Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

155

АВАРИЙНОСТЬ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 6–110 кВ ПРИ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯХ

В.Г. Гольдштейн, А.П. Дронов, И.С. Засыпкин

СамГТУ

Выход из строя электрооборудования систем электроснабжения (СЭС) происходит

в значительной мере при воздействиях грозовых и внутренних перенапряжений. При этом

с методической точки зрения чаще всего аварийность рассматривается при грозовых воз-

действиях и при коммутациях электрооборудования отдельно, без учета кумулятивного

эффекта [1]. Это вызвано следующими обстоятельствами:

– последствия грозовых повреждений и аварий из-за воздействия внутренних пере-

напряжений на изоляцию различны;

– некоторые сети рассматриваемых электроэнергетических объектов имеют ка-

бельное исполнение, и поэтому проникновение в эти сети грозовых перенапряжений

опасной для изоляции величины затруднительно;

– аварийность электрооборудования СЭС вследствие внутренних перенапряжений

заранее определена эксплуатационным регламентом – в большей мере по плановым ком-

мутациям и в меньшей мере по аварийным. Последние определенным образом поддержи-

ваются такими системами обеспечения надежности электроснабжения, как релейная за-

щита и противоаварийная автоматика;

– аварийность от грозовых воздействий случайна в пределах летнего сезона.

Грозовые повреждения изоляции электрооборудования и линий в сетях среднего и

высокого напряжения имеют место при ударах молнии в питающие воздушные линии, кон-

струкции подстанций, в сетях низкого напряжения – при переходе грозовых (импульсных)

волн через трансформаторы связи 6/0,4 или 10/0,4 кВ, а также при индуцировании в сетях

0,4 кВ при междуоблачных разрядах молнии и при ее ударах в другие объекты вблизи этих

сетей, находящиеся на возвышении.

При существующих средствах и мероприятиях по защите от перенапряжений пока-

затели надежности грозозащиты (число лет безаварийной работы в расчете на один объект

при грозовых ситуациях) сетей низкого, среднего и высокого напряжения по данным ана-

лиза опыта эксплуатации, имеют, в основном, низкие значения (таблица 1), не отвечаю-

щие современным требованиям надежности подстанций систем электроснабжения.

Таблица 1 – Показатель надежности грозозащиты подстанций ВН, СН и НН

Номинальное напряжение,

кВ

Показатель надежности

грозозащиты, лет

Требуемый показатель

надежности грозозащиты, лет

110 700 1000

35 400 800

10 100 250

6 80 200

Опасными эксплуатационными воздействиями на изоляцию электрооборудования

СЭС 6–35 кВ являются дуговые и коммутационные перенапряжения, для которых характер-

ны большая амплитуда и интенсивность потока. Их причины это – включение и отключение

электроустановок сети. Менее частыми являются случаи аварийного отключения участков

сети при обрывах фаз или двух- и трехфазных коротких замыканиях (таблица 2), а также при

разрывах связи между участками сети, имеющих питание от несинхронных источников (на-

пример, отключения линии, питающей асинхронный электродвигатель при перегрузке) [2].

156

Таблица 2 – Характеристики годового количества коммутаций в сетях 6–35 кВ

(по данным эксплуатации)

Вид коммутации

Годовое количество коммутаций

Среднее зна-

чение 



год

Среднеквад-

ратичное от-

клонение σ



год max

Оперативная коммутация (отключение или включе-

ние) силового трансформатора (СТ)

1,6 0,5 3,1

Оперативная коммутация СТ с кабелем 3,0 0,7 5,1

Оперативная коммутация кабеля (ℓ

 10 км)

5 2 11

Оперативная коммутация воздушной линии (ℓ

 20 км)

5 2 11

Аварийное отключение СТ 0,5 0,2 1,1

Аварийное отключение СТ с кабелем 0,1 0,3 1,9

Аварийное отключение кабельной линии (ℓ

 10 км)

1,0 0,3 1,9

Аварийное отключение воздушной линии (ℓ

 20 км)

2 0,7 4,1

В общем потоке аварийных повреждений значительное место имеет повреждаемость

кабелей. Статистика их аварийности приведена в таблице 3 [2].

