Назарычев А.Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния - файл n1.rtf

Назарычев А.Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния
скачать (1761.9 kb.)
Доступные файлы (2):
n1.rtf10540kb.19.02.2002 00:07скачать
n2.pdf45kb.02.08.2002 19:23скачать

n1.rtf

  1   2   3   4   5   6
Введение
Эффективность и надежность функционирования электротехнического оборудования электростанций, подстанций, промышленных предприятий, электрических сетей и систем (в дальнейшем объектов энергетики) зависит от его технического состояния. Современное электротехническое оборудование, имеет достаточно высокие расчетные показатели надежности. Однако в процессе эксплуатации под действием внешних условий и режимов работы исходное состояние оборудования непрерывно ухудшается, снижается эксплуатационная надежность и увеличивается опасность возникновения отказов. Надежность электрооборудования зависит не только от качества изготовления, но и от научно обоснованной эксплуатации, правильного технического обслуживания и своевременного ремонта. В основе процесса эксплуатации электрооборудования лежат последовательные во времени смены состояний работы, резерва, ремонта, технического обслуживания, хранения и т. п.

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

Однако система ППР в новых экономических условиях не обеспечивает во многих случаях принятие оптимальных решений. Это объясняется тем, что назначение профилактических работ осуществляется регламентно и не зависит от фактического состояния электрооборудования к моменту начала ремонта; планы-графики профилактических работ не устанавливают приоритета вывода в ремонт различных видов электрооборудования; при составлении планов-графиков не учитывается ряд ограничений (технологических, материальных, временных, трудовых), а также не предусматривается их оптимизация с позиции рационального управления состояниями процесса эксплуатации и более полного расходования ресурса каждой единицы электрооборудования. Кроме того, система ППР имеет большую трудоемкость профилактических работ. Пропорционально росту количества электрооборудования увеличивается и общая трудоемкость профилактических работ, что требует значительного увеличения численности ремонтного персонала. При проведении профилактических работ через полученные статистическим путем усредненные периоды, даже при наличии поправочных коэффициентов на условия и режимы эксплуатации, без точного определения технического состояния нельзя гарантировать, что в межремонтный период не будут возникать отказы электрооборудования. На отдельных энергообъектах число отказов в течение года достигает нескольких десятков, а годовой недоотпуск электроэнергии – несколько миллиардов киловатт-часов. Суммарное количество электрооборудования одновременно простаивающего в аварийном ремонте составляет несколько тысяч единиц, при суммарной выведенной мощности десятки миллионов киловатт. При этом большинству отказов предшествует тот или иной вид накопленных повреждений, а фактическое время работы электрооборудования, находящегося в структуре ремонтных циклов, как правило, не учитывается. При такой высокой аварийности, проблема обеспечения надежности электрооборудования в процессе эксплуатации становится первоочередной задачей.

Реформирование экономики России, связанное с ее переходом к рыночным отношениям, глубокий и длительный кризис в стране, вызвали существенные проблемы в электроэнергетике, в том числе и в организации эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования. Спад производства в электроэнергетике составил 21%. Уровень инвестиций в отрасль снизился в пять раз, что привело за десять лет к росту износа оборудования до 52 %, снижению объемов капитальных ремонтов и одновременно их качества [3]. Вывод энергетических мощностей из года в год превышал их ввод. Энергоремонтные службы потеряли за это время 40-60 % квалифицированных рабочих. До 70 % ремонтных рабочих сегодня составляют лица пенсионного и предпенсионного возраста. Большая часть энергетического оборудования (до 60%) исчерпала свой амортизационный срок, требует замены или капитального восстановительного ремонта [4]. Непрерывно увеличивается доля ремонтной составляющей в себестоимости электрической энергии. Поэтому система ППР стала неадекватной изменившимся условиям функционирования электроэнергетики и эксплуатации оборудования и вошла в противоречие с рыночными механизмами производственно-хозяйственной деятельности объектов энергетики [5]. Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования относится к одной из основных проблем энергетической отрасли на современном этапе ее развития.

К настоящему времени разработана целая гамма информационных систем, методов и средств контроля технического состояния и диагностики электрооборудования [6]. Их широкое внедрение создает условия для реализации новой технологии эксплуатации электрооборудования с учетом технического состояния.

Общая проблема совершенствования системы технического обслуживания и ремонта (ТОР) электрооборудования включает в себя решение следующих задач:

Таким образом, основным принципом новой технологии управления техническим состоянием электрооборудования является метод ТОР энергообъектов, основанный на индивидуальном наблю­дении за реальными изменениями технического состояния оборудования в процессе эксплуатации [7]. Тогда система ТОР представляет собой совокупность правил, обеспечивающих заданное управление производственной эксплуатацией электрооборудования на основе контроля его технического состояния.

В монографии рассмотрены методы и модели решения ряда указанных выше задач. Они могут быть полезны научным и инженерно-техническим работникам, занимающимся эксплуатацией и ремонтом электрооборудования объектов энергетики, а также преподавателям, аспирантам и студентам электроэнергетических специальностей вузов 100100, 100200, 100400.

Автор считает необходимым отметить, что создание настоящей монографии было бы невозможным, если бы он не имел возможности использовать советы и помощь работников ряда электростанций (Кармановской ГРЭС, Печерской ГРЭС, Костромской ГРЭС, Ярославской ТЭЦ-3, Алексинской ТЭЦ, Ивановской ТЭЦ-3, Саровской ТЭЦ, Александровского ПЭС и др.) при апробации рекомендаций книги в практике работы этих энергообъектов.

Автор выражает глубокую признательность рецензентам д.э.н., профессору Недину И.В. и д.т.н., профессору Папкову Б.В. за ряд существенных предложений и ценных замечаний, способствовавших улучшению содержания книги. Особую благодарность автор приносит д.т.н., профессору В.А. Савельеву за научное редактирование работы.

Глава 1. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ ЭНЕРГЕТИКИ




1.1. Общая формулировка проблемы. Виды ремонтов и их характеристика. Этапы развития систем ремонта электрооборудования
Электрооборудование объектов энергетики имеет достаточно высокий проектный уровень надежности. Однако в процессе эксплуатации исходные свойства оборудования непрерывно изменяются. С течением времени стареет изоляция, изнашиваются токоведущие части, контактная система, обмотки и подшипники электрических машин, отдельные узлы и детали электрооборудования, происходит нарушение условий его нормального функционирования. По этим причинам, а также вследствие заводских дефектов, неправильных действий персонала, увлажнения, загрязнения, неблагоприятных условий и режимов работы снижается эксплуатационная надежность, и увеличивается опасность возникновения отказов электрооборудования. Большинству отказов предшествует тот или иной вид накопленных повреждений. Поэтому на электростанциях и подстанциях для поддержания полностью работоспособного технического состояния оборудования применяют систему организационных и технических мероприятий.

