10.04.2018

Источник: Журнал «PROнефть»

Management of reliability and integrity of equipment is an important tool for enhancing business efficiency

УДК 338.45:622.276

В.Р. Амиров
ПАО «Газпром нефть»

Ключевые слова: надежность, целостность, оборудование, риск, затраты, эффективность, бюджет, планирова- ние, производственная безопасность, система управления операционной деятельностью (СУОД)

V.R. Amirov
Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg

The article is devoted to improvement of operational efficiency of oil and gas fields and examines one of the key direc- tions of the operational management system (OMS). This direction is the management of reliability and integrity of equipment – implemented by the Deming cycle. A prerequisite of effective management of reliability and integrity is a correct assessment of the current condition of the asset through the risk assessment and registration costs and damages. The risk-based approach allows for comparable levels of direct costs for management of reliability and in- tegrity, to improve the total economic result (direct costs + damage) while reducing the number of failures. In conclu- sion, the assessment of the current state of management of reliability and integrity in Upstream Division of GPN

Keywords: reliability, integrity, equipment, risk, cost, efficiency, budget, planning, production safety, operational management system (OMS)

DOI : 10.24887/2587-7399-2018-1-10-15

Введение

Задачей программы «Эталон» (система управления операционной деятельностью (СУОД)) ПАО «Газпром нефть» является обеспечение максимальной операционной эффективности компании за счет надежности и безопасности производственной деятельности и вовлечения всех сотрудников в процесс непрерывных улучшений. Управление надежностью и целостностью оборудования (УНЦО) представляет собой комплекс мероприятий, обеспечивающий бесперебойную работу нефтепромыслового оборудования на протяжении всего периода эксплуатации. Важность этого направления производственной деятельности отражена в его выделении в отдельный элемент СУОД.

Прямые затраты и совокупный экономический результат

В условиях объективного ухудшения условий эксплуатации в нефтегазодобывающей отрасли (истощение месторождений, увеличение обводненности продукции скважин и др.) целесообразно оценить «свежим взглядом» структуру затрат на поддержание текущей деятельности активов. Значительную долю (до 20) занимают затраты на УНЦО. Они распределены по различным статьям бюджета актива и могут быть разделены по следующим направлениям (прямые затраты):

1.1. текущий ремонт оборудования;

1.2. капитальный ремонт (или замена) оборудования (частично осуществляется за счет капитальных вложений);

1.3. диагностика состояния оборудования (включая экспертизу промышленной безопасности оборудования с истекшим сроком эксплуатации, мероприятия по коррозионному мониторингу и др.);

1.4. защита оборудования (включая выбор материалов, нанесение защитных покрытий, ингибирование коррозии и др.).

Кроме того, в процессе операционной деятельности возникают дополнительные затраты на УНЦО, которые также влияют на себестоимость добычи нефти:

2.1. затраты на устранение отказов оборудования и ликвидацию последствий этих отказов;

2.2. штрафы и платежи, связанные с нарушением целостности и отказами оборудования.

Третья группа затрат, а точнее, потерь, которые влияют на финансовый результат деятельности актива за отчетный период включает:

3.1. потери продукции, связанные с нарушением целостности и отказами оборудования. Эти три группы затрат актива по-разному соотносятся с рисками нарушения целостности оборудования. Затраты 1.1., 1.2., 1.4. снижают эти риски (как вероятность, так и последствия), затраты 2.1., 2.2., 3.1. возникают вследствие реализовавшихся рисков. Затраты 1.3. обеспечивают оценку данных рисков и не влияют на величину риска. Эффективность УНЦО оценивается по совокупному экономическому результату, который представляет собой сумму всех вышеперечисленных затрат. Управление совокупным экономическим результатом составляет основу УНЦО и включает: планирование, выполнение, контроль выполнения и оценку эффективности и актуализацию подхода к УНЦО.

Риск и ущерб

Стоимостная оценка риска и ущерб – величины, которые характеризуют прогнозный и фактический результат деятельности, связанной с УНЦО.

Риск нарушения целостности – прогнозируемая величина ущерба от отказов и нарушения целостности оборудования за планируемый период. Качество оценки данного риска определяется сравнением этой оценки с суммой понесенного ущерба в течение данного периода с учетом предотвращенного ущерба. Поскольку в настоящее время величина ущерба от отказов и нарушения целостности оборудования учитывается неполностью, то и качество оценки соответствующего риска определить непросто из-за отсутствия базы сравнения.

В этих условиях обоснованием деятельности, связанной УНЦО, может быть только уверенность в том, что затраты (1.1., 1.2., 1.3., 1.4.) существенно меньше ущерба, который они должны предотвратить. Для новых растущих активов такое предположение, как правило, верно, но по мере снижения маржинальности

бизнеса, ставится вопрос обоснованности этих затрат.

В общем случае деятельность, связанная с УНЦО имеет экономический смысл, если

где Зi – затраты по направлениям 1.1., 1.2., 1.3., 1.4. за отчетный период; У – ущерб от отказов и нарушения целостности оборудования в течение отчетного периода (2.1., 2.2., 3.1.); Упр – предотвращенный ущерб в течение отчетного периода.

Для того, чтобы экономически обосновать затраты на УНЦО, необходим учет затрат 1.1., 1.2., 1.3., 1.4. за отчетный период, ущерба от отказов и нарушения целостности оборудования (затраты 2.1., 2.2., 3.1.), а также предотвращенного ущерба в течение этого периода.

Указанные задачи решаются в рамках организации соответствующей отчетности: о прямых затратах на УНЦО, об ущербе от отказов оборудования и нарушения целостности оборудования, об эффективности прямых затрат на УНЦО.

Риск-ориентированный подход к управлению надежностью и целостностью оборудования

В настоящее время в нефтегазодобывающей отрасли используются в основном два подхода к УНЦО.

