата целесообразно воспользоваться еще одной имеющейся существенной ретроспективной информацией - статистикой частоты отказов этого оборудования.

С этой целью, используя (1) и (2), в работе получена с теоретическая зависимость средней частоты отказов оборудования от оставшегося ресурса:

Сопоставление теоретической зависимости с фактической зависимостью й)т(Кост) (О^ (Я°ст(7))позволяет уточнить оценку остаточного ресурса оборудования, последнее можно проиллюстрировать рис. 5.

0)Т (Я»ст) = (0Х (Я;™)+С02 (Я?ст)+¿У3 (Я?ст),

(3)

где

ж

(О

I

„ост уточнение л{

Я

ост

Рис. 5. Корректировка остаточного ресурса

Несовпадение фактической (статистической) зависимости средней частоты отказов СОф с теоретической 0)^ обычно происходит из-за неточного определения Лост, обусловленного разной точностью учета ремонтных затрат и

основных производственных фондов. Однако здесь следует ожидать улучшения состояния в связи с развитием экономических отношений, которые требуют более строгий экономический учет и более точные экономические оценки.

Изменяя величинуЯост в зависимости й)^(Яост)за счет ее сжатия, а

при отсутствии ранней (начального периода) статистики - возможно и сдвига

по оси абсцисс, можно с достаточной точностью сблизить <У, с й)_, что и

9 I

позволит уточнить /?осот.

В третьей главе решается задача определения оптимального состояния (оптимального остаточного ресурса) оборудования и оптимальных ремонтных воздействий. В качестве критерия оптимальности используется максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД), который в данном конкретном случае можно привести к виду:

где Кт- суммарные приведенные за период Т капитальные затраты (модернизация, техперевооружение, реконструкция и т.п.):

К = ъа,к Л 1=0 1

3 - суммарные приведенные затраты на обеспечение функционирования (затраты на ремонтное обслуживание):

Зг = Е<зД = ^а,Зрем, ** /=о /=о '

- суммарный ущерб от ненадежности функционирования объекта (затраты

на аварийные ремонты, ущерб от недоотпуска энергии потребителям или плата за создание и поддержание аварийного резерва в энергосистеме):

У1=кУ1=1а1(3^+31вез), (4)

^ (=0 1=0 р

Т- расчетный период (обычно длительность жизненного цикла),

1

а. -

Е - норма дисконта.

Затраты на аварийные ремонты будут зависеть от частоты отказов оборудования - 3 (б) ) > а затраты на аварийный резерв - от показателей надежности оборудования: частоты отказов СО и среднего времени аварийного

ремонта 7 »ав

Первая составляющая моделируется как:

Зав=завй) г / /'

вторая - на основе известной зависимости оптимального аварийного резерва от указанных показателей надежности:

Зав =Срез-№в(0)Л ) рея 4 г ав'

В итоге оптимальное значение остаточного ресурса К-™™ определяется

из условия:

с1сд .„_ Е 1

-_— — у опт —___

^ ' иЕ

' с1со(

Чав ~ оез

где средняя стоимость аварийного ремонта, Су - стоимость единицы резервной мощности.

где £ - мощность агрегата, 9 - нормативный коэффициент надежности для выбора аварийного резерва в системе [обычно (9=2,65-3,1)], а - среднеквадратичное отклонение дефицита мощности в энергосистеме.

Для нахождения используется полученная выше зависимость (3)

0(Кост), по которой строится у = дсо р> как фуНКцИя от Кост. По этой

дкост

функции на основе полученного значения у°пт по (5) и определяется .

Если величина 3™ и с*"13 не зависят от времени 1, то и оптимальное значение не зависит от времени, т.е. оно должно поддерживаться все время

одинаковым. Это означает, что АЛ.°ст = 0.

Из последнего условия можно определить и оптимальные годовые ремонтные воздействия:

Тел.

дрем ? опт Тел —

I П.