Организационные мероприятия включают формирование и совершенствование структуры служб, осуществляющих поддержание технического состояния оборудования. Структура определяет административное деление служб, состав специалистов, занятых в службах, ответственных исполнителей, их задачи и обязанности, а также их взаимодействие.

В состав технических мероприятий, от которых зависит поддержание технического состояния оборудования, входят правила технической эксплуатации [1], и правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций и сетей [2].

Под техническим состоянием (ТС) оборудования понимается совокупность подверженных изменению его свойств, характеризующихся в любой момент времени технической документацией и определяющих степень пригодности оборудования для использования по назначению. С точки зрения фактора времени различают техническое состояние в данный момент (текущая оценка ТС), техническое состояние в прошлом (ретроспективная оценка ТС) и в будущем (перспективная оценка ТС).

Практика эксплуатации электрооборудования свидетельствует, что основой поддержания его технического состояния является система технического обслуживания и ремонта. По [2] система технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций (СТОИРОЭ) – это совокупность взаимосвязанных средств, документации технического обслуживания и ремонта и исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества оборудования, установленного на электростанциях и сетях и входящего в эту систему.

Заданный уровень технического состояния оборудования может быть обеспечен двояко: во-первых, за счет совершенствования конструкции и технологии изготовления оборудования на стадии производства, во-вторых, путем проведения организационно-технических мероприятий по поддержанию технического состояния оборудования в процессе эксплуатации. Выбор направления является важной технико-экономической задачей, решение которой должно вестись на основе сравнительной оценки стоимости обеспечения технического состояния обоими способами. На практике имеет место сочетание обслуживаемого (ремонтируемого) и необслуживаемого (неремонтируемого) оборудования. Основное требование, которое предъявляют к совершенствованию конструкции оборудования в процессе производства в части повышения надежности за счет увеличения его стоимости, - снижение эксплуатационных затрат, связанных с техническим обслуживанием и ремонтом. С другой стороны, своевременные и целесообразные по объему и содержанию организационно-технические мероприятия позволяют не только поддерживать оборудование в работоспособном состоянии, но и сократить эксплуатационные расходы.

Техническое обслуживание и ремонт предусматривает выполнение комплекса работ, направленных на обеспечение исправного состояния оборудования, надежной и экономичной его эксплуатации, проводимых с определенной периодичностью и последовательностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах. Комплекс проводимых работ, в частности, включает [2]:

Объем, содержание и периодичность работ по техническому обслуживанию и ремонту зависит от многих факторов, и в первую очередь от показателей эксплуатационной надежности, совершенства конструкции, сложности и ответственности оборудования. Чем сложнее (дороже) оборудование и ответственнее технологический процесс, на котором его используют, тем больше допустимые эксплуатационные затраты, которые могут быть реализованы за счет увеличения объема и числа проведения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту.

Комплекс мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту, направленных на предупреждение отказов и продление сроков службы электрооборудования, принято называть профилактикой (профилактическими работами). Профилактические работы различаются по времени проведения, уровню сработки ресурса, источникам финансирования, объему и содержанию работ. Классификация ремонтов приведена на рис. 1.1.





Рис. 1.1. Классификация ремонтов по времени проведения, уровню сработки ресурса, источникам финансирования, объему и содержанию работ


В общем случае проблему технического обслуживания и ремонта техники можно сформулировать следующим образом. Задана система машин и оборудования, находящихся в эксплуатации. На оборудование действуют эксплуатационные факторы (механические, тепловые, электрические, ионизационные и др.), под влиянием которых техническое состояние изменяется по определенному закону. Для поддержания технического состояния оборудования проводятся профилактические работы. Задача заключается в определении характеристик управляющих воздействий системы технического обслуживания и ремонта, которые при минимальной стоимости обеспечат поддержание заданного уровня технического состояния оборудования в течение установленного срока. Из общей задачи могут быть выделены частные случаи, в которых требуется обеспечить заданное значение одного или нескольких показателей технического состояния при изменении ограничений. Основные задачи технического обслуживания и ремонта электрооборудования представлены на рис. 1.2. Указанные задачи тесно взаимосвязаны друг с другом. Поэтому выбор рациональной системы технического обслуживания и ремонта представляет собой комплексную проблему со многими переменными, основанную на теории надежности, старения, восстановления и технической диагностики оборудования. Сущность такой системы технического обслуживания и ремонта заключается в том, что по истечении определенного отработанного времени в момент ожидаемого отказа производят различного вида профилактические работы. Чем меньше во времени разрыв между моментом ожидаемого отказа и моментом выполнения соответствующего профилактического воздействия на оборудование, тем эффективнее система ремонта.

Правило однозначно устанавливающее выбор ремонтного воздействия (параметров технического обслуживания и ремонта) на техническую систему в течение всего времени ее эксплуатации, принято называть стратегией профилактики. Известны три стратегии профилактики технических систем:







Рис. 1.2. Основные задачи технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию




Основное содержание работ, выполняемых при разных стратегиях профилактики, приведено в табл. 1.1.
Таблица 1.1. Характеристика стратегий организации профилактики электрооборудования

Вид профилактического воздействия

Стратегия организации профилактики

Стратегия 1

Стратегия 2

Стратегия 3

Аварийная

Планово-предупредительная

По техническому состоянию

Техническое обслуживание

Эпизодическое

Периодическое

Периодическое по техническому состоянию

Диагностирование

Не проводится

Эпизодическое

Периодическое

Средний и текущий ремонты

После отказа

Периодически

По техническому состоянию

Капитальный ремонт

После отказа

Периодически

По техническому состоянию

Аварийный ремонт

После отказа

После отказа

После отказа


Многолетний опыт эксплуатации как отечественных, так и зарубежных электростанций, подстанций и электрических сетей показывает, что организация технического обслуживания и ремонта электрооборудования по первой стратегии в подавляющем большинстве случаев малоэффективна и оправдывает себя в редких случаях для простейшего или высоконадежного оборудования. При этом техническое обслуживание проводится эпизодически, а ремонт – после отказов. Объем ремонтных работ зависит от вида отказа или повреждения. Такая стратегия позволяет наиболее полно расходовать заложенный ресурс оборудования, но она приводит к частым длительным остановкам технологических процессов, что обуславливает большой ущерб и значительные затраты на ремонт. Поэтому в энергетике стратегия аварийной профилактики может применяться только для неответственных механизмов, отказ которых не сопровождается остановом основного оборудования и не нарушает ритма производственного процесса. На ряде энергообъектов эта стратегия вынужденно применяется для указанного оборудования из-за недостаточного финансирования ремонтных работ, отсутствия материалов и запасных частей.

