автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Совершенствование системы ремонтов электрооборудования электростанций и подстанций с учетом технического состояния

На правах рукописи

НАЗАРЫЧЕВ Александр Николаевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕМОНТОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ С УЧЕТОМ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

05.14.02 — Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Иваново 2005

Работа выполнена на кафедре "Электрические станции и диагностика электрооборудования" в ГОУ ВПО "Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина" (ИГЭУ)

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Савельев Виталий Андреевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Павлов Геннадий Михайлович;

доктор технических наук, Львов Юрий Николаевич;

доктор технических наук, профессор Папков Борис Васильевич

Ведущая организация — Магистральные Электрические Сети Центра филиал ОАО "ФСК ЕЭС"

Защита состоится 24 июня 2005 г. в 1422 часов на заседании диссертационного совета Д 212.064.01 при Ивановском государственном энергетическом университете по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, корпус Б, ауд. 237.

Отзывы (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, Ученый совет ИГЭУ.

Тел.: (0932) 38-57-94, факс (0932) 38-57-01, E-mail: kafedra@esde.ispu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГЭУ.

Автореферат разослан 18 мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета Д 212.064.01 доктор технических наук, профессор

AJ3. Мошкарин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. Анализ динамики изменения физического и морального старения электрооборудования (ЭО) электростанций, подстанций и электрических сетей показывает, что в энергетике России быстрыми темпами увеличивается количество оборудования, отработавшего свой нормативный ресурс. Так, к 2010 г. предельной наработки достигнет 761 турбина на ТЭС суммарной мощностью более 76 млн кВт; к 2015 г. сработка ресурса генерирующих мощностей достигнет 112 млн кВт, или 62 % от установленной мощности; в период с 2001 по 2015 гг. расчетный ресурс сработают 58 % установленной мощности силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше; в этот же период общая протяженность электросетей, отработавших расчетный ресурс, достигнет 75 %. Темпы нарастания изношенного ЭО составляют 2 - 6 % в год от общего количества. Опыт эксплуатации показывает, что ресурс части ЭО может быть продлен, однако, по прогнозам, к 2010 г. около 40 млн кВт, или 24 % генерирующих мощностей достигнет предельного состояния и дальнейшая их эксплуатация станет технически невозможна и экономически нецелесообразна, так как значительно увеличиваются затраты на техническое обслуживание и ремонт (ТОиР). В случае продолжения эксплуатации изношенного ЭО затраты на ТОиР, по сравнению с 2000 г., возрастут к 2005 г. в 1,2 раза, 2010 г. - в 1,3 раза, 2015 г. - в 1,4 раза и составят 45,8 млрд руб. в год. Например, для ЭО, отработавшего более 30 лет, затраты на ТОиР превышают средние показатели по отрасли в 3 раза. У наиболее изношенного ЭО затраты на ТОиР за срок службы в 2,5-3,5 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового ЭО.

В настоящее время в электроэнергетике для поддержания технического состояния оборудования применяют систему планово-предупредительного ремонта (ППР), которая в новых экономических условиях не обеспечивает принятия оптимальных решений. Это объясняется тем, что ТОиР осуществляется без учета фактического технического состояния ЭО; планы-графики ППР не устанавливают приоритета вывода в ремонт ЭО; не учитываются технологические, материальные, временные, трудовые ограничения, не предусматривается рациональное управление процессом эксплуатации и более полное использование ресурса каждой единицы ЭО. Все это приводит к росту числа износовых отказов ЭО, увеличению расходов на ТОиР, росту численности ремонтного персонала, снижению качественных и количественных показателей ТОиР и, как следствие, к ухудшению технико-экономических показателей энергообъектов. Поэтому без учета технического состояния, определяемого методами технической диагностики (ТД), нельзя обеспечить надежность ЭО при существующей системе ТОиР.

Процесс реформирования энергоремонтного производства выделяется как приоритетная задача реструктуризации энергетической отрасли. В ходе реформирования созданы независимые сервисные АО - ремонтные бизнес-единицы (РБЕ), на которые будет приходиться до 75 % всех работ, а на хозспособ - 25 % объема ремонтных работ. Такое изменение подходов к управлению системой ТОиР требует решения ряда научно-технических задач на базе современных методов управления эксплуатацией ЭО по техническому состоянию с тем, чтобы более точно определить сроки и объем ТОиР.

Бесперебойное электроснабжение потребителей в ближайшие годы будет определяться надежностью действующего в настоящее время ЭО. Согласно новой концепции предоставления технологических услуг обеспечение надежности ЭО должно достигаться путем реализации трех основных направлений: своевременным и качественным ремонтом (42,5 %); техническим перевооружением действующих энергообъектов (30 %); модернизацией ЭО (10 %). Техническое перевооружение и модернизация требуют значительных инвестиций, а систему ТОиР можно совершенствовать путем внедрения новых прогрессивных форм её организации и управления. Поэтому возникает актуальная научная проблема развития теории, разработки и практической реализации новых методов, алгоритмов и программ проведения ТОиР ЭО с учетом технического состояния.

Связь работы с государственными и отраслевыми научно-техническими программами, темами. Работа выполнялась в соответствии с планами и программами НИР, проводимых согласно отраслевой научно-технической программы Минатомэнерго СССР "Совершенствование организации и повышение технического уровня ремонтов АЭС" (1989-1995 гг.), утвержденной приказом № 455 Минатомэнерго СССР от 30.12.88 г. Тема диссертации соответствует задачам отраслевой научно-технической программы ОНТП 0.04, Федеральной целевой программе "Энергосбережение России (1998 - 2005гг.)", а также "Мероприятиям по повышению эффективности диагностики электротехнического оборудования подстанций и ОРУ электростанций" (Департамент электрических сетей РАО "ЕЭС России", № 11-02/2-01/109 от 05.09.98 г.). Актуальность работы подтверждается ее соответствием приоритетным направлениям развития науки и техники, утвержденным Председателем Правительства РФ 21.06.1996 г., и решению совета директоров ОАО РАО "ЕЭС России" № 128 от 27.09.2002 г.

Цель работы. Развитие теории и создание практических методов, обеспечивающих эффективную эксплуатацию и совершенствование ремонта ЭО электростанций и подстанций по техническому состоянию.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующий комплекс задач:

• обосновать теоретико-методологические принципы и положения системы технического обслуживания и ремонта ЭО электростанций и подстанций по техническому состоянию;

• усовершенствовать методы расчета и прогнозирования показателей надежности ЭО с учетом текущей оценки технического состояния и мониторинга за режимами его работы;

• развить методы и создать более точные модели определения сроков и объемов ремонта ЭО в новых условиях функционирования энергоремонтного производства при рациональном распределении объема работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом;

• разработать методы и математические модели планирования технического обслуживания и ремонта с выбором оптимальной стратегии управления процессом эксплуатации различных групп ЭО по техническому состоянию;

• разработать модель определения предельного срока эксплуатации ЭО до полного физического износа или потери работоспособности с учетом его технического состояния и режимов работы, необходимой для принятия решения о замене ЭО, определения очередности реконструкции и технического перевооружения энергообъектов;

Объект и предмет исследования. Объектом исследования является электротехническое оборудование электростанций и подстанций (силовые трансформаторы, КРУ, выключатели, электродвигатели и др.). Предметом исследования является система ТОиР ЭО по техническому состоянию.

Методика исследований. Для решения поставленных в работе задач использовались методы системного анализа, математического моделирования, исследования операций, теории вероятности и математической статистики, теории случайных процессов, экспериментально-статистического анализа надежности, теории матриц и булевой алгебры, методы штрафных функций и технического диагностирования, теории моделирования и методов оптимизации сложных систем.

Достоверность и обоснованность результатов работы. Проверка достоверности и технико-экономической эффективности предложенных методов основывалась на результатах вычислительных экспериментов и подтверждается данными, полученными в реальных условиях эксплуатации ЭО.

Научная новизна и значимость полученных результатов состоит в развитии теории и совершенствовании методов математического моделирования и системного подхода к реализации ТОиР электрооборудования станций и подстанций по техническому состоянию. Новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана модель программно аналитического расчета и прогнозирования показателей надежности ЭО, которая позволяет оценить показатели безотказности, ремонтопригодности и долговечности ЭО, отличающаяся от известных моделей учетом эксплуатационных факторов, влияющих на сра-ботку ресурса ЭО, результатов оценки его технического состояния и мониторинга режимов работы.

2. Разработаны основные принципы системы ТОиР оборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию. Обоснована методика выбора рациональной стратегии проведения ТОиР ЭО.

3. Усовершенствованы известные и разработаны новые методы и модели определения срока и объема проведения профилактических ремонтов для различных стратегий и видов ЭО с учетом результатов диагностирования. При этом учитывается объем заменяемых и ремонтируемых сборочных единиц ЭО в зависимости от степени развития дефекта и соответствующего для его восстановления перечня работ. Модели позволяют оптимизировать межремонтные периоды ЭО с учетом оценки технического состояния и показателей эксплуатационной надежности, а также повысить обоснованность выполняемых операций и качество ремонта.

4. Разработана обобщенная модель процесса эксплуатации ЭО, позволяющая реализовать комплексный подход к управлению техническим состоянием и выбрать рациональную стратегию управления процессом экс-

плуатации различных групп ЭО на основе матричного метода по критерию минимума штрафной функции.

5. Разработаны методы и математические модели формирования планов-графиков работ по ТОиР ЭО с учетом результатов диагностирования, которые позволяют составлять приоритетные списки ЭО, требующего проведения ТОиР.

6. Разработана математическая модель принятия решений о замене ЭО или целесообразном сроке его сверхнормативной эксплуатации до физического износа и потери работоспособности, позволяющая обоснованно выбирать объемы и очередность техперевооружения на энергообъектах.

7. Разработана математическая модель оптимального распределения объема работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом.

8. Создано алгоритмическое, информационное и программное обеспечение системы ТОиР ЭО по техническому состоянию, позволяющее повысить эффективность функционирования энергообъектов.

Практическая ценность работы. Практическое значение полученных результатов состоит в реализации новой технологии управления техническим состоянием ЭО электростанций и подстанций, обеспечивающей более высокую эксплуатационную надежность ЭО путем совершенствования системы ТОиР в условиях реформирования энергоремонтного производства.

• Полученные математические модели оценки надежности ЭО с учетом результатов контроля за режимами работы и основными воздействующими факторами позволяют определить эксплуатационные показатели безотказности, ремонтопригодности и долговечности конкретной единицы ЭО в процессе эксплуатации с учетом характера возникновения отказов и различных режимов работы, а также наметить мероприятия, обеспечивающие повышение надежности ЭО, и обоснованно перейти к организации системы ТОиР с учетом технического состояния.

• Разработанный метод и математическая модель выбора варианта замены ЭО или продолжения его эксплуатации до физического износа или полной потери работоспособности на основе определения предельного срока продления позволяют обоснованно подходить к выбору оптимальных объемов и очередности реконструкции и техперевооружения энергообъектов.

• Разработанные методы, математические модели, алгоритмы и компьютерные программы используются рядом генерирующих и сетевых компаний, а также ремонтных предприятий для совершенствования и оптимизации системы ТОиР, что позволяет уменьшить число отказов и повысить надежность электроснабжения потребителей.

Реализация результатов работы. Полученные в диссертации результаты исследований апробированы, внедрены или используются в практике работы на Кармановской, Печорской, Костромской и Череповецкой ГРЭС; Калининской АЭС; Ярославской ТЭЦ-3; Киевской ТЭЦ-6; Ивановской ТЭЦ-3; Алексинской и Саровской ТЭЦ, электростанциях Каскада Пазских ГЭС, Александровском ПЭС, Арзамаском ПЭС и др. Кроме того, результаты работы используются в учебном процессе и научной работе ИГЭУ и ПЭИПК. Положения и разработки диссертации вошли в специальный курс "Техническое

обслуживание, ремонт и монтаж электрооборудования электрических станций и подстанций", предназначенный для студентов электроэнергетических специальностей и слушателей курсов повышения квалификации.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту:

1. Методические положения и принципы, определяющие эффективное функционирование системы ТОиР электротехнического оборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию.

2. Математические модели определения эксплуатационных показателей безотказности, ремонтопригодности и долговечности ЭО с учетом результатов оценки технического состояния и мониторинга за режимами работы.

3. Методы и математические модели, позволяющие в условиях реформирования энергоремонтного производства определять оптимальные сроки и объемы ремонта, выбирать рациональную стратегию проведения ТОиР, планировать работы по ТОиР с учетом технического состояния ЭО, выбирать рациональную стратегию управления процессом эксплуатации ЭО по технологическим группам.

4. Результаты численных и аналитических решений по определению эксплуатационных показателей надежности, ремонтопригодности, оптимальных периодичности и объема ремонта.

5. Методика и математическая модель принятия решений по выбору варианта замены ЭО или продолжения его работы до предельного срока эксплуатации, а также выбор оптимальных объемов и очередности реконструкции и технического перевооружения ЭО электростанций и подстанций.

Личный вклад соискателя. Приведенные в диссертации результаты являются составной частью НИР, выполняемых в ИГЭУ и ПЭИПК под руководством или при участии автора, а также инициативных работ. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка и формализация задач, разработка теоретических и методических положений, математических моделей и методов, реализация алгоритмических решений, обобщение и анализ результатов и рекомендации по их применению.

Апробация результатов диссертации. Результаты диссертационных исследований 37 раз докладывались и обсуждались на 29 международных, всесоюзных и всероссийских конференциях, симпозиумах, семинарах и совещаниях. Среди них: Иркутск (1984, 1986, 2003 гг.); Сыктывкар (1989 г.); Плес (1989 г.); Прага (1989 г.); Иваново (1985, 1987, 1989, 1992, 1997, 1999, 2001, 2003 гг.); Суздаль (1986,1988 гг.), Кишинев (1987 г.); Киев (1988,1989,2001, 2005 гг.); Екатеринбург (2001 г.); Казань (2001 г.); Туапсе (2002 г.); Москва (2003, 2004 г.); Санкт-Петербург, (1993, 1997, 2002, 2004, 2005 гг.); Варна (2004 г.); Минск (2004 г.); Чернигов (2004 г.).

Диссертация обсуждалась и получила одобрение на расширенном заседании кафедр электроэнергетического факультета ИГЭУ (2003 г. Иваново, Россия), на международном научно-техническом семинаре "Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования" (2004 г. Варна, Болгария) и на всероссийском научном семинаре с международным участием "Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики (2004 г. Минск, Беларусь).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 92 печатных работах, в том числе: 4 монографии, 2 учебных пособия, 2 сборника докладов, патент, 62 статьи в научных журналах и сборниках научных трудов, 21 тезис докладов на конференциях.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка и пяти приложений. Общий объем диссертации составляет 390 страниц, содержит 63 таблицы и 61 рисунок, 27 страниц заняты библиографическим списком (282 наименования) и 39 страниц - приложениями.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении показана актуальность работы и ее место в решении проблемы обеспечения надежности ЭО объектов энергетики применительно к комплексу задач ТОиР. Перечислены основные научные проблемы и инженерные задачи, связанные с оценкой и обеспечением высокого уровня безотказности, ремонтопригодности и долговечности ЭО в условиях воздействия большого числа эксплуатационных факторов. Дана общая характеристика диссертации, изложены цели, задачи и основные положения, выносимые на защиту, а также структура работы.

В первой главе проводится анализ исследований в области обеспечения эффективной эксплуатации и совершенствования ремонта ЭО. Отмечается, что проблема рационального и надежного функционирования ЭО зависит от качества его изготовления, условий эксплуатации, режимов работы, организации системы ТОиР. Существенный вклад в решение этой проблемы сделан участниками Всероссийского научного семинара РАН "Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики". Развитию теории и методов обеспечения надежности ЭО систем энергетики посвящены работы Н.И. Воропая, Ю.Б. Гука, В.Г. Китушина, В.А. Непомнящего, Ю.Н. Руденко, М.Н. Розанова, Ю.А. Фокина и др.

Научной основой диагностики технических систем являются исследования ИЛ. Биргера, Д.В. Гаскарова, В.В. Клюева, А.В. Мозгалевского, П.П. Пархоменко и др. Основной вклад в развитие теоретической базы и практических методов ТД ЭО внесли Б.А. Алексеев, И.А. Глебов, Я.Б. Дани-левич, Ю.Н. Львов, Л.Г. Мамиконянц, А.Г. Овсянников, В.Н. Осотов, B.C. Поляков, В.А. Савельев, А.И. Таджибаев, и др.

В создание теоретических основ и методов организации, планирования и управления ТОиР сложных систем большой вклад внесли отечественные и зарубежные ученые: Е.Ю. Барзилович, Р. Барлоу, Ф.Байхельт, В.Ф. Воскобоев, А.А. Ицкович, Д. Кокс, Г.Г. Маньшин, В.М. Михлин, Ф. Прошан, Н.А. Северцев, Н.Н. Смирнов, В. Смит, СВ. Степанов, П. Франкен, Дж. Энд-рени и др. Применительно к энергетике в этом направлении можно отнести исследования Н.А. Афанасьева, В.Б. Атабекова, В.А. Блюмберга, П.Г. Гру-динского, Е.К. Иноземцева, Л.Г. Коварского, М.А. Короткевича, В.И. Кол-пачкова, СИ. Лезнова, С.А. Мандрыкина, И.А. Седанова, Р.И. Соколова, М.А. Юсипова, А.И. Ящуры и др.

Однако вопрос обеспечения надежности за счет совершенствования системы ремонта ЭО электростанций и подстанций по техническому состоянию

в них отражен недостаточно полно. Решение этой проблемы заключается в определении такой системы ТОиР, которая обеспечит поддержание заданного уровня технического состояния ЭО в течение установленного срока. Показана новизна и многообразие задач в области управления ремонтом ЭО по техническому состоянию в условиях создания самостоятельных РБЕ и рыночных механизмов взаимоотношений в энергетике. Отмечается, что с позиций системного подхода к ТОиР эта проблема требует разработки научных основ новой технологии управления техническим состоянием ЭО.

Основные задачи ТОиР ЭО по техническому состоянию представлены на рис. 1. Выбор рациональной системы ТОиР ЭО представляет собой комплексную проблему, которая основывается на теории надежности, физических процессах старения и восстановления. Задача системы ТОиР заключается в том, что по истечении определенной наработки в момент предшествующий отказу проводят профилактические ремонты. Чем меньше время между моментами ожидаемого отказа и выполнением профилактического ремонта, тем эффективнее стратегия ТОиР. В работе проанализированы:

• стратегия аварийных ремонтов (САР), при которой плановое ТОиР не проводят, а аварийно-восстановительные работы осуществляют после отказа ЭО;

• стратегия ППР, при которой ТОиР проводят периодически в плановые сроки, а в случае отказа ЭО осуществляют его восстановление или замену;

• стратегия ремонта по техническому состоянию (СТС), когда ТОиР проводят с учетом фактического состояния ЭО, определяемого методами ТД.

Исследования как отечественных, так и зарубежных авторов показывают, что если затраты на эксплуатацию по стратегии ППР принять за 100 %, то затраты по САР будут составлять 130 %, а по СТС - 70 %.

В главе анализируется система ППР, состояние надёжности ЭО на ТЭС, АЭС и подстанциях, причины и последствия отказов ЭО. Доказано, что существующая система ППР в энергетике не совершенна и не адекватна современным условиям, имеет существенные недостатки и объективно не может обеспечивать надежность ЭО при возрастающих темпах его износа. Сформулированы основные направления ее совершенствования и практической реализации концепции перехода к ремонту ЭО по техническому состоянию, основанной на методах ТД.

Анализ существующих и активно развивающихся методов и средств диагностики ЭО показал, что их современный уровень и перспективы развития открывают реальные возможности применения стратегии ТОиР по техническому состоянию. Наибольший эффект от использования такой системы достигается при эксплуатации сложного оборудования, ремонт которого связан с большими затратами, а отказ вызывает значительный ущерб.

Основным принципом системы ТОиР по техническому состоянию является индивидуальное наблюдение за диагностическими параметрами, характеризующими фактическое состояние ЭО в процессе эксплуатации. Такая система ТОиР представляет собой совокупность правил, обеспечивающих заданное управление эксплуатацией ЭО на основе контроля за его техническим состоянием.