!=\

Ф,+ 1 зРем-Ссо ¿=1

сл

-дФ ,

Четвертая глава посвящена апробации разработанных методов на данных реальной ГЭС. Общую схему исследования данной гидроэлектростанции можно представить так, как это показано на рис.6.

К сожалению, восстановить ретроспективу по ремонтным воздействиям на данной ГЭС удалось, только начиная с 1993г. К этому году станция проработала уже более 30 лет и на ней началась частичная реконструкция. Статистика же преднамеренных ремонтов и ремонтов после отказов имелась за весь период работы станции (см. рис.7). После выделения из этих данных плановых ремонтов и учета других дефектов были получены статистические данные по отказам оборудования (рис.8).

П,

Рис. 6. Схема исследования и обеспечения надежности оборудования ГЭС

-........- . —

■11 ||||.||.||| llllllUlll.nl> .1

| 0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 45 х

Годы эксплуатации

Рис. 7. Распределение преднамеренных ремонтов и отказов по годам

0

1

о

о

5

X

_______ _________

, и ■

1. . 1 11. ..II. 1

[шшшиптттт ТП . 1

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45

Годы эксплуатации Рис. 8. Распределение числа отказов по годам 18

Как видно из этого рисунка до 13-15 года шла приработка нового оборудования (повышенная частота отказов), затем все в большей степени стало проявляться старение оборудования, повышение частоты отказов, примерно до 37 года эксплуатации. После этого года начала сказываться реконструкция оборудования, снизившая резко частоту отказов.

На основе данных о ремонтных воздействиях, данных о реконструкции, основных производственных фондов ГЭС по разработанной выше методике был определен остаточный ресурс оборудования по годам рассматриваемого периода, который представлен на рис. 9 сплошной линией.

Рис. 9. Изменение остаточного ресурса по годам

Как видно из этого рисунка до 1993 года ресурс падал, а с этого года он стал возрастать благодаря реконструкции.

При расчетах значений ресурса принимались бухгалтерские данные об основных фондах оборудования, которые за весь этот период не индексировались, в то время как ремонтные воздействия подвергаются ежегодной индексации.

Если произвести индексацию основных фондов, то расчетное изменение ресурса оборудования пойдет по пунктирной зависимости.

Далее для верификации полученных результатов была привлечена статистика отказов.

На рис.10 построены теоретические и фактические зависимости средней частоты отказов от остаточного ресурса.

а)

(О

1,2 1

0,8 0,6 0,4

0,2 1

----- --- ' (93) __ ------- -- -

- \

\ X *(97)

___ ______ - . \ __ - „

/951 •

N _ 499)

_ _ „ (94) — Р-----X Л Г--- ----А

0,2

(96) (98) 0,4 ^ ' 0,6

0,8

(00)

б) 1,2 СО

1

0,8 0,6 0,4 0,2

4 (93)

(Я)

(94,96,98) 0,2 0,4

Рис. 10. Теоретические и фактические зависимости частоты отказов от остаточного ресурса оборудования: а) без индексации основных фонд, б) с индексацией основных фондов

На рис. 10а статистические данные были разложены по остаточному ресурсу соответствующих годов на основе сплошной зависимости изменения ресурса, а на втором рисунке по пунктирной зависимости (см. рис.9). Как видно на

рис. 106 совпадение теоретической зависимости и фактической наибольшее. Поэтому можно полагать, что зависимость остаточного ресурса, рассчитанная с учетом индексации основных фондов (пунктирная линия на рис 9), более соответствует действительности.

Это означает, что остаточный ресурс оборудования ГЭС в результате реконструкции повысился вдвое и достиг уровня около 0,55.

Расчеты оптимального уровня остаточного ресурса показали, что его величина существенно зависит для данной ГЭС от стоимости аварийного ремонта и очень слабо зависит от затрат на резервную мощность (агрегаты имеют малую единичную мощность).