1. Ремонт и замена оборудования проводятся в минимальном объеме по факту отказа. Диагностика оборудования выполняется в соответствии с требованиями законодательства (техническое освидетельствование по нормам правил безопасности, экспертиза промышленной безопасности для оборудования с истекшим сроком эксплуатации и др.). Совокупный экономический результат этого подхода представлен на рисунке, а в виде ромба красного цвета и далек от оптимального по числу предотвращенных отказов (кружок зеленого цвета). Этот подход характерен для зрелых активов на поздней стадии разработки месторождений со значительными операционными затратами.

2. Ремонт и замена оборудования проводятся в соответствии с нормативными сроками, рекомендациями изготовителя с учетом результатов технического освидетельствования. Диагностика оборудования выполняется в соответствии с требованиями законодательства (техническое освидетельствование по нормам правил безопасности, экспертиза промышленной безопасности для оборудования с истекшим сроком эксплуатации и др.).

Совокупный экономический результат реализации подходов 1 и 2 (а) и риск-ориентированного подхода (б)

Этот подход характерен для развивающихся активов с растущей добычей. Совокупный экономический результат такого подхода показан на рисунке, а ромбом желтого цвета и также не оптимален. Кроме того, сумма прямых затрат на УНЦО в этом случае больше ущерба и для выполнения указанного выше условия необходимо оценивать сумму предотвращенного ущерба, что, как уже отмечалось, довольно сложно.

Альтернативным является подход, основанный на оценке риска отказов и нарушения целостности оборудования (RBI – Risk Based Inspection, RCM – Reliability Centered Maintenance), который называют риск-ориентированным. Результат реализации этого подхода представлен на рисунке, б. Следует обратить внимание, что при таком подходе форма кривой, характеризующей ущерб от отказов, отличается от приведенной на рисунке, а. Это связано с тем, что при риск-ориентированном подходе затраты в первую очередь направляются на предотвращение отказов с наиболее негативными последствиями (ущерб людям, окружающей среде, репутации компании, значительные производственные потери), т.е. неприемлемых рисков. На отрезке кривой, соответствующем 70 – 100 предотвращенных отказов, остаются отказы с незначительными последствиями. Сравнение кривых на рисунке, а, б показывает, что рискориентированный подход позволяет при сравнимых уровнях прямых затрат на УНЦО улучшить совокупный экономический результат при одновременном снижении числа отказов. Оптимальный совокупный экономический результат показан на рисунке, б зеленым кружком. Особенно эффективен этот подход в компаниях с разными активами (новыми, развивающимися, зрелыми).

Для использования риск-ориентированного подхода к УНЦО необходимо решить две задачи.

1. Выполнить качественную оценку рисков нарушения целостности различных видов оборудования на планируемый период, включающую разработку и внедрение модели расчета:

– вероятности отказа оборудования в зависимости от ключевых (внутренних и внешних)

факторов влияния, к которым относятся срок службы, результаты технического освидетельствования, состояние защищенности оборудования, материал изготовления, условия и история его эксплуатации и др.;

– последствий отказа оборудования в зависимости от его производительности, рабочих параметров, стоимости, места установки (по отношению к другому оборудованию, местам нахождения персонала, населенным пунктам, водоохранным зонам и др.), временного интервала реагирования на критические отклонения рабочих параметров, состояния ремонтопригодности оборудования, состояния систем внешней защиты и реагирования и др.

2. Сформировать автоматизированную отчетность за определенный период

– о прямых затратах на УНЦО по видам оборудования (1.1, 1.2, 1.3, 1.4);

– о реализовавшихся рисках отказов и нарушения целостности оборудования (2.1, 2.2, 3.1).

Представленный подход применяется для кратко-, среднеи долгосрочного планирования деятельности, связанной с УНЦО.

Текущее состояние и перспективы унцо блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть»

Для решения первой задачи в Дирекции по добыче (ДД) Блока Разведки и Добычи (БРД) ПАО «Газпром нефть» разработана и реализуется программа надежности и целостности нефтепромыслового оборудования (НПО), включающая:

– оценку риска нарушения целостности НПО через заполнение и анализ оценочных листов по видам НПО;

– разработку на основе этой оценки методологии планирования затрат на УНЦ НПО;

– формирование подразделений по УНЦО в дочерних обществах;

– оценку эффективности реализации программы технического обслуживания и ремонта НПО.

В Дирекции по газу и энергетике (ДГиЭ) в настоящее время реализуется пилотный проект «Создание единой системы планирования и контроля планово-предупредительного ремонта энергооборудования», основными задачами которого являются снижение числа ремонтов и затрат на них за счет определения вида и объема ремонта на основании оценки технического состояния энергооборудования (RBI) и баланса между требуемым уровнем надежности и затратами на его поддержание (RCM). Кроме того, в ближайшее время ДГиЭ планирует начать реализацию пилотного проекта «Испытание систем предиктивной аналитики на основном оборудовании электростанций и объектов транспорта газа», задача которого – повышение надежности работы, сокращение времени внеплановых простоев оборудования путем предупреждения и устранения неисправностей на ранней стадии (RBI).

Вторую задачу в части оценки ущерба предполагается решить с помощью внедрения разработанного в ПАО «Газпром нефть» методического документа МД-16.10-05 «Методика финансовой оценки ущерба от происшествий в области производственной безопасности» путем выделения из существующих информационных систем происшествий по КТ-55, которые классифицируются как нарушения целостности оборудования (все отказы, порывы трубопроводов и др.).

Организация отчетности о прямых затратах на УНЦО должна осуществляться на основе:

– внедрения основополагающего стандарта ПАО «Газпром нефти» на УНЦО, разработку которого Центр развития СУОД завершает в 2018 г.;

– анализа существующей автоматизированной системы управленческой отчетности.

Выводы

1. Совокупный экономический результат – ключевой показатель эффективности деятельности, связанной с УНЦО.

2. Внедрение и анализ отчетности о затратах и ущербе от отказов и нарушения целостности оборудования дают возможность приоритизации затрат на УНЦО.