Основные задачи технического обслуживания в ремонта (ТОяР) электрооборудования (ЭО) по техническому Состоянию (ТС)

Диагностирование н контроль за ТС

Выбор методов диагностирования

Выбор и контроль диагностических параметров

Оценка и прогнозирование ТС

Оценка и прогнозирование эксплуатационной надежности

Выбор модели оценки надежности ЭО

Расчет на* дежиости н

выбор стратегии ремонт». ЭО

Учет резуль« татовТД ври оценке эксплуатационной надежности ЭО

Определение

сроков проведения ТОиР

Выбор модели определения

сроков проведения ТОиР

Расчет оптимальных сроков ремонта для различных стратегов и видов ЭО

Определение оптимального объема ТОиР

Определение

числа заменяемых сборочных единиц

Определение числа восстанавливаемых сборочных единиц

Вычисление объема. ТОиР

Определенна трэдоемкости ТОиР

Выбор рациональной стратегии проведения ТОиР

Классификация моделей ТОиР

Определение экономически оправданных границ ТОиР

Выбор рациональной стратегия проведения ТОиР

для различных видой ЭО

Управление процессом эксплуатации по ТС

Формировав вне теноло гичесхнх групп ЭО

Формирование опорной стратегии управления по результатам диагно-стироваляя

Выбор оптимальной: стратегии управления д ля различных технологических групп ЭО

Планирование ТОиР по ТС

Планирование численности ремонтного персонала

Планирование потребности в материалах И запчастях

Формирование аланов« графинов ТОиР

Оптимизация планов-графиков

ТОиР

Определение очередности реконотрукг цнн н техперевооружения Энергообь-ектов

Выбор варианта замены или продления

срока службы ЭО

Определяй* пределыюш срока экЬШу* вгвдий ЭО

Определение объектов и очередности выборочной модернизации к комплексной реконструкции

Рис. 1. Основные задачи технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию

Ремонт по техническому состоянию представляет комплекс работ по восстановлению работоспособности ЭО, периодичность, объем и время проведения которых определяются техническим состоянием ЭО по результатам диагностирования, проводимого с периодичностью и глубиной, установленной технической документацией на ЭО.

Определен комплекс задач по совершенствованию системы ТОиР ЭО с учетом технического состояния, включающий в себя: организацию диагностирования ЭО; оценку показателей эксплуатационной надежности ЭО; оптимизацию сроков и объема проведения ТОиР; выбор рациональной стратегии ТОиР; выбор стратегии управления процессом эксплуатации ЭО; планирование ТОиР ЭО по техническому состоянию; определения предельного времени эксплуатации ЭО, очередности реконструкции и технического перевооружения энергообъектов.

Во второй главе разработаны методики аналитического расчета и прогнозирования показателей долговечности, безотказности и ремонтопригодности ЭО с учетом результатов мониторинга за режимами работы и возникающими при этом физическими процессами износа. Методики определяют влияние различных факторов на показатели безотказности и долговечности в переходных и стационарных режимах работы для различных видов ЭО и его сборочных единиц (СЕ). Математические модели надежности ЭО позволяют прогнозировать апостериорные значения показателей надежности на предстоящий период времени с учетом результатов контроля режимов работы и основных воздействующих на ЭО факторов. Для учета влияния ТД на надежность ЭО применена модель реального износа и сработки ресурса ЭО.

При оценке технического состояния ЭО используются показатели наработки, диагностические параметры и данные сработки ресурса. Для общей оценки фактического состояния ЭО из-за необходимости сопоставления показателей разной физической природы в работе предлагается в качестве интегральной оценки технического состояния принять значение сработанного ресурса, определяемого по результатам контроля параметров ЭО в переходных и стационарных режимах работы. Для оценки технического состояния ЭО определены параметры контроля и эксплуатационные факторы, влияющие на сработку ресурса.

Разработана методика комплексной оценки фактического сработанного ресурса ЭО с учетом воздействия тепловых, электрических, механических и химических эксплуатационных факторов. Ресурс определяется как относительная величина, показывающая, во сколько раз он изменился, по сравнению с исходным, за рассматриваемый период эксплуатации.

Проведенные исследования, экспериментальные и статистические данные об эксплуатации ЭО различных типов и классов напряжения показывают, что основная причина износа ЭО - старение его изоляционных конструкций. Накопление повреждений в процессе эксплуатации от действия N факторов носит кумулятивный характер и в конечном счете приводит ЭО к предельному состоянию.

Фактический сработанный ресурс ЭО в о.е., за наработку в объеме нормативного ресурса при воздействии на ЭО N эксплуатационных факторов Хф в наиболее общем виде определяется по выражению

где - соответственно количество тепловых, электри-

ческих, механических и химических эксплуатационных факторов, причем

относительные значения эксплуатационных факторов на ^М интервале наработки; ,ДХ^> ДХ^, ДХ1м, ДХ^ - относительные отклонения ¡ф-го фактора; j=l.. .К - количество интервалов с ненормативными условиями эксплуатации; - сработанный ресурс ЭО на^м интервале наработки при нормативных условиях.

Основание степени е в выражении (1) показывает, во сколько раз изменится нормативный ресурс Ro ЭО при однократном отклонении эксплуатационного фактора Х;ф на величину .ДХ|ф от своего номинального значения Хдо. В выражении (1) разность в скобках является величиной превышения фактического сработанного ресурса над величиной . Обозначим ее как ДЯ^. Тогда условия эксплуатации ЭО на интервале : облегчены, если ДИ.^-'СО; утяжелены, если соответствуют нормативным, ее-

ли

Определив значение сработанного ресурса можно определить остаточный ресурс при условии дальнейшей работы ЭО в нормативных условиях по выражению При ненормативных условиях дальнейшей рабо-

ты ЭО величина должна быть скорректирована с учетом воздействия

эксплуатационных факторов по выражению (1), приняв в нем Яо=К-оост> а затем вычислив фактический остаточный ресурс .

Зная величину можно решить обратную задачу, когда необходимо,

чтобы ЭО наработало Для этого требуется рассчитать режим экс-

плуатации ЭО с учетом требуемой величины наработки за счет воздействия эксплуатационных факторов Для решения этой задачи используется

выражение (1) при и Варьируя значениями

интервалах, можно добиться выполнения равенства (1). Значения полученных при этом факторов Х'ф являются искомыми величинами для задания требуемых режимов эксплуатации ЭО на интервале наработки в объеме

По разработанной методике в работе получены расчетные выражения определения фактического сработанного и остаточного ресурса для трансформаторов, выключателей и электродвигателей. Применительно к высоковольтным выключателям в основе модели оценки сработанного коммутационного ресурса лежит зависимость износа контактов от количества и величины токов нагрузки и короткого замыкания. Для определения сработанного ресурса выключателей контролируется вид и количество произведенных коммутаций для каждого текущего значения тока. Сработка ресурса силовых трансформаторов на современном этапе оснащения их средствами ТД определяется на базе модели теплового износа изоляции обмоток по величине нагрузки, температуре наиболее нагретой точки (ННТ) и температуре окружающей среды. Оценка сработанного ресурса электродвигателей ведется по данным регистрации реальных нагрузок, числа и длительности пусков.

Выбраны методы и средства ТД трансформаторов, выключателей и электродвигателей, позволяющие собрать и обработать необходимую информацию для оценки ресурса ЭО. Проведены расчеты по оценке фактического ресурса для различного ЭО. В табл. 1 и 2 приведены исходные данные и результаты расчета фактического сработанного Яо и остаточного ЮСТ ресурса для трансформатора ТД - 80000/220 и некоторых типов выключателей.

Таблица 1. Исходные данные по температурным режимам и результаты расче-

№ режима Иь лет 8,°С Э\ о.е. К'фЖф,о.е/лет *СД«,>°-е/лет

1 2 3 4 19 2 3 1 98 90 85 100 1 0,918 0,867 1,122 0,978/24,45 0,022/0,55

Примечание:3 - среднегодовое значение температуры в режиме №; Э - относительное значение температуры по отношению к базисному 9о=98°С; ^ - суммарная наработка в конкретном температурном режиме.

Таблица 2. Исходные данны и резу льтаты р асчета ре урса вы ключат елей

Тип выключателя 1отм/П0 кА/раз Д1> кА А1', о.е. 1./П, 12/п2, кА/раз Ч~Ч' Ь /п 2, о.е/раз о.е. К.. о.е. ^ост » о.е.

ВНВ-500 40/7 19,01 0,48 30/2 12/5 0,75/2 0,3/5 0,336 0,664 4,648

У-110 40/6 48,94 1,22 39/5 5/2 0,975/5 0,125/2 0,812 0,188 1,128

ВК-10 20/10 9,71 0,47 20/1 9/6 1,0/1 0,45/6 0,586 0,414 4,14

ВМП-20 20/7 6,87 0,34 17/3 11/4 0,85/3 0,55/4 0,428 0,572 4,004

Примечание: ¡„и, - номинальный ток отключения; По, - допустимое нормативное количество коммутаций номинального тока; и Д1 - абсолютное и относительное отклонение фактора I; п^ - остаточное количество коммутаций номинального тока, которое сможет отключить выключатель (округление п^ всегда проводиться в меньшую сторону); п, и п, - абсолютное и относительное количество коммутаций ¡-го тока; I, и I"; - фактически коммутируемый ¡-й ток соответственно в именованных и относительных единицах.

По полученному значению ]!?ф=24,45 г. (табл. 1) видно, что эксплуатация трансформатора велась практически при нормативной базисной температуре Эо=98°С, относительное отклонение незначительно -,Д9 =0,088 о.е. За наработку в 25 лет он фактически сработал свой нормативный ресурс. Нормативный остаточный ресурс на момент расчета Поэтому для обеспечения эксплуатации этого трансформатор в течение года необходимо облегчить температурный режим трансформатора на 15 %. Расчетное значение температуры ННТ для этого режима

Полученные на момент оценки технического состояния значения фактического сработанного ресурса различных выключателей (табл. 2) говорят о том, что они не исчерпали свой ресурс и их эксплуатация может быть продолжена без проведения ремонтных мероприятий. Однако остаточное количество коммутаций номинального тока не должно превышать целой части величины ПостТочность результатов расчета по формуле (1) будет тем выше, чем меньше интервал наработки или чем меньше отклонение величины эксплуатационного фактора от его номинального значения. Достоверность результатов расчета определяется количеством учтенных факторов N принимая во внимание все возможные корреляционные зависимости между ними.

Разработана математическая модель аналитического расчета и прогнозирования показателей безотказности, в которой учитываются внезапные и из-носовые отказы в переходных и стационарных режимах работы. Для определения показателей безотказности ЭО используется функция вида

P(t)=exp

(2)

где P(t) - вероятность безотказной работы ЭО в переходных и стационарных режимах е € Е = {е„, Ес}; Xg- базисная интенсивность отказов; t - интервал времени; 1, m, q - индексы, определяющие факторы: 1 - электрического, m -механического, q - теплового воздействия на изоляцию ЭО за время t; ir'imq -значение сработки ресурса, учитывающее влияние данных факторов в режимах работы на величину вероятности безотказной работы ЭО; - время работы ЭО при условиях, определяемых совокупностью факторов -

индекс, определяющий режим и условия работы ЭО в течение времени t.

Вероятность безотказной работы используется: в качестве критерия, определяющего потребность конкретного ЭО в ремонте; при расчете показателя приоритета, указывающего очередность вывода в ремонт; при оптимизации объемов и периодичности проведения ТОиР.

При вычислении P(t) по формуле (2) считается, что величины Т|тч, г'|тч известны. Значение определяется статистическими расчетами и входит в состав исходных данных в виде констант. Величины получаются в

виде информации, собранной с помощью средств ТД. В случае недостаточного оснащения ЭО средствами ТД величина t|roq определяется по статистическим данным о наработке ЭО, а величина r'imq определяется с помощью метода максимального правдоподобия через данные о наработке ЭО типа

На базе общей модели (2) получены зависимости вероятности безотказной работы для трансформаторов, выключателей и электродвигателей. На рис. 2, а, б приведены примеры таких зависимостей для электродвигателя типа ДАЗО-15-49-8. Из рис.2 видно, что количество и длительность пусков оказывают значительное влияние на надежность электродвигателей. Поэтому эти факторы в первую очередь учитываются при оценке технического состояния и определении сроков ремонта.

Рис.2. Зависимость вероятности безотказной работы P(t) электродвигателя

ДАЗО-15-49-8: а - от п - количества пусков; б - от ^ - времени пуска (с.)

Исследованы погрешности моделей определения показателей эксплуатационной надёжности ЭО и определено влияние точности задания исходных данных на погрешность расчетов вероятности безотказной работы ЭО. Установлено, что учет влияния на надежность электродвигателей теплового и механического факторов, действующих в переходных и стационарных режимах работы, позволяет повысить точность определения сроков предупредительных ремонтов в среднем на 30 %, а изменение точности исходных данных в 0,6 - 1,6 раза не приводит к увеличению погрешности расчета вероятностей P(t) более чем на 5 %.

Разработанные модели позволяют оперативно оценить надежность ЭО в процессе эксплуатации, наметить стратегию ТОиР для обеспечения и повышения надежности, учитывая воздействующие факторы в различных режимах работы.

При совершенствовании системы ТОиР важно оценить ремонтопригодность ЭО. Для этого проведена классификация показателей ремонтопригодности для СТС. Определены выражения для определения показателей ремонтопригодности в условиях применения СТС. Приведён порядок оценки среднего времени восстановления ЭО как одного из основных показателей ремонтопригодности. Показано, что наиболее значимыми для определения ремонтопригодности ЭО являются показатели средней оперативной продолжительности Т'в, трудоёмкости! Б'в и стоимости С'в проведения ремонта:

п { т

чП У ЧН У 1-1 VI*1

где - соответственно время, трудозатраты и стоимость на

проведениеоперации по восстановлению ЭО при ьм виде повреждения; Р[1] - вероятность возникновения 1-го повреждения.

Определены факторы, влияющие на эти показатели, и предложена их оценка на основе формирования таблиц соответствия, в которых каждому 1-му повреждению ЭО ставится в соответствие проведение j=l,..,m операций по его восстановлению, их трудоемкость и стоимость. Полученные результаты могут использоваться персоналом РБЕ при уточнении объемов ТОиР.

Для количественной оценки характеристик ремонтодоступности и контролепригодности ЭО введены коэффициенты и предложены выражения для их вычисления. Приведены графики зависимостей этих коэффициентов от времени и трудозатрат на диагностирование.

Коэффициент контролепригодности Ккп показывает долю трудозатрат на проведение операций диагностирования при СТС в объёме трудозатрат на проведение капитального ремонта (КР) ЭО и определяется для ЭО и для каждого 1-го повреждения. Для стратегии ППР коэффициент Ккп показывает долю работ по проведению приёмо-сдаточных испытаний и работ по отысканию неисправности, которые регламентированы технологическими картами на КР, и не отображает долю трудозатрат на диагностирование ЭО.

Коэффициент ремонтодоступности КРД показывает долю трудозатрат на проведение разборочно-сборочных работ в общем объёме трудозатрат на проведение КР и определяется для ЭО в целом и для каждого 1-го повреждения.

Получены зависимости коэффициентов контролепригодности и ремонто-доступности от математического ожидания трудозатрат на проведение диагностирования ЭО 8д при постоянстве математического ожидания трудозатрат на устранение неисправности 8Ы И уменьшении математического ожидания объёма разборочно-сборочных работ с 70 % до 10 % от всего объёма ремонта. Установлено, чем меньшее значение коэффициента контролепригодности (меньшая доля времени диагностирования Тд во времени ремонта), тем выше приспособленность ЭО к отысканию неисправности, и чем меньшее значение коэффициента ремонтодоступности (меньшая доля времени разборочно-сборочных работ во времени ремонта), тем выше приспособленность ЭО к проведению ремонтных работ. Это доказывает целесообразность оснащения вновь конструируемого и модернизируемого ЭО встроенными и переносными средствами ТД, а также применения модульного принципа ремонта при восстановлении ресурса ЭО, что позволит снизить долю времени разборочно-сборочных работ.

Проведены расчёты ремонтопригодности для трансформаторов, реакторов, маслонаполненных вводов и электродвигателей. В качестве исходных данных были приняты технологические карты на КР оборудования ТЭС, АЭС и подстанций. Получены численные значения следующих показателей: средней суммарной продолжительности КР (ТКР); суммарных трудозатрат на проведение КР (8КР); удельной суммарной оперативной продолжительности КР (Ткр); удельной суммарной оперативной трудоёмкости КР (ЭКР); коэффициента ремонтодоступности (Крд); коэффициента контролепригодности (Ккп).

На рис. 3 представлен пример распределения времени и трудозатрат на проведение отдельных работ в процентах от времени и трудозатрат проведения КР трансформатора типа ТРДНС-63000-35/6.

Рис. 3. Структура затрат времени и трудозатрат на КР трансформатора типа ТРДНС-63000-35/6

Полученные результаты показывают закономерность роста времени и трудоёмкости проведения КР ЭО с ростом мощности и класса напряжения. Доля времени разборочно-сборочных работ во времени проведения КР относительно постоянна для трансформаторов и растет с увеличением мощности для электродвигателей. Разборочно-сборочные работы составляют половину времени КР для трансформаторов и более половины всего времени КР для мощных двигателей. Это характеризует сложность конструкции, высокую трудоёмкость и низкую приспособленность трансформаторов и двигателей к проведению ремонтов по техническому состоянию. Однако для двигателей 0,4 кВ мощностью до 15 кВт этот показатель не превышает 0,4, а доля времени на проведение диагностирования в общем объёме КР достигает 0,3.

В третьей главе предложена классификация моделей различных стратегий ТОиР, учитывающая характер проявления отказов и результаты ТД. Разработаны математические модели определения оптимальных межремонтных периодов для различных стратегий и видов ЭО с учетом результатов ТД и изменения показателей надежности. Целевая функция определения оптимальных межремонтных периодов представляется средними суммарными затратами Z(t) на проведение ТОиР. В этом случае обобщенная математическая модель имеет вид

Ь^-кьда^с^д^сд^, (4)

где 2То, Сд, Ср, Сш - средние стоимости технического обслуживания, диагностирования, планового и аварийного ремонтов ЭО; ОД - вероятность проведения диагностирования к моменту времени ^ к - вероятность достоверной оценки технического состояния ЭО, предшествующего аварийному переходу ЭО в предельное состояние: Т., - срок службы ЭО; I - периодичность ремонтов. Вероятность 0(1)= ^"^'е"" - эксплуатационная вероятность отказа ЭО к моменту времени ^ где Ао - базисная интенсивность отказов; А.' - удельный прирост интенсивности износовых отказов за счет сработай ресурса ЭО.

В целевой функции (4) затраты на амортизационные отчисления отдельно не выделяются, т.к. предполагается, что они входят в затраты на техническое обслуживание при линейном способе начисления амортизации. Если амортизационные отчисления определяются нелинейно, например, по спосо-

бу уменьшаемого остатка или способу списания стоимости по сумме числа лет использования ЭО, то по годам эксплуатации сумма амортизационных отчислений может существенно отличаться. Тогда затраты на амортизацию следует выделять отдельно, т.к. в этом случае значительно возрастает удельный вес амортизации в суммарных эксплуатационных расходах. В модели (4) не включен ущерб от аварийных и плановых отключений ЭО, т.к. для энергообъектов с полным резервированием ЭО его величина минимальна. Для других энергообъектов ущерб учитывается. Обобщенная модель проведения ТОиР с учетом дисконтирования затрат, амортизационных отчислений и ущерба от аварийных и плановых отключений ЭО имеет вид

2 +УА1 +Ут ^

где t - период эксплуатации, на котором вычисляется 'Топг; Z;t - затраты на проведение ТОиР по i-й стратегии; Zam " затраты на амортизацию; Е - ставка доходности; - ущерб от аварийных и плановых отключений.

Выражение (4) в значительной мере определяется вероятностью f (0<f<l). Если f= 0, то выражение (4) характеризует затраты на эксплуатацию ЭО по стратегии ППР. Если f= 1, то выражение (4) характеризует затраты на эксплуатацию ЭО, выполняемую по стратегии СТС. Стратегия САР характеризуется отсутствием плановых ремонтов и ТД f(t)=O. Используя модель (4), были получены промежуточные конкурирующие стратегии (ПКС). Для этого в модель введены признаки классификации М = <W учитывающие характер отказов ЭО и вид стратегии ТОиР. При этом признак Wi={0, 1, 2} учитывает характер проявления отказов, а признак W2={0,1,2,3} - вид стратегии ТОиР. Учет признаков позволяет дать классификацию всех возможных стратегий ТОиР. В символах принятой классификации общая модель (4) запишется как М = <2Д>. Модели стратегий ТОиР при других сочетаниях признаков классификации, полученные с учетом необходимых преобразований целевой функции (4), сведены в табл. 3.

Таблица 3. Выражения для определения критерия оптимизации при разных ризнаках классификации стратегий ТОиР электрооборудования_

Группа стратегий

Признак классификации

Расчетные выражения для определения критерия оптимизации

Z(t)=Cp(Tal-t)/t+CiB(Xot-0,5Xozt2)+ZTo

ZCtHTpCT^tytfC^'P+Zro

Z(t)=C^,„-tVt+Cf.(^t4-a'-0,5Xo2)t2)+ZTfi

ППР

<0,0> <1,0> <2,0>

V 11 ^-'МУ'Ч)* ' \

Z(t)<e(X«t-0,5^¥)+ZT(

zit)=cmi'?+zr0 ziDrCjict+a'-o^y^Zjo

CAP

<0,1 > <1,1> <2,1>

ZtOCpCT^-tyt+C 1 -f(t)+kf(t))C^t4,5Xo¥)+ CsfU)+ZTo

Z(t)=Ci>(Tai-tyt+(l-f(t)+kfi;t))C„X't2+Cif(t)+ZTo

z(t><pacrtyt^i-frtHkfrt)x:u(x«t+a'-o,sx<)VHcj:tHZTo

ПКС

<0,2> <1,2> <2,2>

Z(t)=Cp(Tai-t)/t+kC1.(X0t-015X()2tJ)+Ca+ZTo ZOJCpiT^-tyt+kCJ-'^+^+ZTO Z(t)=Cp(Ta,-t)/H-kC„(X0t+(X.,-0,5XoV)+Ca+ZTO

CTC

<0,3> <1,3> <2,3>

В табл. 3 приведены выражения, позволяющие выбрать наиболее целесообразные межремонтные периоды ЭО для различных стратегий. Дифференцируя целевую функцию Z(t) относительно t при постоянных значениях входящих в нее параметров и решая полученное выражение для dZ/dt=0, получаем выражение минимума затрат, соответствующее оптимальному межремонтному периоду toiiT- Получаемое выражение можно решить численными методами, используя математический пакет MathCAD или раскладывая экспоненциальную составляющую функции в окрестности точки t=0 в ряд Тейлора, можно получить более простое кубическое выражение. Для этого берутся первые три члена ряда на отрезке [0;15] лет. Погрешность результата зависит от того, сколько членов разложения в ряд используются. Воспользовавшись решением Кардано, получаем значения величины t¿nT.