В настоящее время профилактика электрооборудования объектов энергетики выполняется по второй стратегии, основанной на планово – предупредительном принципе выполнения профилактических работ. Суть его состоит в том, что профилактические мероприятия выполняют в плановом порядке в строго регламентированные сроки. Такая система получила название системы планово – предупредительного ремонта (система ППР). Эта система – основной нормативный документ, регламентирующий организацию технического обслуживания и ремонта оборудования объектов энергетики [2].

Действующими нормативами системы ППР устанавливаются: структура ремонтного цикла; периодичность проведения профилактических мероприятий; типовые объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта (текущий, средний, капитальный); трудовые и материальные затраты; нормы простоя из-за ремонта; нормы складского запаса оборудования, запасных частей, комплектующих изделий и материалов.

Наиболее перспективным направлением совершенствования системы ППР является использование стратегии профилактики по техническому состоянию. Основой для ее построения служат методы и средства технической диагностики, позволяющие определить техническое состояние путем непрерывного или дискретного контроля за изменением параметров оборудования, которые определяют его работоспособность. При достижении этими параметрами предельного состояния проводится предупредительный ремонт оборудования. Техническая диагностика включает в себя два основные направления – оперативную и ремонтную диагностику. До настоящего времени ремонтная диагностика являлась практически единственным средством выявления дефектов, что и определило применение системы ППР с четкой регламентацией сроков и видов плановых ремонтов. Оперативная диагностика выполняется без отключения оборудования от сети и позволяет оценить техническое состояние в процессе эксплуатации. Стратегия профилактики по техническому состоянию эффективна при эксплуатации сложного оборудования, ремонт которого связан с большими затратами. Это позволит более полно использовать технический ресурс и обеспечить надежную работу электрооборудования при минимальных затратах.
1.2. Анализ современного состояния надежности и системы ремонта электротехнического оборудования
Рассмотрим современное состояние надежности электротехнического оборудования следующих типов: турбогенераторов, трансформаторов, электрических аппаратов главной схемы, кабелей и электрооборудования собственных нужд.

По данным энергообъединения "Центрэнерго" количество отказов электротехнического оборудования за год распределялось согласно табл. 1.2.
Таблица 1.2. Количество отказов электрооборудования за год

Оборудование

Количество

отказов

ЛЭП

Провод

Опора

Грозозащитный трос

Прочие элементы

269

36

32

18

Электрические аппараты главной схемы

Выключатели масляные

Разъединители

Сборные шины

Изоляторы

110

73

20

80

Основное оборудование

Турбогенераторы

Силовые трансформаторы

20

65

Измерительные трансформаторы

Тока

Напряжения

11

15

Устройства защиты

Релейная защита

Разрядники

58

12

Электрооборудование собственных нужд и КРУ

47


Основными причинами отказов являются:

Проанализируем теперь особенности системы ремонта и эксплуатации электротехнического оборудования (ЭО).

Турбогенераторы (ТГ). Время восстановления ТГ составляет порядка 95 % общего времени восстановления ЭО. Сопоставляя статистические данные эксплуатации ТГ разной мощности, можно сказать, что их интенсивность отказов по годам колеблется от 0,05 до 4,5. Среднее время восстановления - от 75 до 300 часов. Коэффициент готовности - от 94,8 до 98,9. Наработка на отказ - от 2200 до 10000 часов, и зависит от длительности эксплуатации. Параметр потока отказов у осваиваемых ТГ в 4-5 раз выше, чем у машин, проработавших 5-8 лет. Период приработки составляет от 1,5 до 5 лет.

Средняя длительность аварийного ремонта ТГ с увеличением мощности растет и составляет от 150 до 1000 и более часов. Периодичность капитальных ремонтов в зависимости от длительности эксплуатации и мощности составляет 3-4 года для новых типов и 5-6 лет для освоенных ТГ. Показатели надежности ТГ не всегда достигают нормируемых по ГОСТ значений, а ресурс отдельных его узлов иногда в 2-3 раза меньше расчетного ресурса.

Надежность ТГ в значительной мере определяется режимами работы электростанций в энергосистеме, а не только внутренними процессами в конструктивных элементах и узлах. Управление анормальными режимами ТГ происходит в условиях неполной информации о ряде его важнейших параметров (скольжение, ток возбуждения, сопротивление изоляции обмоток и др.). Поэтому определить допустимые длительности этих режимов трудно.

Силовые трансформаторы. Их надежность значительно выше, чем у ТГ. На АЭС по сравнению с тепловыми электростанциями (ТЭС) она выше примерно в 5 раз.

Анализ простоев силовых трансформаторов в ремонте показывает, что при относительно равномерном распределении ремонта по годам они существенно отличаются от нормативного простоя в текущих ремонтах (ТР), равного 14 часам, и в капитальных ремонтах (КР), равного 20 дням. Простои в ТР достигали 10-35 дней, а в КР 25-33 дней, т.е. фактические простои в КР близки к норме. Увеличение простоя в ТР объясняются необходимостью устранения повреждений, обнаруженных во время ремонта. Вместе с тем плановые простои трансформаторов в ремонтах меньше времени простоя турбин и генераторов.

Обращает на себя внимание большое число ремонтов без регистрации дефектов. Вместе с тем накопление данных о выявленных дефектах при ремонтах, установление их связи с наработкой и фактическими режимами могут служить основой для разработки мероприятий по повышению их эксплуатационной надежности и создания методов и технических средств контроля и диагностики.

Электрические аппараты главной схемы. Анализ отказов высоковольтных аппаратов (ВВА) показывает, что по вине завода-изготовителя возникает около 30 % отказов, по вине эксплуатации – 47 %, в остальных 23 % причина не установлена. С ростом класса напряжения надежность ВВА заметно снижается.