При изменении стоимости аварийных ремонтов вдвое оптимальное значение остаточного ресурса изменяется от 0,35 до 0,85. Если осреднить эти данные, то получаем оптимальный остаточный ресурс, совпадающий с тем, который приобрела ГЭС после реконструкции ее оборудования (Л=0,55).

Этот результат подтверждает правильность принятого решения о частичной реконструкции оборудования ГЭС, направленной в основном на реконструкцию электротехнического оборудования, как оказывающего наибольший вклад в статистику отказов.

В то же время поддержание такого остаточного ресурса неизменным, как показывают расчеты по формуле (5), требует увеличения в два с лишним раза ежегодных ремонтных воздействий.

Таким образом, выполненные исследования показывают работоспособность и адекватность предлагаемых методов макродиагностирования состояния оборудования ГЭС и рекомендаций по формированию ремонтной политики.

Заключение

1. В условиях отсутствия заметного технического прогресса в создании генерирующего оборудования ГЭС, слабой инвестиционной привлекательности электроэнергетики происходит существенное старение оборудования.

1. Обеспечение необходимой надежности в этих условиях в значительной степени перекладывается на систему ремонтного обслуживания, которая требует сегодня существенного развития, в основном, в сторону перехода от системы ППР к ремонту по состоянию оборудования Однако этот переход к новой системе требует соответствующей методологической базы, прежде всего, критериальной, и всесторонней диагностической системы, которые сегодня в электроэнергетике либо практически отсутствуют, либо крайне слабо развиты.

2. Разработанные в диссертации модели и методы позволяют на основе статистически фиксируемых в эксплуатации параметров оборудования ГЭС и интенсивности ремонтных воздействий оценивать остаточный ресурс оборудования в целом, как на текущий момент, так и ожидаемый остаточный ресурс на предстоящий период в зависимости от намечаемых ремонтных воздействий.

3. Разработанные методы позволяют также связать ресурс, как показатель долговечности, с частотой отказов оборудования, как показателя безотказности. Регистрируемая при этом фактическая частота отказов оборудования в эксплуатации позволяет верифицировать используемые в моделях и методах показатели.

4. Полученные в работе зависимости частоты отказов оборудования от состояния его остаточного ресурса, а последнего - от размера ремонтных воздействий, позволили получить критерий оптимального остаточного ресурса оборудования ГЭС в целом и оптимальные ремонтные воздействия.

5. Разработанные модели и методы, апробированные на показателях работы реальной ГЭС, показали хорошую адекватность относительно решаемой задачи, позволили оценить как реальный остаточный ресурс оборудования, так

и оптимальное его значение, а также необходимы ремонтные воздействия для поддержания оптимального ресурса.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1. Шерварли Д.Е. и др. Современные проблемы надежности систем энергетики: модели, рыночные отношения, управление реконструкцией и развитием / H.A. Манов, Е.В. Сеннова, М.Г. Сухарев, Д.Е. Шерварли и др. - М.: ГУП изд-во «Нефти и газ» ГРУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 374с. (общим объемом 47 п.л., авторских - 0,6 пл.).

2. Китушин В.Г., Шерварли Д.Е. Управленческие ресурсы для обеспечения надежности в условиях электроэнергетического рынка // Вестник Федеральной энергетической комиссии. - 2002. - №1. - С. 27-31. (0,4 пл.).

3. Китушин В.Г., Шерварли Д.Е., Любашевский В.Б. Оценка эффективности затрат на ремонт генерирующего оборудования // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики: Сб. статей в 2 книгах. -Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2005. - Кн. 1. - С. 65-72. (0,3 п.л.).

4. Китушин В.Г., Шерварли Д.Е. Модель мониторинга технического ресурса оборудования // Избранные труды НГТУ-2004 / Под ред. д.т.н. проф. А.И. Шалина. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. - С. 125-132. (0,3 пл.).

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20, тел. 346-08-57 формат 60x84/16, объем 1, 5 п.л., тираж 100 экз., заказ № 36-с, подписано в печать 17.04.06 г.