Оптимизация межремонтного периода выполненная для различных сочетаний исходных данных, стратегий ТОиР и видов ЭО, позволила получить графики функций tonT= F(X', Ао, t к, Тс, Ср/Сщ) И Z(t). На рис. 4 приведены зависимости величины t¿n, для трансформатора ТРДН-63 000/110 от соотношения Ср/Сщ при Х=0,015 1/год и различных значениях вероятностей fn к.

Г, 0 8.

Рис. 4. Зависимость оптимальной периодичности ремонта ^ трансформатора

ТРДН-63000/110 от вероятности íи соотношения Ср/См п о д и

значениях к: 1- 0,1; 2 - 0,5; 3-0,9

Аналогичные зависимости получены для трансформаторов, выключателей и электродвигателей. Они позволяют установить оптимальную периодичность ремонта ^ ЭО. Анализ параметров, влияющих на оптимальную периодичность ремонтов показал, что математическая модель чувствительна, прежде всего, к изменению интенсивности отказов X, к виду стратегии ремонтов (ППР, САР или СТС) и к значению вероятности отказов р.

На рис. 5, 6, 7 приведены графики зависимости суммарных затрат на ТОиР для различных стратегий и видов ЭО: трансформаторов (Ао=0,015 1/год), электродвигателей (Яо=0,15 1/год) и выключателей^^,05 1/год) при следующей комбинации параметров исходных данных математической модели: Ср/С^О.5; к=0,5; СД=0,01СШ; гк^О.ОК:^; 1^=25 лет; Г=0,15Яо.

Рис 5. График зависимости суммарных затрат на проведение ТОиР для трансформаторов при стратегиях: 1- ППР; 2 - СТС; 3 - САР; 4 - ПКС. Значения (опт (лет): 1ппр=13,16, кгтсгМ,92,1пкс=14,64

° и 3 4 О Я 10 13 14 Ю 1Н 20

Вр«мЯ Ъ ЯП

Рис. б. График зависимости суммарных затрат на проведение ТОиР для двигателей при стратегиях: 1- ППР; 2 - СТС; 3 - САР; 4 - ПКС. Значения Лпт (лет): 1т№=б>52> 40^8,54,1щсс=7,30

° О 2 4 б • |1> 12 14 1а зо

ВрмяЪмт

Рис 7. График зависимости суммарных затрат на проведение ТОиР для выключателей при стратегиях: 1- ППР; 2 - СТС; 3 - САР; 4 - ПКС. Значения 1опт(лет):

1ппр=8,86,1сгс=1138,1тсс=9,82

Сравнение полученных зависимостей для трех стратегий ремонтов показывает, что применение стратегии СТС дает наибольшую величину межремонтного периода, тогда как продолжительность межремонтного периода при ПНР наименьшая. Величины ^ для ПКС принимают при прочих равных условиях средние значения, лежащие между значениями для СТС и ППР.

В условиях неполноты исходных данных и при наличии ограничений на трудовые, материальные и временные ресурсы окончательный выбор производится с учетом результатов диагностирования и опыта эксплуатации. Точность определения зависит от стратегии ТОиР, количества учитываемых параметров в функции цели (4) и достоверности исходных данных.

Разработан метод определения оптимального объема ремонта с учетом технического состояния ЭО. Он служит для подготовки к ремонту, планирования потребности в ремонтном персонале, запасных частях и материалах.

Сущность метода заключается в формировании перечня работ по предупреждению отказов и работ, связанных с устранением дефектов. Модель определения объема ремонта ЭО учитывает количество заменяемых и ремонтируемых СЕ в зависимости от степени развития дефекта и соответствующего ему перечня работ. Деление ЭО на элементы сводится к формированию такой номенклатуры СЕ, которая обеспечивала бы наименьшие затраты труда, времени и средств на проведение ТОиР.

Интегральным показателем технического состояния служит фактический ресурс. Определив сработанный ресурс, можно вычислить апостериорную вероятность отказа Q(t) и оптимальное значение периодичности ремонта ^„т-Определение объема ТОиР выполняется для оптимальной периодичности и представляет собой перечень работ, необходимых для перевода ЭО в работоспособное состояние.

Алгоритм определения объема ТОиР включает определение с помощью средств диагностирования технического состояния ЭО в целом и каждой СЕ, а также сравнение параметров с нормативными значениями и принятие решения о соответствии технического состояния необходимому объему ТОиР. При выборе перечня работ учитывается степень изменения технического состояния. Чем больше изменение, тем целесообразнее соответствующая ремонтная работа. Каждой СЕ соответствует определенный перечень работ. Зная СЕ, которые требуют замены или восстановления, определяем количественный и качественный состав объема работ. Каждая работа характеризуется временем, количеством персонала и затратами для ее выполнения.

Выбор между двумя вариантами восстановления или замены СЕ проводится по средней стоимости новой СЕ и восстановления старой в единицу времени. Сумма затрат распределяется равномерно по сроку службы СЕ и определяется по выражениям

Сн =

\-TiL

(1 : С,

«1,

(6)

_1+(1+<0"

где Сн - цена новой СЕ; С, - стоимость восстановления СЕ; Сост — остаточная стоимость старой СЕ; СНэг > С^эг - соответственно средние затраты за единицу времени на приобретение новой СЕ и на восстановленной СЕ; d -

коэффициентдисконтирования; ТНд , ТВд - соответственно срок службы новой и восстановленной СЕ, при этом следует учесть, что Твд < Т1^.

Выбирая минимальное значение из двух этих величин , опре-

деляем наиболее экономичный вариант. При этом средняя стоимость ремонта за ремонтный цикл для СЕ, сработавшей свой ресурс, определяется как

Если ресурс сработало несколько СЕ, то суммарная

стоимость ремонта для таких СЕ определится по формуле

^¿(Сн.-Сост^С,, , (7)

где Пв, Пз - число СЕ, сработавших свой ресурс и требующих восстановления или замены соответственно; где Сн.| - цена новой 1-й СЕ; С0СТ1 ~ остаточная стоимость старой 1-й СЕ; Св] - стоимость восстановления ¡-й СЕ.

Трудоемкость проведения работ по восстановлению технического состояния каждой СЕ известна, поэтому суммарная трудоемкость работ на проведение профилактического мероприятия определяется по формуле

, где Еу - трудоемкость проведения ¡-й работы в рамках ремонта

1-й СЕ; п - количество ремонтируемых - количество работ, необходи-

мыхдля восстановления ресурса ьй СЕ.

Трудоемкость одной работы EJ определяется по формуле Е^Ы^ , где Ы,

- количество персонала, проводящего ¡-ю работу; - время, необходимое для проведения ¡-й работы.

Время, необходимое для проведения работы для СЕ определяется как - затраты времени на диагностирование объекта;

ТРСР - затраты времени на проведение разборочно-сборочных работ; Тн - затраты времени на устранение неисправности.

Суммарная трудоемкость ремонта рассчитывается по формуле

(8)

где Ев_„ Ез_, - удельные ремонтные трудозатраты соответственно на восстановление 1-ой и на замену - относительные значения остаточного ресурса для 1-й и ¡-й СЕ на момент проведения ремонта; у - коэффициент, учитывающий вспомогательные операции.

Значение трудоемкости ремонта Ер в руб., Стр=с(Ер/Т,{)) где с - удельная стоимость одного часа работ, N - количество человек, выполняющих ремонт. Суммарная стоимость ремонта рассчитывается по формуле Сред-

няя стоимость ремонта для межремонтного интервала Т определяется как

Сст=

Ср+Стр

<1.

(9)

1+(1+с1)

При определении объема ремонта для различных типов ЭО по разработанной методике были получены значения трудоемкости и затрат на проведение ремонта. После определения потребности каждой СЕ в ремонте, фор-

мируется программа производства работ, обеспечивающая требуемые качество и надежность выполнения ремонта. Объем ремонта, соответствующий оптимальной периодичности вычисляется по выражению

(10)

i Ч ' J )

где e,i, e,j - удельные трудозатраты соответственно на восстановление i-й и на замену j-й 'СЕ; Дг,;, Дг3| - относительные значения сработанного ресурса для i-й и j-й СЕ за время t; у - коэффициент, учитывающий вспомогательные операции; Z,, Z, - количество СЕ, требующих восстановления или замены.

Разработана методика выбора рациональной стратегии проведения ТОиР. Она основана на сравнении значений отношения целевых функций при переходе от стратегии ППР (Zi(T)) К САР (^(Т)) И СТС (Z3(T)): {Z,(T)/Z2(T) и Zi(T)/Z3(T)}. Целью выбора является определение граничных условий, при которых обеспечивается эффективность применения САР или СТС по сравнению со стратегией ППР. Проведение ремонтов ЭО в соответствии со стратегией ППР будет целесообразно, если Zj(T)< 2^(Т) И Z[(T) < Z)(T). Выбор рациональной стратегии ремонтов ЭО осуществляется путем анализа систем уравнений, связывающих сравниваемые стратегии. Проведенные исследования показывают, что для ЭО стратегия ППР на отрезке (0;То,) всегда выгоднее, чем стратегия САР. Стратегия САР может быть выгодна только вне нормативного срока службы ЭО (t > Тм), что подтверждается опытными данными. Поэтому определение стратегии сводится к выбору между ППР и СТС.

Делая необходимые преобразования и используя решение Кардано, были найдены значения которые делят отрезок на зоны действия

стратегий ППР и СТС. Зоны действия стратегии ППР и СТС разграничиваются путем нахождения оптимальных периодичностей ремонта t^ по каждой из стратегий. Если ton,- входит в зону, полученную после решения уравнения связи, где Z3(t)-Zi(t)>0, то проводится стратегия ППР, если наоборот, то -СТС. Преобразование целевых функций для определения в явном виде нецелесообразно, т.к. получаются достаточно сложные выражения. Поэтому используем современные математические пакеты (MathCAD и др.) для вычисления границ действия стратегии ППР и СТС.

Предложенная классификация стратегий ТОиР и их целевые функции позволяют получить параметры ремонтного цикла для наиболее целесообразной стратегии ТОиР в конкретных условиях эксплуатации, а также определить оптимальные сроки проведения ремонтов. Модель определения оптимального объема ремонта ЭО с учетом технического состояния позволяет повысить эффективность подготовки и проведения ТОиР - уменьшить трудоемкость, стоимость и время проведения ремонта. Методика выбора стратегии ремонтов позволяет обосновать наиболее рациональную стратегию проведения ТОиР, учитывая место установки ЭО, важность и ответственность его в технологическом процессе.

В четвертой главе разработана обобщенная модель процесса эксплуатации ЭО, позволяющая реализовать комплексный подход к управлению техническим состоянием ЭО и выбрать рациональную стратегию управления

(СУ) процессом эксплуатации различных групп ЭО, с использованием матричного метода по критерию минимума штрафной функции.

В качестве критериев управления техническим состоянием ЭО используются наработка между техническими обслуживаниями Тто> профилактическими ремонтами Тпр, и операциями диагностирования Тд™, среднее время локализации ТЛОк и ликвидации'Т,,,,, отказов, остаточный ресурс Косг-

В основу обобщенной функциональной модели положен принцип функционирования восстанавливаемой сложной системы. Электрооборудование представляется в виде N взаимосвязанных функциональных СЕ (подсистем) П], П2,..., Пм 6 N. Допустимое время исправной работы ]Ч-й СЕ Тдап м распределяется по закону ИмО) — Р (1<Тдапи) с интенсивностью а время восстановления - по закону с интенсивностью Оборудование находится в работоспособном состоянии, когда все СЕ работоспособны. Для определения периодичности, вида и глубины воздействий принимается допущение, что дефекты СЕ оказывают различное влияние на работоспособность ЭО. Поэтому они классифицируются в зависимости от последствий их влияния на работоспособность по трем степеням риска вероятности наступления отказа 0(1):

• I степень риска (СР) - дефекты, обусловленные естественным процессом старения и не оказывающие заметного влияния на функционирование ЭО;

• II СР - дефекты относительной опасности. Они характеризуются ограниченным влиянием на функционирование ЭО (приводят к ограничениям мощности, увеличению потерь, вибрации, снижению КПД и др.);

• Ш СР - дефекты, опасные для функционирования. Они предопределяют большую вероятность возникновения отказа.

Для определения СР отказа используется коэффициент У=1-Кц/Р„ где Ь^ - вероятность безотказной работы К-й СЕ; Р1 - вероятность того, что СЕ находится в ьм состоянии, т. е. имеет дефекты I - Ш СР.

Чем опаснее дефект (I СР -> II СР 1П СР), тем выше значение V и тем

меньше вероятность безотказной работы. Работоспособность ЭО характеризуется вектором определяющего параметра (ОП) с независимыми составляющими частных ОП СЕ X,, (I),(1=1,0. Электрооборудование считается работоспособным, если выполняется условие где -допустимая область изменения вектора ОП. Если для одного и более составляющих вектора Х(1) частного ОП Х^!) выполняется условие ХД^йР,, {(1=1,0) , то ЭО неработоспособно.

Критерий отказа ЭО - выход любого ОП Х^) за установленные допустимые пределы области Ба. В данной модели неработоспособным является состояние ЭО, имеющего дефекты Ш СР. По характеру отказов СЕ можно разделить на два класса: невосстанавливаемые, восстанавливаемые.

В данной модели рассматриваются восстанавливаемые СЕ, так как управление техническим состоянием ЭО может осуществляться путем воздействия именно на этот класс СЕ. При выявлении отказа Ш СР дается ко-

манда на восстановление ЭО, П СР - на планирование ремонта или уточнение срока очередного диагностирования, I СР - на фиксацию факта дефекта и взятие его на контроль.

Если функции ОП Ха(1) являются нестационарными случайными процессами с монотонными реализациями, то для них характерны постепенные отказы. Такое допущение справедливо для широкого перечня дефектов восстанавливаемых СЕ. Поэтому для описания функционирования СЕ данного класса может быть использована модель марковского процесса, для которой применяется граф состояний, отображающий процесс перехода из области работоспособного в область неработоспособного состояния (рис. 8).

Дуги графа характеризуют интенсивность перехода из одного состояния в другое: дуги X] — Х9 - интенсивности переходов СЕ ЭО при изменении технического состояния; дуги - интенсивность восстановления.

Для определения количественных значений вероятности пребывания СЕ ЭО в каждом из рассматриваемых состояний решается система дифференциальных уравнений Колмогоро-ва-Чепмена. Данная система уравнений дополняется начальными условиями для момента времени 1 = 0 и условием нормировки. Решив систему уравнений, можно определить вероятность реализации всех возможных состояний СЕ ЭО в виде функции времени Р1(1). Знания этих вероятностей достаточно для определения других, как единичных, так и комплексных показателей надежно-

ста. Однако на практике часто определяют лишь стационарные значения показателей надежности при условии (Й^У&Н), если I -»со. В результате решения системы уравнений определяется вероятность реализации возможных состояний каждой СЕ. Можно рассчитать показатели надежности ЭО в целом. Точность результатов обусловливается лишь качеством исходной статистической информации об интенсивности переходов между возможными состояниями СЕ ЭО. Целенаправленно изменяя показатели можно управлять техническим состоянием ЭО и повысить эффективность его эксплуатации.

Математическая модель процесса эксплуатации ЭО позволяет реализовать комплексный подход к управлению техническим состоянием ЭО, выбрать рациональную стратегию управления (СУ) состояниями процесса эксплуатации различных групп ЭО, принимать решения по составлению планов-графиков ремонта ЭО и прогнозировать стратегию их дальнейшей эксплуа-

Рис. 8. Модель марковского процесса перехода СЕ ЭО из области работоспособного в область неработоспособного состояния: 1- №-я СЕ ЭО исправна и находится в работе; 2 - СЕ в ремонте; 3 - СЕ в работе и имеет дефекты I СР; 4 - СЕ в работе и имеет дефекты II СР; 5 - СЕ предрасположена к отказу, имеет дефекты III СР (неработоспособное состояние)

тации с учетом фактического технического состояния. При этом процесс эксплуатации формализуется, и тем самым количественно определяется необходимость управления им в зависимости от уровня технического состояния ЭО. Данная задача решается с помощью матричного метода. Согласно этому методу СУ состояниями процесса эксплуатации группы ЭО одного технологического назначения представляется специальной матрицей управления, заполнение которой определяется уровнем технического состояния каждой елинины ЭО в группе на основе результатов ТД. Матрица имеет вид У=||у|а|„ где У|а— элемент матрицы управления У, находящийся в строке с

номером к и столбце с номером 8. Причём количество строк равно количеству ЭО в группе, а количество столбцов равно количеству состояний процесса эксплуатации, т.е. Б=1, 2,3 (ремонт, резерв, работа). Поэтому матрица управления У имеет размер к х 3. Каждый элемент уь является булевой переменной, своим значением показывающий, в каком состоянии процесса эксплуатации из множества {Б} должно находится к-е ЭО данной группы в зависимости от своего технического состояния. При этом если к-е ЭО находится в состоянии 8, У|а=0, если к-е ЭО в состоянии 8 не находится.

Матрица, заполнение которой осуществляется по результатам диагностирования ЭО, называется матрицей опорной СУ. В диссертации исследованы свойства и определена структура матрицы управления. Доказана теорема о невырожденности матрицы управления для случая, когда среди векторов-столбцов состояний ремонта, резерва и работы нет ни одного нулевого вектора. Сформулировано следствие об ортогональности этой системы векторов для любых К и 8. Получены формализованные записи состояний процесса эксплуатации на примере ЭО системы собственных нужд электростанций.

Предложенный подход по управлению состояниями процесса эксплуатации ЭО позволяет реализовать процедуру выбора оптимальной СУ состояниями ремонта, резерва и работы ЭО в различных технологических группах электростанции. В качестве критерия оптимальности принято значение штрафа. Оно вычисляется по методу штрафных функций и определяет величину отклонения рассматриваемой матрицы управления от матрицы опорной СУ, составленной по результатам ТД. В качестве оптимальной СУ принимается та, которой соответствует минимальное значение штрафной функции, вычисляемой по выражению

(И)

где Шу - штрафная функция, учитывающая отклонения от матрицы опорной СУ при эксплуатации группы ЭО по отличной от нее стратегии; 8 = {1, 2, 3} - соответственно состояния ремонта, резерва и работы; - количество единиц ЭО, находящихся в состоянии 8 в рассматриваемой матрице СУ; фзпр -предельное количество единиц ЭО, находящихся в состоянии в в матрице опорной СУ; фд - количество ЭО, находящегося во взаимоисключающих состояниях (работа-ремонт) по сравнению с матрицей опорной СУ.

Экономическая сущность штрафной функции заключается в том, что нерациональная эксплуатация ЭО приводит к увеличению числа аварийных

ремонтов, недоиспользованию ресурса, неравномерному износу и т.д., т.е. к конкретным материальным затратам (штрафам). При этом величина штрафа пропорциональна количеству единиц ЭО, находящихся в состояниях процесса эксплуатации, отличных от тех, которые рекомендуются матрицей опорной СУ. В работе проведено исследование штрафной функции. Получены выражения для определения количества возможных и целесообразных с точки зрения выбора оптимальной СУ вариантов матрицы управления.

Разработаны методы и математические модели формирования планов-графиков работ по техническому обслуживанию (ТО) и текущему ремонту (ТР) ЭО с учетом результатов диагностирования. Математические модели формирования планов-графиков работ по ТО и ТР ЭО сводятся к получению приоритетных списков ЭО, требующих выполнения работ каждого вида.

Для плана-графика по ТО потребность ЭО в работах оценивается по величине фактической сработки ресурса ЭО после предыдущего ТО. Основными принципами, принятыми при составлении плана-графика ТО ЭО на основе определения его технического состояния являются:

• работы по ТО назначаются только в том случае, когда фактический сработанный ресурс не меньше нормативного значения между двумя ТО;

• при составлении приоритетного списка ЭО, требующего проведения ТО, используется критерий последовательной минимизации максимальных значений интегрального показателя технического состояния ЭО - сработанного ресурса;

• при составлении приоритетного списка ЭО, принимаемого в качестве плана-графика ТО, необходимо учитывать ограничения по трудовым ресурсам, т.е. сравнить требуемое для проведения ТО количество персонала Ь0 с располагаемой численностью персонала [Ь„], выделяемого на энергообъекте или в РБЕ для выполнения работ этого вида.