Значительная доля аварийных отказов ВВА в эксплуатации принадлежит высоковольтным выключателям (ВВ) - 64 % от общего числа, разъединителям 10 %, остальные отказы возникают на измерительных трансформаторах тока и напряжения, отделителях и короткозамыкателях.

Надежность ВВА в значительной мере определяется уровнем эксплуатации. На это указывает величина отказов по вине эксплуатации и сравнение результатов эксплуатации ВВА на ТЭС и АЭС. Известно, что ВВА на АЭС устанавливается без особых доработок, поэтому ей присущи те же недостатки, что и на других электростанциях. Однако на АЭС аппаратура работает надежнее. Меньше и число отказов по вине персонала. Это указывает на более высокую культуру эксплуатации ВВА на АЭС.

Отказы коммутационной аппаратуры наблюдаются в основном во время рабочих операций. Так, порядка 20 % отказов ВВ возникает при отключении токов короткого замыкания. К основным факторам, влияющим на износ узлов и деталей ВВ, а следовательно, на его надежность и межремонтный период, относятся: количество и величина отключаемых токов короткого замыкания, режимы работы оборудования коммутируемой цепи, а также стратегия его технического обслуживания и ремонта. Например, стратегия технического обслуживания (ТО) и ремонта современных элегазовых выключателей (ЭВ) типа 145 РМ электротехнической компании ABB исходит из трех основных положений [8].

  1. Периодическое ТО проводится ежемесячно, ежегодно и каждые 5 лет. В ежемесячное ТО входит проверка давления элегаза (SF6) и запись количества срабатываний. При ежегодном ТО кроме указанных операций выполняется проверка: уставок монитора плотности SF6, содержания влаги в SF6, герметичности фиттингов и всех газоуплотняющих соединений, правильности работы нагревателей обогрева баков, изоляторов вводов, плотности затяжки винтовых соединений. Раз в 5 лет проводятся все вышеуказанные операции, а также снимаются временные характеристики ЭВ и измеряется переходное сопротивление контактов.

  2. Текущий ремонт проводится в зависимости от реальной коммутационной нагрузки, но не реже чем через 10 лет. При этом выполняются все работы ТО, а также производится регулировка привода, замена кольцевых уплотнений и тех деталей, которые достигли разрешенного количества срабатываний. Если по истечении 10-летнего периода детали находятся в хорошем состоянии, то заменять их не требуется.

  3. Капитальный ремонт проводится в зависимости от состояния дугогасительного устройства (ДГУ). Износ ДГУ зависит от токовой нагрузки и частоты операций. Поэтому его состояние и необходимость проведения ремонта определяются исходя из анализа зависимости допустимого числа отключений ЭВ в функции величины тока отключения.

На рис. 1.3 приведена зависимость допустимого числа отключений ЭВ в функции в функции величины тока отключения, после чего требуется ремонт выключателя. Так, из кривой видно, что в пределах до нормального тока 3 кА рекомендуется 2000 операций, 5 кА – 400, 10 кА – 100, 20 кА – 25, 30 кА – 15, 40 кА – 10.





Рис. 1.3. Допустимое (до ремонта) число отключений элегазовых выключателей 145 РМ в зависимости от отключаемого тока.


Правильность, вышеприведенных положений по техническому обслуживанию и ремонту, проверены в процессе эксплуатации 24 полюсов ЭВ на Алексинской ТЭЦ АО "Тулэнерго" [8].

Внедрение компьютерных технологий позволяет оснащать ЭВ 145 PM блоком контроля состояния, который автоматически контролирует плотность SF6, определяет временные характеристики хода контактов, оценивает состояние газа, следит за состоянием контактов ДГУ, вычисляет оставшийся процентный ресурс ЭВ. Эти данные позволяют точно определить срок ремонта, свести к минимуму время простоя, исключить ненужные ТО, что в конечном итоге дает экономию затрат на эксплуатацию ЭВ.

Таким образом, при оценке надежности ВВА нужно учитывать условия и особенности их эксплуатации. Для этого необходима разработка методов и средств контроля и диагностики ВВА при эксплуатации, испытаниях и ремонте.

Кабельные изделия. Постоянное увеличение числа и длины кабельных линий, и их нагрузок, в том числе в системе собственных нужд АЭС и ТЭС, приводит к увеличению пожарной опасности. Это подтверждается случаями возгорания кабелей на ряде ТЭС и АЭС. В результате пожара возникала опасность нарушения в работе систем безопасности реактора. Ситуация дополнительно усложняется все большим применением кабелей с пластмассовой изоляцией. Использование такой изоляции делает более актуальными исследования причин возникновения пожаров в кабельных сооружениях. Поэтому необходима более точная оценка термической стойкости кабелей на ТЭС и АЭС и разработка необходимых мероприятий по исключению возгорании кабелей.

Электротехническое оборудование собственных нужд электростанций. Надежность работы ТЭС и безопасность АЭС в значительной мере зависит от надежности системы электроснабжения собственных нужд (СЭСН). Причинами отказов в СЭСН являются: ошибки персонала – 26 %, неправильные действия защит – 12 %, выход из строя резервных вводов - 27 %, отключение основного ввода – 13 %, внешние аварии – 11% и др. Общее число вынужденных остановов отечественных блоков из-за отказов вспомогательного оборудования СЭСН на ТЭС составляет 27,4%. При этом отключения распределись так: из-за ошибок персонала – 19%, трансформаторов – 33%, электродвигателей – 24% и кабельных линий – 24 % случаев.

Электропривод СЭСН. За последние годы наблюдается устойчивая тенденция роста повреждаемости электродвигателей (ЭД) СЭСН. Так, за 7 лет наблюдений повреждаемость электродвигателей СЭСН на ТЭС возросла для энергоблоков (ЭБ) 150 МВт на 75,5 % (с 0,021 до 0,086), для ЭБ 200 МВт – на 85,1% (с 0,011 до 0,074) для ЭБ 300 МВт – на 49,9 % (с 0,041 до 0,081) 1/год. Интенсивности отказов и средние значения межремонтных периодов основных ЭД блока 300 МВт приведены в табл. 1.3.
Таблица 1.3. Интенсивность отказов электродвигателей 6 кВ СЭСН

Электродвигатель

приводимого механизма

Тип

электродвигателя

Интенсивность отказов (1/год)

Среднее значение межремонтного периода (год)

Мельница

Мельничный вентилятор

Дробилка

Питательный насос

Дутьевой вентилятор

Конденсатный насос

Дымосос

Циркуляционный насос

ДАЗО–15-49-8

ДАЗО-13-67-6

АНЗ-16-36-12

АВ-8000/6000

ДАЗО-15-69-8/10

АВ-114-4М

ДАЗО-1910-12

ВАН-173/39-10

0,325

0,139

0,23

0,138

0,097

0,05

0,062

0,05

0,5

0,6

0,5

1,4

1.5

4,0

2,1

3,0


Основная причина отказов – возрастание числа пусков из-за разуплотнения графиков нагрузки, использование блоков 165-300 МВт ТЭС в режимах регулирования и частых остановов на ночь.