¿PPM

-8813

Введение.—

1. Анализ состояния оборудования ГЭС и методов обеспечения его надежности.

1.1. Анализ ситуации в энергетике.

1.2. Методы обеспечения надежности функционирующего оборудования

1.3. Методы планирования ремонтного обслуживания.

Вывод.

2. Методы оценки показателей надежностей оборудования ГЭС.

2.1. Показатели надежности стареющего оборудования.

2.2. Метод оценки технического ресурса.

2.3. Метод оценки безотказности оборудования.

Вывод.

3. Методы идентификации состояния оборудования и определения оптимальных ремонтных воздействий.

3.1. Критерий оптимальности.

3.2. Исследование реального состояния технического ресурса оборудования.

3.3. Определение оптимальных ремонтных воздействий."

Вывод.

4. Исследование состояния технического ресурса и оптимальных ремонтных воздействий на действующей ГЭС.

4.1. Характеристика гидроэлектростанции.

4.2. Идентификация состояния оборудования ГЭС.

4.3. Определение оптимальных ремонтных воздействий и состояния оборудования ГЭС.

Вывод.

Актуальность темы. Замедление в последние десятилетия научно-технического прогресса в области создания нового энергетического оборудования привело во всем мире к удлинению сроков морального старения работающего оборудования, к его старению.

В России на эту мировую тенденцию дополнительно наложились экономические проблемы инвестирования энергетики в связи с её реформированием.

В результате всего этого нормативные сроки эксплуатации энергетического оборудования повсеместно нарушаются, замедляются реновационные процессы, в итоге - неуклонное старение оборудования.

Эта негативная тенденция усиливается еще тем, что существовавшая ранее централизованная система планово-предупредительных ремонтов (111IP) распалась, а новая система еще не определилась и тем более - не создана. Интуитивно сдвиг в организации технического обслуживания энергооборудования осуществляется в сторону менее затратной системы, основанной на ремонтах по техническому состоянию.

Однако такая система требует развития и насыщения энергопредприятий средствами диагностирования оборудования, развития методов оценивания его состояния.

Имеющиеся сегодня в практике диагностические средства, во-первых, далеко не соответствуют по объему тем требованиям, которые предъявляет система ремонтов по состоянию, а во-вторых, они, как правило, не отвечают на вопрос о величине остаточного ресурса оборудования [1-9 и др.].

В связи с изложенным задачи оценки текущего состояния оборудования для планирования ремонтных воздействий, определения оптимального состояния, способов его обеспечения становятся одними из приоритетных в современной энергетике.

Цель выполнения работы. Исследование и разработка методов определения состояния и объемов ремонтных воздействий для обеспечения надежности стареющего оборудования гидроэлектростанций.

Для достижения этой цели ставятся следующие задачи:

• анализ состояния электроэнергетики и существующих методов обеспечения надежности оборудования энергопредприятий;

• разработка методов определения надёжностных параметров стареющего оборудования;

• разработка метода оценки состояния оборудования ГЭС;

• разработка оптимизационной модели для определения рационального состояния оборудования гидроэлектростанций и необходимых для этого ремонтных воздействий;

• апробация разработанных моделей и методов на реальной ГЭС.

Методы исследования. Выполненное исследование базируется на системном подходе к проблеме обеспечения надежности энергооборудования в процессе его эксплуатации. При этом использовались методы моделирования и системного анализа, теории надежности.

Научная новизна работы:

1. Предложены методы описания надежности стареющего оборудования, позволяющие установить соотношения между показателями безотказности и долговечности.

2. Разработан метод оценки остаточного технического ресурса оборудования ГЭС в зависимости от срока и режима его использования и осуществленных ремонтных воздействий.

3. Разработан метод определения оптимального технического ресурса оборудования ГЭС и необходимых ремонтных воздействий для его обеспечения.