Математическая модель составления плана-графика работ по ТО запишется следующим образом:

Потребность ЭО в текущих ремонтах (ТР) оценивается как по величине фактической сработки ресурса, так и по значению вероятности безотказной работы. Последняя учитывает влияние на техническое состояние ЭО конкретных условий эксплуатации и режимов работы. Методика составления плана-графика ремонтов подразумевает обязательную оптимизацию СУ состояниями процесса эксплуатации различных технологических групп ЭО. При этом стратегия управления описывается матрицей управления.

Основными принципами составления плана-графика ТР и выбора оптимальной СУ состояниями процесса эксплуатации различных технологических групп ЭО с учетом их технического состояния являются следующие.

• Электрооборудованию назначается ТР только в том случае, когда вероятность безотказной работы Р8, вычисленная с учетом результатов контроля

режимов работы и ТД, не будет превышать значение допустимой по условию безотказности вероятности безотказной работы [Р^.

• При составлении приоритетного списка ЭО, требующего проведения профилактического ТР, используется критерий последовательной минимизации максимальных значений показателя приоритета Д, устанавливающего очередность выполнения ремонтов ЭО в списке и зависящего от их технического состояния.

• При составлении плана-графика ТР и выбора оптимальной СУ состояниями процесса эксплуатации различных групп ЭО их число К, не должно превышать допустимого количества ЭО для каждой группы [К,], которое одновременно может находиться в состоянии ремонта и резерва без нарушения технологического процесса.

• Суммарная численность персонала, необходимого для выполнения ТР ЭО, включенного в план-график Ьр, не должна превышать располагаемой численности персонала Тем самым учитывается ограничение по трудовым ресурсам.

• Составленный план-график ТР должен обеспечивать оптимальную СУ состояниями процесса эксплуатации для каждой группы ЭО одного технологического назначения. Это достигается минимизацией штрафной функции Шу, пропорциональной числу отклонений от матрицы опорной СУ У0 при эксплуатации группы ЭО по СУ, отличной от опорной.

Математическая модель составления плана-графика ТР будет иметь вид

1^<[Р,]Л = 1.....(15)

Ц >^,,1=1.....к; (16)

К,<;[К,и = 1,...,т; (17)

ЬР<[ЬР]; (18)

У^-ишпШ,. (19)

Реализация методик позволяет обоснованно подходить к планированию ТОиР ЭО с учетом технического состояния, выявляя фактическую потребность ЭО в работах каждого вида, повысить надёжность ЭО, эффективность и культуру эксплуатации, выбрать оптимальную СУ состояниями процесса эксплуатации различных групп ЭО. Полученные в процессе планирования графики ремонтных работ служат основанием для проведения ремонта подрядными организациями и сервисными службами энергообъектов. При этом предлагаемые методы характеризуются, наряду с отмеченными принципиальными особенностями, преемственностью с действующей системой ППР.

Разработанные в диссертации методы и математические модели являются основой для автоматизации формирования планов-графиков ремонтных работ ЭО и совершенствования системы ТОиР, учитывают возможность составления списков ЭО, требующего проведения ТОиР, как на текущий, так и на следующий плановый период. Это помогает персоналу ремонтной службы энергообъекта или РБЕ заранее приготовиться к выполнению работ.

Сформулированы концепция, принципы функционирования и определен комплекс функциональных подсистем автоматизированной системы обеспе-

чения ремонтов (АСОР), выполненной на основе современных информационных технологий: 8САОЛ-систем; программ управления проектами, фондами и активами предприятий (УФАЛ). К основным функциям АСОР следует отнести: ведение информационной базы данных; планирование ремонтов; учет результатов выполнения ремонтов; учет затрат на выполнение ремонтов; анализ обеспеченности ремонтов ресурсами; анализ выполнения ремонтов; ведение журналов регистрации выявления дефектов и оценки технического состояния. Приводятся результаты разработки и внедрения программного обеспечения АСОР на энергообъектах.

В пятой главе выполнен анализ ремонтно-эксплуатационных затрат (РЭЗ) на протяжении срока службы ЭО. Разработана методика принятия решений о замене ЭО или о целесообразном сроке продолжения его эксплуатации. Исследованы предельные сроки сверхнориативной эксплуатации для ЭО различных типов и классов напряжения. Решение этой проблемы позволило обосновать выбор очередности реконструкции и технического перевооружения электроэнергетических объектов. Разработана методика и проведена оптимизация распределения объемов ремонта ЭО между собственным и привлеченным ремонтным персоналом.

Методика расчета предельного срока эксплуатации ЭО использует изменение затрат во времени, учитывая процесс сработки технического ресурса ЭО при сверхнормативной эксплуатации. Выбор варианта замены или продления срока службы ЭО осуществляется по критерию минимума среднегодовых дисконтированных затрат. Методика позволяет определить предельный срок продления эксплуатации ЭО и требуемый уровень среднегодовых затрат. Зависимости для среднегодовых затрат по вариантам продления срока службы ЭО и его замены на новое Т^ц имеют вид

где j=l...n - количество факторов, влияющих на сработку ресурса ЭО; -коэффициент, учитывающий ежегодный относительный прирост РЭЗ за счет одного из факторов; .^=СОШ1 - ежегодные РЭЗ за нормативный срок эксплуатации; Тс>.н— сверхнормативный срок эксплуатации, причем 0<Тс,.„<Т|,ОрМ; Р - доля стоимости восстановления от стоимости нового ЭО; С„о, - стоимость нового ЭО; У) - доля остаточной стоимости ЭО, отработавшего свой нормативный и сверхнормативный сроки эксплуатации, от стоимости нового ЭО; У2 - доля остаточной стоимости ЭО, отработавшего свой нормативный

срок от стоимости нового, причем - дисконт без учета инфляции; (

- уровень инфляции.

Если Яф^ср, то вариант продления срока службы невыгоден; если то вариант продления срока службы выгоден; при получа-

ем предельное значение срока продления Тпр.

Для повышения точности и достоверности принятия решений в модели учитываются кроме РЭЗ стоимость восстановления и остаточная стоимость ЭО, дисконтирование затрат, а также величина ежегодного относительного прироста РЭЗ при сверхнормативной эксплуатации оборудования. Обоснованы значения этих показателей. Учет дисконтирования затрат позволяет повысить точность расчетов в среднем на 26 %.

Предельное время сверхнормативного продления срока службы ЭО ана-лигически определялось из уравнения

(22)

После преобразования уравнения (22) и группировки параметров получим

Л ((1-Щ)1" -l) -Z-T =0.

-+1

(23)

В результате решения уравнения (23) относительно величины Тсвн был получен предельный срок продления Тпр, который показывает время продления эксплуатации старого ЭО после проведения над ним восстановительного ремонта стоимостью рСН0„ в течение которого его эксплуатация будет не менее эффективной, чем покупка и эксплуатация нового. Подставляя полученное время Тпр в формулу (20) или (21) можно получить соответствующие среднегодовые затраты.

Уравнение (23) решалось на ЭВМ численным методом с использованием математического пакета MathCAD. Погрешность расчета не превышает 0,1%.

По разработанной методике произведены многовариантные расчеты предельного срока продления эксплуатации и соответствующих ему среднегодовых затрат для ЭО различных типов и классов напряжения от 10 до 750 кВ: воздушных, масляных и элегазовых выключателей, а также силовых трансформаторов и автотрансформаторов мощностью 2,5 - 1250 МВА. Были исследованы зависимости (вариант замены ЭО) и (вариант продления срока службы) для разных значений коэффициента - ежегодного прироста затрат на ТОиР за счет ухудшения технического состояния ЭО. Они показали, что при качественном ремонтно-эксплуатационном обслуживании ЭО, с учетом проведения восстановительного ремонта предельный экономически оправданный срок сверхнормативной эксплуатации для выключателей составляет от 7 до 14лет, а для силовых трансформаторов - от 12 до 28 лет. После истечения этого срока дальнейшая эксплуатация выключателей и трансформаторов экономически и технически нецелесообразна.

Исследование чувствительности модели определения предельного срока эксплуатации ЭО Т„р и соответствующих ему среднегодовых затрат Zq, к из-

менению точности задания исходных данных на 5 % показывает, что погрешность расчета величин Тпр не превышает 3,4 %, и 2ср - 2,3 %. Оценка чувствительности математической модели к изменению точности задания параметров а, р, у, Т„орм, ё показала, что отклонение значений этих параметров в диапазоне от -50 % до +50 % приводит к изменению Тпр в пределах от -42,08 % до 43,24 %., а 24 в пределах от -29,51 % до 26,27 %. Наибольшее влияние на изменение Тпр и 2ср оказывают параметры а и р. Их отклонение в диапазоне от -50 % до +50 % приводит к изменению Тпр: для а в пределах от -18,84 % до 43,24 %; для р - от -42,08 % до 28,13 %. Изменение 2, составляет: для а в пределах от -12,69 % до 26,27 %; для Р - от -29,51 % до 17,47 %.

Расчетами установлено, что достоверность полученных результатов не ниже достоверности исходных данных, так как отклонению исходных параметров в пределах от -50 % до +50 % соответствует изменение результирующих значениий Тпр и 2ср в тех же пределах. Так, одновременное увеличение параметров а и Р на 50 % не приводит к уменьшению Тпр более чем на 21,5%, и 2ср более чем на 14,5 %. При одновременном уменьшении параметров а и Р на 50 % значение Тпр не увеличивается более чем на 48,5 %, а 2ср - более чем на 29,5 %. В работе доказано, что при точности задания параметров модели а и р на уровне 5 % погрешность расчета Тпр и 24, также не превышает 5 %.

Разработан алгоритм принятия решений по выбору объемов и очередности реконструкции и техперевооружения энергоообъектов, который учитывает техническое состояние ЭО. В нем величина Тпр отражает эффективный срок, на который можно максимально продлить эксплуатацию ЭО, а величина 2сР показывает, какой уровень среднегодовых затрат будет соответствовать этому времени продления. Расчеты для реальных энергообъектов показали возможность определения очередности их технического перевооружения в зависимости от уровня технического состояния, характеризующегося величиной относительного ежегодного прироста РЭЗ для конкретного ЭО.

В связи с реформированием энергоремонтного производства была разработана методика выбора форм проведения ремонтов с учетом технического состояния ЭО и распределения объемов работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом. Методика учитывает возможность оказания подрядной организацией комплексной услуги, различные скидки, а также возможный ущерб от отказов ЭО. Исследование функции затрат при оптимизации распределения объемов работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом показало, что они существенно зависят от количества работ, выполняемых на энергообъектах, и трудоемкости выполнении ремонта. Было определено соотношение доли затрат, которое подтверждает необходимость распределения объемов ремонтных работ между хозспособом и подрядом в соотношении 25 к 75 %. При этом были выделены три наиболее существенные составляющие затрат: непосредственно и косвенно зависящие от объема выполняемых работ и не зависящие от объема выполняемых работ. Расчеты оптимального распределения объема ремонтных работ между энергообъектом, выполняющим ремонт по хозспособу, и самостоятельной РБЕ, выполняющей ремонт подрядным способом, показали, что соотношение хозспособ-подряд составляет в среднем 25 - 75 % соответственно. Однако при

небольшом объеме выполненных работ это распределение стремится к соотношению 50 на 50 % и далее в пользу хозспособа.

Практическая реализация разработанных методик и математических моделей для ряда сетевых и генерирующих компаний подтверждает правильность и обоснованность полученных результатов по определению предельных сроков сверхнормативной эксплуатации ЭО и выбору форм проведения ТОиР с учетом технического состояния.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Выполненные в диссертации исследования можно рассматривать как решение научной проблемы обеспечения надежности ЭО электростанций и подстанций. В ней разработаны методики и созданы практические методы обеспечения эффективного функционирования системы ТОиР ЭО по техническому состоянию. Практическое значение полученных результатов состоит в создании моделей, алгоритмов и компьютерных программ, направленных на обеспечение надежности ЭО электростанций и подстанций путем совершенствования системы ТОиР на основе учета фактического технического состояния ЭО, определяемого средствами диагностирования.

Диссертация основывается на результатах НИР, выполненных под руководством и при непосредственном участии автора по заказам предприятий Минэнерго, научно-исследовательских организаций и непосредственно по отраслевым, республиканским и межведомственным координационным планам реформирования энергоремонтного производства с учетом диагностического обеспечения электрооборудования ТЭС, АЭС и подстанций.

Наиболее существенные научные и практические результаты заключаются в следующем.

1. Разработана методика и основные принципы организации системы ТОиР электрооборудования по техническому состоянию. Для перехода к новой системе ТОиР ЭО по техническому состоянию решены задачи: организации ТД на энергобьектах и использования её результатов в системе ТОиР; оценки эксплуатационной надежности ЭО; разработки методик определения оптимальной периодичности, объема и времени проведения ТОиР; выбора рациональной стратегии проведения ТОиР; выбора стратегии управления процессом эксплуатации ЭО; планирования ТОиР ЭО по техническому состоянию. Это позволяет более полно использовать технический ресурс и обеспечивает надежную работу ЭО при минимальных затратах. Оценка технического состояния выполняется при периодическом или непрерывном ТД; плановое техническое обслуживание по мере нормативной сработки ресурса, определяемой техническими требованиями на ЭО; текущий ремонт при снижении надежности ЭО ниже установленного допустимого уровня, капитальный ремонт при достижении ЭО предельного состояния.

2. Разработана и реализована методика программно-аналитического расчета и прогнозирования показателей долговечности, безотказности и ремонтопригодности ЭО с учетом контроля режимов работы и возникающих при этом факторов. Методика учитывает характер влияния на показатели надежности контролируемых параметров для различных видов ЭО, а также

факторов, влияющих на сработку ресурса в переходных и стационарных режимах работы. Разработаны модели расчета и прогнозирования показателей долговечности, безотказности и ремонтопригодности, которые позволяют оперативно оценить надежность конкретного ЭО в процессе эксплуатации, учитывая при этом как внезапные, так и износовые отказы в переходных и стационарных режимах работы, а также наметить мероприятия по ТОиР для обеспечения и повышения надежности.

3. Разработаны и усовершенствованы методы и математические модели определения оптимальных сроков проведения профилактических ремонтов для различных стратегий и видов ЭО, которые основываются на более полном учете всех составляющих целевой функции: затрат на проведение ТД, профилактического ТОиР и аварийного ремонта; значений апостериорных показателей надежности и вероятностной характеристики назначения ремонта по результатам ТД. Получены выражения для оптимизации межремонтных периодов ЭО с учетом результатов диагностирования и изменения показателей надежности. Предложена классификация моделей для различных стратегий ремонта, учитывающая характер проявления отказов и результаты ТД. Предложенная классификация стратегий ТОиР, а также реализующие их целевые функции позволяют получить параметры ремонтного цикла для наиболее целесообразной стратегии в конкретных условиях эксплуатации и рассчитать оптимальные сроки проведения ремонтов.

4. Разработан метод и модель определения оптимального объема ремонта ЭО с учетом результатов диагностирования. Предложен подход по выбору наиболее эффективного способа выполнения ремонта для каждой сборочной единицы путем ее восстановления или замены. Модель учитывает объем заменяемых и ремонтируемых сборочных единиц ЭО в зависимости от степени развития дефекта и соответствующего ему перечня работ. Выполнение работ, указанных в перечне, обеспечивает требуемое качество ремонта, которое оценивается соответствующей вероятностью обнаружения и устранения дефектов определенной категории. Разработанная математическая модель определения оптимального объема ремонта с учетом технического состояния ЭО позволяет повысить эффективность подготовки и проведения мероприятий по ТОиР, а именно уменьшить трудоемкость, стоимость и время проведения ремонта.

5. Разработана методика выбора рациональной стратегии проведения ТОиР электрооборудования на электростанциях и подстанциях. Она основывается на сравнении значений отношения целевых функций и определении граничных значений периодов при переходе от стратегии планово-предупредительных ремонтов к стратегиям аварийных ремонтов или по техническому состоянию. Показано, что для более полного расходования ресурса ЭО предпочтительны две стратегии организации ремонтов - САР и СТС. Стратегия ППР с этой точки зрения имеет ограниченную область применения. Предложенная методика выбора рациональной стратегии ремонтов позволяет обосновать наиболее правильную стратегию проведения ТОиР с точки зрения вида ЭО, места его установки, важности и ответственности в технологическом процессе энергообъекта.

6. Разработана обобщенная модель процесса эксплуатации ЭО, позволяющая реализовать комплексный подход к управлению техническим состоянием ЭО и выбрать рациональную стратегию управления процессом эксплуатации различных групп ЭО на основе использования матричного метода по критерию минимума штрафной функции. Разработан матричный метод управления состояниями процесса эксплуатации, который позволяет формализовать стратегию управления эксплуатацией и на основе минимизации штрафной функции выбрать оптимальную стратегию управления для ЭО различных технологических групп. При управлении процессом эксплуатации ЭО реализуется процедура выбора оптимальной стратегии управления состояниями ремонта, резерва и работы ЭО в различных технологических группах энергообъекта.

7. Разработаны методы и модели формирования планов-графиков работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту ЭО с учетом результатов диагностирования. Они учитывают возможность формирования состава ЭО, требующего проведения ремонтов как на текущий, так и на следующий плановый период. Составленные по этим спискам планы-графики на следующий плановый срок помогают персоналу РБЕ и ремонтной службы энергообъектов сделать необходимые приготовления для выполнения работ каждого вида. Реализация методов позволяет более обоснованно подходить к составлению планов-графиков за счет выявления фактической потребности ЭО в работах каждого вида, повысить надежность ЭО, эффективность и культуру эксплуатации, выбрать оптимальную стратегию управления процессом эксплуатации различных технологических групп ЭО. При этом предлагаемые методы характеризуются, наряду с отмеченными принципиальными особенностями, преемственностью с действующей системой ППР. Разработанные модели и компьютерные программы планирования ТОиР ЭО позволяют осуществлять его с учетом технического состояния.

8. Разработана модель принятия решений о замене ЭО или о целесообразном сроке продолжения его эксплуатации до физического износа или потери работоспособности, позволяющая обоснованно подходить к выбору объемов и очередности технического перевооружения энергообъектов. Получены значения предельных сроков эксплуатации ЭО различных типов и классов напряжения. Они показали, что предельный технически и экономически оправданный срок сверхнормативной эксплуатации для выключателей составляет от 7 до 14лет, а для силовых трансформаторов - от 12 до 28 лет.

9. Разработана математическая модель оптимизации распределения затрат на ремонт ЭО между собственным и привлеченным ремонтным персоналом, что особенно актуально в условиях реформирования энергоремонтного производства и деятельности самостоятельных ремонтных бизнес единиц.

10. Созданы технологические алгоритмы, информационное и программное обеспечение для эффективного функционирования системы ТОиР ЭО электростанций и подстанций по техническому состоянию в рамках АСУП энергообъекта.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Монографии и книги

1. Назарычев А. Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния / Иван. гос. энерг. ун-т. -Иваново, 2002. - 168 с.

2. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методы и математические модели комплексной оценки технического состояния электрооборудования / Иван, гос. энерг. ун-т. - Иваново, 2005. - 224 с.

3. Назарычев А. Н., Таджибаев А.И. Модели расчета эксплуатационной надежности и управлениия техническим состоянием электрооборудования. -СПб.:ПЭИПК,2002.-39с.

4. Назарычев А. Н., Таджибаев А.И., Андреев Д.А. Совершенствование системы проведения ремонтов электрооборудования электростанций и подстанций. - СПб.: ПЭИПК, 2004. - 64 с.

5. Назарычев А. Н. Основные принципы системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Надежность либерализованных систем энергетики / Под ред. Н.И. Воропая, А.Д. Тевяшева. - Новосибирск: Наука, 2004. - С. 173 - 183.

6. Назарычев А.Н. Основные принципы новой технологии организации ремонтного обслуживания электрооборудования по техническому состоянию // Инновационное развитие топливно-энергетического комплекса: проблемы и возможности. Научное издание. / Под редакцией ПК. Вороновского, И.В. Недина. - Киев: Знания УкраТни, 2004. - С. 169 -181.

7. Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования / Под ред. В.А. Савельева, А.Н. Назарычева, А.И. Таджибаева, И. Колцуна. Вып. 24. Современные методы и технические средства оценки состояния опорно-стержневых, подвесных и аппаратных изоляционных конструкций. -СПб.: Изд. ПЭИПК, 2004. - 192 с.

8. Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования / Под ред. X. Драганчева, С. Николовой, Д. Морвы, А. Назарычева, А. Таджибаева. Вып. 25. Виброакустическая диагностика. Инфракрасная термография. - СПб.: Изд. ПЭИПК, 2005. - 256 с.

Научные статьи и доклады, опубликованные в изданиях по списку ВАК

9. Назарычев А.Н. Прогнозирование надежности электродвигателей собственных нужд электростанций с учетом результатов технической диагностики // Изв. вузов. Проблемы энергетики. - 2002. - № 9 -10. - С. 82 - 94.

10. Назарычев А.Н., Таджибаев А.И. Андреев Д.А. Обоснование сроков эксплуатации электрооборудования // Промышленная энергетика. - 2005. -№4.-С. 20-23.

11. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Обеспечение эффективности энергосбережения на основе оценки технического ресурса электрооборудования // Энергосбережение и водоподготовка. - 2005. - №1. - С. 35 - 41.

12. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Определение предельного времени эксплуатации электрооборудования, отработавшего установленный срок службы // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004. - №12 (42). - С. 333 - 337.

13. Савельев В.А., Назарычев А.Н., Скоробогатов А.А Анализ токорас-пределения и магнитного поля короткозамкнутой обмотки ротора, имеющей оборванные стержни // Вестник УГТУ-УПИ-2004.-№12 (42).- С. 353 - 357.

14. Савельев В.А., Назарычев А.Н., Таджибаев А.И., Андреев Д.А. Диагностика как средство управления ремонтом электротехнического оборудования по техническому состоянию // Вестник УГТУ-УПИ. - 2004. - №12 (42). -С. 357-361.

15. Назарычев А.Н. Исследование влияния неопределенности информации о техническом состоянии электрооборудования на точность определения периодичности ремонтов // Вестник ИГЭУ. - 2003. - №2. - С. 51 - 57.

16. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методика планирования объема профилактических мероприятий электрооборудования // Вестник ИГЭУ. - 2003. - №2.-С. 68-74.

17. Назарычев А.Н. Модели оптимизации межремонтных периодов электрооборудования с учетом результатов диагностирования // Вестник ИГЭУ. -2001.-№1-С. 16-20.

18. Назарычев А.Н. Основные задачи реформирования системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций и сетей // Вестник ИГЭУ. - 2003. - №3. - С. 50 - 54.

19. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методика определения предельных сроков продления эксплуатации электрооборудования // Вестник ИГЭУ. -2003. - № 5 . - С. 32-41.

20. Назарычев А.Н. Методика определения очередности реконструкции и техперевооружения энергообъектов // Вестник ИГЭУ.-2003.-№6. - С.28 - 38.

21. Савельев В.А., Назарычев А.Н., Скоробогатов А.А. Контроль состояния короткозамкнутой обмотки ротора асинхронного двигателя по внешнему полю // Вестник ИГЭУ. - 2003. - №6. - С. 71 - 76.

Публикации в других изданиях

22. Назарычев А.Н., Исаченков В.В. Определение оптимальных межремонтных периодов электрооборудования подстанций // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.4 - М.: Энергоатомиздат, 2001.-С. 316-320.

23. Назарычев А.Н. Математические модели формирования плана-графика профилактических работ электрооборудования с учетом результатов диагностирования // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.5 - М.: Энергоатомиздат, 2002. - С. 217 - 235.

24. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Оценка чувствительности математической модели определения предельного срока эксплуатации электрооборудования к изменению точности задания исходных данных // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.6 - М.: Энергоатомиздат, 2003.-С. 275-286.

25. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методика оценки фактического ресурса электрооборудования с учетом воздействия эксплуатационных факторов // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.6 - М.: Энергоатомиздат, 2003. - С. 287 - 305.

26. Назарычев А.Н., Сироткин Е.А. Оценка ремонтопригодности электрооборудования с учетом результатов диагностирования // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.6 - М.: Энергоатомиздат, 2003.-С. 305-314.

27. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Оперативное управление техническим состоянием машин // Технология и организация производства. - 1987.-№3.-С15-18.

28. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Состав нормируемых показателей при автоматической оценке технического состояния электротехнического оборудования // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.31. Новосибирск: Наука, 1986. -С. 161-166.

29. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Нормативы на ремонт электрооборудования с учётом диагностирования // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.37. Киев, 1988.-С. 96-99.

30. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Оценка надёжности электрооборудования с учётом реальных условий эксплуатации // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.38. Том 2. - Сыктывкар, 1991. - С. 155 - 163.

31. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Разработка методов оперативного контроля и прогнозирования надёжности электроснабжения потребителей, основанных на технической диагностике состояния электроэнергетического оборудования (Дискуссия) // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.39. Иваново, 1992. -С. 360-362.

32. Назарычев А.Н., Савельев ВА Разработка методов диагностики состояния основного оборудования электроэнергетических систем в процессе эксплуатации и определение целесообразного времени вывода его в ремонт по результатам диагностики (Дискуссия) // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.39. Иваново, 1992.-С. 362-363.

33. Савельев В.А., Назарычев А.Н, Николаев В.В. Аппаратное и программное обеспечение ремонта как средство повышения надёжности собственных нужд АЭС // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: ИСЭМ СО РАН. Вып.46. ВИСИ, С. - Петербург, 1993.-С. 128-136.

34. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Обеспечение надежности высоковольтных выключателей средствами диагностирования // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: ИСЭМ СО РАН. Вып.54. Иркутск, 2004. - С. 47-62.

35. Назарычев А.Н. Оценка надежности электрооборудования с учетом влияния эксплуатационных факторов // Методические вопросы исследования

надёжности больших систем энергетики: ИСЭМ СО РАН. Вып.54. Иркутск, 2004.-С. 86-101.

36. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Принципы новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования станций и подстанций // Российский национальный симпозиум по энергетике: Сб. науч. трудов / Казань: Казан, гос. энерг. ун-т.- Казань, 2001 - Т.П. - С.42 - 45.

37. Savelyev V.A., Nazarychev A.N. Technical diagnostics application in planning power station eguipment maintenance // Technical Diagnostics'89, PART 1.-PRAGUE, 1989.-P. 169-172.

38. Nazarychev A. Maintenance and repair electric equipment at power stations and substations taking into account the technical condition // Power and Electrical Engineering. Scientific Proceedings of Riga Technical University. Part 4, Vol. 5. Riga, Latvia, 2002. - P. 40 - 45.

39. Nazarychev A., Andreev D., Gerhards J. Estimation procedure of electric equipment taking into account factors' influence // Power and Electrical Engineering. Scientific Proceedings of Riga Technical University. Part 4, Vol. 13. Riga, Latvia, 2004.-P. 95-104.

40. Назарычев А.Н. Расчет и анализ надежности высоковольтных электродвигателей электростанций с учетом влияния режимов и условий эксплуатации // Энергетика: экономика, технологии, экология. - Киев: НТУУ "КПИ",2001.-№1.-С.32-38.

41. Назарычев А.Н. Выбор рациональной стратегии ремонтов электрооборудования // Энергетика: экономика, технологии, экология. - Киев: НТУУ "КПИ", 2001. - № 1. - С. 74 - 79.

42. Назарычев А.Н. Математическая модель надежности и стратегия ремонта мощных электродвигателей электростанций // Энергетика: экономика, технологии, экология. - Киев: НТУУ "КПИ", 2001. -№ 2 - С. 38 - 44.

43. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Способ учета результатов диагностирования при определении сроков ремонта электрооборудования// Энергетика: экономика,технологии, экология-Киев: НТУУ "КПИ", 2001.-№ 3-С. 49-53.

44. Назарычев А.Н. Обоснование точности и оценка погрешности определения сроков ремонта электрооборудования с учетом технического состояния // Энергетика: экономика, технологии, экология- Киев: НТУУ "КПИ", 2002.-№4-С.58-63.

45. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Принципы новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования станций и подстанций // Энергетика. Электроэнергетика: Ежеквартальный информ. сб. - № 4. Вып.26. -Казань, 2001.-С. 11-12.

46. Назарычев А.Н. Автоматизированная система контроля технического состояния электрооборудования станций и подстанций // Энергетика. Электроэнергетика: Ежеквартальный информ. сб. - № 4. Вып.26. - Казань, 2001. -С.30-37.

47. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Состояние и проблемы обеспечения надежности электротехнического оборудования // Вестник Татэнерго. - 2002. -№9-С.96-103.

48. Назарычев А.Н. Совершенствование системы технического обслуживания и ремонтов электрооборудования объектов энергетики // Эффективные

энергетические системы и новые технологии: Труды I Междунар. науч.-практич. конф. / Казан, гос. техн. ун-т. - Казань, 2002. — С. 555 - 562.

49. Контроль технического состояния и управление ремонтом электротехнического оборудования на основе SCADA - систем / А.Н. Назарычев, А.А. Лосев, А.В. Летягин, В.В. Исаченков // Повышение эффективности работы ТЭС и энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.2 - Иваново, 1998. - С. 170 -174.

50. Савельев ВА., Назарычев А.Н., Алиаскаров Р.Б. Планирование объемов работ по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования с учетом результатов диагностирования // Энергосистема: управление, качество, безопасность: Сб. докл. Всерос. науч.-техн. конф. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ. - 2001. - С. 421 - 424.

51. Назарычев А.Н. Автоматизированная система контроля состояния и управления ремонтом электродвигателей // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 3. ПиПК. СПб, 1997. - С.4 -15.

52. Савельев ВА, Назарычев А.Н. Эксплуатационная надёжность электродвигателей собственных нужд электростанций // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 3. ПиПК. СПб, 1997. -С.126-133.

53. Назарычев А.Н. Методические задачи и основные положения перехода к системе ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 20. ПиПК. СПб, 2002. - С. 256 - 269.

54. Назарычев А.Н., Таджибаев А.И., Андреев Д.А. Исследование влияния перенапряжений на срок службы полимерной изоляции электрооборудования // Перенапряжения и надежность эксплуатации электрооборудования: Материалы междунар. науч.- техн. конф. - СПб: Изд-во ПЭИПК, 2004. - С. 68-74.

55. Назарычев А.Н., Таджибаев А.И. Новая технология управления состоянием электрооборудования систем электроснабжения // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 22. ПЭИПК. СПб, 2004.-С. 193-207.

56. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Технология организации комплексной системы эксплуатации и ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 24. ПЭИПК. СПб, 2004. - С. 15 - 24.

57. Назарычев А.Н., Андреев Д.А., Айтакунов Р.А. Методика старения изоляционных конструкций при воздействии эксплуатационных факторов // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 24. ПЭИПК. СПб, 2004. - С. 29 - 42.

58. Назарычев А.Н. Сравнительный анализ технологий управления ремонтом и обслуживанием электрооборудования // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 25. ПЭИПК. СПб, 2005. -С. 206-216.

59. Пат. 2227307. Устройство для обнаружения повреждений стержней короткозамкнутого ротора асинхронного двигателя / В.А. Савельев, А.Н. На-зарычев, А.В. Рассказчиков, А.А. Скоробогатов; Опубл. 20.04.2004. Бюл.№11.

Формат 60x84 1/16 1 ' Тираж 100 экз.

Печать плоская (ЯНдагг»",« , Заказ 0158

Ч ** И

Опечатано в ОМТ МИБЙФ 153003, Иваново, ул. Рабфаковская, 34, оф. 101, тел. (0932)38-37-36 Л

о 9 2005- "

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

И ЭФФЕКТИВНОСТИ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЫ

РЕМОНТОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ.

1.1. Исследования в области обеспечения надёжности электрооборудования.

1.2. Оценка показателей эксплуатационной надёжности электрооборудования электростанций и подстанций.

1.3. Анализ существующей системы ремонта электрооборудования электростанций и подстанций.

1.4. Обоснование необходимости совершенствования системы планово-предупредительного ремонта.

1.5. Методы диагностирования электрооборудования.

1.6. Основные принципы организации системы ремонтов.

1.7. Выводы по первой главе.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И МОДЕЛЕЙ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ С УЧЕТОМ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Сбор и обработка информации для оценки технического состояния и прогнозирования надежности электрооборудования.

2.3. Обобщенная модель расхода ресурса электрооборудования с учетом действия эксплуатационных факторов.

2.4. Разработка обобщенной модели определения эксплуатационной надёжности электрооборудования с учётом основных воздействующих факторов.

2.5. Разработка и исследование модели прогнозирования надёжности для различных типов электрооборудования с учетом технического состояния на примере высоковольтных электродвигателей.

2.6. Расчет надежности и стратегия профилактики электрооборудования.

2.7. Исследование влияния неопределенности информации о техническом состоянии электрооборудования на точность определения показателей эксплуатационной надёжности и периодичности ремонтов.

2.8. Оценка ремонтопригодности электрооборудования с учетом результатов диагностирования.

2.9. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. МЕТОДЫ И МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИСТЕМЫ РЕМОНТОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ С УЧЕТОМ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ. 3.1. Постановка задачи определения оптимальной периодичности и объёма ремонтных работ.

3.2. Математические модели формализации затрат для различных стратегий организации ремонта электрооборудования

Классификация стратегий ТОиР.

3.3. Расчет оптимальной продолжительности межремонтного периода для различных стратегий и видов электрооборудования.

3.4. Методика определения объёма ремонтных работ с учетом технического состояния.

3.5. Методика выбора рациональной стратегии ремонтов электрооборудования.

3.6. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ПЛАНИРОВАНИЯ РЕМОНТОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ С УЧЕТОМ

ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ.

4.1. Общая характеристика задачи планирования технического обслуживания и ремонта электрооборудования. 4.2. Оперативное управление техническим состоянием электрооборудования.

4.3. Разработка матричного метода управления процессом эксплуатации электрооборудования с учетом технического состояния.

4.4. Метод и математическая модель формирования плана-графика работ по техническому обслуживанию электрооборудования с учетом результатов диагностирования.

4.5. Метод и математическая модель формирования плана-графика текущих ремонтов электрооборудования с учетом результатов диагностирования.

4.6. Разработка автоматизированной системы обеспечения ремонтов энергообъекта.

4.7. Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПРИНЯТИЯ ОБОСНОВАННЫХ • РЕШЕНИЙ ПО СВЕРХНОРМАТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ВЫБОРУ ФОРМ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТОВ С УЧЕТОМ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ.

5.1. Разработка методики принятия решений по замене электрооборудования или продлению его срока службы.

5.2. Определение предельных сроков продления эксплуатации для электрооборудования различных типов и классов напряжения.

5.3. Оценка погрешности принимаемых решений и чувствительности математической модели определения предельного срока эксплуатации электрооборудования к изменению точности задания

У, параметров исходных данных.

5.4. Разработка схемы принятия решений по определению очередности технического перевооружения энергообъектов.

5.5. Разработка методики оптимизации распределения объемов работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом при выборе форм проведения ремонтов с учетом технического состояния.

5.6. Выводы по пятой главе.

Эффективность и надежность функционирования электротехнического оборудования электростанций, подстанций, промышленных предприятий, электрических сетей и систем (в дальнейшем объектов энергетики) зависит от его технического состояния. Современное электротехническое оборудование имеет достаточно высокие расчетные показатели надежности. Однако в процессе эксплуатации под воздействием различных факторов, условий и режимов работы исходное состояние оборудования непрерывно ухудшается, снижается эксплуатационная надежность и увеличивается опасность возникновения отказов. Надежность электрооборудования зависит не только от качества изготовления, но и от научно обоснованной эксплуатации, правильного технического обслуживания и своевременного ремонта. В основе процесса эксплуатации электрооборудования лежат последовательные во времени смены состояний работы, резерва, ремонта, технического обслуживания, хранения и т. п.

В настоящее время в электроэнергетике для ведения производственной эксплуатации и поддержания технического состояния оборудования в соответствии с требованиями нормативно-технической документации [1, 2, 3, 4, 5] применяют систему планово-предупредительного ремонта (ППР). Основным технико-экономическим критерием системы ППР служит минимум простоев оборудования на основе жесткой регламентации ремонтных циклов. В соответствии с этим критерием периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту определяются заранее установленными для всех видов оборудования типовыми нормативами. Такой подход предупреждает прогрессирующий износ оборудования и уменьшает внезапность выхода его из строя. Система ППР дает возможность подготовить управляемую и прогнозируемую на длительный период ремонтную программу: по видам ремонтов, типам оборудования, электростанциям и отрасли в целом. Постоянство ремонтных циклов позволяет осуществлять долгосрочное планирование выработки энергии, а также прогнозировать материальные, финансовые и трудовые ресурсы, необходимые капитальные вложения в развитие производственной базы энергоремонта. Это упрощает планирование профилактических мероприятий, позволяет осуществить предварительную подготовку ремонтных работ, выполнять их в минимальные сроки, повышает качество ремонта и в конечном итоге увеличивает надежность энергоснабжения потребителей. Таким образом, система ППР предназначена для обеспечения надежности энергетического оборудования в условиях жесткого централизованного планирования и управления, стабильной загрузки генерирующих мощностей при минимальном их резерве.

В новых экономических условиях система ППР не обеспечивает во многих случаях принятие оптимальных решений. Это объясняется следующими причинами и обстоятельствами:

• назначение профилактических работ осуществляется по регламенту и не зависит от фактического состояния оборудования к моменту начала ремонта;

• планы-графики профилактических работ не устанавливают приоритета вывода в ремонт различных видов электрооборудования;

• при составлении планов-графиков не учитывается ряд ограничений (технологических, материальных, временных, трудовых), а также не предусматривается их оптимизация с позиции рационального управления состояниями процесса эксплуатации и более полного расходования ресурса каждой единицы электрооборудования.

Кроме того, система ППР имеет большую трудоемкость профилактических работ. Пропорционально росту количества электрооборудования повышается и общая трудоемкость ремонтных работ, что требует значительного увеличения численности ремонтного персонала. При проведении профилактических работ через полученные статистическим путем усредненные периоды, даже при наличии поправочных коэффициентов на условия и режимы эксплуатации, без точного определения технического состояния нельзя гарантировать, что в межремонтный период не будут возникать отказы электрооборудования. На отдельных энергообъектах число отказов в течение года достигает нескольких десятков, а годовой недо-отпуск электроэнергии - нескольких миллиардов киловатт-часов. Суммарное количество электрооборудования, одновременно простаивающего в аварийном ремонте, составляет несколько тысяч единиц, при суммарной выведенной мощности десятки миллионов киловатт [6]. При этом большинству отказов предшествует тот или иной вид накопленных повреждений, а фактическое время работы электрооборудования, находящегося в структуре ремонтных циклов, как правило, не учитывается. Поэтому без учета технического состояния, определяемого методами технической диагностики, нельзя обеспечить надежную эксплуатацию электрооборудования при существующей системе ППР.

Реформирование экономики России, связанное с ее переходом к рыночным отношениям, глубокий кризис 90-х годов, вызвали существенные проблемы в электроэнергетике, в том числе и в организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования. Спад производства в электроэнергетике в эти годы составил 21 %. Уровень инвестиций в отрасль снизился в пять раз, что привело за десять лет к росту износа оборудования до 52 %, снижению объемов капитальных ремонтов и одновременно их качества [6]. Вывод энергетических мощностей из года в год превышал их ввод. Энергоремонтные службы потеряли за это время 40 - 60 % квалифицированных рабочих. До 70 % ремонтных рабочих сегодня составляют лица пенсионного и предпенсионного возраста [7]. Большая часть энергетического оборудования (до 60 %) исчерпала свой амортизационный срок, требует замены или капитального восстановительного ремонта.

Анализ динамики изменения физического и морального старения электрооборудования энергообъектов показывает, что в электроэнергетике России быстрыми темпами увеличивается количество оборудования, отработавшего свой технический ресурс, так: к 2010 г. предельной наработки достигнет 761 турбина на ТЭС суммарной мощностью более 76 млн. кВт; к 2015 г. сработка паркового ресурса генерирующих мощностей достигнет 112 млн. кВт или 62 % от установленной мощности; в период с 2001 по 2015 гг. расчетный ресурс сработают 58 % установленной мощности силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше; в этот же период общая протяженность электросетей, отработавших расчетный ресурс, достигнет 75 % [8]. Темпы нарастания изношенного электрооборудования составляют 2 - 6 % в год от общего количества.

Опыт эксплуатации показывает, что ресурс части электрооборудования может быть продлен, однако по прогнозной оценке к 2010 г. около 40 млн. кВт или 24 % генерирующих мощностей достигнут предельного состояния и дальнейшая их эксплуатация станет технически невозможна. С точки зрения эффективности функционирования, эксплуатация такого оборудования станет также и экономически нецелесообразной, так как значительно увеличиваются удельные затраты на его ремонт после длительной эксплуатации. В случае продолжения эксплуатации изношенного электрооборудования затраты на ремонт по сравнению с 2000 г. возрастут к 2005 г. в 1,2 раза; к 2010 г. - в 1,3 раза; к 2015 г. - в 1,4 раза и составят 45,8 млрд. руб. в год. Например, для энергетических установок, отработавших более 30 лет, удельные затраты на техническое обслуживание и ремонт превышают средние показатели по отрасли в 3 раза. Для отдельных, наиболее изношенных электростанций и сетей, затраты на ремонт за срок службы в 2,5 - 3,5 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового оборудования.

Учитывая реальную экономическую ситуацию в России, этапы и предполагаемые результаты реформирования энергетической отрасли, в ближайшие годы сложно ожидать ввода значительного количества новых генерирующих мощностей. Поэтому устойчивое и бесперебойное электроснабжение потребителей будет определяться надежностью действующего в настоящее время электрооборудования. Согласно новой концепции предоставления технологических услуг, выработанной РАО "ЕЭС России", обеспечение надежности оборудования достигается реализацией следующих трех основных направлений: своевременным и качественным ремонтом (42,5 %); техническим перевооружением действующих энергообъектов (30 %); модернизацией электрооборудования (10 %). При этом общий объем предоставляемых технологических услуг в 2000 г. достиг 2 млрд. долларов.

