WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Структура ремонтного цикла определяет последовательность различных видов ремонта и работ по техническому обслуживанию оборудования в пределах одного ремонтного цикла [25].

Все ремонты оборудования подразделяются (классифицируются) на несколько видов в зависимости от степени подготовленности, объема выполняемых работ и метода выполнения ремонта.

Неплановый ремонт — ремонт, проведение которого осуществляется без предварительного назначения [25]. Неплановые ремонты выполняются при возникновении дефектов оборудования, приводящих к его отказам.

Плановый ремонт — ремонт, проведение которого осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации (НТД) [25]. Плановый ремонт оборудования основан на изучении и анализе ресурса деталей и узлов с установлением технически и экономически обоснованных норм.

Плановый ремонт паровой турбины подразделяется на три основных вида: капитальный, средний и текущий.

Капитальный ремонт — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и восстановления полного или близкого к полному ресурса оборудования с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые [25].

Капитальный ремонт — наиболее объемный и сложный вид ремонта, при его выполнении вскрываются все подшипники, все цилиндры, разбираются валопровод и проточная часть турбины. Если капитальный ремонт выполняется в соответствии с типовым технологическим процессом, то он называется типовым капитальным ремонтом. Если капитальный ремонт выполняется средствами, отличающимися от типовых, то такой ремонт относится к специализированному ремонту с наименованием производного вида от типового капитального ремонта.

Если капитальный типовой или капитальный специализированный ремонт выполняется на паровой турбине, отработавшей в эксплуатации более 50 тыс. ч, то такой ремонт подразделяется на три категории сложности; наиболее сложные ремонты имеют третью категорию. Категорирование ремонтов применяется обычно к турбинам энергоблоков мощностью от 150 до 800 МВт.

Категорирование ремонтов по степени сложности направлено на то, чтобы компенсировать трудовые и финансовые затраты в связи с износом частей турбины и образованием в них новых дефектов наряду с теми, которые проявляются при каждом ремонте.

Текущий ремонт — ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования, и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей [25].

Текущий ремонт паровой турбины наименее объемный, при его выполнении могут быть вскрыты подшипники или разобраны один-два регулирующих клапана, возможно вскрытие клапана автоматического затвора. Для блочных турбин текущий ремонт подразделяется на две категории сложности: первую и вторую (наиболее сложные ремонты имеют вторую категорию).

Средний ремонт — ремонт, выполняемый в объеме, установленном в НТД [25], для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса оборудования с заменой или восстановлением отдельных составных частей и контролем их технического состояния.

Средний ремонт паровой турбины отличается от капитального и текущего тем, что его номенклатура включает частично объемы и капитального, и текущего ремонтов. При выполнении среднего ремонта может быть вскрыт один из цилиндров турбины и частично разобран валопровод турбоагрегата, может быть также вскрыт стопорный клапан и выполнен частичный ремонт регулирующих клапанов и узлов проточной части вскрытого цилиндра.

Все виды ремонта объединяют следующие признаки: цикличность, продолжительность, объемы, финансовые затраты.

Цикличность — это периодичность проведения того или другого вида ремонта в масштабе лет, например между последующим и предыдущим капитальным ремонтом должно пройти не более 5...6 лет, между последующим и предыдущим средним ремонтом должно пройти не более 3 лет, между последующим и предыдущим текущим ремонтом должно пройти не более 2 лет. Увеличение продолжительности цикла между ремонтами желательно, но в ряде случаев это приводит к значительному увеличению числа дефектов.

Продолжительность ремонта по каждому основному виду из расчета типовых работ является директивной и утверждена "Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей" [21]. Продолжительность ремонта определяется [21] как величина в масштабе календарных дней, например для паровых турбин в зависимости от мощности типовой капитальный ремонт составляет от 35 до 90 суток, средний от 18 до 36 суток, текущий от 8 до 12 суток.

Важными вопросами являются продолжительность ремонта и его финансирование. Продолжительность ремонта турбины — серьезная проблема, особенно тогда, когда ожидаемые объемы работ не подтверждаются состоянием турбины или когда возникают дополнительные работы, продолжительность которых может достигать 30...50 % от директивной.