Достоверность результатов обеспечивается применением в основе разработок широко апробированных мировым опытом теоретических положений в области надежности технических систем, строгостью используемых математических методов, а так же подтверждается согласованностью результатов теоретических расчетов показателей надежности конкретного оборудования ГЭС с реальными статистическими данными по его надежности.

Апробация работы: Основные теоретические положения, разработанные в диссертации, и результаты практического использования докладывались и обсуждались на трех Всероссийских семинарах по методическим вопросам надежности больших систем энергетики (с международным участием).

Публикации: Положения диссертации нашли отражение в 3 статьях, среди которых две в сборнике научных трудов (общим объемом 0,7 п.л.), одна в сборнике статей (0,3 пл.) и в одной монографии общим объемом 47 печатных листа (в том числе авторских - 0,6 печатных листа).

Использование результатов: Методы оценки технического состояния оборудования ГЭС используются в практике планирования ремонтного обслуживания в Российской гидрогенерирующей компании.

Вывод

1. На ГЭС ведется сбор информации, необходимой в значительной степени для решения задач оценки технического ресурса оборудования по предложенной методике. Однако она ведется не системно, часто по многим каналам и противоречиво. Потому широкое внедрение предложенной методики потребует систематизации информационной базы на ГЭС.

2. Расчетные исследования и сопоставление результатов расчетов с ремонтной статистикой на ГЭС показывают, что построенные модели адекватно отражают реальность.

3. Выполненные расчеты ресурса оборудования ГЭС показывают, что к т> ОСТ началу его реконструкции остаточный ресурс снизится до R92 -0.35. В результате реконструкции он повысился примерно на 0.2 и достиг величины R2000°CT;=0.53.

4. Оптимальная величина остаточного ресурса существенно зависит от стоимости аварийных ремонтов. Так изменение стоимости аварийного ремонта в среднем от 0.5 до 1.0 от стоимости капитального ремонта изменяет значение оптимального остаточного ресурса от RonT°CT = 0,35 до Rom°CT = 0,85.

5. Под держание ресурса на заданном уровне без его снижения по годам эксплуатации оборудования потребует увеличения интенсивности ремонтных воздействий до 3х раз.

Заключение

1. Перевод экономики страны на рыночные отношения, появление в электроэнергетике многих самостоятельных хозяйствующих субъектов, задержка с модернизацией, реконструкцией оборудования и развития в ней, и, как следствие, старение оборудования, обостряют и ставят по-новому задачу обеспечения надежности энергоснабжения наиболее эффективным способом.

2. Основным средством обеспечения надежности работающего оборудования является система технического обслуживания, включающая и ремонтное обслуживание, которое в новых условиях требует своего развития. Одним из перспективных направлений является переход от системы 111 IP к ремонту по состоянию оборудования.

3. Однако этот переход к новой системе требует соответствующей методологической и методической базы и, прежде всего, критериальной и всесторонней диагностической системы, которая сегодня в электроэнергетике либо практически отсутствуют, либо крайне слабо развита.

4. Разработанные в диссертации модели и методы позволяют на основе статистически фиксируемых в эксплуатации параметров оборудования ГЭС и интенсивности ремонтных воздействий оценивать остаточный ресурс оборудования в целом как на текущий момент, так и ожидаемый остаточный ресурс на предстоящий период в зависимости от намечаемых ремонтных воздействий.

5. Разработанные методы позволяют также связать ресурс, как показатель долговечности, с частотой отказов оборудования, как показателя безотказности. Регистрируемая при этом фактическая частота отказов оборудования в эксплуатации позволяет верифицировать используемые в моделях и методах показатели.

6. Полученные в работе зависимости частоты отказов оборудования от состояния его остаточного ресурса, а последнего - от размера ремонтных воздействий, позволили получить критерий оптимального остаточного ресурса оборудования ГЭС в целом и оптимальные ремонтные воздействия.

