34
ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ
ЭНЕРГИЯ
Э
поха
использования
ветря
-
ных
мельниц
как
генера
-
торов
датируется
началом
XX
века
.
Первая
ветряная
турбина
,
предназначенная
для
вы
-
работки
электроэнергии
,
была
по
-
строена
в
Дании
в
1890
году
.
Она
снабжала
электричеством
сельские
районы
страны
.
Примерно
в
это
же
время
американским
конструктором
Чарльзом
Ф
.
Брашем
в
штате
Огайо
была
сооружена
ветроэнергетиче
-
ская
установка
(
ВЭУ
)
мощностью
12
кВт
.
Презентация
абсолютно
ин
-
новационной
,
на
тот
момент
,
аль
-
тернативы
ископаемому
топливу
вызвала
большой
интерес
у
мирово
-
го
сообщества
.
Во
многих
ведущих
странах
,
в
том
числе
и
в
России
,
на
-
капливался
и
развивался
передовой
опыт
в
генерации
электроэнергии
из
энергии
ветра
вплоть
до
начала
со
-
роковых
годов
[1].
Первый
кризис
,
с
которым
встре
-
тилась
ветроэнергетика
,
относится
к
периоду
с
1940-
х
по
1970-
е
годы
и
связан
с
интенсивным
развитием
передающих
и
распределительных
сетей
,
обеспечивающих
независи
-
мое
от
погодных
условий
энерго
-
снабжение
,
отличающееся
к
тому
же
низкой
стоимостью
.
Именно
этот
период
можно
назвать
застойным
не
только
для
ветроэнергетики
,
но
и
других
альтернативных
источни
-
ков
энергии
[2].
Высокий
уровень
турбулентно
-
сти
,
нарушение
производственных
,
рыночных
и
логистических
связей
в
нефтяном
секторе
экономики
в
1973
году
предопределили
необхо
-
димость
диверсификации
способов
получения
энергии
,
актуализировав
тем
самым
ускорение
темпов
раз
-
вития
возобновляемых
источников
энергии
.
Позднее
авария
на
Черно
-
быльской
АЭС
закрепила
этот
ин
-
терес
,
особенным
спросом
стала
пользоваться
энергия
ветра
.
Начи
-
ная
с
1980-
х
годов
во
многих
странах
активировался
процесс
разработок
и
исследований
ветряных
турбин
различной
мощности
[3].
А
в
тече
-
ние
последних
двух
десятилетий
ветер
является
самым
быстрора
-
стущим
источником
энергии
в
мире
с
ежегодным
приростом
около
20%.
На
рисунке
1
показан
рост
суммар
-
ной
установленной
мощности
вет
-
роэнергетических
установок
(
ВЭУ
)
с
2005
по
2021
год
.
Также
за
последнее
десятиле
-
тие
все
больший
интерес
вызывают
морские
ВЭУ
,
которые
в
сравнении
с
традиционными
установками
,
размещаемыми
на
суше
,
способ
-
ны
производить
большее
количе
-
ство
энергии
ввиду
более
сильного
морского
ветра
.
По
состоянию
на
2021
год
практически
20%
процен
-
тов
всех
вводимых
в
эксплуатацию
турбин
были
представлены
морски
-
ми
установками
(
рисунок
2) [4].
Для
удовлетворения
растущего
спроса
электроэнергии
в
значитель
-
ной
степени
возросла
единичная
мощность
установок
.
Современные
ВЭУ
имеют
более
длинные
лопасти
,
большую
высоту
башни
,
а
также
раз
-
мещаются
все
дальше
в
открытом
море
для
увеличения
площади
охва
-
та
энергии
ветра
и
,
следовательно
,
роста
вырабатываемой
мощности
.
В
таблице
1
показаны
средние
раз
-
Ключевые
слова
:
ветроэнергетическая
установка
,
энергоэффективность
,
неисправность
,
обледенение
лопастей
Анализ факторов, снижающих
энергоэффективность работы
ветроэнергетических станций
УДК
621.311.24
В
статье
рассмотрено
влияние
погодных
и
климатических
условий
на
надежность
рабо
-
ты
ветроэнергетических
установок
.
В
результате
анализа
было
выявлено
,
что
наиболее
уязвимыми
к
отказу
элементами
ветроустановки
являются
системы
управления
и
кон
-
троля
.
Также
в
статье
было
рассмотрено
влияние
возникновения
наледи
на
лопастях
ветроагрегатов
на
общий
недоотпуск
электроэнергии
.