Техническое перевооружение и модернизация требуют значительных инвестиций, а систему технического обслуживания и ремонта можно совершенствовать путем внедрения новых прогрессивных форм её организации и управления. Однако, непрерывно увеличивается доля ремонтной составляющей в себестоимости электрической энергии. Существующая система ППР стала неадекватной изменившимся условиям функционирования электроэнергетики и эксплуатации оборудования, и вошла в противоречие с рыночными механизмами производственно-хозяйственной деятельности объектов энергетики.

Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования становится одной из основных проблем энергетической отрасли на современном этапе ее развития [9]. Поэтому процесс реформирования энергоремонтного производства выделяется как приоритетная задача реструктуризации электроэнергетики. В ходе реформирования созданы независимые сервисные АО -ремонтные бизнес-единицы (РБЕ), на которые будет приходиться до 75 % всех работ, а на хозспособ - 25 % объема ремонтных работ. Такое изменение подходов к управлению стратегией технического обслуживания и ремонта требует решения целого ряда организационно-технических задач на базе современных методов управления эксплуатацией электрооборудования по техническому состоянию. Исследования как отечественных, так и зарубежных авторов показывают, что если затраты на эксплуатацию по стратегии ППР принять за 100 %, то затраты по стратегии аварийных ремонтов будут составлять 130 %, а по стратегии ремонтов с учетом технического состояния - 70 %.

К настоящему времени разработана целая гамма информационных систем, методов и средств контроля технического состояния и диагностики электрооборудования. Их широкое внедрение создает условия для реализации новой технологии эксплуатации электрооборудования с учетом технического состояния.

Поэтому возникает актуальная научная проблема обеспечения эксплуатационной надежности электрооборудования объектов энергетики на основе разработки новой технологии управления техническим состоянием. Основным принципом новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования является стратегия технического обслуживания и ремонта, основанная на индивидуальном наблюдении за реальными изменениями фактического технического состояния электрооборудования в процессе эксплуатации [10, 11].

Цель работы и задачи исследования. Развитие теории и создание практических методов, обеспечивающих эффективную эксплуатацию и совершенствование ремонта электрооборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующий комплекс задач:

• обосновать теоретико-методологические принципы и положения системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию;

• усовершенствовать методы расчета и прогнозирования показателей надежности электрооборудования с учетом результатов оценки технического состояния и мониторинга за режимами его работы;

• развить методы и создать более точные модели определения оптимальных сроков и объемов ремонта электрооборудования в новых условиях функционирования энергоремонтного производства при оптимальном распределении объема работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом;

• разработать методы и математические модели планирования технического обслуживания и ремонта с выбором оптимальной стратегии управления процессом эксплуатации различных групп электрооборудования по техническому состоянию;

• разработать модель принятия решения о замене электрооборудования или определения предельного срока его эксплуатации до физического износа или потери работоспособности с учетом его технического состояния и режимов работы, для принятия решения по выбору очередности реконструкции и технического перевооружения электроэнергетических объектов;

• создать алгоритмы, информационное и программное обеспечение оптимальной организации и эффективного функционирования системы технического обслуживания и ремонта на базе новых информационных технологий, БСАОА-систем, программ управления проектами, фондами и активами энергообъектов.

Объект и предмет исследования. Объектом исследования является электротехническое оборудование электростанций и подстанций (силовые трансформаторы, КРУ, выключатели, электродвигатели и др.). Предметом исследования являются принципы и методы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию.

Методика исследований и достоверность полученных результатов. Для решения поставленных в работе задач использовались методы системного анализа, математического моделирования, исследования операций, теории вероятности и математической статистики, теории случайных процессов, экспериментально-статистического анализа надежности, теории матриц и булевой алгебры, методы штрафных функций и технического диагностирования, теории моделирования и методов оптимизации сложных систем. Проверка достоверности и техникоэкономической эффективности предложенных методов основывалась на результатах вычислительных экспериментов, и подтверждается данными, полученными в реальных условиях эксплуатации электрооборудования на энергообъектах.

Научная новизна и значимость полученных результатов состоит в развитии теории и совершенствовании методов математического моделирования и системного подхода к реализации системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования станций и подстанций по техническому состоянию. Новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана методика программно аналитического расчета и прогнозирования показателей эксплуатационной надежности электрооборудования, которая позволяет количественно оценить показатели безотказности, ремонтопригодности и долговечности, с учетом результатов оценки технического состояния и мониторинга за режимами работы, а также эксплуатационных факторов, влияющих на сработку ресурса.

2. Разработаны основные принципы системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию. Обоснована методика выбора рациональной стратегии проведения ремонта электрооборудования.

3. Усовершенствованы известные и разработаны новые методы и модели определения срока и объема проведения профилактических ремонтов для различных стратегий и видов электрооборудования с учетом результатов диагностирования. При этом учитывается объем заменяемых и ремонтируемых сборочных единиц электрооборудования в зависимости от степени развития дефекта и соответствующего для его восстановления перечня работ. Модели позволяют оптимизировать межремонтные периоды электрооборудования с учетом оценки технического состояния и показателей эксплуатационной надежности, а также повысить обоснованность выполняемых операций и качество ремонта.

4. Разработана обобщенная модель процесса эксплуатации электрооборудования, позволяющая реализовать комплексный подход к управлению техническим состоянием и выбрать рациональную стратегию управления процессом эксплуатации различных технологических групп электрооборудования на основе матричного метода по критерию минимума штрафной функции.

5. Разработаны методы и математические модели формирования планов-графиков работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту электрооборудования с учетом результатов диагностирования. Методы формируют приоритетные списки электрооборудования, требующего проведения технического обслуживания и ремонта на текущий и следующие плановые периоды.

6. Разработана математическая модель принятия решений о замене электрооборудования или целесообразном сроке его сверхнормативной эксплуатации до физического износа и потери работоспособности, позволяющая обоснованно выбирать объемы и очередность техперевооружения на энергообъектах.

7. Разработана математическая модель оптимального распределения объема работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом.

8. Создано алгоритмическое, информационное и программное обеспечение оптимальной организации и более эффективного функционирования системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по фактическому техническому состоянию.

Практическая ценность работы. Практическое значение полученных результатов состоит в реализации новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования электростанций и подстанций, обеспечивающей более высокую эксплуатационную надежность оборудования путем совершенствования системы технического обслуживания и ремонта в условиях реформирования энергоремонтного производства.

• Полученные математические модели оценки надежности электрооборудования с учетом результатов контроля за режимами работы и основными воздействующими факторами позволяют определить эксплуатационные показатели безотказности, ремонтопригодности и долговечности конкретной единицы электрооборудования в процессе эксплуатации с учетом характера возникновения отказов и различных режимов работы, а также наметить мероприятия, обеспечивающие повышение надежности оборудования, и обоснованно перейти к организации системы технического обслуживания и ремонта с учетом технического состояния.

• Разработанный метод и математическая модель выбора варианта замены электрооборудования или продолжения его эксплуатации до физического износа или полной потери работоспособности на основе определения предельного срока продления позволяют обоснованно подходить к выбору оптимальных объемов и очередности технического перевооружения объектов электроэнергетики.

• Разработанные методы, математические модели, алгоритмы и компьютерные программы используются рядом генерирующих и сетевых компаний, а также ремонтных предприятий для совершенствования и оптимизации системы технического обслуживания и ремонта, что позволяет уменьшить число отказов и повысить надежность электроснабжения потребителей.

Реализация результатов работы. Полученные в диссертации результаты исследований апробированы, внедрены или используются в практике работы на Кармановской, Печорской, Костромской и Череповецкой ГРЭС; Калининской АЭС; Ярославской ТЭЦ-3; Киевской ТЭЦ-6; Ивановской ТЭЦ-3; Алексинской и Саровской ТЭЦ, электростанциях Каскада Пазских ГЭС, Александровском ПЭС, Арзамаском ПЭС и др.

Кроме того, результаты работы используются в учебном процессе и научной работе Ивановского государственного энергетического университета (ИГЭУ) и Петербургского энергетического института повышения квалификации (ПЭИПК). Положения и разработки диссертации вошли в специальный курс "Техническое обслуживание, ремонт и монтаж электрооборудования электрических станций и подстанций", предназначенный для студентов электроэнергетических специальностей и слушателей курсов повышения квалификации.

Акты и справки о внедрении результатов диссертационной работы представлены в ПРИЛОЖЕНИИ 5.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту:

1. Методические положения и принципы, определяющие эффективное функционирование системы технического обслуживания и ремонта электротехнического оборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию.

2. Математические модели определения эксплуатационных показателей безотказности, ремонтопригодности и долговечности электрооборудования энергообъектов с учетом результатов оценки технического состояния и мониторинга за режимами работы.

3. Методы и математические модели, позволяющие в условиях реформирования энергоремонтного производства определять оптимальные сроки и объемы ремонта, выбирать рациональную стратегию проведения технического обслуживания и ремонта, планировать работы по техническому обслуживанию и ремонту с учетом технического состояния электрооборудования, выбирать рациональную стратегию управления процессом эксплуатации электрооборудования по технологическим группам.

4. Результаты численных и аналитических решений по определению эксплуатационных показателей надежности, ремонтопригодности, оптимальных периодичности и объема ремонта.

5. Методика и математическая модель принятия решений по выбору варианта замены электрооборудования или продолжения его работы до предельного срока эксплуатации, а также выбор оптимальных объемов и очередности реконструкции и технического перевооружения электрооборудования электростанций и подстанций в новых условиях реформирования электроэнергетики.

Апробация результатов диссертации. Результаты диссертационных исследований 37 раз докладывались и обсуждались на 29 международных, всесоюзных и всероссийских конференциях, симпозиумах, семинарах и совещаниях. Среди них: Иркутск (1984, 1986, 2003 гг.); Сыктывкар (1989 г.); Плес (1989 г.); Прага (1989 г.); Иваново (1985, 1987, 1989, 1992, 1997, 1999, 2001, 2003 гг.); Суздаль (1986, 1988 гг.), Кишинев (1987 г.); Киев (1988, 1989, 2001 гг.); Екатеринбург (2001 г.); Казань (2001 г.); Туапсе (2002 г.); Москва (2003 г.); Санкт-Петербург, (1993, 1997, 2002, 2004 гг.); Варна (2004 г.); Минск (2004 г.); Чернигов (2004 г.).

Диссертация обсуждалась и получила одобрение на расширенном заседании кафедр электроэнергетического факультета ИГЭУ (2003 г. Иваново, Россия), на международном научно-техническом семинаре "Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования" (2004 г. Варна, Болгария) и на всероссийском научном семинаре с международным участием "Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики (2004 г. Минск, Беларусь).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 68 печатных работах, в том числе: 3 монографии, 2 учебных пособия, патент, 42 статьи в научных журналах и сборниках научных трудов, 21 тезис докладов, опубликованные в материалах всесоюзных, всероссийских и международных конференций.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка и приложений. В первой главе проводится анализ исследований в области обеспечения надежности, эффективной эксплуатации и совершенствования ремонта электрооборудования. Сформулированы основные задачи технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию в условиях реформирования энергетики. Проанализировано состояние эксплуатационной надёжности и действующей системы ППР электрооборудования электростанций и подстанций. Выполнен обзор некоторых применяемых и наиболее перспективных разрабатываемых методов диагностики электрооборудования. Сформулированы основные принципы системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию. Во второй главе разработаны обобщенные модели определения эксплуатационной надёжности и расхода ресурса электрооборудования с учетом действия эксплуатационных факторов. Модели определяют влияние различных факторов на показатели безотказности и долговечности в переходных и стационарных режимах работы для различных видов электрооборудования и его сборочных единиц. Предложены методики аналитического расчета и прогнозирования показателей долговечности, безотказности и ремонтопригодности электрооборудования с учетом результатов мониторинга за режимами работы и возникающими при этом факторами. Проанализирована автоматизированная система сбора и обработки информации для оценки технического состояния электрооборудования объектов энергетики. Выполнены расчеты и исследовано влияние неопределенности информации о техническом состоянии электрооборудования на точность определения показателей эксплуатационной надёжности и периодичности ремонтов. В третьей главе выполнена классификация моделей различных стратегий технического обслуживания и ремонта, учитывающая характер проявления отказов и результаты диагностирования. Разработаны математические

5.6. Выводы по пятой главе

1. Разработана методика принятия решений по замене электрооборудования или продлению его установленного нормативного срока службы. В основу методики положена математическая модель изменения затрат во времени, учитывающая увеличение сработай технического ресурса электрооборудования при сверхнормативной эксплуатации. Выбор варианта замены или продления срока службы электрооборудования осуществляется по критерию минимума среднегодовых приведенных затрат. Разработанная методика позволяет определить предельный срок продления эксплуатации электрооборудования и соответствующий уровень среднегодовых затрат.

2. Для повышения точности и достоверности принятия решений по выбору варианта замены или продления срока службы электрооборудования в разработайной математической модели учитываются кроме ремонтно-эксплуатационных затрат, стоимость восстановления и остаточная стоимость электрооборудования, дисконтирование затрат, а также величина ежегодного относительного прироста ремонтно-эксплуатационных затрат при сверхнормативной эксплуатации оборудования. Обоснованы значения этих показателей. Учет дисконтирования затрат позволяет повысить точность определения предельного времени сверхнормативной эксплуатации электрооборудования в среднем на 26 %.

3. По разработанной методике произведены расчеты предельного срока продления эксплуатации и соответствующих ему среднегодовых затрат для электрооборудования различных типов и классов напряжения 10 - 750 кВ. Как показывают расчеты, при удовлетворительном ремонтно-эксплуатационном обслуживании оборудования, с учетом проведения восстановительного ремонта предельный экономически оправданный срок сверхнормативной эксплуатации, для высоковольтных выключателей составляет от 7 до 14лет и для силовых трансформаторов от 12 до 28 лет. После истечения этого срока дальнейшая эксплуатация электрооборудования экономически неэффективна и технически опасна.

4. Приведенные результаты расчетов предельного времени продления эксплуатации для различных типов высоковольтных выключателей и трансформаторов свидетельствуют о существенном влиянии на полученные результаты значений коэффициента а (%) - удельного ежегодного прироста затрат на техническое обслуживание и ремонт за счет ухудшения технического состояния электрооборудования. Для оценки величины ежегодного относительного прироста ремонтно-эксплуатационных затрат а предложено использовать систему экспертных оценок.

5. Исследована чувствительность разработанной математической модели определения предельного срока эксплуатации электрооборудования и соответствующих ему среднегодовых затрат к изменению точности задания различных параметров исходных данных. Выполнена оценка погрешности принимаемых решений по предельным срокам продления эксплуатации оборудования.

6. Разработана методика и схема принятия решений по выбору очередности технического перевооружения энергообъектов. Методика учитывает техническое состояние одельных единиц электрооборудования и энергообъекта в целом. Рассчитаны контрольные примеры по реальным энергообъектам для подстанций «Калужская» и «Владимирская». Определены очередности их технического перевооружения в зависимости от величины относительного ежегодного прироста ремонтно-эксплуатационных затрат за счет ухудшения технического состояния электрооборудования.

7. Разработана методика оптимизации распределения объемов работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом при выборе форм проведения ремонтов с учетом технического состояния.

8. Разработанная методика позволяет учесть возможность оказания подрядной организацией комплексной услуги, различные скидки, а также ущерб от отказов оборудования. Проведено исследование функции затрат при оптимизации распределения объемов работ между собственным и привлеченным ремонтным персоналом. Определено процентное соотношение доли затрат и выделены три наиболее существенные составляющие затрат: непосредственно зависящих от объема выполняемых работ; косвенно зависящих от объема выполняемых работ и независящих от объема выполняемых работ. Выполнены расчеты контрольных примеров оптимального распределения объема ремонтных работ между энергообъектом, выполняющим ремонт собственным персоналом по хозспособу, и самостоятельной ремонтной бизнес единицей, выполняющей ремонт подрядным способом.

9. Практическая реализация разработанных методик и математических моделей на различных энергообъектах сетевых и генерирующих компаний подтверждает правильность и обоснованность получаемых результатов по определению предельных сроков сверхнормативной эксплуатации электрооборудования и выбору форм проведения ремонтов с учетом технического состояния.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования объектов энергетики является одной из основных задач, требующих решения в ходе реструктуризации отрасли. Острота проблемы связана с нарастающими темпами старения электрооборудования, проработавшего 25 лет и более (к 2005 году 48 % генерирующих мощностей отработают свой парковый ресурс), что приведет в последующем к ежегодному росту объемов ремонтных работ и соответствующих затрат. Как следствие, это вызовет увеличение численности ремонтного персонала. С другой стороны, недофинансирование ремонтов приводит к снижению объемов работ, их недовыполнению по сравнению с плановыми объемами. Неудовлетворительное качество ремонтов, выполненных хозспособом, нередко вызывает необходимость повторного ремонта, а также снижает технико-экономические показатели энергообъектов.

Существующая система ППР имеет серьезные недостатки и неадекватна изменившимся условиям перехода энергетики на рыночные отношения. Поэтому актуальна проблема ее реформирования путем перехода к системе ремонта оборудования, учитывающей результаты диагностирования и определения фактического технического состояния.

Выполненные в диссертации исследования можно рассматривать как комплексное решение научной проблемы обеспечения надежности энергообъектов на основе совершенствования технического обслуживания и ремонта электрооборудования электростанций и подстанций с учетом технического состояния. Практическое значение полученных результатов состоит в создании моделей, алгоритмов и компьютерных программ, направленных на обеспечение надежности электрооборудования электростанций и подстанций.

Результатом выполненной диссертационной работы является разработка научных и методических основ по повышению экономичности и надежности эксплуатации электрооборудования электростанций и подстанций на основе новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования, совершенствования системы технического обслуживания и ремонта с учетом технического состояния, создания практических инженерных методов обоснования прогнозных и оперативных решений по обеспечению надежности, оптимального развития и эффективного функционирования объектов энергетики.

Наиболее существенные научные и практические результаты заключаются в следующем.

1. Разработана методика и основные принципы организации системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию. Для перехода к новой системе ремонта электрооборудования по техническому состоянию решены задачи: организации технической диагностики на энергобъектах и использования её результатов в системе ремонта; оценки эксплуатационной надежности ЭО; разработки методик определения оптимальной периодичности, объема и времени проведения ремонта; выбора рациональной стратегии проведения ремонта; выбора стратегии управления процессом эксплуатации электрооборудования; планирования технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию. Это позволяет более полно использовать технический ресурс и обеспечивает надежную работу электрооборудования при минимальных затратах. Оценка технического состояния выполняется при периодическом или непрерывном диагностировании; плановое техническое обслуживание по мере нормативной сработки ресурса, определяемой техническими требованиями на электрооборудование; текущий ремонт при снижении надежности оборудования ниже установленного допустимого уровня, капитальный ремонт при достижении оборудованием предельного состояния.

2. Разработана и реализована методика программно-аналитического расчета и прогнозирования показателей долговечности, безотказности и ремонтопригодности электрооборудования с учетом контроля режимов работы и возникающих при этом факторов. Методика учитывает характер влияния на показатели надежности контролируемых параметров для различных видов электрооборудования, а также факторов, влияющих на сработку ресурса в переходных и стационарных режимах работы. Разработаны модели расчета и прогнозирования показателей долговечности, безотказности и ремонтопригодности, которые позволяют оперативно оценить надежность конкретного оборудования в процессе эксплуатации, учитывая при этом как внезапные, так и износовые отказы в переходных и стационарных режимах работы, а также наметить мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту для обеспечения надежности.

3. Разработаны и усовершенствованы методы и математические модели определения оптимальных сроков проведения профилактических ремонтов для различных стратегий и видов электрооборудования, которые основываются на более полном учете всех составляющих целевой функции: затрат на проведение диагностирования, профилактического и аварийного ремонта; значений апостериорных показателей надежности и вероятностной характеристики назначения ремонта по результатам технической диагностики. Получены выражения для оптимизации межремонтных периодов электрооборудования с учетом результатов диагностирования и изменения показателей надежности. Предложена классификация моделей для различных стратегий ремонта, учитывающая характер проявления отказов и результаты технической диагностики. Предложенная классификация стратегий технического обслуживания и ремонта, а также реализующие их целевые функции позволяют получить параметры ремонтного цикла для наиболее целесообразной стратегии в конкретных условиях эксплуатации и рассчитать оптимальные сроки проведения ремонтов.

4. Разработан метод и модель определения оптимального объема ремонта электрооборудования с учетом результатов диагностирования. Предложен подход по выбору наиболее эффективного способа выполнения ремонта для каждой сборочной единицы путем ее восстановления или замены. Модель учитывает объем заменяемых и ремонтируемых сборочных единиц оборудования в зависимости от степени развития дефекта и соответствующего ему перечня работ. Выполнение работ, указанных в перечне, обеспечивает требуемое качество ремонта, которое оценивается соответствующей вероятностью обнаружения и устранения дефектов определенной категории. Разработанная математическая модель определения объема ремонта с учетом технического состояния электрооборудования позволяет повысить эффективность подготовки и проведения ремонта, а именно уменьшить трудоемкость, стоимость и время его проведения.

5. Разработана методика выбора рациональной стратегии проведения технического обслуживания и ремонта электрооборудования на электростанциях и подстанциях. Она основывается на сравнении значений отношения целевых функций и определении граничных значений периодов при переходе от стратегии планово-предупредительных ремонтов к стратегиям аварийных ремонтов или по техническому состоянию. Показано, что для более полного расходования ресурса электрооборудования предпочтительны две стратегии - аварийных ремонтов и по техническому состоянию. Стратегия ППР с этой точки зрения имеет ограниченную область применения. Предложенная методика выбора рациональной стратегии ремонтов позволяет обосновать наиболее правильную стратегию проведения ремонта с точки зрения вида электрооборудования, места его установки, важности и ответственности в технологическом процессе энергообъекта.

6. Разработана обобщенная модель процесса эксплуатации электрооборудования, позволяющая реализовать комплексный подход к управлению его техническим состоянием и выбрать рациональную стратегию управления процессом эксплуатации различных групп электрооборудования на основе использования матричного метода по критерию минимума штрафной функции. Разработан матричный метод управления состояниями процесса эксплуатации, который позволяет формализовать стратегию управления эксплуатацией и на основе минимизации штрафной функции выбрать оптимальную стратегию управления для электрооборудования различных технологических групп. При управлении процессом эксплуатации ЭО реализуется процедура выбора оптимальной стратегии управления состояниями ремонта, резерва и работы электрооборудования в различных технологических группах энергообъекта.

7. Разработаны методы и модели формирования планов-графиков работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту электрооборудования с учетом результатов диагностирования. Они учитывают возможность формирования состава электрооборудования, требующего проведения ремонтов, как на текущий, так и на следующий плановый период. Составленные по этим спискам планы-графики на следующий плановый срок помогают персоналу ремонтных предприятий и ремонтной службы энергообъектов сделать необходимые приготовления для выполнения работ каждого вида. Реализация методов позволяет более обоснованно подходить к составлению планов-графиков за счет выявления фактической потребности электрооборудования в работах каждого вида, повысить надежность электрооборудования, эффективность и культуру эксплуатации, выбрать оптимальную стратегию управления процессом эксплуатации различных технологических групп электрооборудования. При этом предлагаемые методы характеризуются, наряду с отмеченными принципиальными особенностями, преемственностью с действующей системой ППР. Разработанные модели и программы планирования технического обслуживания и ремонта электрооборудования позволяют осуществлять его с учетом технического состояния.

8. Разработана модель принятия решений о замене электрооборудования или о целесообразном сроке продолжения его эксплуатации до физического износа или потери работоспособности, позволяющая обоснованно подходить к выбору объемов и очередности технического перевооружения энергообъектов. Получены значения предельных сроков эксплуатации электрооборудования различных типов и классов напряжения. Они показали, что предельный технически и экономически оправданный срок сверхнормативной эксплуатации для выключателей составляет от 7 до 14лет, а для силовых трансформаторов - от 12 до 28 лет.

9. Разработана математическая модель оптимизации распределения затрат на ремонт электрооборудования между собственным и привлеченным ремонтным персоналом, что особенно актуально в условиях реформирования энергоремонтного производства и деятельности самостоятельных ремонтных бизнес единиц.

10. Созданы технологические алгоритмы, информационное и программное обеспечение для эффективного функционирования системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования электростанций и подстанций по техническому состоянию в рамках АСУП энергообъекта. ч

1. СО 153-34.20.501-2003. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ (ПТЭ).

2. РДПр 34-38-030-92. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей.

3. СО 34.04.181-2003. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей

4. РД ЭО 0069 97. Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных станций.

5. СО 153-34.20.120-2003 Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

6. Мошкарин A.B., Смирнов A.M., Ананьин В.И. Состояние и перспективыЛразвития энергетики Центра России / Под ред. A.B. Мошкарина; ван. гос. энерг. ун-т. Москва - Иваново, 2000. - 192 с.

7. Колпачков В.И., Ящура А.И. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования (Справочник). -М.: Энергосервис, 1999.-439 .

8. Романов A.A. Техническое перевооружение электроэнергетики. Необходимость и проблемы // Техническое перевооружение и ремонт энергетических объектов / Под ред. В.В. Барило. М.: ИПКгосслужбы, ВИПКэнерго, 2002. - С. 10 - 18.

9. Концепция совершенствования системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков тепловых электростанций. Обоснование. Критерии. Теория. Стратегия. Экономика. М.: АО "ЦКБ ЭНЕРГОРЕМОНТ", 1996. -28 с.

10. Назарычев А. Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния. Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2002. - 168 с.

11. Руденко Ю.Н. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт, 1976. -№1.-С. 7-24.

12. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. Второе изд. - Новосибирск: Наука, 1989. - 328 с.

13. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Методы исследования Новосибирск: Наука, 1974.-264 с.

14. Надежность систем энергетики: достижения, проблемы, переспективы / Г.Ф. Ковалев, Е.В. Сеннова, М.Б. Чельцов идр. / Под ред. Н.И. Воропая. -Новосибирск: Наука. Сиб. Предприятие РАН, 1999. 434 с.

15. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике. Л.: Энергоатомиздат. Jle-нингр. отд-ние, 1990.-208 с.

16. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. JL: Энергоатомиздат, 1988.-232 с.

17. Гук Ю.Б., Лосев Э.А., Мясников A.B. Оценка надежности электроустановок / Под ред. Б.А. Константинова. М.: Энергия, 1974. 200 с.

18. Непомнящий В.А. Учет надежности при проектировании энергосистем. М.: Энергия, 1978.-200 с.

19. Непомнящий В.А. Экономические проблемы повышения электроснабжения. Ташкент. ФАН АН УзССР, 1985 200 с

20. Китушин В.Г. Надежность электроэнергетических систем. М.: Высшая школа, 1984.-256 с.

21. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 175 с.

22. Розанов М.Н. Управление надежностью систем энергетики. Новосибирск: Наука, Сибирское отд-ние, 1991. - 208 с.

23. Надежность систем энергетики и их оборудования / Под ред. Ю.Н. Руден-W ко. Т.1 // Справочник по общим моделям анализа и синтеза надежностисистем энергетики. -М.: Энергоатомиздат, 1994.-480 с.

24. Фокин Ю.А. Вероятносно-статистические методы в расчетах систем элек-^ троснабжения. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 240 с.

25. Фокин Ю.А., Туфанов В.А. Оценка надежности систем электроснабжения. -М.: Энергоатомиздат, 1981.-224 с.

26. Мелентьев JI.A. Избранные труды. Методология системных исследований в энергетике. М.: Наука, Ф изматлит, 1995. - 302 с.

27. Быков В.М., Глебов И.А. Научные основы анализа и прогнозирования надежности генераторов. JL: Наука, 1984. - 214 с.

28. Проников A.C. Надежность машин. М.: Машиностроение, 1978. - 592 с. ® 30. Чукреев Ю.Я. Модели обеспечения надежности электроэнергетических сисАтем. Сыктывкар: Коми НЦ УРО РАН, 1995. - 176 с.

29. Папков Б.В. Надежность и эффективность электроснабжения: Учеб. пособие. НГТУ. Н.Новгород, 1996. - 212 с.

30. Савельев В.А. Проблемы и пути повышения надежности электротехнического оборудования // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики/Иван. гос. энерг. ин-т.-Иваново, 1992.-Вып.39.-С. 140-172.

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

32. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.: ^ Энергоатомиздат, 1986. - 640.

33. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов A.B. Схемы выдачи мощности электростанций: Методологические аспекты формирования. М.: Энергоатомиздат, 2002. - 267 с.

34. Острейковский В.А. Физико- статистические модели надежности элементов ЯЭУ. М.: Энергоатомиздат, 1986. - 200 с.

35. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетиче-а ских системах. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.Y

36. Биллинтон P., Алан P. Оценка надежности электроэнергетических систе. М.: Энергоатомиздат, 1988.-288 с.

37. Frank Н., Hakimi S.L. Reliability and optimum design of the interconnections of a po er system // IEEE transactions on power apparatus and system. 1966. V. 85. - № 12.-P. 1191-1195.

38. Биргер И.А. Техническая диагностика. M.: Машиностроение, 1978 - 240 с.

39. Верзаков Г.Ф., Киншт Н.В., Рабинович В.И. Введение в техническую диагностику. М.: Энергия, 1968. - 224 с.

40. Основы технической диагностики (Модели объектов, методы и алгоритмы диагноза) / Под ред. П.П.Пархоменко. М.: Энергия, 1976. - 464 с.

41. Основы технической диагностики (Оптимизация алгоритмов диагностирования, аппаратурные средства) / Под ред. П.П.Пархоменко. М.:Энергия,1981-320с.

42. Осипов О.И., Усынин Ю.С. Техническая диагностика автоматизированных электроприводов. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 160 с.

43. Пархоменко П.П., Сагомонян В.А. Основы технической диагностики. -М.: Энергоиздат, 1981. 319 с.

44. Мозгалевский A.B. Автоматический поиск неисправности. Д.: Машиностроение. 1967. - 340 с.

45. Мозгалевский A.B., Гаскаров Д.В. Техническая диагностика (Непрерывные объекты). -М.: Высш. шк., 1975.-207 с.

46. Технические средства диагностирования. Справ. / Под ред. В.В. Клюева. -М.:Машиностроение, 1989. 762 с.

47. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика) крупных гидрогенераторов. М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2002. - 144 с.

48. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика) крупных турбогенераторов, Второе изд. Перераб и доп. М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2001.- 152 с.

49. Алексеев Б.А. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2002. - 216 с.1. Л'

50. Оценка технического состояния электрооборудования энергосистем и определение перспектив надежной работы ЕЭС России: Тез. Докл. / Под общ. ред. Л.Г. Мамиконянца, Б.А. Алексеева. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1999.-240 с.

51. Надежность и диагностика энергетических электромашин: Сб. научн. Трудов. Киев: Наукова думка, 1984. - 192 с.

52. Скляров В.Ф., Гуляев P.A. Диагностическое обеспечение энергетического производства. Киев: Техника, 1985. - 184 с.

53. Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. М.: ЭНАС, 1995- 235 с.

54. Глебов И.А., Данилевич Я.Б. Научные проблемы турбогенераторострое-ния. Л.: Наука, 1974. - 280 с.

55. Савельев В.А. Диагностика состояния электротехнического оборудования. Методы и средства//Надежность электроэнергетических систем: Первый российско-германский семинар докл. по вопросам энергоснабжения. Аахен,1993. -4.2. - С.25 - 39.

56. Савельев В.А. Методы, средства и системы контроля и управления техническим состоянием электрооборудования собственных нужд электростанций: Автореф. дис. докт. техн. наук. / ЛГТУ. Л., 1991. - 35 с.

57. Осотов В.Н. Некоторые аспекты оптимизации системы диагностики силового электрооборудования (на примере Свердловэнерго): Автореф. дис. канд. техн. наук. / УГТУ-УПИ. Екатеринбург, 2000.-31 с.

58. Методологические аспекты оценки степени старения изоляции обмоток силовых трансформаторов по измерению степени полимеризации / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов, H.A. Писарева, В.Б. Комаров, Л.Н. Шифрин // Электрические станции. 2001, №1. С. 35-39.

59. Вопросы повышения надежности работы блочных трансформаторов / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю Львов, K.M. Антипов, И.Ш. Загретдинов, A.C. Сурба, П.А. Шейко, Б.Н. Неклепаев, Л.Н. Шифрин // Электрические станции, 2003. № 7. - С. 38 - 42.

60. Поляков B.C. Современные методы диагностики подвесной изоляции // Проблемы оптимизации системы эксплуатации подвесной изоляции на ВЛ и в ОРУ электростанций и подстанций энергосистем. Материалы семинара. Л.: ЛИПКЭн, 1991. - С.85 - 102.

61. Поляков B.C. Применение тепловизионных приемников для выявления дефектов высоковольтного оборудования-Л.: ЛИПКЭн, 1990. -59 с.

62. Таджибаев А.И., Автоматизированные системы распознавания состояний электроустановок.-СПб.: Энергоатомиздат, СПб отд-ние, 2001.- 176 с.

63. Тарани В.П. Диагностирование электрооборудования. Киев: Техника, 1983.-200 с.

64. Таран В.П. Техническая диагностика при эксплуатации электрооборудования. К.: Урожай, 1978. - 152 с.

65. Барзилович E.IO. Модели технического обслуживания сложных систем. — М.: Высшая школа, 1982. 231 с.

66. Барзилович Е.Ю., Воскобоев В.Ф. Эксплуатация авиационных систем по состоянию (элементы теории). М.: Транспорт, 1981. - 197 с.

67. Барзилович Е.Ю., Каштанов В.А. Некоторые математические вопросы теории обслуживания сложных систем. М.: Сов. Радио, 1971. - 271 с.

68. Барлоу Р., Прошан Ф. Математическая теория надежности. Пер. с англ. -М.: Сов. Радио, 1969. 488 с.

69. Байхельт Ф., Франкен П. Надежность и техническое обслуживание. Математический подход. Пер. с нем. М.: Радио и связь, 1988. - 392 с.

70. Дружинин Г.В. Процессы технического обслуживания автоматизированных систем. -М., 1973. 315 с.

71. Смирнов Н.М., Ицкович A.A. Обслуживание и ремонт авиационной техники по состоянию. М.: Транспорт, 1987. - 272 с.

72. Смирнов Н.М., Ицкович A.A. Методы обслуживание и ремонт машин по техническому состоянию. М.: Знание, 1973. - 59 с.

73. Кокс Д.Р., Смит B.JI. Теория восстановления. М.: Сов. Радио, 1967. -299 с.

74. Манынин Г.Г. Управление режимами профилактик сложных систем. -Минск: Наука и техника, 1976. 256 с.

75. Игнатов В.А., Манынин Г.Г., Костановский В.В. Элементы теории оптимального обслуживания технических изделий. Минск: Наука и техника, 1974.-192 с.

76. Михлин В.М., Сельцер A.A., Маренич А .Я. Методические указания по прогнозированию технического состояния машин. М.: Колос, 1972. -216 с.

77. Кирса В.И. Прогнозирование технического состояния машин. Киев: Урожай, 1978.-72 с.

78. Михлин В.М., Сельцер A.A., Подкопаев В.В. Указания по определению остаточного ресурса элементов машин. М.: ГОСНИТИ, 1974. - 73 с.

79. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1984.-312 с.

80. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке-М. : Высш. шк., 1989.-432 с.

81. Дедков В.К., Северцев H.A. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. М.: Высшая школа, 1976. - 405 с.

82. Управление техническим состоянием динамических систем. / А.И. Бурав-лев, Б.И. Доценко, И.Е. Казаков; Под общ. Ред. И.Е. Казакова. М.: Машиностроение, 1995. - 240 с.

83. Степанов C.B. Профилактические работы и сроки их проведения. — М.: Сов. радио, 1972.-с. 90.

84. Методика оптимизации периодичности проведения замен технических устройств. М.: Изд-во стандартов, 1975. - 32 с.

85. Афанасьев H.A., Юснпов М.А. Система технического обслуживания и V ремонта энергохозяйств промышленных предприятий (система ТОР ЭО).- М.: Энергоатомиздат, 1989. 528 с.

86. Синягин H.H., Афанасьев H.A., Ноаиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. М.: Энергия, 1978. - 408 с.

87. Атабеков В.Б. Ремонт электрооборудования промышленных предприятий. М.: Высш. Школа, 1974. - 300 с.

88. Блюмберг В.А., Синягин H.H. Основные принципы системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию (системы ТОРЭО) // Промышленная энергетика, 1977. № 7. - С. 22 -26.

89. Блюмберг В.А. Основные методические положения системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Промышленная энергетика, 1979. № 10. - С. 18 - 22.

90. Блюмберг В.А. Вопросы качества управления техническим состоянием электрооборудования в процессе эксплуатации // Промышленная энергетика, 1981.-№ 5.-С. 30-34.

91. Володарский В.А., Щуцкий В.И. Оптимальное планирование периодичности ремонта электрооборудования // Промышленная энергетика, 1985. -№ 8. С.11-13.

92. Ф 96. Володарский В.А. Математические модели оптимизации периодичности плановых ремонтов электрооборудования с учетом глубины восстановления // Электротехн. пром-сть. Сер. Общеотр. вопр., 1983. вып. 11 (534). -С. 15-18.

93. Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций / Под ред. П.И. Устинова. М.: Энергия, 1974. - 576 с.

94. Иноземцев Е.К. Ремонт генераторов, синхронных компенсаторов и элек-ф тродвигателей. М.: Высш. Школа, 1986. - 215 с.

95. Иноземцев E.K. Ремонт высоковольтных электродвигателей электростан-V ций (2 части)-М.: НТФ "Энергопрогресс"; 2001. часть 1 - 104 с, 2002.часть 2. — 100 с.

96. Коварский Л.Г. Расчетные способы сокращения объемов ремонта энергооборудования. Л.: Энергия, Ленингр. отд.-ние, 1979. - 168 с.

97. Коварский Л.Г. Расчетные основы оптимизации ремонта энергооборудования. -Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд.-ние, 1985. 112 с.

98. Короткевич М.А. Основные направления совершенствования эксплуатации электрических сетей. Мн.: ЗАО "Техноперспектива", 2003. - 373 с.

99. Таран В; П. Пути совершенствования системы технического обслуживания и ремонта силового электрооборудования // Промышленная энергетика, 1975.-№4.-С. 10-12.

100. Коротков Г.С., Членов М.Я. Ремонт оборудования и аппаратуры распределительных устройств. М.: Высш. Школа, 1979. - 250 с.

101. Лезнов С.Н., Тайц A.A. Обслуживание электрооборудования электростанций и подстанций. М.: Высш. Школа, 1980. - 301 с.

102. Мандрыкин С.А., Филатов A.A. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей.-М.: Энергоатомиздат, 1983.-344с.

103. Филатов A.A. Обслуживание электрических подстанций оперативным персоналом. -М.: Энергоатомиздат, 1990. 304 с.

104. Справочник по ремонту крупных электродвигателей / Под ред. Р.И. СоФ колова. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 272 с.

105. Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей / Под. Ред. K.M. Антипова, И.Е. Бандуилова. М.: Энергоатомиздат, 1987.-560 с.

106. Справочник по эксплуатации электрооборудования / Под. Ред. В.П. Тарана. Киев: Техника, 1985. - 260 с.

107. Авдеева A.A. Хромотография в энергетике. М.: Энергия, 1980. - 272 с.

108. Методические указания по подготовке и проведению хроматографическо-ф го анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов. М.:1. ОРГРЭС, 1995.-65 с.

109. Инфракрасная термография в энергетике. Т.1. Основы инфракрасной термо

110. V графин / А.В, Афонин, Р.К. Ньюпорт, B.C. Поляков и др. под ред. Р.К, Ньпорта,

111. А.И. Таджибаева. СПб.: Изд. ПЭИПК, 2000. - 240 с.

112. Температурная защита асинхронных электродвигателей / И.Н. Богаенко, Ю.В. Сердюк, М.А. Шатунов. К.: Технжа, 1987. - 94 с.

113. Инструкция по эксплуатации трансформаторов М.: Энергия, 1978.-80 с.

114. Цирель Я.А., Поляков B.C. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электросетях. JL: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние,1985.-264 с.

115. Элькинд Ю.М. Контроль вибрации мощных гидрогенераторов. М.: Энергия, 1979,-168 с.

116. Холодный С.Д. Методы испытаний и диагностики кабелей и проводов. -М.: Энергоатомиздат, 1991. 200 с.

117. Боев М.А. Техническая диагностика кабельных изделий низкого напряжения с пластмассовой изоляцией. Автореф. дис. докт. техн. наук. / ВНИИКП- М„ 1997. 40 с.

118. Канискин В.А., Костенко Э.М., Таджибаев А.И. Неразрушающий метод определения ресурса электрических кабелей с полимерной изоляцией. // Электричество, 1995. № 5. - С. 19 -23.

119. Канискин В.А., Таджибаев А.И. Эксплуатация силовых электрических кабелей / Часть7. Методы испытаний и диагностики силовых кабелей.

120. Ф СПб.: ПЭИПК, 2002. 39 с.

121. Коган Ф.Л. Анормальные режимы мощных турбогенераторов. М.: Энергоатом издат, 1988. - 168 с.

122. О повреждениях силовых трансформаторов напряжением 110 500 кВ в эксплуатации / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю Львов, Б.Н. Неклепаев, K.M. Антипов, A.C. Сурба, М.И. Чичинский // Электрические станции, 2001.-№ 9.-С.53 - 58.

123. Смекалов В.В., Долин А.П., Першина Н.Ф. Оценка состояния и продление срока службы силовых трансформаторов // Техническое перевооружение и ремонт энергетических объектов / Под ред. В.В. Барило. М.: ИПКгосслужбы, ВИПКэнерго, 2002. - С. 120 - 136.т

124. Повреждаемость, оценка состояния и ремонт силовых трансформаторов / А.П. Долин, В.К. Крайнов, В.В. Смекалов, В.Н. Шамко // Энергетик, 2001. -№7-С. 30-34.