Таблица 3 – Повреждаемость кабельных линий



ном

, кВ

Условия работы

Число повреждений на

1 км в год

До 1 кВ

При прокладке в земляной траншее 0,054

В каналах или тоннеле 0,003

В блоках –

При прокладке в земляной траншее 0,075

В каналах или тоннеле 0,02

В блоках 0,04

При прокладке в земляной траншее 0,086

В каналах или тоннеле 0,045

В блоках 0,008

При оценке надежности важным показателем являются отключения питающих

линий электропередачи. В таблице 4 приведены статистические характеристики числа

отключений линий 0,4–35 кВ группы промышленных предприятий Самарского региона

из-за нарушений в установившихся режимах, а также при коротких замыканиях, внут-

ренних и грозовых перенапряжениях и т.д.

Таблица 4 – Число отключений воздушных линий



ном

, кВ

Среднее значение числа отключений фидеров в год, шт.

0,22 2251

0,38 873

6 850

10 849

35 52

157

Основными аварийными последствиями грозовых перенапряжений большинства

ВЛ распределительных сетей 6–35 кВ являются повреждения изоляторов на железобетон-

ных опорах, расщепление деревянных опор, повреждение СТ, перекрытие и разрушение

изоляторов разъединителей, повреждение защитных аппаратов. Одним из показателей,

характеризующих повреждаемость электрооборудования, является удельная повреждае-

мость, то есть приведенное к 30 ч грозовой деятельности в году количество поврежденных

единиц электрооборудования на 100 установленных.

Как уже говорилось выше, большая часть повреждений является следствием воздей-

ствия атмосферных и коммутационных перенапряжений. Общеизвестно, что применение ЗА

(защитных аппаратов – вентильных разрядников и ОПН) для защиты СТ существенно

уменьшает повреждаемость СТ. Если для напряжений от 35 кВ и выше эта защита является

в настоящее время обязательным элементом обеспечения ЭМС и повышения надежности,

то для сетей 6–10 и даже 20 кВ она нередко отсутствует. Особенно это характерно для

сельских и кабельных электрических сетей.

При этом ЗА всегда устанавливаются при реконструкции сети, в большинстве слу-

чаев связанной с заменой устаревших выключателей на современные вакуумные и, разу-

меется, при строительстве новых объектов. Надо отметить, что доля незащищенных СТ

6–10 кВ достаточно велика, как велико еще и присутствие выработавших свой ресурс вен-

тильных разрядников.

Повреждения витковой изоляции обмоток 6–20 кВ СТ составляют 75÷85 %, по-

вреждения витковой изоляции обмоток 0,4 кВ – 10 %, а остальная часть – это поврежде-

ния основной изоляции СТ. Недостаточный уровень импульсной прочности витковой

изоляции объясняется наличием в сетях СТ с низкой грозоупорностью и длительным

сроком эксплуатации.

Снижение уровня прочности витковой изоляции происходит в основном из-за не-

правильной защиты предохранителями СТ со стороны 0,4 кВ. Причинами грозовых по-

вреждений СТ является неполная укомплектованность ЗА, а также прямые и близкие

удары молний.

Снижение повреждаемости СТ может быть достигнуто: установкой на всех транс-

форматорных подстанциях ЗА со стороны высокого напряжения и на 0,4 кВ; заменой ус-

таревших СТ; своевременной безотлагательной заменой поврежденных ЗА; приведением

в соответствие с нормами сопротивлений контуров заземления; компенсацией емкостных

токов замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью; анализом причин повреж-

дения СТ и устранением их на основе проведенного анализа.

Особенно высока повреждаемость высоковольтных электродвигателей. Практи-

чески каждый из них приводит к нарушению технологического процесса. Повреждение

изоляции электродвигателей возникает при замыканиях на землю с последующим про-

боем в обмотке и при замыкании на землю в обмотке с последующим пробоем в этой

же обмотке. Аварийность электродвигателей 6 и 10 кВ составляет до 10 % от числа ус-

тановленных в год.