7. Разработанные модели и методы апробированы на показателях работы реальной гидроэлектростанции, показали хорошую адекватность относительно решаемой задачи, позволили оценить как реальный остаточный ресурс оборудования, так и оптимальное его значение, а также необходимы ремонтные воздействия для поддержания оптимального ресурса.

1. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1990. - 13 с.

2. Технические средства диагностирования: Справочник / Под общ. ред. В. В. Клюева. М.: Машиностроение, 1989. - 672 с.

3. Биргер И. А. Техническая диагностика. М.: Надежность и качество, Машиностроение, 1978. - 240 с.

4. Сви П. М., Смекалов В. В. Техническая диагностика оборудования высокого напряжения // Энергетик. -1992. № 5. - С. 10-11.

5. Цветков В. А. Диагностика состояния оборудования // Электрические станции. -1996. № ю. - С. 21-24.

6. Цветков В. А. Диагностика состояния энергетического оборудования. Методы и средства // Надежность электроэнергетических систем: Материалы I Рос.-Германского семинара, Россия, г. Плес, 6-11 сент. 1993. Аахен, Германия: Августинус, 1993. - С. 18-24.

7. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: В 4 т. / Под общ. ред. Ю. Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 2000. - Т.2. Надежность электроэнергетических систем / Под ред. М. Н. Розанова. - 568 с.

8. Тестирование высоковольтных выключателей. Фирма ПЕРГАМ // Энергетик. -1999. № 5. - С. 29-30.

9. Ю.Проблемы технического перевооружения энергопредприятий РАО «ЕЭС России» и пути их решения // Электрические станции. 2000. - № 1. - С. 25-29.

10. Н.Антипов К. М. О новом электротехническом оборудовании для энергетики // Электричество. -1994. № 4. - С. 2-9.

11. Федотова Г.А., Труфанов В.В. Анализ современного состояния оборудования электростанций России: Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Киев, 1995. - С. 6-13.

12. ГОСТ 18322-78 (СТ СЭВ 5151-85). Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1991.- 15 с.

13. Российская Архитектурно-строительная Энциклопедия Т.1. Стройиндуст-рия, строительные материалы, технология и организация производства работ. Строительные машины и оборудование. — М., 1995.

14. Новый политехнический словарь / Сост. А.Ю. Ишлинский и др. М.: БРЭ, 2000. - 671 с.

15. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М., 2003.

16. Колпачков В.И., Ящура А.И. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования: Справочник. — М.: ЗАО «Энергосервис», 1999. 238 с.

17. Штерн Е. П. Справочник по ремонту и эксплуатации гидротурбинного оборудования.-М.: Энергоатомиздат, 1985.

18. Джон Маркс. Действия зарубежных энергокомпаний // Мировая энергетика. -1997.-№4.-С. 25-28.

19. Перминов А. Ю. Разработка методов адаптивного планирования ремонтного обслуживания энергетического оборудования: Автореферат дис. канд. эконом. наук. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000. - 21 с.

20. Maintenance Management of Power Plants // TASIS Project. 1998. - № EPUS 9508.

21. ГОСТ 27.002-83. Надежность в технике. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1983.

22. Надежность систем энергетики. Терминол. словарь. М.: Наука, 1980.1. Вып. 95.-43 с.

23. Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом РД-34.20.601,1996.

24. Блюмберг В. А. Основные методические положения системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Промышленная энергетика, 1979. — №10. С. 26-30

25. Назарычев А. Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния. Иваново: Изд-во Иван. гос. энергет. ун-т, 2002. -157 с.

26. Белоусов В. С. и др. Оценка затрат на ремонты оборудования на предприятиях энергосистемы / В. С. Белоусов, Н. А. Кетова, Ю. Б. Клюев // Электрические станции, 1996. №4. - С. 2-7.

27. Фишов А. Г. Эксплуатация высоковольтных электрических сетей. Модели оценки состояния оборудования и оптимизации ремонтно-восстановительных процессов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000, - 78 с.

28. Биллинтон Р. Алан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем. -М.: Энергоатомиздат, 1988. 288 с.