125. Методические указания по диагностике состояния высоковольтных вводов 110-750 кВ.-М.: Мосизолятор, 1994.-38 с.

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

127. Челазнов A.A. Статистические основы эксплуатационной надежности выключателей в режиме отключения токов короткого замыкания. Автореф. дис. докт. техн. наук. / НГТУ Новосибирск, 2000. - 44 с.

128. Маликов B.C., Назарычев А.Н. Опыт монтажа, технического обслуживания и ремонта элегазовых выключателей типа 145 РМ // XI Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. Т. 1. / Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2001.-С. 83.

129. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Обеспечение надежности высоковольтных выключателей средствами диагностирования // Методические вопросыисследования надёжности больших систем энергетики: ИСЭМ СО РАН. Вып.54. Иркутск, 2004. С. 47 - 62.

130. Федосенко Р.Я., Лихачев Ф.А. Надежность кабельных линий 6-10 кВ. -М.: Энергия, 1972.-72 с.

131. Назарычев А.Н., Исаченков В.В. Совершенствование системы ремонтов электрооборудования. // XI Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 1999. - С. 120.

132. Надежность высоковольтных электродвигателей блочных тепловых электростанций/ Э.П. Данилова, Р.И. Соколов, Е.А. Шулежко, И.Я. Яремко // Электрические станции, 1976.- № 4.-С. 49-50.

133. Соколов Р.И. Ремонт крупных электродвигателей в условиях ТЭС и АЭС. // Электрические станции, 1980. № 2. - С. 11 - 13.

134. Вольпов К.Д., Белый Ю.В. О повреждаемости изоляции электродвигателей собственных нужд электростанций // Электрические станции, 1976. — № 11. С. 34-35.

135. Надежность асинхронных электродвигателей / В.Н. Ванеев, В.Д. Главный,

136. B.М. Гостищев, Л.И. Сердюк. Под ред. В.Н. Ванеева К.: Техника, 1983143 с.

137. Реуцкий И.А., Неминов А.И. Проблема надежности двигателей собственных нужд электростанций. К.: Общество "Знание" УССР, 1985. - 19 с.

138. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Эксплуатационная надёжность электродвигателей собственных нужд электростанций // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 3. ПиПК. СПб, 1997.1. C. 126- 133.

139. Назарычев А.Н. Расчет и анализ надежности высоковольтных электродвигателей электростанций с учетом влияния режимов и условий эксплуатации // Энергетика: экономика, технологии, экология. Киев: НТУУ "КПИ", 2001.-№ 1.-С. 32-38.

140. Сивокобыленко В.Ф., Костенко В.И. Причины повреждения электродвигателей в пусковых режимах на блочных электростанциях // Электрические станции, 1974. № 4. - С. 33 - 35.

141. Сивокобыленко В.Ф., Костенко В.И. Прогнозирование срока службы изо-^ ляции двигателей // Электрические станции, 1977. № 1. - С. 53 - 57.

142. Аббасова Э.М. Анализ влияния частых пусков и переменных нагрузок на надежность работы электродвигателей высокого напряжения механизмов собственных нужд // Сб. научн. Трудов ВНИИЭ, 1980. № 59. С. 46 - 51.

143. Беспрозванный А.А., Неминов А.И., Нестерова Т.М. Повышение надежности работы электродвигателей собственных нужд электростанций // Энергетика и электрофикация, 1980. № 2. - С. 12-15.

144. Иноземцев Е.К. Планирование сроков замены изоляции обмоток статоров высоковольтных двигателей с учетом эксплуатационной надежности // Промышленная энергетика, 1983. № 4. - С. 8 - 11.

145. Лаврентьев В.М., Седунов В.Н., Шевченко А.Т. Основы формирования объединений электроэнергетических систем-М.: Энергоатомиздат, 1998.-142 с.

146. Объем и нормы испытаний электрооборудования / Под общ. ред. Б.А. Алексеева, Ф.Л. Когана, Л.Г. Мамиконянца. М.: «Издательство НЦф ЭНАС» 2002. 256 с.

147. Назарычев А.Н. Методические задачи и основные положения перехода к системе ремонта электрооборудования по техническому состоянию // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 20. ПиПК. СПб, 2002. С. 256 - 269.

148. Назарычев А.Н., Исаченков В.В. Использование характеристик надёжности электрооборудования в системе ППР // XI Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 1999. - С. 121.

149. Назарычев А. Н., Таджибаев А.И., Андреев Д.А. Совершенствование системы проведения ремонтов электрооборудования электростанций и подстанций. СПб.: ПЭИПК, 2004. - 64 с.

150. Электроэнергетика мира в начале XXI столетия / А.Ф. Дьяков, В.Х. Иш-кин, Л.Г. Мамиконянц, В.А. Семенов // НТФ "Энергопрогресс", Приложение к журналу "Энергетик", 2004. Вып. 4 - 5. - 176 с.

151. Eshleman P.L. Challenges in Predictive Maintenance. Vibration Institute Clarendon Hills. JL. Turbomachinery International. 1998.

152. Kostik D.A., Bruscato R.M. Incipient failure detection techiguesaugment four preventive maintenance program with Predictive Maintenance. American power conference annual meeting. 48 proceedings of the Chicago. 1996.

153. Gorselnik E.F. Utilities push for higher availability/ Electrical World. 1995.

154. Utilizing the Nanticoke generating system life management unit investment ф planning system / Street H.M., Kettler D.J. // Proc. Amer. Power Conf.

155. Chicago (III). 1994. - P. 270 - 276.

156. Robin R. Optimal maintenance and inspection on impulsne control approach. Lect. Notes Contr. Infom. Sci., 1978. № 6. - P. 186 - 198.

157. Rittencays R. Maintenance and upgrading inject new life into power plants. Power Engineer. 1994. № 3.

158. Mercier J.P. Selection des taches de Maintenance. Creatiion et evolution du programme de Maintenance preventive dans les centrals nucleares D'EDF.1. Ш France. 1989.

159. Базыкин О.С. Структура технического обслуживания и ремонта зарубеж

160. V ных АЭС // Энергохозяйство за рубежом. 1978. - №5. - С. 8 - 14.

161. Техническое обслуживание машин, оборудования и приборов зарубежными фирмами: Сб. статей / Под ред. Н.Н. Смелякова. 2-е изд., испр. И доп. Кн. 11. - В/о Внешторгреклама, 1978. - 408 с.

162. G.Blazer, D.Drescher, F.Heil, P.Kirchesch, R.Meister, C.Neumann Evalution of failure data of hv circuit-breakers for condition based maintenance // CIGRE, session 2004, Report A3-305.

163. T.Kawamura, M.Ichikawa, N.Hosokawa, N.Amano, H.Sampei Site maintenance operations on oil-immersed transformers and the state of renewal for low-cost operations in Japan // CIGRE, session 2004, Report A2-209.

164. M. de Nigris, R. Passaglia, R. Berti, L. Bergonzi, R. Maggi. Application of modern techniques for the condition assessment of power transformers // CIGRE, session 2004, Report A2-209.

165. Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и электроустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом. РД 34.20.601 -96.-12 с.

166. Дьяков А.Ф., Стенин В.А. Организация системы ремонтного обслуживания ТЭС в условиях эксплуатации с пониженной нагрузкой // Теплоэнергетика, 1997. С. 29 - 32.

167. Афонин А.В., Таджибаев А.И., Сергеев С.С. Инфракрасная термография в энергетике. Технические средства приема инфракрасных излучений. СПб:ф Изд. ПЭИПК, 2000. 60 с.

168. Кучинский Г.С., Кизеветгер В.Е., Пинтапь Ю.С. Изоляция установок высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

169. Сви П.М. Контроль изоляции оборудования высокого напряжения. М.: Энергия, 1980.-112 с.

170. Кучинский Г.С. Частичные разряды в высоковольтных конструкциях. JL: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1979.-224 с.

171. Технология оценки состояния фарфоровых изоляционных конструкций высоковольтных электроустановок. / A.A. Шейкин, А.И. Таджибаев, IO.A. Омельченко, М.А. Наделяев. СПб.: Изд. ПЭИПК, 2004. -108 с.

172. Акустико-эмиссионный контроль состояния изоляторов разъединителей. / Ю.Л. Аронштам, А.М. Безлатнев, А.Е. Бурлаков, В.О. Фрейеров // Электрические станции, 1997. № 12. - С. 41 - 45.

173. Вибродиагностика: моногр. / Розенберг Г.Ш., Мадорский Е.З., Голуб Е.С. и др. под ред. Г.Ш. Розенберга. СПб.: Изд. ПЭИПК, 2003. - 284 с.

174. Барков A.B., Баркова H.A., Азовцев АЛО. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации, СПб.: Изд. Центр СПб ГМТУ, 2000. 169 с.

175. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Принципы новой технологии управления

176. Ф техническим состоянием электрооборудования станций и подстанций //

177. Российский национальный симпозиум по энергетике: Сб. науч. Трудов / Казан: Казан, гос. энерг. ун-т.- Казань, 2001 T.II. - С.42 - 45.

178. Назарычев А.Н. Основные задачи реформирования системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций и сетей // Вестник ИГЭУ. 2003. - №3. - С. 50 - 54.

179. Назарычев А.Н., Таджибаев А.И. Новая технология управления состоянием электрооборудования систем электроснабжения // Методы и средстваф оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 22. ПиПК. СПб,2004.-С. 193-207.

180. Назарычев А. Н., Таджибаев А.И. Модели расчета эксплуатационной надежности и управлениия техническим состоянием электрооборудования. СПб.: ПЭИПК, 2002. - 39 с.

181. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методика оценки фактического ресурса электрооборудования с учетом воздействия эксплуатационных факторов // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.6 -М.: Энергоатомиздат, 2003. С. 288 - 306.

182. VI Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. Иван. V гос. энерг. ун-т. Иваново, 1992. - С. 23.

183. Пат. 2227307. Устройство для обнаружения повреждений стержней ко-роткозамкнутого ротора асинхронного двигателя / В.А. Савельев, А.Н. Назарычев, A.B. Рассказчиков, A.A. Скоробогатов; Опубл. 20.04.2004. Бюл. №11.

184. Рассказчиков A.B., Назарычев А.Н. Современное состояние диагностики электродвигателей // Деп. В Информэлектро, 29.12.89, № 264- Зт89- 14 с.

185. Назарычев А.Н., Савельев В.А., Федорченко Б.Я. Математические модели планирования ремонтов электрооборудования с учетом результатов технической диагностики / Киевск. политехи, ин-т, К., 1989. - 22 с. - Деп. в УкрНИИНТИ 20.0789, № 1846 - УК89.

186. Назарычев А.Н. Автоматизированная система контроля состояния и управления ремонтом электродвигателей // Методы и средства оценки состояния энергетического оборудования. Вып. 3. ПиПК, СПб, 1997. -С. 4-15.

187. Назарычев А.Н. Автоматизированная система контроля технического состояния электрооборудования станций и подстанций // Энергетика. Электроэнергетика: Ежеквартальный информ. сб. № 4. Вып.26. - Казань,2001.-С. 30-37.

188. Зубков Л.В., Назарычев А.Н. Некоторые вопросы разработки программного обеспечения по прогнозированию надежности работы оборудования на электрических станциях // X Бенардосовские чтения: Тез. докл. между

189. Ф нар. науч.-тех. конф. Т.2. / Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2001. - С. 24.

190. Назарычев А.Н. Прогнозирование надежности электродвигателей собственных нужд электростанций с учетом результатов технической диагностики // Изв. вузов. Проблемы энергетики. 2002. - № 9 - 10. - С. 82 - 94.

191. ГОСТ 27.002 89 Надежность в технике. Термины и определения.- М.: Изд-во стандартов, 1990.

192. Надежность систем энергетики. Терминология. Вып.95- М.: Наука, 1980 43 с.

193. Неклепаев Б.Н., Востросаблин A.A. Методика оценки остаточного ресур-^ са выключателей при эксплуатации // Промышленная энергетика, 199210. С.23 -28.

194. Методические указания по определению расхода коммутационного ресурса выключателей при эксплуатации. М.: СПО ОРГРЭС, 1992. - 19 с.

195. Бережной A.B., Пгицина Л.И. Корреляция и регрессия в технико-экономических расчетах системэлектропередач. -Мн.: БПИ, 1976. — 56 с.

196. Басовский Л.Е., Протасьев В.Б. Управление качеством. М.: Изд-во ИНФРА-М, 2002.-212 с.

197. Кубарев А.И. Надежность в машиностроении. М.: Изд-во стандартов, 1977. -ф 264 с.

198. Никифорова В.Ф., Цирель Я.А. Математические модели надежности силовых трансформаторов // Доклады на П1 Всесоюз. НТС по устойчивости и надежности энергосистем СССР.-М.: Энергия. Ленингр. отд.-ние, 1973.-С.583-588.

199. Прогнозирование надежности высоковольтных выключателей с помощью математической модели отказов / Гук Ю.Б., Довжик Л.Б., Мессерман Г.Т., Никифорова В.Ф.//Электричество. 1969.-N11.-С.5 - 10.

200. Назарычев А.Н. Математическая модель надежности и стратегия ремонта ф мощных электродвигателей электростанций // Энергетика: экономика,технологии, экология. Киев: НТУУ "КПИ", 2001. - № 2 - С. 38 - 44.

201. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Оценка надёжности электрооборудования-К с учётом реальных условий эксплуатации // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.38. Том 2. Сыктывкар, 1991. - С. 155 - 163.

202. Савельев В.А. Система сбора и обработки информации для контроля за техническим состоянием электрических машин // Метод, вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып.29. - Кишинев.: Штиинца, 1984. -С. 151-157.

203. Надежность изоляции электрических машин / Галушко А.И., Максимова И.С., Оснач Р.Г., Хазановский П.М. М.: Энергия, 1979. - 176 с.

204. Назарычев А.Н. Оценка надежности электрооборудования с учетом влияния эксплуатационных факторов // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: ИСЭМ СО РАН. Вып.54. Иркутск, 2004.-С. 86-101.

205. Назарычев А.Н. Обоснование точности и оценка погрешности определения сроков ремонта электрооборудования с учетом технического состояния // Энергетика: экономика, технологии, экология. Киев: НТУУ "КПИ", 2002. -№ 4 - С. 58 - 63.

206. ГОСТ 27.503-81. Надежность в технике. Система сбора и обработки информации. Методы оценки показателей надежности.

207. ГОСТ 11.005-74. Прикладная статистика. Правила определения оценок и доверительных границ для параметров экспоненциального распределенияф и распределения Пуассона.

208. Руденко Ю.Н., Сеньчугов Ф.И., Смирнов Э.П. Основные понятия, определяющие свойство надежность систем энергетики // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт, 1981. № 2. - С. 3 - 17.

209. Надежность и эффективность в технике. Справочник в 10 томах. Том 8. Эксплуатация и ремонт // Под ред. В.Н. Кузнецова и Е.Ю. Барзиловича -М.: Машиностроение, 1990. 305 с.

210. Каннингхем К., Кокс В. Методы обеспечения ремонтопригодности: пер. с англ. В.В. Оловенникова / Под ред. О.Ф. Пославского. М.: Сов. Радио, 1978.-212 с.т

211. Иноземцев Е.К. Ремонтопригодность мощных электродвигателей блочных электростанций // Электрические станции, 1980. № 1. - С. 64 - 66.

212. Ремонтопригодность котельных установок / Е.Я. Гофман, Г.А. Уланов, В.И. Чистяков. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 89 с.

213. Прохоренко В.А., Голиков В.Ф. Учет априорной информации при оценке надежности / Под ред. A.M. Ширикова. Мн.: Наука и техника, 1979. -208 с.

214. Нормы времени на капитальный, текущий ремонты и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 500 кВ. - М.: Информэнерго, 1984. - ч.2. -212 с.

215. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Принципы новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования станций и подстанций // Энергетика. Электроэнергетика: Ежеквартальный информ. сб. № 4. Вып.26. - Казань, 2001. - С. 11 - 12.

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

217. Назарычев А.Н. Модели оптимизации межремонтных периодов электрооборудования с учетом результатов диагностирования // Вестник ИГЭУ. -2001.-№1 С. 16-20.

218. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Р. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965. - 524 с.

219. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Оперативное управление техническим состоянием машин // Технология и организация производства. 1987.-№ 3. -С. 15-18.

220. Назарычев А.Н. Методика учёта результатов диагностирования электрооборудования при назначении ремонтов // VIII Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. / Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 1997. - С. 121.

221. Чалов A.B. Сравнительная оценка двух способов технического обслуживания и ремонта // Труды гос. НИИ ГА, вып.67, М.: ОНТЭИ., 1970, - С. 19-28.

222. Назарычев А.Н., Савельев В.А. Способ учета результатов диагностирования при определении сроков ремонта электрооборудования // Энергетика: экономика, технологии, экология. Киев: НТУУ "КПИ", 2001. — № 3 — С. 49-53.

223. Назарычев А.Н., Исаченков В.В. Определение оптимальных межремонтных периодов электрооборудования подстанций // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.4 М.: Энергоатомиздат, 2001.-С. 316-320.

224. Назарычев А.Н., Исаченков В.В., Зубков JI.B. Оптимизация периодичности ремонтов электрооборудования в условиях неопределенности исходной информации // X Бенардосовские чтения». Тез. докл. Международной. науч.-тех. конф. Т.1. -Иваново, 2001. С.71.

225. Указания по применению показателей надежности элементов энергосис-л тем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: СПО

226. Союзтехэнерго, 1985.- 18 с.

227. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методика планирования объема профилактических мероприятий электрооборудования // Вестник ИГЭУ. 2003. -№2. - С. 68 - 74.

228. Денисов А.Ю., Жданов С.А., Экономическое управление предприятием и корпорацией. М.: Дело и Сервис, 2002. - 416 с.

229. Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. Иван. гос.

230. V энерг. ун-т. Т.2. Иваново, 1987.-С. 130.

231. Короткевич М.А. Оптимизация эксплуатационного обслуживания электрических сетей / Под ред. А.В. Бережного. Мн.: Наука и техника, 1984. - 199 с.

232. Щуцкий В.И., Володарский В.А. Принципы выбора стратегий предупредительного ремонта электрооборудования горных предприятий // Изв. вузов. Горный хурнал., 1988. № 4. - С. 26 - 34.

233. Володарский В.А. Выбор стратегии предупредительных замен электрооборудования в условиях неполноты исходных данных // Электротехническая промышленность. Сер. Общеотр. вопр. 1984. - вып. 5 (540). -С. 9- 10

234. Савельев В.А., Назарычев А.Н. Нормативы на ремонт электрооборудова-■ния с учётом диагностирования // Методические вопросы исследования надёжности больших систем энергетики: СЭИ СО АН СССР. Вып.37. Киев, 1988.-С. 96-99.

235. Savelyev V.A., Nazarytchev A.N. Technical diagnostics application in planning power station eguipment maintenance // Technical Diagnostics'89, PART 1. PRAGUE, 1989. - P. 169 - 172.

236. Хедли Дж. Линейная алгебра / Пер. с англ. Ю.И.Сорокина, А.А.Дмитриева-М.: Высш.шк.,1966.-207 с.

237. Гантмахер Ф.Р. Теория матриц. М.: Наука, 1967. - 575 с.

238. Назарычев А.Н., Новиков Д.А. Алгоритм формирования оптимального плана ремонтов гидроагрегатов // XI Бенардосовские чтения: Тез. докл. междунар. науч.-тех. конф. Т. 1. / Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2003. -С. 151.

239. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация / Пер. с англ. В.Ю Лебедева; Под ред. А.А. Петрова, М.: Мир, 1985. - 509 с.

240. Поделько M.A. Комплексная автоматизация производства на основе систем SCADA //Сети и системы связи, 1996. № 1. - С. 104 - 107.

241. Мир Управления проектами / Под ред. X. Решке, X. Шелле. Пер с англ. -М., 1993.-341 с.

242. РД 34.35.127 93. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП тепловых электростанций. - М.:1. Ф СПО ОРГРЭС, 1995. 61 с.

243. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Официальное издание. М., 1997. - 291 с.

244. Назарычев А.Н., Андреев Д.А. Методика определения предельных сроков продления эксплуатации электрооборудования // Вестник ИГЭУ. 2003. -№5.-С. 32-41.

245. Денисов А.Ю., Жданов С.А., Экономическое управление предприятием и ф корпорацией, М.: Дело и Сервис, 2002. 416 с.

246. Бешелев С.О., Гуревич Ф.Г. Экспертные оценки.-М.: Наука, 1973- 158 с.

247. Современная организация и новые технологии проведения ремонтов оборудования электростанций / Сборник докладов. М.: Павильон "Электрофикация", 2003. - 179 с.

248. Васильчиков А.И., Дементьев Ю.А., Царев В.Н. Проблемы оптимизации жизненного цикла оборудования подстанций СВН с учетом структурных и технических изменений прилегающей электрической сети, СИГРЭ, 2000.

249. Назарычев А.Н. Методика определения очередности реконструкции и техперевооружения энергообъектов // Вестник ИГЭУ. 2003. - №6. -С.28-38.