3. Риск-ориентированный подход обеспечивает наиболее эффективное распределение прямых затрат на УНЦО.

4. Текущее состояние УНЦО в БРД в части как процедур, так и обеспечения нормативно-методической документацией позволяет внедрить основополагающий стандарт на УНЦО без значительных изменений действующих документов.

Основ­ными источниками экономической эффективности в сфере эксплуа­тации являются повышение надежности техники, повышение ее производительности, снижение сопутствующих капитальных затрат, снижение затрат эксплуатационных материалов, затрат на техни­ческое обслуживание и ремонт.

Все перечисленные источники могут проявляться самостоятель­но, но чаще всего взаимосвязаны между собой. Так, повышение надежности техники увеличивает ее производительность, хотя по­следняя после стандартизации может возрасти и в силу других причин - изменения конструкции, автоматизации отдельных эле­ментов, использования прогрессивных материалов и пр.

Учет экономического эффекта, возникающего в результате по­вышения надежности техники, является исключительно сложным процессом. Для его раскрытия необходимо более детально рас­смотреть составляющие его элементы.

Надежность техники является комплексным показателем и ха­рактеризуется такими свойствами изделий, как безотказность, дол­говечность, ремонтопригодность и сохраняемость. По каждому из этих свойств установлен ряд показателей, характеризующих на­дежность изделия и регламентированных в НТД на продукцию и, в частности, в государственных стандартах. Основные показатели надежности техники отражены в табл. (3.4).

В целом повышение надежности меняет производительность техники, ее срок службы, эксплуатационные затраты, размер ка­питаловложений, т. е. все составляющие, используемые при расчете экономического эффекта от использования новой техники. Однако каждое из отдельных свойств надежности вносит свой вклад в по­лучение народнохозяйственного эффекта, и поэтому методы его расчета имеют свою специфику.

Экономический эффект от повышения безотказности определя­ется по формуле:

где C 1 и C 2 - себестоимость единицы продукции до и после повы­шения надежности; K 1 и K 2 - удельные капитальные вложения в производственные фонды до и после повышения надежности; Е Н - нормативный коэффициент экономической эффективно­сти; В 1 и В 2 - годовые объемы продукции (работы), производимой одной машиной до и после повышения надежности; и- годовые эксплуатационные издержки потребителя до и после повышения надежности в расчете на объем продукции (работы), производимой машиной с повышенной надежностью;и- сопутствующие капитальные вложения потребителя (без учета стоимости машины) до и после повышения надежности в расчете на объем продукции (работы), производимой машиной с повышен­ной надежностью;Р 2 -доля отчислений от балансовой стоимости на полное восстановление (реновацию) машины с повышенной надежностью;А 2 - годовой выпуск машин повышенной надежно­сти.

Таблица 3.4

Комплексный подход к изучению надежности

Основные свойства надежности	Характеристика свойств надеж­ности единичного изделия	Основные показатели надежности	изме­рения
Безотказность	Наработка на от­каз Наработка до от­каза	Установленная безотказ­ная наработка Средняя наработка на отказ
Долговечность	Срок службы	Установленный ресурс Средний ресурс. Уста­новленный срок службы. Средний срок службы	Часы работы, циклы, км.пробега
Ремонтопри­годность	восстанов­ления	Среднее время восста­новления. Удельная трудоемкость восстановления	Месяцы, годы,
Сохраняемость	Срок сохраняемо­сти	Установленный срок со­храняемости. Средний срок сохраняе­мости

В некоторых случаях коэффициент учета роста производитель­ности (B 2 /B 1) может быть представлен в виде:

где Т 1 и Т 2 - время работы оборудования до и после повышения надежности;

где δ - коэффициент загрузки оборудования; Ф об - эффективный годовой фонд времени.

Специфика расчетов экономической эффективности повышения надежности по каждому из его свойств проявляется не только в методе расчета самого эффекта, но и необходимых затрат, связан­ных с повышением того или иного показателя. Поэтому по каждо­му из описываемых элементов надежности необходимо рассмот­реть методы расчета затрат на достижение повышенных показа­телей надежности.

Затраты на повышение безотказности и методы их расчета можно представить в следующем виде:

единовременные затраты, включающие проведение проектных работ, увеличение затрат на установку более безотказных комп­лектующих деталей, узлов, агрегатов, осуществление резервирова­ния отдельных узлов и механизмов, определяются по формуле:

(3.59)

где К ПР - стоимость проектных работ; - увеличение стоимости отдельных деталей, узлов, агрегатов;п - количество деталей,узлов и агрегатов, подлежащих модернизации; - стоимость дополнительных устройств и механизмов;m

Разница в текущих затратах , складывающихся за счет более частого проведения профилактических осмотров, более тщатель­ного диагностирования технического состояния деталей, узлов, агрегатов и машины в целом, определяется по формуле:

(3.60)

где и-годовые эксплуатационные издержки до и после повышения надежности;B 2 /В 1 - коэффициент учета роста произ­водительности.

Экономический эффект от повышения долговечности определя­ется по формуле:

где С 1 и С 2 - себестоимость единицы продукции до и после повы­шения долговечности; K 1 и К 2 - удельные капитальные вложения в производственные фонды до и после повышения долговечности; Е - нормативный коэффициент экономической эффективно­сти; Р 1 и P 2 - доли отчислений от балансовой стоимости на полное восстановление (реновацию) до и после повышения долговечности; и- годовые эксплуатационные издержки до и после повы­шения долговечности;и- сопутствующие капитальные вложения потребителя до и после повышения долговечности;А 2 - годовой выпуск продукции с повышенной долговечностью.

Затраты на повышение долговечности также следует разделить на единовременные и текущие затраты.

Единовременные затраты, включающие стоимость проектных работ, увеличение стоимости отдельных деталей, узлов, агрегатов, введение дополнительных узлов и механизмов, определяются по формуле:

(3.62)

где К ПР - стоимость проектных работ; - увеличение стоимости отдельных деталей, узлов, агрегатов;- стоимость дополнительных устройств и механизмов;п - количество деталей, узлов и агрегатов, подлежащих модернизации; m - количество допол­нительных устройств и механизмов.