29. ЗО.Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах / Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.

30. Dipazo J.F., Merrill Н. М. Optimal generation maintenance scheduling using in-terger programming // IEEE.: Trans.Power Appar, 1975. №5. - P. 1537-1544.

31. Escudero L.F. Horton J. W., Scheiderich J. E. On maintenance scheduling for energy generators // IEEE: Power Ing.Soc.Text. N.Y., 1980. - P. 127-133.

32. Надежность технических систем: Справочник / Под ред. Ю. К. Беляева, И. А.Ушакова. М.: Радио и связь, 1985. - 608 с.

33. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: В 4 т. / Под общ. ред. Ю. Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 2000. - Т.2. Надежность электроэнергетических систем / Под ред. М. Н. Розанова. - 568 с.

34. Руденко Ю. Н., Ушаков И. А. Надежность систем энергетики. 2-е изд., перераб. и доп. - Новосибирск: Наука, 1989. - 328 с.

35. Китушин В. Г. Надежность энергетических систем. Часть 1.Теоретические основы: Учебное пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. — 256с.

36. Гук Ю. Б. Теория надежности в электроэнергетике: Учеб. пособие для вузов. Л.: Энергоатомиздат, 1990. - 208 с.

37. Фокин Ю. А. Надежность и эффективность сетей электрических систем. — М.: Высшая школа, 1989. -151 с.

38. Трубицын В. И. Надежность электростанций: Учеб. пособие. М.: Энергоатомиздат, 1997.-240 с.

39. Шалин А. И. Надежность релейной защиты энергосистем: Учеб. пособие. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2001.-177 с.

40. Рябинин И. А. Основы теории и расчета надежности судовых электроэнергетических систем. 2-е изд. - Л.: Судостроение, 1971. - 456 с.

41. Арзамасцев Д. А., Казанцев В. Н.Надежность энергосистем: Учеб. пособие. Свердловск: Изд-во УПИ им. С.М.Кирова, 1982. - 76 с.

42. Розанов М. Н. Управление надежностью электроэнергетических систем. — Новосибирск: Наука, 1991. 208 с.

43. Гнеденко Д. А. И др. Математические методы в теории надежности / Д. А. Гнеденко, Ю. К. Беляев, А. Д. Соловьев. М.: Наука, 1965. - 496 с.

44. ГОСТ 27.503-81. Методы оценки показателей надежности. М.: Изд-во стандартов, 1981.

45. Дедков В. К., Северцев Н. А. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. — М.: Высш. шк., 1976. 406 с.

46. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник/ Под редакцией Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1992. Т. 1. Общие модели анализа и синтеза надежности систем энергетики. - 369 с.

47. Кучеров Ю. Н. и др. О ресурсе энергетических объектов / Ю.Н. Кучеров, В.А. Купченко, В.В. Демкин // Электрические станции, 2001. №11.- С.19-21.

48. Нечаев В. В. О ресурсе энергетических объектов / В. В. Нечаев // Электрические станции. 2002. -№ 6. - С. 10-16.

49. Волков Э. П. и др. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России / Э.П. Волков, В.А. Баринов, А.С. Маневич. — М.: Энергоатомиздат, 2001.- 158с.

50. Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций РД153—34.1-17, 1998.

51. Анализ причин технологических нарушений в работе электроустановок. Ежегодный выпуск. -М.: ОРГРЭС, 1992-1998.

52. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: В 4 т. / Под общ. ред. Ю. Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 2000. - Т.2. Надежность электроэнергетических систем / Под ред. М. Н. Розанова. - 568 с.

53. Скляров В.Ф., Гуляев В.А. Диагностическое обеспечение энергетического производства. Киев: Техника, 1985.- 184 с.

54. Оценка остаточного ресурса гидротурбины 1 Нижегородской ГЭС : Отчет о НИР / АОО «Науч.-пр-ое об-ние по исслед. и проектированию энергет. оборудования им. И.И. Ползунова». СПб., 2001. — 89 с.