Было
обнаружено
,
что
обледене
-
ние
лопастей
может
быть
причиной
появления
повышенного
шума
и
вибрации
,
пере
-
грузки
генератора
,
уменьшения
выходной
мощности
,
а
также
прекращения
работы
ветроустановки
в
целом
.
Шпенст
В
.
А
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
,
декан
энергетического
факультета
Санкт
-
Петербургского
горного
университета
Ермолович
В
.
С
.,
аспирант
энергетического
факультета
Санкт
-
Петербургского
горного
университета
35
меры
ветряных
турбин
за
период
с
1980
года
по
на
-
стоящее
время
[5].
Эксплуатация
крупных
морских
ветряных
турбин
в
суровых
климатических
условиях
и
при
наличии
сильно
изменяющихся
стохастических
нагрузок
часто
приводит
к
возникновению
неисправностей
,
требующих
увеличения
плановых
графиков
техни
-
ческого
обслуживания
.
Увеличение
частоты
слу
-
чаев
технического
обслуживания
несет
за
собой
ряд
негативных
последствий
,
к
которым
,
в
первую
очередь
,
относятся
более
высокие
затраты
на
экс
-
плуатацию
ВЭУ
,
а
также
меньшую
вырабатываемую
мощность
из
-
за
увеличения
времени
простоя
уста
-
новки
.
Соответственно
стоимость
вырабатываемой
энергии
,
как
правило
,
увеличивается
и
,
следова
-
тельно
,
использование
ветроэнергетики
может
быть
менее
привлекательным
по
сравнению
с
дру
-
гими
традиционными
ресурсами
[6].
К
примеру
,
на
сегодняшний
день
затраты
на
техническое
обслу
-
живание
морских
ВЭУ
за
двадцатилетний
период
эксплуатации
оцениваются
в
20–25%
от
общей
при
-
были
установок
и
10–15%
для
береговых
турбин
[7].
На
рисунке
3
проиллюстрированы
среднегодовые
частоты
отказов
компонентов
ветряных
турбин
и
соответствующее
время
,
необходимое
на
ликви
-
дацию
поломки
[8].
С
течением
времени
количество
отказов
ветря
-
ных
турбин
в
большой
степени
сократилось
.
Это
стало
следствием
более
надежного
производства
компонентов
ветроэнергетических
установок
,
ко
-
торое
стало
возможным
благодаря
постоянным
усилиям
по
разрешению
и
устранению
обычных
причин
отказа
.
Однако
с
постоянно
растущим
промышленным
объемом
ВЭУ
возникают
новые
проблемы
и
трудности
,
становящиеся
причинами
новых
сбоев
установок
.
Некоторые
из
этих
отка
-
зов
связаны
со
старением
турбин
,
достижением
установленных
пределов
срока
эксплуатации
,
не
-
которые
связаны
с
дефектами
материалов
и
не
-
достатками
производственного
процесса
и
,
нако
-
нец
,
часть
из
них
представляют
собой
новые
виды
сбоев
,
связанные
с
увеличением
размером
ротора
и
высоты
ступицы
.
На
рисунке
4
показано
количе
-
ство
аварий
с
ВЭУ
,
произошедших
во
всем
мире
с
2000
по
2017
год
[9].
Из
представленной
статистики
очевидно
,
что
в
пе
-
риод
,
когда
количество
эксплуатируемых
установок
Табл
. 1.
Рост
размеров
ВЭУ
Длина
лопасти
,
м
Высота
башни
,
м
Номинальная
мощность
,
кВт
Период
Размещение
8,5
30
75
1980–1990
Береговое
15
45
300
1990–1995
Береговое
25
60
750
1995–2000
Береговое
35
70
1500
2000–2005
Береговое
40
95
1800
2005–2010
Береговое
50
100
3000
2010–
н
.
в
.
Береговое
62,5
130
5000
2010–
н
.
в
.
Морское
75
160
10 000
в
перспективе
Береговое
125
220
20 000
в
перспективе
Морское
У
ст
анов
ленная
мощность
,
ГВ
т
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
201
1
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Азия
Европа
Северная
Америка
Рис
. 1.
Суммарная
установленная
мощность
ВЭУ
по
годам
Го
дов
ая
част
от
а
от
казо
в
, %
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
6
5
4
3
2
1
0
Время
прост
оя
(
дней
)
Э
лек
трическ
ая
сист
ема
Башня
ро
тора
М
ех
анический
тормо
з
Лопасти
Трансмиссия
Генера
то
р
Центр
управ
ления
Прив
од
Гидрав
лическ
ая
сист
ема
Сист
ема
ориент
ации
по
ве
тр
у
Э
лек
тронное
управ
ление
Да
тчики
Рис
. 3.
Частота
отказов
компонентов
ВЭУ
и
время
их
простоя
Рис
. 2.
Годовые
приросты
водимых
в
эксплуатацию
мор
-
ских
и
береговых
ВУЭ
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Проц
ент
морских
ус
танов
ок
от
общ
ег
о
числа
ВЭС
, %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
морские
береговые
процент
морских
ВЭС
У
ст
анов
ленная
мощность
,
ГВ
т
№
4 (79) 2023
36
ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ
ЭНЕРГИЯ
было
ниже
,
количество
аварийных
ситуаций
также
было
меньше
(
например
, 2000–2005
годы
),
увеличи
-
ваясь
в
соответствии
с
растущим
количеством
уста
-
новок
ветряных
турбин
.
В
период
с
2000
по
2005
год
среднее
количество
сбоев
составляло
57
в
год
,
а
в
2006–2010
годах
это
цифра
достигла
118
проис
-
шествий
в
год
.
В
период
с
2013
по
2017
год
среднее
количество
аварийных
ситуаций
достигло
примерно
167
случаев
в
год
[9].
Сравнительный
анализ
аварий
ВЭУ
по
причине
проблем
с
лопастями
и
конструкции
башни
представ
-
лен
на
рисунке
5.
Из
рисунка
видно
,
что
количество
отказов
ком
-
понентов
конструкции
башни
намного
меньше
,
чем
отказов
лопастей
.
Максимальное
количество
отказов
лопастей
ВЭУ
(35)
произошло
в
2013
году
,
а
количество
отказов
по
причине
проблем
с
баш
-
ней
(16) —
в
2009
году
.
Это
означает
,
что
требуется
дальнейшее
технологическое
совершенствование
в
области
использования
ветряных
лопастей
,
тех
-
нологий
их
изготовления
и
разработки
новых
ма
-
териалов
для
уменьшения
числа
отказов
.
Повреж
-
дения
лопастей
могут
привести
к
их
разрушению
с
последующим
отрывом
от
ротора
.
С
учетом
цен
-
тробежной
силы
,
образующейся
при
вращении
,
кусок
лопасти
при
отрыве
от
башни
может
пройти
до
1,6
км
в
зависимости
от
размера
и
скорости
вра
-
щения
[10].
На
основе
опыта
эксплуатации
китайских
ветро
-
энергетических
станций
[11]
были
представлены
обобщенные
данные
по
причинам
аварий
основных
компонентов
ВЭУ
(
лопастей
ротора
,
генераторов
,
редукторов
,
преобразователей
энергии
,
систем
ре
-
гулирования
и
ориентации
по
ветру
).
Исследование
выявило
четыре
основных
причины
возникновения
аварийных
ситуаций
.
К
ним
относятся
:
–
недостаточное
технологическое
оснащение
;
–
низкое
качество
материала
ввиду
ценовой
конку
-
ренции
;
–
стандарты
проектирования
и
климатические
раз
-
личия
размещения
ВЭС
;
–
отсутствие
необходимых
сертификаций
качества
.
Определенное
влияние
на
частоту
отказов
и
вре
-
мени
простоя
играют
погодные
условия
.
В
ходе
про
-
веденного
исследования
[12]
были
собраны
данные
,
сопоставляющие
число
аварий
ВЭУ
и
определенные
погодные
условия
.
Была
выявлена
корреляционная
зависимость
между
отказами
установок
и
погодными
данными
,
такими
как
скорость
ветра
,
температура
и
влажность
.
Годовая
частота
сбоев
ветряных
тур
-
бин
при
среднесуточной
скорости
ветра
(
рисунок
6)
показывает
,
что
по
мере
увеличения
скорости
ветро
-
вого
потока
наблюдается
тенденция
увеличения
ава
-
рийных
ситуаций
в
системах
ориентации
по
ветру
,
трансмиссии
,
а
также
в
системах
управления
.
Из
этого
рисунка
видно
,
что
максимальная
часто
-
та
отказов
вышеупомянутых
компонентов
ветряной
турбины
приходится
на
среднюю
скорость
ветра
12–14
м
/
с
.
Исследования
,
проведенные
Сате
[13],
показали
,
что
устойчивый
ветровой
поток
оказывает
влияние
на
нагрузку
башни
и
несущего
винта
,
при
этом
практически
не
влияя
на
нагрузку
лопастей
.
В
свою
очередь
,
основной
причиной
повреждений
лопастей
ВЭУ
является
их
старение
,
которое
может
быть
в
значительной
мере
ускорено
под
действи
-
ем
экстремальных
ветров
.
Штормовой
ветер
может
стать
следствием
расслоения
лопастей
и
появления
на
них
трещин
.
Анализ
обрушения
двух
турбин
,
вы
-
званных
тайфуном
на
Тайване
в
2008
году
,
показал
,
что
характер
повреждения
лопастей
установок
об
-
условлен
усталостными
нагрузками
,
человеческими
Рис
. 5.
Сравнительная
статистика
отказов
лопастей
установки
и
конструкций
башни
Рис
. 4.
Статистика
аварий
ВЭУ
с
2000
по
2017
год
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Числ
о
ав
арий
Числ
о
ав
арий
2005
2005
2006
2006
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
2010
201
1
201
1
2012
2012
2013
2013
2014
2014
2015
2015
2016
2016
2017
2017
2002
2002
2003
2003
2004
2004
2000
2000
2001
2001
проблемы
лопастей
проблемы
конструкции
Рис
. 6.
Зависимость
частоты
сбоя
различных
элемен
-
тов
ВЭУ
от
средней
скорости
ветра
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Отк
аз
ов
на
одну
ус
тановк
у
в
год
3 5 7 9 11 13 15
Скорость
ветра
,
м
/c
система
управления
система
ориентации
по
ветру
трансмиссия
37
ошибками
при
установке
ВЭУ
,
а
также
низкой
проч
-
ностью
материала
.
Помимо
лопастей
ветроустановки
,
системы
управления
и
ориентации
по
ветру
огромную
про
-
блему
надежности
эксплуатации
ВЭУ
с
редуктором
представляет
коробка
передач
.
Согласно
статисти
-
ке
,
за
последние
10
лет
наибольшее
число
сбоев
в
работе
ветровых
турбин
приходится
именно
на
редуктор
.
Как
правило
,
отказ
редуктора
приводит
к
самому
длительному
простою
и
максимальным
экономическим
потерям
по
сравнению
с
потерями
,
вызванными
отказами
других
компонентов
ветряных
турбин
.
Основными
факторами
,
приводящими
к
по
-
вреждению
коробки
передач
,
являются
износ
и
об
-
разование
усталостных
нагрузок
[14].
Кроме
недоотпуска
электроэнергии
,
вызванно
-
го
сбоями
элементов
ветроэнергетической
уста
-
новки
,
по
мере
роста
единичной
мощности
турбин
становится
все
более
актуальной
проблема
об
-
леденения
их
лопастей
.
Дело
в
том
,
что
энергия
ветра
и
плотность
воздуха
в
теплом
климате
ниже
,
чем
в
холодном
.
В
связи
с
этим
,
северные
реги
-
оны
являются
более
перспективными
областями
для
установки
ветряных
турбин
.
Однако
в
холод
-
ных
регионах
возникают
определенные
проблемы
с
обледенением
лопастей
турбины
.
Образование
наледи
на
ВЭУ
снижает
фактическую
выработку
установки
.
Ежегодные
производственные
потери
ветряных
турбин
могут
составлять
до
50%
в
за
-
висимости
от
частоты
и
продолжительности
обле
-
денения
.
Кроме
снижения
энергоэффективности
,
наледь
является
причиной
возникновения
допол
-
нительных
вибраций
ротора
,
повышения
уровня
шума
и
снижения
аэродинамических
свойств
лопа
-
стей
установки
.
Также
с
накоплением
льда
увели
-
чивается
вес
турбины
,
а
также
снижается
ее
экс
-
плуатационный
срок
.
Согласно
исследованию
,
проведенному
в
ра
-
боте
[15],
около
2%
отказов
ветряных
турбин
при
-
Табл
. 2.
Вероятность
возникновения
негативных
последствий
обледенения
ВЭУ
Наименования
негативного
эффекта
Частота
возникновения
, %
Остановка
работы
установки
89
Уменьшение
выходной
мощности
13
Повышенная
вибрация
5
Повышенный
шум
2
Увеличение
скорости
лопастей
1
Перегрузка
генератора
1
Другие
эффекты
5
Табл
. 3.
Годовой
недоотпуск
электроэнергии
по
причине
обледенения
лопастей
ВЭУ
[35]
Время
обледенения
,
%
в
год
Потери
электроэнергии
,
%
в
год
0–0,5
0–0,5
0,5–3
0,5–5
3–5
3–12
5–10
10–25
>10
>20
ходится
на
обледенение
.
В
таблице
2
собраны
усредненные
данные
по
последствиям
,
возникаю
-
щим
из
-
за
образования
наледи
на
лопастях
уста
-
новок
.
Ежегодные
потери
электроэнергии
в
результате
обледенения
лопастей
ВЭУ
представлены
в
табли
-
це
3 [15].
Таким
образом
,
несмотря
на
то
что
в
области
ветро
-
энергетики
были
решены
многие
проблемы
,
связанные
с
надежностью
и
энергоэффективностью
,
повышение
объемов
производства
,
а
также
тенденция
к
увеличе
-
нию
размеров
ВЭУ
порождает
ряд
новых
трудностей
,
нуждающихся
в
тщательном
рассмотрении
.
№
4 (79) 2023
38
ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ
ЭНЕРГИЯ
ВЫВОДЫ
Повышение
энергетической
эффективности
ра
-
боты
ветроэнергетических
станций
во
многом
за
-
висит
от
надежности
ее
отдельных
компонентов
.
В
частности
,
значительный
недоотпуск
электро
-
энергии
происходит
по
причине
аварийного
вы
-
хода
из
строя
частей
,
на
ремонт
которых
требуют
-
ся
большие
временные
затраты
.
В
ходе
анализа
было
выявлено
,
что
наибольшее
время
простоя
ветроустановки
происходит
по
причине
поломок
генератора
,
привода
и
системы
трансмиссии
.
Предельное
время
восстановления
данных
ком
-
понентов
может
составлять
5,5
дней
.
Также
было
установлено
,
что
наибольшая
частота
отказов
элементов
ВЭУ
происходит
при
средней
скорости
ветра
в
13
м
/c.
Значительное
влияние
на
сниже
-
ние
энергоэффективности
ветроустановок
,
в
том
числе
,
может
оказывать
образование
наледи
на
лопастях
.
Потери
электроэнергии
по
этой
причине
могут
составлять
более
20%
в
год
.
ЛИТЕРАТУРА
/ REFERENCE
1.
Зубова
Н
.
В
.,
Митрофанов
С
.
В
.
Возобновляемые
источники
энер
-
гии
:
энергия
воды
и
ветра
.
Ново
-
сибирск
:
НГТУ
, 2021. 210
с
. / Zu-
bova N.V., Mitrofanov S.V. Renewable
energy sources: water and wind
energy. Novosibirsk, NSTU, 2021.
210 p. (In Russian)
2.
Бутузов
В
.
А
.,
Безруких
П
.
П
.,
Гриб
-
ков
С
.
В
.
Сто
лет
развития
ветро
-
энергетики
в
России
.
часть
2 //
Окружающая
среда
и
энергове
-
дение
, 2021,
№
4.
С
. 18–34 / Bu-
tuzov V.A., Bezrukikh P.P., Grib-
kov S.V. One hundred years of de-
veloping the wind power in Russia.
Part 2 //
Okruzhayushchaya sreda
i energovedeniye
[Environment and
energy maintenance], 2021, no. 4,
pp. 18-34. (In Russian)
3.
Гапич
Д
.
С
.,
Ханин
Ю
.
И
.,
Нем
-
ченко
А
.
В
.,
Лихолетов
Е
.
А
.
Ве
-
троэнергетика
:
состояние
,
про
-
блемы
и
перспективы
развития
//
Инновации
и
инвестиции
, 2022,
№
4.
С
. 228–231 / Gapich D.S.,
Khanin Yu.I., Nemchenko A.V., Lik-
holetov E.A. Wind power: the pres-
ent-day situation, issues and future
development // Innovatsii i investitsii
[Innovations and investments], 2022,
no. 4, pp. 228-231. (In Russian)
4. Ren Zh., Verma A.Sh., Li Y., Teu-
wen J.J.E., Jiang Zh. Offshore wind
turbine operations and maintenance:
A state-of-the-art review. Renewable
and Sustainable Energy Reviews,
2021, vol. 144, p. 110886.
5. Simani S. Overview of Modelling
and Advanced Control Strategies
for Wind Turbine Systems. Ener-
gies, 2015, vol. 8, no. 12, pp. 13395-
13418.
6. Alhmoud L., Wang B. A review of
the state-of-the-art in wind-energy
reliability analysis. Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 2017,
vol. 81, part 2, pp. 1643-1651.
7. Zhao X., Ren L. Focus on the de-
velopment of offshore wind power in
China: Has the golden period come?
Renewable energy, 2015, vol. 81,
pp. 644-657.
8. Carroll J., McDonald A. McMillan D.
Failure rate, repair time and un-
scheduled O&M cost analysis of off-
shore wind turbines. Wind Energy,
2016, vol. 19, no. 6, pp. 1107-1119.
9. Rehman S., Alam M., Alhems M.L.
A review of wind-turbine structur-
al stability, failure and alleviation.
URL: http://www.i-asem.org/pub-
lication_conf/acem18/1.AWAS18/
T4A.1.WS2131_4747F1.pdf.
10. Olabi A., Wilberforce T., Elsaid Kh.,
et al. A Review on Failure Modes of
Wind Turbine Components. Enegies,
2021, vol. 14, no. 17, p. 5241.
11. Lin Y., Tu L., Liu H., Li W. Fault
analysis of wind turbines in China.
Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 2016, vol. 55, pp. 482-490.
12. Wilson G., McMillan D. Assessing
wind farm reliability using weather
dependent failure rates. Journal of
Physics: Conference Series, 2014,
vol. 524, no. 1, p. 012181.
13. Sathe A., Mann J., Barlas T. In
fl
u-
ence of atmospheric stability on wind
turbine loads. Wind Energy, 2013,
vol. 16, no. 7, pp. 1013-1032.
14. Crabtree C.J., Feng Y., Tavner P.J.
Detecting incipient wind turbine
gearbox failure: A signal analysis
method for on-line condition moni-
toring. European Wind. Energy Con-
ference and Exhibition, 2010. URL:
https://www.researchgate.net/publi-
cation/228436287.
15. Fakorede O., Feger Z., Ibrahim H.,
et al. Ice protection systems for wind
turbines in cold climate: character-
istics, comparisons and analysis. In
Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 2016, vol. 65, pp. 662-675.
В
книге
рассматриваются
проблемы
эффективности
эксплуатации
и
обе
-
спечения
технического
состояния
погружных
электроустановок
(
ПЭУ
)
нефтедобычи
и
реализации
путей
ее
повышения
с
учетом
обобщения
и
анализа
опыта
их
эксплуатации
.
Производится
классификация
и
анализ
результатов
эксплуатационных
физических
воздействий
на
ПЭУ
,
их
сопо
-
ставление
со
статистическими
данными
эксплуатации
и
формулируются
практические
мероприятия
и
рекомендации
,
направленные
на
обеспечение
и
повышение
надежности
ПЭУ
.
Книга
предназначена
для
инженерно
-
тех
-
нического
персонала
эксплуатации
и
проектирования
электроснабжения
погружного
электрооборудования
в
нефтедобыче
,
а
также
преподавате
-
лей
,
аспирантов
и
студентов
старших
курсов
бакалавриата
и
магистратуры
электротехнических
специальностей
вузов
.
Издательство
журнала
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
», 2023. 192
с
.
Романов
В
.
С
.,
Гольдштейн
В
.
Г
.
Повышение эффективности эксплуатации
погружных электроустановок
нефтедобычи
В
кн
спеч
нефт
и
ана
резул
ставл
прак
и
по
ниче
по
гру
лей
,
элек
Издат
П
Книга
доступна
на
сайте
издательства
www.eepir.ru
Оригинал статьи: Анализ факторов, снижающих энергоэффективность работы ветроэнергетических станций
В статье рассмотрено влияние погодных и климатических условий на надежность работы ветроэнергетических установок. В результате анализа было выявлено, что наиболее уязвимыми к отказу элементами ветроустановки являются системы управления и контроля. Также в статье было рассмотрено влияние возникновения наледи на лопастях ветроагрегатов на общий недоотпуск электроэнергии. Было обнаружено, что обледенение лопастей может быть причиной появления повышенного шума и вибрации, перегрузки генератора, уменьшения выходной мощности, а также прекращения работы ветроустановки в целом.