Объемы работ также определяются [21] как типовой набор технологических операций, суммарная продолжительность которых соответствует директивной продолжительности вида ремонта; в Правилах [21] это называется "номенклатура и объем работ при капитальном (или другом виде) ремонте турбины" и далее идет перечисление наименований работ и элементов, на которые они направлены.

Производные наименования ремонтов от всех основных видов ремонта отличаются между собой объемами и продолжительностью проведения работ. Наиболее непредсказуемыми по объемам и срокам являются аварийные ремонты; они характеризуются такими факторами, как внезапность аварийного останова, неготовность к ремонту материальных, технических и трудовых ресурсов, неясность причин отказа и объемов дефектов, вызвавших останов турбоагрегата.

При выполнении ремонтных работ могут быть использованы различные методы, в том числе [21]:

агрегатный метод ремонта — обезличенный метод ремонта, при котором неисправные агрегаты заменяются новыми или заранее отремонтированными;

заводской метод ремонта — ремонт транспортабельного оборудования или его отдельных составных частей на ремонтных предприятиях на основе применения передовых технологий и развитой специализации.

Ремонт оборудования производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации, которые включают в себя действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики, ремонтные чертежи и другое.

На современном этапе развития электроэнергетики, характеризующемся низкими темпами обновления основных производственных средств, возрастает приоритет ремонта оборудования и необходимость в разработке нового подхода в финансировании ремонта и технического перевооружения.

Сокращение использования установленной мощности энергоустановок привело к дополнительному износу оборудования и увеличению доли ремонтной составляющей в себестоимости вырабатываемой энергии. Возросла проблема сохранения эффективности энергоснабжения, в решении которой ведущая роль принадлежит ремонтному производству.

Существующее энергоремонтное производство, ранее основанное на планово-предупредительном ремонте с регламентацией ремонтных циклов, перестало отвечать экономическим интересам. Ранее действующая система ППР была сформирована для производства ремонтов в условиях минимального резерва энергетических мощностей. В настоящее время произошло снижение ежегодной наработки оборудования и увеличение продолжительности его простоев.

В целях реформирования действующей системы технического обслуживания и ремонта было предложено [22] изменить систему ППР и перейти на ремонтный цикл с назначенным межремонтным ресурсом по типам оборудования. Новая система технического обслуживания и ремонта (СТОИР) позволяет увеличить календарную продолжительность межремонтной кампании и сократить среднегодовые ремонтные затраты. По новой системе назначенный межремонтный ресурс между капитальными ремонтами принимается равным базовому значению суммарной наработки за ремонтный цикл в базовый период и является нормативом.

С учетом действующих положений [22] на электростанциях разработаны нормативы межремонтных ресурсов для основного оборудования электростанций. Изменение системы ППР обусловлено изменившимися условиями эксплуатации.

Как та, так и другая система обслуживания оборудования предусматривают три вида ремонта: капитальный, средний и текущий. Эти три вида ремонтов составляют единую систему обслуживания, направленную на поддержание оборудования в работоспособном состоянии с обеспечением его надежности и требуемой экономичности. Продолжительность простоя оборудования во всех видах ремонтов строго регламентируется [21]. Вопрос об увеличении продолжительности простоя оборудования в ремонте при необходимости выполнения сверхтиповых работ рассматривается каждый раз индивидуально.

Во многих странах используется система ремонта энергетического оборудования "по состоянию", позволяющая в значительной мере сократить затраты на ремонтное обслуживание. Но эта система предполагает использование методик и аппаратных средств, позволяющих с необходимой периодичностью (а по ряду параметров непрерывно) контролировать текущее техническое состояние оборудования.

Различными организациями в СССР, а позднее в России были разработаны системы мониторинга и диагностики состояния отдельных узлов турбины [26...30], были предприняты попытки создания на мощных турбоагрегатах комплексных систем диагностики [31, 32]. Эти работы требуют значительных финансовых затрат, но, по опыту эксплуатации аналогичных систем за границей [33, 34], быстро окупаются.