Текущие затраты, складывающиеся за счет более частого про­ведения профилактических осмотров и ремонтов, более тщатель­ного диагностирования технического состояния деталей, узлов, аг­регатов и машины в целом, определяются по формуле:

где Р 1 i и Р 2 j - количество осмотров и ремонтов одного видаi -го или j -го в год; З 1 и З 2 - затраты на проведение осмотров и ремонтов каждого вида; п и m - количество видов осмотров и ремонтов до и после повышения долговечности.

Экономическая эффективность повышения ремонтопригодности определяется по формуле:

где C 1 и С 2 - себестоимость единицы продукции до и после повы­шения ремонтопригодности; K 1 и К 2 - удельные капитальные вло­жения в производственные фонды до и после повышения ремонто­пригодности; Е Н - нормативный коэффициент экономической эффективности; B 1 и В 2 - годовой объем продукции (работы), про­изводимой машиной с повышенной ремонтопригодностью; Р 2 - до­ля отчислений от балансовой стоимости на полное восстановление (реновацию) машины с повышенной ремонтопригодностью; и- годовые эксплуатационные издержки до и после повыше­ния ремонтопригодности;и- сопутствующие капитальные вложения потребителя до и после повышения ремонтопригодности;А 2 -годовой выпуск продукции с повышенной ремонтопригод­ностью.

Затраты на повышение ремонтопригодности разделяются на единовременные, включающие стоимость проектных работ и затра­ты на разработку ремонтной документации, и текущие, связанные с увеличением стоимости отдельных узлов и механизмов, изготов­ленных с учетом требований повышения их приспособленности к техническому обслуживанию и ремонту. В результате повышения ремонтопригодности достигается:

уменьшение годовых эксплуатационных издержек:

увеличение коэффициента роста производительности:

И, наконец, последними являются показатели сохраняемости изделий. Источниками экономии в связи с повышением сохраняе­мости являются: уменьшение затрат на монтаж; сокращение сро­ков освоения проектной мощности.

Экономический эффект от повышения сохраняемости определя­ется по формуле:

где С 1 и С 2 - себестоимость единицы продукции до и после по­вышения сохраняемости; К 1 и К 2 - удельные капитальные вложе­ния в производственные фонды до и после повышения сохраняемости; Е Н - нормативный коэффициент экономической эф­фективности; и- годовые эксплуатационные издержки до и после повышения сохраняемости;и- сопутствующие капитальные вложения потребителя до и после повышения сохра­няемости;Р 2 - доля отчислений от балансовой стоимости на пол­ное восстановление (реновацию) машины с повышенной сохраня­емостью; А 2 - годовой выпуск продукции с повышенной сохраня­емостью.

Затраты на повышение сохраняемости образуются за счет:

увеличения стоимости проектных работ, в результате чего вы­рабатываются более совершенные конструктивные решения;

использования более эффективных методов консервации и упа­ковки;

улучшения условий хранения.

В. Ф. Резинских, А.Г. Тумановский
ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт», Москва

АННОТАЦИЯ

Представлены некоторые из наиболее значимых малозатратных технических предложений ОАО «ВТИ», направленные на повышение надежности и эффективности эксплуатации установленного оборудования ТЭС.

1. ВВЕДЕНИЕ

Одной из основных задач института является обеспечение надежной и эффективной эксплуатации действующего оборудования. Еще длительное время будет эксплуатироваться установленное на электростанциях в 60-80-е годы прошлого века оборудование. Несмотря на солидный возраст ещё не исчерпаны в полной мере ресурсы по повышению его надежности и эффективности эксплуатации. Ниже приводится описание некоторых быстроокупаемых технических решений, разработанных ОАО «ВТИ», которые позволят генерирующим компаниям более эффективно эксплуатировать тепломеханическое оборудование ТЭС.

2. ОПТИМИЗАЦИЯ ГРАФИКОВ РЕМОНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

Значительная часть затрат, связанных с производством тепловой и электрической энергии ложится на ремонт тепломеханического оборудования. При проведении ремонтов преследуются две цели: сохранение на приемлемом уровне надежности оборудования и его экономичности. Сроки проведения ремонтов и их объемы регламентируются отраслевыми нормативными документами, которые устанавливают единые требования к типовому оборудованию без учета его технического состояния. Как правило, эти требования носят консервативный характер. Для конкретного оборудования имеется возможность сокращения ремонтных работ и/или смещения сроков ремонтов. В то же время не исключена ситуация, когда для оборудования, отработавшего назначенный ресурс сроки и объемы ремонтов, предписанные системой планово-предупредительных ремонтов, уже не будут обеспечивать надежность и эффективность его эксплуатации. В этом случае потребуется сокращение межремонтного ресурса и увеличения объема ремонтных работ.

Целью данной работы является оптимизация затрат генерирующей компании при эксплуатации тепломеханического оборудования ТЭС на проведение ремонтов.

Для реализации указанной цели решаются следующие задачи:

Оценка технического состояния оборудования энергоустановок ТЭС по данным об отказах оборудования, результатов диагностики и выполненных ремонтах;

Технический аудит энергоустановок с прогнозом деградации показателей их работы в межремонтный период;

Оценка рисков, связанных с изменением регламента контроля металла и ремонта оборудования;

Экономическое обоснование перехода на новый регламент ремонта тепломеханического оборудования;

Разработка нормативных документов по контролю металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов и регламенту их ремонтов.

На сегодня имеющийся в ОАО «ВТИ» опыт проведения данной работы на ряде электростанций на энергоблоках мощностью 200-800 МВт пока позволил увеличить ресурс между капитальными ремонтами до 50 тыс.ч.