Причиной 35-50 % отказов ЭД являются недостатки эксплуатации и низкое качество ремонта. Лишь 10 – 12 % ЭД выходит из строя вследствие естественных процессов старения и износа. Однако для ЭД работающих в условиях частых пусков, износовые отказы могут наступать уже через 2,5 - 4 года эксплуатации. Начало износовых отказов для ЭД СЭСН лежит в диапазоне 2,6 - 7,7 лет, причем меньшие значения соответствуют ЭД с тяжелыми режимами работы (дымососы, мельницы и т.д.). Установлено, что рост числа пусков приводит к снижению срока службы ЭД в 2,5 - 8,6 раза.

Для механизмов СЭСН характерна большая разница в числе пусков за год. Так, для мельниц она составляет от 148 до 562, а для дробилок от 412 до 1103, т.е. количество пусков отличается в 2,7 - 3,8 раза. Различие в числе пусков приводит к неравномерной сработке ресурса ЭД.

Наблюдается значительный разброс и неравномерность наработки на отказ как ЭД в целом, так и их отдельных узлов. Оптимальные значения сроков проведения ремонтов от года к году также изменяются в широком диапазоне, например, от 1092 до 5310 часов для конденсатных и от 3200 до 6440 часов для перекачивающих насосов. Данные указывают на несовершенство существующей системы планирования ремонтов. Вместе с тем неоправданное увеличение межремонтных сроков приводит к росту числа отказов, а уменьшение – к снижению коэффициентов готовности.

Для разных электростанций, но однотипных механизмов распределение отказов по узлам и элементам различно. Так на одной ТЭС повреждаемость роторов составляет 13,3%, а подшипников - 9,6 %. Для других ТЭС повреждаемость подшипников в 2 - 2,5 раза выше, чем у роторов. Это вновь указывает на то, что оценка надежности ЭД требует индивидуального подхода.

Из общего числа наблюдаемых электродвигателей 0,4 кВ (более 1000 шт.) вышло из строя 31,4 %. При этом вероятность безотказной работы на 10000 часов составляет 0,82, а на 20000 часов – 0,63.

Среди отказов обмотки статора ЭД 0,4 кВ выделяются витковые замыкания, приводящие к ущербам до 79% от общего числа отказов. Большой процент отказов происходит из-за низкой чувствительности и несовершенства защит. Наблюдаются случаи несоответствия исполнения ЭД условиям эксплуатации и характеристик ЭД характеристиками механизма и др.

Большое число отказов синхронных ЭД 6 кВ связано с повреждением обмоток статора (68,8%), пробоем витковой (29,78 %) и корпусной изоляции (16,3%), повреждениями в роторе (17,26%) и подшипниках (12,08 %). Тяжелые условия пуска этих ЭД приводят к отказам, вызванным разрушением отдельных стержней и перемычек обмоток. Так, например, у отдельных ЭД количество пусков достигало 700 в год, что в 1,5 раза выше допустимого. Для тех ЭД, у которых число пусков не превышало десятка пусков в год, число отказов значительно ниже.

Контактные соединения. Наиболее распространенными элементами электрооборудования являются контактные соединения (КС). Их отказы могут существенно влиять на работу энергообъекта. Например, возможны зажигания или взрыв от дефектных втычных контактов ячеек комплектных распределительных устройств (КРУ). В ячейках КРУ 80 % всех обнаруженных дефектов связаны с КС шин и измерительных трансформаторов тока. Серьезные последствия из-за нарушений КС возможны и в электрических машинах. Так, по данным Всесоюзного научно–исследовательского института энергетики (ВНИИЭ) из 760 отказов 576 гидрогенераторов на ГЭС 77 отказов связано с нарушением КС и их креплений. Из этих отказов 49 % сопровождались пожарами. Среднее время простоя гидрогенераторов после пожара из-за нарушения КС обмоток статора составляет 659 часов, а при отказах без пожара 81 час. Таким образом, отказы КС, сопровождающиеся пожаром, увеличивает время простоя более чем в 8 раз. Из приведенных данных следует, что выявление дефектов КС на ранней стадии весьма актуально.

Отмечается большое число не установленных причин отказов электрооборудования (50 %), что указывает на неудовлетворительную систему сбора информации об отказах оборудования на энергопредприятиях. Для четкого планирования ремонтов важно знать точную наработку за рассматриваемый период эксплуатации, знать информацию о сроках службы и межремонтных циклах, данные о качестве ТР и КР, об экономических показателях эксплуатации электрооборудования и его ремонтопригодности. Причинами отказов являются и недостатки в организации системы ремонта и отсутствие контроля за процессами износа и старения.

Отмеченное выше указывает на необходимость разработки новых методов эксплуатационного контроля за режимами работы и основными воздействующими факторами, оценки интегрального показателя технического состояния электрооборудования – сработанного ресурса его изоляции, а также разработки специальных технических средств контроля. Повышение надежности энергопредприятий возможно за счет разработки и внедрения в практику эксплуатации стратегии ремонтов в зависимости от фактического состояния электрооборудования.
1.3. Планово-предупредительный ремонт электрооборудования электрических объектов энергетики
Система ППР электрооборудования объектов энергетики характеризуется высокой степенью централизации управления, жесткими положениями, определяющими сроки и продолжительность ремонтных работ. Разработанные для каждого типа оборудования структуры ремонтных циклов, предусматривают их постоянную продолжительность, исчисляемую в годах. Объемы ремонтных работ для каждого вида оборудования определяются типовыми нормативами. В основу системы ППР положены следующие основные положения:

Планово-предупредительный ремонт представляет собой комплекс работ, направленных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования. В зависимости от характера и степени износа оборудования, от объема, содержания и сложности профилактических работ он включает межремонтное техническое обслуживание, текущий, средний и капитальный ремонт.