1.2. ОБЪЕМЫ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕМОНТЕ

В распорядительных документах [21] определены номенклатура и типовые объемы ремонтных работ для каждого вида основного оборудования ТЭС.

Так, например, при выполнении капитального ремонта турбины проводится:

  1. Осмотр и дефектация корпусов цилиндров, сопловых аппаратов, диафрагм и обойм диафрагм, обойм уплотнений, корпусов концевых уплотнений, концевых и диафрагменных уплотнений, устройств для обогрева фланцев и шпилек корпуса, рабочих лопаток и бандажей, дисков рабочих колес, шеек вала, опорных и упорных подшипников, корпусов опор, масляных уплотнений, полумуфт роторов и др.
  2. Устранение обнаруженных дефектов.
  3. Ремонт корпусных частей цилиндра, в том числе контроль металла корпусов цилиндров, замена при необходимости диафрагм, шабрение плоскостей горизонтальных разъемов корпусов цилиндров и диафрагм, обеспечение центровки деталей проточной части и концевых уплотнений и обеспечение зазоров в проточной части в соответствии с нормами.
  4. Ремонт роторов, в том числе проверка прогиба роторов, при необходимости — замена проволочных бандажей или ступени в целом, шлифовка шеек и упорных дисков, динамическая балансировка роторов и исправление центровки ротора по полумуфтам.
  5. Ремонт подшипников, в том числе предусматривается в случае необходимости замена колодок упорного подшипника, замена или перезаливка вкладышей опорных подшипников, замена уплотнительных гребней масляных уплотнений, шабрение плоскости горизонтального разъема корпусов цилиндров.
  6. Ремонт соединительных муфт, в том числе выполняются проверка и исправление излома и смещения осей при спаривании полумуфт (маятник и колено), шабрение торцов полумуфт, обработка отверстий под соединительные болты.
  7. Выполняются испытания и снятие характеристик системы регулирования (САР), дефектация и ремонт узлов регулирования и защиты, настройка САР перед пуском турбины. Также проводятся дефектация и устранение дефектов маслосистемы: чистка маслобаков, фильтров и маслопроводов, маслоохладителей, а также проверка плотности маслосистемы.

Все дополнительные объемы работ по ремонту или замене отдельных узлов оборудования (сверх установленных распорядительными документами), а также по его реконструкции и модернизации являются сверхтиповыми.

1.3. ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ НА ТЭС И В ЭНЕРГОРЕМОНТНОМ ПРЕДПРИЯТИИ

Ремонт оборудования ТЭС выполняется силами специалистов ТЭС (хозспособ), специализированными энергоремонтными подразделениями энергообъединения (системный хозспособ) или сторонними специализированными энергоремонтными предприятиями (ЭРП). В табл. 1.1 в качестве примера приведены, данные за 2000 г. (с официального сайта РАО "ЕЭС России") по распределению объемов ремонтных работ между собственным ремонтным персоналом и подрядными организациями для энергосистем Уральского региона.

Таблица 1.1

Соотношение ремонтных работ выполняемых собственным и привлеченным ремонтным персоналом в некоторых энергосистемах Урала

Курганэнерго

Оренбургэнсрго

Пермьэнерго

Свердловэнерго

Тюменьэнерго

Челябэнерго

Хозяйственный способ

Подрядный способ

0,431 0,569

0,570 0,430

0,781 0,219

0,752 0,248

0,655 0,345

0,578 0,422

Организацией ремонтного обслуживания на ТЭС занимаются директор, главный инженер, начальники цехов и отделов, старшие мастера, просто мастера, инженеры отделов и лабораторий. На рис. 1.1 одна из возможных схем управления ремонтом показана лишь в объеме ремонта отдельных частей основного оборудования в отличие от действительной схемы, которая включает в себя и организацию эксплуатации оборудования. У всех руководителей основных подразделений, как правило, имеется по два заместителя: один заместитель по эксплуатации, другой — по ремонту. Директор принимает решение по финансовым вопросам ремонта, а главный инженер по техническим, получая информацию от своего заместителя по ремонту и от руководителей цехов.

Pages:     | 1 || 3 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.