3. МОДЕРНИЗАЦИЯ ГАЗО-МАЗУТНЫХ БЛОКОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРОГАЗОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

В связи с выработкой ресурса работы блоков перспективным представляется их модернизация, которая может быть выполнена путем:

Демонтажа и замены на ИГУ;

Модернизации по парогазовому циклу. Чтобы данная модернизация была максимально

эффективна, ОАО «ВТИ» предлагает выполнение данного проекта в следующей последовательности:

1) разработка инвестиционного проекта;

2) разработка технических требований на оборудование;

3) оптимизация тепловой и пусковой схем и алгоритма управления;

4) совершенствование водоподготовки и водно-химических режимов;

5) разработка природоохранных мероприятий;

6) пуско-наладочные и гарантийные испытания.

4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПЕРЕВОДА ДЕЙСТВУЮЩИХ КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ НЕПРОЕКТНЫХ ТОПЛИВ

В связи с хозяйственными изменениями в стране многие электростанции вынуждены использовать непроектные топлива.

При переводе действующих котлов на сжигание непроектного топлива возникают проблемы, которые могут быть успешно преодолены только при

комплексном их решении: разработке мероприятий по подготовке топлива к сжиганию (топливоподача, сушильно-мельничные системы), организации сжигания в топке котла, очистке дымовых газов от вредных выбросов с обеспечением надежности работы оборудования и достижением требуемых норм по экологическим и экономическим показателям

В результате реализации этих мероприятий удается обеспечить работоспособность котлов, снижение вредных выбросов до требуемых норм, повышение надежности и экономичности работы конкретных котлов.

5. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА ДЛЯ КОТЛОВ, РАБОТАЮЩИХ НА УГЛЕ И ПРИРОДНОМ ГАЗЕ

Во многих энергосистемах Европейской части России и Урала пылеугольные котлы в течение весенне-летнего и осеннего периода работают на природном газе и только 2-3 месяца вынуждены сжигать твердое топливо. Для таких котлов по экономическим соображениям нерационально сооружать установки по очистке дымовых газов от NOX даже в тех случаях, когда загазованность атмосферы от других источников высока.

Значительного снижения выбросов можно достичь путем трехступенчатого сжигания с восстановлением NOX за счет создания в топке локальной восстановительной зоны.

ОАО «ВТИ» предлагает реализацию проекта, позволяющего при минимальных затратах силами энергосистем снизить при сжигании угля выбросы ΝΟΧ на 75 %.

6. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ГАЗОВОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ

При эксплуатации котлов на высокосернистых твердых, жидких и газообразных топливах наблюдается коррозия экранов топочных камер, пароперегревателей, экономайзеров и хвостовых поверхностей нагрева. Основное соединение, вызывающее коррозию топочных экранов (сероводород), образуется в зоне активного горения при недостатке окислителя. Ликвидация образования H2S в факеле многократно снижает скорость коррозии.

Пароперегреватели могут подвергаться интенсивной высокотемпературной газовой коррозии вследствие аэродинамической неравномерности потока горячих газов и гидродинамической неравномерности расхода среды через отдельные змеевики. Хвостовые поверхности нагрева подвергаются сернистой коррозии, скорость которой определяется температурой металла и концентрацией паров серной кислоты в газах

Предлагается снизить скорость коррозии экранов за счет:

Интенсификации смешения пылегазовых потоков в объеме топочной камеры и на выходе из горелок;

Оптимизации коэффициента избытка воздуха горелок;

Рационального выбора температур в зоне активного горения;

пароперегревателей за счет:

Устранения неравномерностей потоков газов с внешней поверхности труб и расхода пароводяной среды между отдельными змеевиками - с внутренней;

воздухоподогревателей за счет:

Рационального выбора температуры металла, его качества, пассивных защит (эмалирование и др.)

7. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ШЛАКОВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА НА УГОЛЬНЫХ КОТЛАХ

Шлакование поверхностей нагрева является распространенной проблемой угольных котлов. ОАО «ВТИ» разработал рекомендации по снижению шлакования поверхностей нагрева на угольных котлах.

Снижение шлакования экранов и конвективных поверхностей нагрева достигается за счет интенсификации воспламенения частиц угольной пыли на выходе из горелок, оптимизации температурного режима в зоне активного горения, ликвидации зон с восстановительной газовой средой. Интенсивность шлакования и прочность отложений может быть снижена в 2-5 раз.

8. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ НА КОТЛАХ ДЕЙСТВУЮЩИХ БЛОКОВ СКД ПОЛНОПРОХОДНЫХ ИЛИ ВСТРОЕННЫХ СЕПАРАТОРОВ С ВЕРХНИМ ВЫХОДОМ ПАРА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА В РЕЖИМАХ ПУСКА

Установлено, что при существующих встроенных сепараторах котлов блоков СКД, имеет место заброс воды в пароперегревательные поверхности нагрева, что резко снижает их надежность. При применении полнопроходных сепараторов существенно упрощается пусковой узел с ликвидацией сложной арматуры. (ВЗ; Др-1 и Др-3).

Для конкретных объектов предлагается разработать новые конструкции сепараторов (полнопроходных и встроенных с верхним выходом пара). При применении полнопроходных сепараторов будут усовершенствованы гидравлические схемы па-рогенерирующей части тракта для ведения пусков на скользящем давлении во всем тракте.

9. ВНЕДРЕНИЕ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ С БЛОКАМИ СКД МОЩНОСТЬЮ 300-800 МВТ РЕЖИМОВ ПУСКОВ НА СКОЛЬЗЯЩЕМ ДАВЛЕНИИ ВО ВСЕМ ПАРОВОДЯНОМ ТРАКТЕ КОТЛОВ

Пуски блоков СКД 300 и 800 МВт на скользящем давлении во всем тракте котлов из различных тепловых состояний в отличие от пусков по типо-

вой инструкции показали, например, на блоках 800 МВт с котлами ТПП-804 следующие основные преимущества: повышение надежности, сокращение времени пуска из различных тепловых состояний и упрощение пусковых операций, экономия топлива, возможность пусков блоков «собственным» паром

ОАО «ВТИ» предлагает разработку новых типовых эксплуатационных инструкций при внедрении режимов пуска на скользящем давлении во всем тракте котлов, а также графиков-заданий для оптимизации таких пусков из различных тепловых состояний.

10. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ ОЧИСТКИ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ И ШАРИКОВОЙ ОЧИСТКИ КОНДЕНСАТОРНЫХ ТРУБОК

Существующие конструкции самоотмывающегося автоматизированного фильтра, шарикоулавли-вающего устройства, разгрузочных камер и другого оборудования имеют недостатки, обнаруженные в процессе эксплуатации, что отрицательно сказывается на надежности их работы.

ОАО «ВТИ» предлагает разработку и внедрение усовершенствованных конструктивных элементов оборудования шариковой очистки с использованием гидропривода для фильтра; разработку рабочей документации, авторский надзор за изготовлением и монтажом.

11. ТИПОВЫЕ РЕШЕНИЯ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ РАСПОЛАГАЕМОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН ЗА СЧЕТ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ТЕПЛА В КОНДЕНСАТОРЕ

При работе теплофикационных турбин с полностью закрытыми регулирующими диафрагмами для обеспечения допустимого теплового состояния предусматривается определенный вентиляционный пропуск пара в ЧНД, проектная величина которого составляет 20-30 т/ч. В случае охлаждения конденсатора циркводой тепло этого пара полностью теряется. Предлагается комплекс мероприятий, позволяющий увеличить располагаемую тепловую нагрузку турбин мощностью 50-185 МВт за счет снижения в 5-10 раз этого пропуска пара. Комплекс мероприятий включает в себя модернизацию регулирующих диафрагм с целью их уплотнения и установку новой системы охлаждения выхлопной части. Эти мероприятия прошли апробацию на ряде турбин. Внедрение их увеличивает располагаемую тепловую нагрузку на 7-10 Гкал/ч и позволяет получить экономию топлива не менее 1 τ у. т/ ч. При этом экономический эффект достигается без снижения надежности, маневренности и располагаемой электрической мощности

ОАО «ВТИ» готов разработать техническую документация по уплотнению регулирующей диафрагмы и системе охлаждения для теплофикационных турбин мощностью 50-185 МВт, а также организовать ее внедрение.

12. РАЗРАБОТКА РЕЖИМНЫХ И КОНСТРУКЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭРОЗИОННОГО ИЗНОСА ЧНД ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН

Входные кромки рабочих лопаток частей низкого давления (ЧНД) подвергаются значительному эрозионному износу не только в последних, но и в первых ступенях ЧНД. Этот износ связан с особенностями работы в переменных режимах первой ступени ЧНД, имеющей регулирующую поворотную диафрагму. Действительный процесс в ней существенно отличается от процесса дросселирования, что приводит к увеличению теплового перепада на ступень и, как следствие, к повышению степени влажности в ступенях ЧНД. Анализ реальных режимов работы турбин на конкретной ТЭЦ (по давлению в нижнем отборе, тепловой нагрузке, степени открытия диафрагмы и др.) позволяет организовать такие режимы и конкретные мероприятия, при внедрении которых снижается весовое количество влаги в ступенях ЧНД разных турбин, что обеспечивает более надежную и долговечную работу

ОАО «ВТИ» готово провести анализ режимов работы турбины и разработать рекомендации по их оптимизации, а также подготовить техническую документацию по конструкционным мероприятиям.

13. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ВИБРАЦИИ И ДИАГНОСТИКИ (АСКВД) ТУРБОАГРЕГАТОВ, ВКЛЮЧАЯ АРМ ПО ВИБРАЦИОННОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ ВРАЩАЮЩЕГОСЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Разработана и внедрена на ряде ТЭС АСКВД, обеспечивающая выполнение всех требований ПТЭ и ГОСТов по контролю вибрационного состояния турбоагрегатов. Используя сетевые технологии, в составе АСКВД реализованы АРМ по вибрационному обслуживанию и контролю оборудования. Многолетний опыт эксплуатации на семи турбоагрегатах Конаковской ГРЭС подтвердила эффективность использования АСКВД для выявления развивающихся дефектов, предотвращения аварийных ситуаций, проведения виброналадочных работ.

ОАО «ВТИ» готово поставить системы, сдать АСКВД и АРМ в эксплуатацию «под ключ» на базе имеющейся штатной виброаппаратуры или в комплекте в новой; провести адаптацию системы к действующему оборудованию (программ мониторинга, диагностики, балансировки, анализа архивных данных и др.); выполнять сервисное обслуживание системы и ее техническое сопровождение, обучение персонала.

14. ВНЕДРЕНИЕ ВОССТАНОВИТЕЛЬНОЙ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПАРОПРОВОДОВ

Замена паропровода, исчерпавшего свой ресурс, является весьма дорогостоящей и трудоемкой операцией. Вовремя и правильно проведенная восстановительная термообработка (ВТО) может полно-

стью восстановить ресурс металла паропровода. ОАО «ВТИ» имеет многолетний положительный опыт проведения ВТО.

В рамках проведения данной работы ОАО «ВТИ» готово выполнить определение целесообразности и режимов проведения ВТО, организацию ВТО, определение ресурса восстановленного паропровода. Восстановительная термообработка увеличивает ресурс паропровода примерно в два раза.

15. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ПРОТИВОЭРОЗИОННЫХ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ПАРОВЫХ ТУРБИН

Эрозионный износ входных и выходных кромок лопаток последних ступеней конденсационных и теплофикационных турбин является основной причиной для преждевременного выхода их из строя и последующей замены новыми. Существующие методы защиты входных кромок лопаток ненадёжны. Титановые лопатки в виду специфических свойств титановых сплавов вообще не имеют защиты от эрозионного воздействия паро-капельного потока.

ОАО «ВТИ» разработал и успешно применяет в течение около 10 лет технологию нанесения противоэрозионных защитных покрытий на стальные и титановые лопатки паровых турбин, основанную на технологии электроискрового легирования. Технология позволяет восстанавливать лопатки без разлопачивания ротора в сроки проведения капитального ремонта турбины.

Накопленный к настоящему времени опыт ВТИ позволяет увеличить ресурс лопаток последних ступеней не менее, чем в 2 раза. В настоящий период времени в эксплуатации находятся более 20 000 лопаток последних ступеней турбин К-200-130 ЛМЗ, К-300-240 ХТГЗ, К-300-240 ЛМЗ, К-220-44 ХТГЗ, К-800-240 ЛМЗ Ставропольской ГРЭС, Костромской ГРЭС, Рязанской ГРЭС, Березовской ГРЭС-1, ГРЭС-24, Заинской ГРЭС, Ириклинской ГРЭС, Кольской АЭС и др.

16. ОБСЛЕДОВАНИЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ВПУ С РАЗРАБОТКОЙ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ИХ РАБОТЫ И ПРОВЕДЕНИИ НАЛАДОЧНЫХ РАБОТ

Условия работы ВПУ многих ТЭС значительно изменились, появились на рынке новые материалы, реагенты, ионообменные смолы. Внедрение их позволяет получить значительный экономический эффект без реконструкции ВПУ.

Специалисты ОАО «ВТИ» выполняют обследование ВПУ, разрабатывают малозатратные мероприятия по оптимизации работы ВПУ и оказывают помощь при их внедрении. Результатами проведенных мероприятий становятся новые режимные карты работы оборудования, пересмотренные инструкции по эксплуатации.

17. ПРОВЕДЕНИЕ ПАРОВОДОКИСЛОРОДНЫХ ОЧИСТОК, ПАССИВАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ, ТУРБИН И ИНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

Применение пароводокислородных обработок энергетических котлов и энергоблоков в целом позволяет решить одновременно проблемы частичной очистки поверхностей нагрева и проточной части турбин, пассивации и консервации оборудования практически без применения химических реагентов.

ОАО «ВТИ» разработаны методические указания (МУ) по применению этой технологии как для предпусковых очисток оборудования, так и для эксплуатационных. В связи с тем, что характер эксплуатационных отложений может быть чрезвычайно разнообразным, технологию и схему обработки необходимо выбирать применительно к каждому объекту. Для конкретного объекта разрабатываются технологический регламент и технологическая схема. Оказывается техническая помощь при внедрении технологии.

18. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОНСЕРВАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ДЛИТЕЛЬНЫХ ПРОСТОЯХ

ОАО «ВТИ» предлагает способы консервации энергетических и водогрейных котлов пленкообразующими ингибиторами коррозии или воздухом.

Консервация пленкообразующими ингибиторами

Достоинства консервации этими ингибиторами заключается в следующем:

консервация проводится при комнатной температуре;

консервирующий раствор может использоваться повторно, т.е. оборудование может консервироваться по очереди одним и тем же раствором ингибитора, что дает существенную экономию;

после создания защитной пленки консервирующий раствор может быть слит (это дает возможность проводить ремонт или замену оборудования) или оставлен до окончания срока консервации.

ОАО «ВТИ» предлагает консервацию энергетических котлов малотоксичными ингибиторами коррозии Н-М-1 и Д-Щ и консервацию водогрейных котлов нетоксичным ингибитором Минкор-12.

Срок защитного действия ингибиторов при сливе растворов составляет 6 месяцев, при нахождении раствора ингибитора в объеме на все время консервации - до двух лет.

Консервация воздухом

Данная технология позволяет:

консервировать оборудование с первых суток останова;

защищать внутренние поверхности от атмосферной коррозии безреагентным методом на длительный период простоя;

осуществлять текущие ремонтные работы на законсервированном оборудовании;

сокращать время восстановления водно-химического режима до норм ПТЭ при пуске после простоя.

ОАО «ВТИ» предлагает вентиляционные возду-хоосушительные установки типа ВОУ и вентиляционные осушительно-нагревательные установки типа БОНУ, предназначенные для консервации котлов и турбин, а также свои услуги при проведении консервации.

19. РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫХ И ВРЕМЕННО СОГЛАСОВАННЫХ ВЫБРОСОВ (ПДВ И ВСВ) ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ДЛЯ ТЭС

ОАО «ВТИ» много лет разрабатывает проекты ПДВ для ТЭС с проведением инвентаризации выбросов загрязняющих веществ и согласованием в органах Роспотребнадзора и Ростехнадзора.

Реконструкция и модернизация оборудования ТЭС сопровождается экологическим обоснованием и корректировкой действующих документов по нормированию выбросов загрязняющих веществ. Кроме того, возможна корректировка границ СЗЗ, если по экологическим показателям с учетом ввода нового оборудования это необходимо. При корректировке тома ПДВ устанавливаются нормативы удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по методике, разработанной ВТИ и рекомендованной МПР к применению в 2009 г.

Введение нового более эффективного золоулавливающего оборудования позволяет во многих случаях обосновать уменьшение коэффициента оседания золы в атмосфере и скорректировать норматив ПДВ в сторону его увеличения без нарушения природоохранных требований. Это особенно актуально в связи с увеличением доли твердого топлива в структуре топливного баланса.

20. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО МАЛОЗАТРАТНОЙ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОФИЛЬТРОВ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭС

Установленные на угольных ТЭС электрофильтры морально и физически устаревших типов ПГД, ДГПН, ПГД, ПГДС с высотой электродов до 7,5 м к настоящему времени выработали ресурс, имеют недостаточные габариты для обеспечения нормативных выбросов летучей золы в атмосферу и нуждаются в существенной реконструкции с целью многократно снизить выбросы летучей золы. Более новые аппараты типов УГЗ, ЭГА, ЭГБ и ЭГД с высотой электродов 9-12 м, как правило, также не обеспечивают проектных показателей очистки и нуждаются в модернизации, которая обеспечит снижение выбросов летучей золы в 2-3 раза. В связи с этим необходима разработка технических решений, позволяющих без увеличения габаритов, при умеренных затратах снизить выбросы золы и повысить надежность работы аппаратов. К таким решениям можно отнести:

Установку приставки микросекундного разряда к агрегатам питания;

Установку системы автоматического контроля и оптимизации режимов электропитания и отряхивания электродов;

Установку автоматизированной системы выгрузки золы.

Результатом работы будет техническая документация по модернизации электрофильтров; комплектация, поставка и наладка оборудования. Ожидается снижение выбросов летучей золы в 2-3 раза и расхода воды на гидрозолоудаление в 2 раза.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленные технические решения не исчерпывают всего пакета предложений ОАО «ВТИ», направленного на повышение надежности и эффективности эксплуатации установленного оборудования ТЭС. Мы готовы внимательно изучать пожелания заказчиков и находить оптимальные решения по обозначенным проблемам.

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ НАДЁЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ

ЛАМП БЕГУЩЕЙ ВОЛНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В

ВЫХОДНЫХ УСИЛИТЕЛЯХ СПУТНИКОВ СВЯЗИ

Ученый секретарь

диссертационного совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Актуальность разрабатываемой проблемы.

В бортовой аппаратуре космических аппаратов различного назначения широко используются широкополосные лампы бегущей волны (ЛБВ) О - типа со спиральными замедляющими системами (ЗС). Надёжность, электрические и массогабаритные параметры этих ЛБВ в значительной мере определяют качество бортовых радиопередатчиков.

8. , Шалаев свидетельство № 000 на изобретение "Лампа бегущей волны". Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений СССР 15 августа 1989 г. Заявка № 000. Приоритет изобретения от 01.01.01 г.

9. , Шалаев свидетельство № 000 на изобретение "Лампа бегущей волны". Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений СССР 3 января 1992 г. Заявка № 000. Приоритет изобретения от 4 августа 1989 г.

Публикации в других изданиях

10. Шалаев П. Д. Результаты экспериментальных исследований спиральной ЛБВ с высоким электронным КПД в двухчастотном режиме работы / , //9-я Международная научно-техническая конференция Актуальные проблемы электронного приборостроения. АПЭП-2010" Саратов. Изд. СГТУ. 22 – 23 сентября 2010 . С. 157 – 162.

11. Шалаев П. Д. Результаты исследования амплитудных характеристик спиральной ЛБВ с высоким КПД электроники / , // Материалы научно-технической конференции "Электронная и вакуумная техника: Приборы и устройства. Технология. Материалы". Саратов. ОАО "НПП "Контакт". Изд. Саратовского ун-та. 24 – 25 сентября 2009. Выпуск 3. С

12. Шалаев П. Д. Технология и обеспечение качества ЛБВ для бортовой аппаратуры космических платформ. / , // Материалы научно-технической конференции "Электронные приборы и устройства СВЧ". .Саратов. ФГУП "НПП "Алмаз". Изд. Саратовского ун-та. 28 – 30 августа 2007. С.

13. Шалаев П. Д. Об анализе направлений повышения КПД ЛБВ / Шалаев П. Д // Материалы международной научно-технической конференции "Актуальные проблемы электронного приборостроения. АПЭП-2006". Саратов. Изд. СГТУ. 20 – 21 сентября 2006. С. 120 – 127.

14. Об одной возможности оценки конструктивных ограничений электронного КПД спиральных ЛБВ / Шалаев П. Д. // Материалы международной научно-технической конференции " Радиотехника и связь". Саратов. Изд. СГТУ. 18 – 20 мая 2005 . С. 372 – 377.

15. Шалаев П. Д. О корреляции флуктуаций расчётных параметров многоступенчатых коллекторных систем с погрешностями численной модели/ , // Материалы международной научно-технической конференции "Актуальные проблемы электронного приборостроения. АПЭП-2000". Саратов. Изд-во СГТУ. 2000. С. 159 – 164.

16. Шалаев П. Д. Результаты разработки образца ЛБВ средней мощности в трёхсантиметровом диапазоне с КПД до 69%. / // Материалы научно-технической конференции "Перспективы развития электроники и вакуумной техники на период 2001 – 2006 гг." Саратов. ГНПП "Контакт". Изд. Саратовского ун-та. 22 – 23 февраля 2001. С 6

17. Шалаев П. Д. Малогабаритный усилитель СВЧ-мощности Х-диапазона частот с большим КПД и повышенной линейностью характеристик / , // Материалы научно-технической конференции "Электронные приборы и устройства нового поколения". Саратов. Изд. Саратовского ун-та. 14 – 15 февраля 2002. С.

18. Шалаев П. Д. Исследование амплитудно-фазовых характеристик спиральных ЛБВ средней мощности с высоким электронным КПД / , // Материалы научно-технической конференции "Перспективные направления развития электронного приборостроения". Саратов. ФГУП "НПП "Контакт". Изд. Саратовского ун-та. 18 – 19 февраля 2003. С

19. Shalaev P. D. High-Perveance Electron Optic System with Low-Voltage Non-Gridded Control / Babanov G. N., Morev S. P., Shalaev P. D.// Proceeding of the Fourth International Vacuum Electron Sources Conference. Saratov, Russia, July 15-19, 2002. Saratov: Publishing House of the State Educational & Scientific Center “College”, 2002. P.315-316.

20. Шалаев П. Д. Новые технологии в ЛБВ для бортовых и наземных систем спутниковой связи / , // Материалы научно-практической конференции РАСУ "Новые технологии в радиоэлектронике и системах управления". Саратов. ФГУП "НПП "Алмаз". Изд. Саратовского ун-та. 22 – 25 сентября 2003 . С. 274 – 286.

_____________________________

1 Кац в лампах с бегущей волной. Часть 1. Лампа с бегущей волной О-типа / , // Изд. СГУ. 1964. С. 143.