Межремонтное обслуживание носит профилактический характер. Оно состоит из регулярной чистки и смазки оборудования, осмотра и проверки работы его механизмов, замены деталей с коротким сроком службы, устранения мелких неисправностей. Эти работы, как правило, выполняются без остановки оборудования, в процессе его текущей эксплуатации.

Текущий ремонт – это комплекс ремонтных работ, проводимых в период между двумя очередными капитальными ремонтами и состоящий в замене или восстановлении отдельных частей. Текущий ремонт производится без полной разборки оборудования, но он требует кратковременного останова и вывода из работы оборудования со снятием напряжения. При текущем ремонте оборудования производится наружный осмотр, чистка, смазка, проверка работы механизмов, ремонт поломанных и изношенных деталей, например, осмотр и очистка генератора без выемки ротора, покрытие лаком лобовых частей, обтирка изоляторов, осмотр и очистка вводов у трансформаторов и выключателей без их смены и т. д.

Таким образом, текущий ремонт выполняется для обеспечения или восстановления работоспособности электрооборудования посредством устранение отказов и неисправностей, возникающих в процессе его работы. Во время текущего ремонта проводятся необходимые измерения и испытания, позволяющие выявить дефекты оборудования на ранней стадии их развития. На основании измерений и испытаний уточняется объем капитального ремонта. Текущие ремонты проводят обычно не реже одного раза в 1 – 2 года.

При среднем ремонте производится разборка отдельных узлов для осмотра, чистки деталей и устранения обнаруженных неисправностей, ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей или узлов, не обеспечивающих нормальной эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта. Средний ремонт производится с периодичностью не чаще 1 раза в год. На энергопредприятиях в последние годы ввиду недостатка финансирования и больших сверхплановых объемов работ из-за старения оборудования средний ремонт исключается из структуры ремонтных циклов или выполняется в объеме капитального ремонта.

При капитальном ремонте производятся вскрытие и ревизия оборудования с тщательным внутренним осмотром, измерениями и устранением обнаруженных неисправностей. Капитальный ремонт производится по окончании срока межремонтного периода, устанавливаемого для каждого вида оборудования. При капитальном ремонте заменяются или восстанавливаются все износившиеся детали, выполняется модернизация отдельных элементов и узлов оборудования. Эти работы требуют разборки агрегатов, полного наружного и внутреннего ремонта с проверкой состояния узлов и деталей, значительного количества высококвалифицированных рабочих, длительного останова электрооборудования, большого объема испытаний и сложных приспособлений. Например, ремонт обмоток генераторов, трансформаторов, электродвигателей, замена дугогасительных камер выключателей и другие работы, проводятся с привлечением специализированных организаций. Основное электрооборудование подвергается капитальным ремонтам, как правило, в сроки, указанные в табл. 1.4.
Таблица 1.4. Сроки проведения капитального ремонта основного электрооборудования энергообъектов

N

п/п

Вид электрооборудования

Срок проведения

1.

Турбогенераторы до 100 МВт

1 раз в 4 – 5 лет

2.

Турбогенераторы свыше 100 МВт

1 раз в 3 – 4 года

3.

Гидрогенераторы

1 раз в 4 – 6 лет

4.

Синхронные компенсаторы

1 раз в 4 – 5 лет

5.

Главные трансформаторы, реакторы и трансформаторы собственных нужд

Первый раз не позже чем через 8 лет после включения в эксплуатацию, в дальнейшем – по мере надобности в зависимости от результатов измерений их состояния

6.

Масляные выключатели

1 раз в 6 – 8 лет

7.

Выключатели нагрузки, разъединители, заземляющие ножи

1 раз в 4 – 8 лет

8.

Воздушные выключатели и их приводы

1 раз в 4 – 6 лет

9.

Компрессоры для воздушных выключателей

1 раз в 2 – 3 года

10.

Отделители и короткозамыкатели с приводами

1 раз в 2 – 3 года

11.

Конденсаторная установка

1 раз в 6 лет

12.

Аккумуляторные батареи

Не позднее 15 лет после начала эксплуатации



В отличие от текущего ремонта средний и капитальный ремонты направлены на восстановление частично или полностью израсходованного механического и коммутационного ресурса оборудования.

По окончании ремонта производится сборка оборудования, наладка и испытания. Основное оборудование электростанций и подстанций после предварительной приемки из ремонта проверяют в работе под нагрузкой в течение 24 ч.

Заключение о пригодности оборудования к эксплуатации делается на основании сравнения результатов испытаний с действующими нормами, результатами предыдущих испытаний, а также измерениями, полученными на однотипном оборудовании. Испытания нетранспортабельного оборудования проводятся передвижными электротехническими лабораториями.

Помимо планово-предупредительного ремонта в практике энергосистем имеют место не планируемые ремонты: аварийно-восстановительные и внеплановые. Задачей аварийно-восстановительного ремонта является ликвидация последствий аварий или устранение полученных повреждений, требующих немедленной остановки оборудования. При чрезвычайных обстоятельствах (возгорание, перекрытие изоляции и др.) оборудование останавливается в ремонт без получения разрешения диспетчера.

Внеплановые ремонты согласуются с диспетчером энергосистемы и оформляются соответствующей заявкой. Их проводят для устранения различных неполадок в работе оборудования, а также после использования им коммутационного ресурса. Так, в зависимости от типа, выключатели напряжением 6 – 750 кВ выводят во внеплановый ремонт после отключения 3 - 10 КЗ при номинальном токе отключения.
1.4. Обоснование необходимости совершенствования системы планово-предупредительного ремонта
Основной задачей технического обслуживания и ремонтов является поддержание работоспособного технического состояния электрооборудования в течение межремонтного периода на заданном уровне, установленном технической документацией. Как было указано во введении, система ППР позволяет:

Несмотря на отмеченные положительные стороны, как было указано ранее, система ППР имеет следующие недостатки:

Принципиальные положения системы ППР не изменялись на протяжении нескольких десятилетий, а лишь уточнялись нормативы по периодичности и объему профилактических работ, в зависимости от изменения режимов использования и конструкции электрооборудования. Применение системы ППР было обусловлено отсутствием необходимого резерва генерирующих мощностей из-за отставания развития энергетики от других отраслей - потребителей. Спад производства в стране и сопровождающее его снижение уровня энергопотребления привело к высвобождению достаточного резерва энергомощностей. Последнее, должно было бы, уменьшить напряженность энергетического производства и способствовать улучшению условий эксплуатации, технического обслуживания и ремонта. Однако, статистические данные свидетельствуют [5], что по мере снижения степени использования установленной мощности ухудшаются показатели экономичности и надежности основного оборудования.