В настоящее время в системах электроснабжения аварийность электроустано-

вок, как среднее число повреждений в год на единицу оборудования распределитель-

ных устройств 3–10 кВ, составляет [2]: для трансформаторов – 0,01; для выключателей

6 кВ – 0,01; для выключателей 10 кВ – 0,02; для разъединителей 3–10 кВ – 0,0006; для

трансформаторов тока 3–6 кВ – 0,002; для трансформаторов тока 10 кВ – 0,002; для

трансформаторов напряжения 3–6 кВ – 0,002; для трансформаторов напряжения 10 кВ –

0,015; для токоограничивающих реакторов 3–10 кВ – 0,004.

Эти статистические характеристики аварийности требуют разъяснений:

158

 при анализе аварийности не учтены категории потребителей (например, для ме-

таллургических заводов и комбинатов приемники I категории составляют приблизительно

15 %, II категории – 80%, III категории – 5%);

 в электроснабжении различных отраслей промышленности, сельского хозяйства

и др. широкое применение находят вакуумные выключатели 6–10 кВ, у которых аварий-

ность меньше, чем у масляных и электромагнитных выключателей;

 в настоящее время аварийность трансформаторов напряжения выпуска после

1965 года значительно выше, чем аварийность аналогичных измерительных трансформа-

торов выпуска до 1965 года;

 в последние годы в различных отраслях промышленности внедрен ряд современ-

ных эффективных низковольтных и высоковольтных электроустановок, выпущенных веду-

щими иностранными фирмами-производителями, об аварийности которых в печати инфор-

мация отсутствует.

Таким образом, в системах электроснабжения электрооборудование и питающие

фидеры имеют высокую аварийность, значительная часть которой вызывается перенапря-

жениями.

Обратим внимание на то, что по сравнению с СТ, и особенно с электродвигателями,

повреждаемость других видов высоковольтного оборудования значительно ниже.

Отметим, например, что средняя удельная грозовая повреждаемость ЗА составляет

0,2, разъединителей – 0,1. Основными причинами повреждения ЗА являются: появление

внутренних перенапряжений при однофазных замыканиях на землю ввиду отсутствия ком-

пенсации емкостных токов; отказ при гашении сопровождающего тока, обусловленного

большой скоростью и величиной восстанавливающегося напряжения в сети без компенса-

ции емкостных токов; механическое повреждение частей разрядников; трещины в фарфо-

ровых крышках и фланцах; увлажнение внутренних деталей и естественное старение в экс-

плуатации. Разъединители в основном повреждаются в отключенном положении.

Ежегодно в течение грозового сезона сгорает сравнительно большое количество

предохранителей 6–20 кВ, из них 50÷60 % сгорает в одной фазе вследствие протекания

емкостного тока замыкания на землю по пути импульсного перекрытия, 30÷40 % – в двух

фазах и 10 % – трех фазах.

Снижение повреждаемости и повышение надежности работы электрооборудования

достигаются следующими мероприятиями: проведением приемо-сдаточных и профилак-

тических испытаний в полном объеме; соблюдением сроков планово-профилактических

испытаний; анализом и устранением причин повреждений; обеспечением защиты элек-

трооборудования от токов короткого замыкания; повышением качества ремонтно-профи-

лактических работ и контролем качества монтажных работ; освоением новых методов и

аппаратуры для профилактических работ.

Список использованных источников

1. Гольдштейн В.Г., Засыпкин И.С., Серебренников Д.С. О проблеме надежности защиты

электрических сетей 6 – 35 кВ и их защиты от перенапряжений. Сб. тез. докл VIII Всерос.

научн.-практ. конф. «Будущее современной энергетики». – Нижний Новгород: НГТУ,

2009. с. 105–106.

2. Гольдштейн В.Г., Колычев А.В., Степанов В.П., Титков В.В., Халилов Ф.Х. Ограничите-

ли перенапряжений для защиты изоляции электрооборудования и линий сетей среднего,

высокого и сверхвысокого напряжения от грозовых и внутренних перенапряжений / –

М.: Энергоатомиздат, 2010. 256 с.

159

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ КОМПЛЕКС КРАТКОСРОЧНОГО

ПЛАНИРОВАНИЯ РЕМОНТОВ НА ОСНОВЕ КОРПОРАТИВНЫХ

ПРОГРАММНЫХ ПРОДУКТОВ

А.Ф. Костарев

Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала

После раздела собственности в энергетике и перехода на рыночные отношения но-

вых собственников объектов энергетики и потребителей с особой остротой встает вопрос

краткосрочного планирования ремонтов оборудования Системным оператором (СО). За-

дача краткосрочного планирования ремонтов сводится к рассмотрению диспетчерских

заявок на изменение технологического состояния оборудования. С одной стороны, СО при

разрешении по диспетчерской заявке вывода в ремонт оборудования, который сопровож-

дается отключением объекта диспетчеризации, должен обеспечить, с одной стороны, на-

дежность энергосистемы, с другой – функционирование рынков электроэнергии и мощно-

сти, а с третьей стороны – выполнение графиков ремонтов, разработанных на этапе долго-

срочного планирования ремонтов.

Ясно, что из-за большого числа условий для всего множества схемно-режимных

ситуаций, которые могут возникнуть при различных сочетаниях ремонтов, подготовить

заранее и выдать диспетчеру или специалисту по заявкам готовые решения в виде инст-

рукций и таблиц невозможно. Достаточно сказать, что в течение года в ОДУ Урала посту-

пает до 15 тыс. заявок, а максимальное число за день может превышать 100 штук. И если

рассмотрение одиночных заявок, как правило, не вызывает затруднений – достаточно вос-

пользоваться «Инструкциями по режимам», – то совмещение отключений нескольких

элементов оборудования и устройств зачастую приводит к решению головоломки с мно-

жеством неизвестных по определению необходимых ограничений и допустимости таких

совмещений. Большое количество объектов диспетчеризации (первичное оборудование,

противоаварийная автоматика (ПА), средства связи), одновременный ремонт которых

следует учитывать, делает эту задачу весьма трудоемкой, а решение многовариантным.

Часто диспетчерские заявки поступают с нарушением регламентных сроков, а если

и с соблюдением, то «в последний момент» и одновременно. Наличие неотложных и ава-

рийных диспетчерских заявок также сокращает удельное время рассмотрения заявки.

Кроме того, часть заявок поступает ошибочно и до того, как они будут отозваны или ан-

нулированы, на их проработку тратятся ресурсы в ущерб качеству решений по «правиль-

ным» заявкам. Дефицит времени реально, а не по регламенту, отведенного на рассмотре-

ние заявки, также увеличивает вероятность принятия неоптимальных решений.

Автоматизация этой задачи позволяет решать ее в кратчайшие сроки и минимизи-

рует риски ошибок, обусловленных человеческим фактором. Наиболее рациональным

представляется создание программного комплекса автоматизации рассмотрения заявок

(далее Комплекс) на основе корпоративных программных продуктов СО: ОИК, «Заявки»,

КОСМОС (см. рисунок). Для включения этих программных средств в состав Комплекса в

ОДУ Урала была выполнена соответствующая адаптация.

Ниже приводится краткое описание основных программных средств, входящих в

разработанный Комплекс, а так же их функций применительно к решению данной задачи.

ПК «Заявки» предназначен для электронного документооборота диспетчерских

заявок. Он позволяет рассмотреть текст заявки, вручную внести в соответствующие поля

заявки необходимые тексты, формируемые специалистами различных подразделений СО

в процессе рассмотрения заявки, сделать отметки о рассмотрении данной заявки участни-

ками процесса. ПК «Заявки» не располагает функциями подготовки решения по заявке:

разрешить, отказать, изменить сроки и т.п.

160

ОИК, применительно к обозначенной теме, предназначен для отображения в таб-

личном и графическом виде информации о параметрах электрического режима энергосис-

темы, получаемых с объектов энергетики по каналам телеметрии, инструктивной и спра-

вочной информации. Недостатком ОИК является несоответствие параметров электриче-

ского режима законам электротехники, ввиду погрешностей замера и передачи информа-

ции средствами телеметрии. Существенным плюсом ОИК является возможность наблю-

дать не только текущий, но и ретроспективный режим практически с любой глубиной и

дискретностью по времени. ОИК тоже не обладает интеллектуальными ресурсами, необ-

ходимыми для подготовки и формирования решения при рассмотрении заявки.

Рисунок – Структурная схема Комплекса

ПК «КОСМОС» преобразует недостоверную, а зачастую и недостаточную, инфор-

мацию о параметрах электрического режима, предоставляемую ОИК, таким образом, что-

бы параметры электрического режима удовлетворяли законам Ома и Кирхгофа, мини-

мально отличаясь от исходных значений, если таковые имеются. Эту процедуру принято

называть оценкой состояния. После обработки в ПК «КОСМОС» параметры электриче-

ского режима становятся пригодными для использования в других программах, например,

«РАСТР». Кроме того, «КОСМОС» позволяет выполнять вариантные расчеты электриче-

ских режимов различного назначения, в том числе, с изменением состояния электриче-

ских схем энергообъектов.

Кроме перечисленных корпоративных программных продуктов СО в состав Ком-

плекса входят специально разработанные дополнительные программные блоки.

Блок режимных ограничений предназначен для формирования допустимой области

существования режимов энергосистемы в пространстве параметров режима в анализируе-

мой схемно-режимной ситуации, складывающейся на период действия рассматриваемой

заявки (совокупности одновременно действующих заявок). Из всего многообразия пара-

метров электрического режима для решения задачи выбраны лишь информативные – пе-

ретоки по контролируемым сечениям ВЛ. Границами допустимой области указанных па-

раметров являются максимально

допустимые перетоки (МДП) по контролируемым сече-

ниям. Используются табличные значения МДП, закрепленные в режимных документах.

Эмпирический метод определения МДП по контролируемым сечениям – РДП (расчет до-

пустимых перетоков) – основан на использовании заранее рассчитанных «собственных

пределов» по отдельным ВЛ, входящим в контролируемое сечение. Можно назначать ве-

личины МДП на основе «политических» аргументов. Планируется подключить адаптив-

ные алгоритмы поиска актуальных опасных сечений и значений МДП по этим сечениям.

Блок формирования параметров режима предназначен для формирования точки

режима в пространстве выбранных параметров режима. Используется ретроспективная

информация ОИК о режиме энергосистемы (первичный режим) с последующей ее кор-

ОИК

Режимные

ограничения

КОСМОС Заявки

Параметры

режима

Анализ

Схемная

надежность

Режимные

указания

СУС

161

рекцией на прогнозируемый ремонтный период (ремонтный режим) на основании заявок

и прогноза потребления. Преимуществом такой аналого-цифровой технологии формиро-

вания режима, когда аналоговым устройством является сама энергосистема, является от-

сутствие проблемы сходимости расчета электрического режима при экзотических сочета-

ниях ремонтов. Следовательно, в любой схемно-режимной ситуации, которая может сло-

житься в соответствии с заявками, блок формирования параметров режима предоставляет

параметры режима, необходимые для анализа при рассмотрении заявок.

Блок анализа предназначен для контроля выполнения необходимых и достаточных

условий положительного рассмотрения (разрешения) заявки. Здесь определяются запасы

по устойчивости, резервы мощности, не выдаваемая в сеть мощность избыточных по ге-

нерации энергорайонов и т.п.

Блок оценки схемной (структурной) надежности предназначен для расчета ее чис-

ленных характеристик, чтобы ранжировать варианты ремонтов с примерно одинаковыми по-

казателями, определенными блоком анализа. Блок нуждается в адаптации к данной задаче.

Блок формирования режимных указаний предназначен для автоматического фор-

мирования режимных указаний, которые переносятся в соответствующее поле заявки со-

гласно регламенту ее рассмотрения.

Сервисная управляющая система (СУС) объединяет перечисленные программные

средства в единый программный комплекс рассмотрения заявок. Программные связи СУС

и программных средств Комплекса поддерживают эти средства во взаимно однозначном

соответствии, необходимом для решения данной задачи. Основу СУС представляет гра-

фический интерфейс в виде специально разработанной для отображения режима диспет-

черской схемы 500 кВ ОЭС Урала (она же – схема РДП и графический каталог заявок на

ВЛ, СШ, управляющие воздействия ПА), дополненной всплывающими меню для ввода

команд управления процессом рассмотрения заявки, полем функциональных кнопок, по-

лем контроля результатов и шкалой временной прокрутки. Кроме этого в составе СУС

специально разработаны: полная оперативная схема, которая является полным графиче-

ским каталогом заявок с отображением их состояния; табличные формы контроля режима

энергосистемы, экспортируемые в Excel; диаграмма заявок, позволяющая не только ото-

бражать заявки, но и назначать совокупность заявок, учитываемую при их рассмотрении;

табличные формы результатов работы, экспортируемые в Excel. СУС, кроме программной

связи всех модулей в единый комплекс, выполняет следующие функции: отображение

режима, МДП, состояния заявок, графического каталога заявок на линии, системы шин,

объемов УВ ПА; управление выбором МДП, анализом, режимными указаниями; контроль

выполнения заданий, результатов.

Технология автоматизированного рассмотрения заявки сводится к последователь-

ному обращению из главной формы СУС (схемы РДП) к находящимся во взаимно одно-

значном соответствии составляющим модулям, чтобы выбрать учитываемые заявки, на-

значить опасные сечения, формировать параметры режима и их допустимые области, кон-

тролировать нахождение параметров режима в допустимой области и схемную надеж-

ность, формировать режимные указания и заносить их в соответствующее поле заявки.

Могут выполняться расчеты уровней напряжения и токовой загрузки элементов электри-

ческой сети в «критических» временных точках, выявленных блоком анализа.

Выполненная работа объединила отдельные корпоративные программные продук-

ты СО в единый ПК рассмотрения заявок. Была выполнена их адаптация для решения

данной задачи. Разработаны дополнительные программные средства, которые позволяют

осуществлять автоматизированное рассмотрение заявок в интерактивном режиме. Данный

ПК может использоваться на всех уровнях иерархии СО и ФСК. На основе описанной

технологии реализован алгоритм автоматического рассмотрения заявок, краткосрочного и

долгосрочного планирования ремонтов.

162

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ИЗНОСА БЛОЧНОГО ГЕНЕРИРУЮЩЕГО

ОБОРУДОВАНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

А.А. Костин, А.Л. Мызин

УрФУ

Выполнен анализ динамики изменения состояния и использования блочного гене-

рирующего оборудования электростанций Свердловской энергосистемы за последние два

десятилетия. Актуальность работы обусловлена важностью влияния состояния генери-

рующего оборудования на энергетическую безопасность и надёжность энергоснабже-

ния [1]. За основу анализа были взяты отчётные данные о вводах, работе, простоях и на-

хождении в резерве, капитальных ремонтах энергоблоков, нормативные сроки службы

генерирующего оборудования и показатели восстановления технического состояния энер-

гоблоков в результате проведения их капитальных ремонтов. Расчёты производились для

оборудования трёх крупнейших электростанций Свердловской энергосистемы – Рефтин-

ской, Верхнетагильской и Среднеуральской ГРЭС, – имеющих суммарную установленную

мощность 

6576 МВт, что составляет 71,3 % от установленной мощности всей энер-

госистемы (9219,4 МВт).

Оценка состояния производилась путём определения расчётного уровня износа

энергоблоков, исходя из срока их работы и периодичности проведения капитальных ре-

монтов. Выполнение оценки осложнялось отсутствием надёжных отчётных данных о ра-

боте оборудования энергосистемы за ряд лет в период 1990-х годов, что объясняется реор-

ганизациями в системе управления электроэнергетикой, связанными с созданием РАО

«ЕЭС России», образованием, а затем ликвидацией Уралэнерго, а после и ликвидацией

РАО. В связи с этим экспертно было произведено восстановление пропусков в отчётных

данных по периодичности капитальных ремонтов в первой половине 1990-х годов. Труд-

ности переходного периода в то время характеризовались увеличением длительности

межремонтных циклов и снижением коэффициентов использования установленной мощ-

ности оборудования из-за спада спроса на энергию.

Формирование характеристик износа выполнялось по годам исследуемого периода,

а также периода эксплуатации энергоблоков от года их ввода в эксплуатацию. Последова-

тельность расчётов следующая:

1) формирование баз данных по срокам и периодичности

проведения капитальных

ремонтов каждого энергоблока за весь период работы;

2) расчёт динамических характеристик уровня износа каждого энергоблока за весь

период работы;

3) расчёт изменения уровня износа генерирующего оборудования по каждой из рас-

сматриваемых электростанций по группам однотипного оборудования;

4) расчёт изменения уровней износа по каждой из рассматриваемых электростанций;

5) расчёт изменения уровней

износа по всем рассматриваемым электростанциям в целом;

6) исследование динамики изменения коэффициентов использования установленной

мощности электростанций (начиная с 1996 года);

7) исследование динамики изменения коэффициентов простоя энергоблоков в резерве

за тот же период.

Два заключительных этапа выполнялись с целью выявления связи между потреб-

ностью энергосистемы в генерирующей мощности и энергии, степенью использования

установленной мощности и уровнями износа генерирующего оборудования, что позволи-

ло бы точнее охарактеризовать тенденции изменения уровня надёжности энергоснабже-

ния и энергетической безопасности [1]. Графики изменения уровня износа генерирующего

оборудования для каждой из рассматриваемых электростанций и по Свердловской энерго-

системе в целом представлены на рисунках 1 и 2.

163

Рисунок 1 – График изменения уровня износа блочного оборудования Рефтинской,

Верхнетагильской и Среднеуральской ГРЭС

Рисунок 2 – График изменения уровня износа блочного оборудования

по Свердловской энергосистеме

В ходе исследования было выявлено, что расчётное значение износа блочного ге-

нерирующего оборудования Рефтинской ГРЭС на начало 2010 года достигло 50,9 % по

сравнению с уровнем износа на начало 1990 года, когда износ составлял 21,8 %. Это сви-

детельствует о высоких темпах износа за последние 20 лет, обусловленных увеличением

коэффициента использования установленной мощности, выработки и потребления элек-

троэнергии, а также снижением простоя блоков в резерве. Данные факторы сильно влияют

на состояние энергоблоков. Износ по блочному оборудованию Верхнетагильской ГРЭС на

начало 2010 года составил 61,6 %, а по Среднеуральской ГРЭС – 51,7 %. Износ блочного

генерирующего оборудования по Свердловской энергосистеме в целом на начало 2010 года

составил 52,87 %, что в два раза превышает уровень износа на начало 1990 года – 23,24 %.

По результатам исследования динамики изменения коэффициентов использования

установленной мощности электростанций также были построены соответствующие гра-

фики, приведённые на рисунке 3.

164

Рисунок 3 – График изменения коэффициентов использования

установленной мощности по рассматриваемым электростанциям

Из графиков видно, что после 2000 года наметилась тенденция к увеличению ко-

эффициента использования установленной мощности блочного генерирующего оборудо-

вания каждой из рассматриваемых электростанций. Эта тенденция особенно наглядно

проявляется на графике изменения коэффициента использования установленной мощности

для блочного оборудования по Свердловской энергосистеме, изображённом на рисунке 4.

Рисунок 4 – График изменения коэффициента использования установленной мощности

для блочного генерирующего оборудования Свердловской энергосистемы

В ходе данного исследования было также проанализировано изменение ещё одного

важного технико-экономического показателя – коэффициента простоя энергоблоков в ре-

зерве. Поскольку с 2000-х годов началось увеличение спроса на электроэнергию, то соот-

ветственно возросла выработка электроэнергии, и имело место сокращение простоя энер-

гоблоков в резерве. Изменение показателя простоя блочного генерирующего оборудова-

ния Рефтинской, Верхнетагильской и Среднеуральской ГРЭС представлено на рисунке 5,

а по блочному оборудованию Свердловской энергосистемы – на рисунке 6.

Таким образом, по результатам проведённого исследования выявлено существен-

ное увеличение уровня износа блочного генерирующего оборудования Свердловской