55. Малаханов В. В. Классификация состояний и критерий эксплуатационной надежности гидротехнических сооружений // Гидротехническое Строительство, 2001. -№ 9. С. 23-29.

56. Гроп Д. Методы идентификации систем. М.: Мир, 1979. - 304 с.

57. Надежность турбогенераторов современных и перспективных / Г. Г. Счастливый, А. И. Титко, Г. И. Федоренко, В. П. Коваленко. — Киев.: Наукова думка, 1978. 223 с.

58. Пархоменко А. В., Согомонян Е. С. Основы технической диагностики. М.: Энергия, 1981.-320 с.

59. Китушин В.Г., Шерварли Д.Е. Управленческие ресурсы для обеспечения надежности в условиях электроэнергетического рынка // Вестник Федеральной энергетической комиссии. 2002. - №1. - С. 27-31.

60. Китушин В.Г., Шерварли Д.Е. Модель мониторинга технического ресурса оборудования // Избранные труды НГТУ-2004 / Под ред. д.т.н. проф. А.И. Ша-лина. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. - С. 125-132.

61. Гладштейн В. И., Авруцкий Г. Д. Продление срока службы литых корпусных деталей турбин // Электрические станции. 1996. - № 1. - С. 7-15.

62. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М., 1999г.

63. Руденко Ю. Н., Чельцов М. Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. — Новосибирск, 1974. 328 с.

64. Руденко Ю. Н., Ушаков И. А. Надежность систем энергетики. М.: Наука, 1986.-348 с.

65. Волков Г. А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. -М.: Наука, 1986.-116 с.

66. Ковалев Г. Ф. и др. ПВК для планирования развития и исследования надежности ЭЭС / Г. Ф. Ковалев, В. В. Труфанов, Г. А. Федотова // Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях. Новосибирск.: Наука, 1995. - С. 298-302.

67. Чукреев Ю. Я. и др. Исследование надежности при управлении развитием многоузловых электроэнергетических систем / Ю. Я. Чукреев, Н. А. Манов, Ю. В. Слободян. Сыктывкар, 1987. - 27 с.

68. Волков Г. А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. -М.: Наука, 1986.-117 с.

69. Малкин П. А. Принципы размещения оперативного резерва в ЕЭС СССР и методы его расчетов // Принципы и методические основы проектирования ЕЭС СССР. М.: Энергоатомиздат, 1985. - С. 37-46.

70. Китушин В. Г. Надежность энергетических систем. М.: Высш. шк., 1984. -256 с.

71. Соколин В. JI. Российский статистический ежегодник. М., 2003.

72. Оценка остаточного ресурса гидротурбины Нижегородской ГЭС: отчет о НИР / исп.: И. П. Иванченко, JI. Л. Смелков. СПб., 2001. - 79 с.

73. Михайлов А.В. Опыт проведения реконструкции гидроагрегатов Новосибирской ГЭС // Гидротехническое строительство, 2000. №3. - С. 23-25.

74. Проблемы эксплуатации Красноярской ГЭС / Латышев В. И. и др. // Гидротехническое строительство, 2000. № 11. - С. 6-10.

75. Эксплуатация подпятников гидрогенераторов каскада Токтогульских ГЭС // Гидротехническое строительство, 2001. № 5. - С. 23-24.

76. Айткеев Б. Б. Опыт эксплуатации уплотнений валов гидроагрегатов Учкур-ганской ГЭС // Гидротехническое строительство, 2002. — № 8. С. 41-46.

77. Малаханов В. В. Классификация состояний и критерии эксплуатационной надежности гидротехнических сооружений // Гидротехническое строительство, 2001.-№9.-С. 14-19.

78. Таджибаев А. И. Оценка состояния энергетического оборудования // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Актуальные проблемы надежности систем энергетики в новых условиях. Мурманск: Кольский НЦ РАН, 1996. - С. 138-142.