Неадекватность существующей системы ППР в энергетике изменившимся условиям перехода страны к рыночной экономике можно оценить путем сравнения факторов, характеризующих изменения в сфере экономики, электроэнергетики и энергоремонта с учетом [5]. Указанные сравнения приведены в табл. 1.5, 1.6, 1.7.
Таблица 1.5. Изменение условий функционирования электроэнергетики

N

п/п

Ретроспективные условия

Современные условия

1.

Плановая экономика.

Административные методы управления.

Рыночная экономика.

Экономические методы

управления.

2.

Высокий уровень энергопотребления. Стремление к опережающему развитию

электроэнергетики.

Снижение уровня

энергопотребления.

Замораживание развития электроэнергетики.

3.

Стабильная загрузка всех генерирующих источников.

Снижение нагрузки КЭС, рост нагрузки ГЭС

4.

Ярко выраженная неравномерность сезонных графиков нагрузок. Предельная напряженность осенне-зимнего максимума нагрузок.. Низкий уровень резервов генерирующих мощностей.

Сохранение относительной неравномерности сезонных графиков нагрузок. Снижение напряженности

осенне-зимнего максимума нагрузок. Увеличение резервов генерирующих мощностей.

5.

Относительно высокий коэффициент заполнения суточных графиков нагрузок. Наличие значительной величины базовых нагрузок.

Снижение коэффициента заполнения суточных графиков нагрузок. Увеличение среднегодового диапазона регулирования мощности.


В табл. 1.5 изложены изменения условий функционирования электроэнергетики в ретроспективном и современном периоде времени. Изменения общей ситуации в экономике наложили свой отпечаток на условия функционирования электроэнергетики по основным факторам, связанным с экономикой и методами управления. Значительное влияние на энергетику оказывают новые отношения между производителями и потребителями энергии, существующие условия загрузки энергоблоков, характеристики качества энергопроизводства по степени пиковости его сезонных и суточных нагрузок.

Указанные факторы непосредственно повлияли на изменение условий проведения ремонта энергооборудования, основных принципов его организации, планирования и управления (табл. 1.6).
Таблица 1.6. Изменение условий ремонта энергооборудования

N

п/п

Ретроспективные условия

Современные условия

1.

Жесткие ограничения по величине и сезонной продолжительности ремонтной площадки.

Возможность проведения ремонтов в течение года со снятием вынужденной пиковости и ограничений.

2.

Сезонная пиковость использования материальных, трудовых и финансовых ресурсов, приводящая к необходимости их концентрации, в том числе ремонтного персонала.

Создание условий для равномерного использования материальных, трудовых и финансовых ресурсов, изменение функций подрядных ремонтных организаций и собственного ремонтного персонала

3.

Необходимость создания и содержания значительных запасов материалов и запасных частей.

Отсутствие объективной необходимости в содержании длительных запасов материалов и запасных частей.

4.

Наличие дефицитных и

фондируемых материалов и запасных частей.

Более широкие возможности приобретения любых материалов и запасных частей.

5.

Затратная система финансирования ремонтных работ, определяемая нормой амортизационных отчислений от величины основных производственных средств.

Объективная необходимость применения противозатратных методов управления и финансирования ремонтных работ.


Изменение основных показателей эксплуатации и ремонта энергоблоков в ретроспективных и современных условиях приведены на примере среднестатистических данных по энергоблокам мощностью 300 МВт [5]. Показатели 1991 года приняты за базовые. Именно в этом году, был достигнут максимум выработки электроэнергии, и завершился многолетний период стабильно устойчивой эксплуатации и ремонта энергоблоков (табл. 1.7). Изменением режимных факторов повлияло на повышение удельных расходов топлива энергоблоков и ухудшение комплексных показателей надежности.
Таблица 1.7. Изменение основных показателей эксплуатации и ремонта энергоблоков 300 МВт

Наименование показателей

Год эксплуатации

Изменения

в о. е.

Базовый

Расчетный

1.Коэффициент использования установленной мощности Ки

0,667

0,443

0,664

Коэффициент технического использования Кти

0,850


0,841

0,989

3. Коэффициент готовности Кг

0,972

0,969

0,997

4. Коэффициент рабочего времени Кр

0,822

0,613

0,746

5.Коэффициент резерва мощности Крез

0,028

0,228

8,143


6.Удельные расходы топлива b, г/кВт.ч

338,4

346,7

1,024

7.Периодичность капитальных ремонтов Zкр, лет

4,4

4,1

0,932

8.Ремонтируемая мощность в капитальном и среднем ремонтах тыс.МВт

12,0

11,7

0,975

9.Средняя продолжительность капитальных ремонтов (суток)

86,3

116,0

1,344

10.Средняя продолжительность средних ремонтов (суток)

30,1

36,5

1,213

11.Удельные к установленной мощности затраты на техническое обслуживание и ремонт руб/кВт

(по ТЭС РАО ЕЭС “России”)



4,92



5,38*



1,093

Примечание:* - в ценах 1991года.
Приведенные данные свидетельствуют, что изменение коэффициента использования установленной мощности повлияло на такие комплексные показатели надежности, как коэффициенты технического использования и готовности. Однако не установлено взаимосвязи между ремонтными показателями и видимым улучшением условий эксплуатации, обусловленным высвободившимся резервом энергомощностей. Сократилась периодичность капитальных ремонтов, возросла продолжительность простоя в ремонтах. При этом остались неизменны ежегодные объемы ремонтных работ вне зависимости от степени использования установленной мощности.

Из табл. 1.7 видно, что снижение коэффициента технического использования связано с увеличением времени простоя энергоблоков в плановых ремонтах, что обусловлено трудностями в решении организационных и финансовых проблем по обеспечению своевременных поставок запасных частей и материалов. Если бы время простоя в плановых ремонтах сохранилось при снижении времени работы энергоблоков, это означало бы, что коэффициент технического использования ухудшился из - за более частого проведения капитальных и средних ремонтов по отношению к наработкам времени между ними. На ухудшение коэффициента готовности в основном повлияло непропорциональное уменьшение рабочего времени и суммарного времени восстановления работоспособного состояния. Последнее также могло зависеть от решения организационно - финансовых проблем, поскольку суммарные объемы плановых и неплановых ремонтов в рассматриваемом периоде практически не изменились.

Таким образом, неадекватность существующей системы ППР современным условиям носит многоплановый характер. Она зависит от многих внешних и внутренних факторов, сопровождающих реформирование экономики страны и влияющих на состояние электроэнергетики. Их негативная сторона заключается в несоответствии целей, задач и содержания системы ППР современным условиям эксплуатации. Поэтому совершенствование системы ППР объектов электроэнергетики относится к одной из основных задач отрасли, что обусловлено на современном этапе ее развития снижением ввода новых генерирующих мощностей и недостаточными темпами обновления активной части основных производственных средств.

Все изложенное выше свидетельствует о необходимости совершенствования системы ППР электрооборудования путем разработки и применения ее новых форм, обеспечивающих снижение затрат на профилактику при одновременном увеличении надежности эксплуатации электрооборудования [5, 6, 7]. Совершенствование системы ППР электрооборудования создает экономические условия для широкого внедрения средств технической диагностики. При этом предусматривается внедрения системы, учитывающей техническое состояние оборудования и уточняющей межремонтный ресурс на основе периодически проводимых регламентных работ по диагностике, контролю, измерениям и испытаниям.

Суть совершенствования существующей системы ремонта заключается в переходе от системы ППР с жесткой структурой ремонтного цикла, к системе ремонта, учитывающей достигнутый электрооборудованием межремонтный ресурс, определяемый с учетом результатов диагностирования. Переход к новой системе ремонта затрагивает преемственность существующей системы. Он должен носить организованный характер с минимальными дополнительными затратами. Выбор стратегии ремонта для конкретного электрооборудования должен основываться на экономико-математических расчетах, в которых учитывается техническое состояние оборудования.
1.5. Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования с учетом технического состояния
Наиболее прогрессивная система технического обслуживания и ремонта – это система, основанная на установлении фактического технического состояния оборудования. Основой для построения такой системы служат методы технической диагностики. Современный уровень и перспективы развития средств диагностики, дефектоскопии и автоматизированного контроля в энергетике открывают реальные возможности применения в недалеком будущем методов технического обслуживания и ремонта оборудования по техническому состоянию в широких масштабах. Наибольший эффект от использования такой системы достигается при эксплуатации сложного оборудования, профилактический ремонт которого связан с большими затратами, а аварийный ремонт – вызывает огромный ущерб. Некоторые методы и средства технической диагностики уже давно нашли применение для контроля за техническим состоянием электрооборудования. Так, например, широко применяется хроматографический контроль маслонаполненного оборудования; тепловизионный контроль контактных систем; температурный контроль за состоянием подшипников, магнитопроводов, обмоток генераторов, крупных электродвигателей и трансформаторов; вибрационный контроль гидрогенераторов и другого электрооборудования; контроль изоляции кабельных линий. При диагностировании определяют каким видам профилактических работ необходимо подвергнуть электрооборудование для предотвращения отказов и восстановления уровня его работоспособности. Эти работы должны быть направлены на повышение или восстановление ресурса отдельных деталей, узлов и электрооборудования в целом. В качестве количественной оценки технического состояния электрооборудования используют следующие показатели: наработку, допустимые отклонения параметров состояния (температуры, сопротивления, тока, концентрации газов и др.), остаточный ресурс. Для определения этих показателей необходим сбор, изучение и анализ причин отказов, и соответствующих им признаков технического состояния оборудования. Поэтому, в условиях рыночных отношений предстоит решить вопрос об организации службы диагностики на объектах энергетики, ее целях, задачах, условиях работы и финансирования.

Применительно к электрооборудованию принципиально важно определеть какие параметры контролировать и какие факторы учитывать при оценке его технического состояния, т.е. решить вопрос о глубине диагностирования. Как отмечалось выше широко принято говорить о механических (вибрационных), тепловых, электрических и других факторах, имеющих различную физико-химическую природу. При этом упомянутые факторы приводят к изменению отдельных свойств электрооборудования. В этом случае оценка технического состояния по отдельным свойствам выполняется более или менее удовлетворительно, например, оценка теплового или вибрационного состояния оборудования. Однако общая оценка технического состояния при этом чрезвычайно затруднена из-за необходимости сопоставления показателей разной физической природы и отсутствия в настоящее время между ними корреляционных зависимостей. Эта проблема заставляет искать другой подход к общей оценке технического состояния электрооборудования. Целесообразно в качестве интегральной оценки технического состояния принимать значение сработанного ресурса, определяемого по результатам эксплуатационного контроля параметров оборудования в переходных и стационарных режимах работы.

В системе ремонта электрооборудования по техническому состоянию вопрос о назначении сроков профилактических работ конкретным единицам оборудования будет определяться не регламентным графиком ППР, а их фактическим состоянием. В тоже время периодическое диагностирование будет выполняться в рамках технического обслуживания по плану, включенному в календарные графики. Непрерывное диагностирование в процессе эксплуатации наиболее повреждаемых и ответственных элементов оборудования будет осуществляться в рамках реализации автоматизированной системы технического обслуживания и ремонта электрооборудования по техническому состоянию. Данные непрерывного диагностирования, от соответствующих специализированных датчиков и устройств, после обработки и анализа выдаются на печать в виде рекомендаций или в виде подачи соответствующих сигналов и команд другим устройствам. Эти сигналы и команды могут быть поданы с целью отключения оборудования при несоответствии его технического состояния установленным допустимым значениям контролируемых параметров.

На начальном этапе внедрения системы ремонта электрооборудования по техническому состоянию целесообразно сохранить планирование основных ремонтных показателей (ремонтного цикла, межремонтного периода, трудоемкости, объема складских запасов материалов и запасных частей). Однако в ремонтный цикл в качестве основной операции технического обслуживания будет включен график контроля технического состояния электрооборудования [9]. В результате прогнозирования технического состояния на основании диагностирования межремонтный период каждой единицы оборудования будет корректироваться в зависимости от ее фактического состояния. По мере накопления диагностической информации о сработке ресурса различного электрооборудования могут быть внесены коррективы в установленные системой ППР нормативы периодичности и объема ремонтных работ. При дальнейшем глубоком развитии и внедрении методов и средств технической диагностики можно будет отказаться от регламентного календарного планирования сроков ремонта, заменив его на календарное планирование диагностических проверок.

  1   2   3   4   5   6


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации