Планирование ремонтов энергетического оборудования

Дисциплина «Планирование и организация эксплуатации теплоэнергетических систем и установок» Лекция 7 Тема 9 План лекции 9. ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 9.1. Значение и особенности проведения ремонта на энергетических предприятиях 9.2. Нормативная база планирования ремонтов 9.3. Планирование ремонтов оборудования ТЭС 9.4. Показатели энергоремонтного производства 9.4.1. Режимные показатели 9.4.2. Стоимостные показатели 9.5. Планирование эксплуатационной готовности ТЭС 1 9. ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 9.1. Значение и особенности проведения ремонта на энергетических предприятиях Бесперебойность энергоснабжения потребителей обеспечивается нахождением в состоянии эксплуатационной готовности оборудования электростанций и сетей энергоснабжения. Эксплуатационная готовность достигается планово-предупредительным ремонтом оборудования (ППР). ППР представляют собой комплекс работ, целью которых является доведение технических и экономических показателей оборудования до их проектного значения и обеспечение длительной, надёжной и экономной эксплуатации. Система ППР – это комплекс мероприятий, направленных на предупреждение износа и содержание в работоспособном состоянии оборудования (рис. 23, 24). Рис. 23. Состав ППР 2 Рис. 24. Схема обслуживания и восстановления основных фондов по видам работ 3 ППР включает: осмотр, проверку, испытания оборудования, ремонт и замену отдельных деталей и узлов. Основной принцип ППР – ремонт как предупреждение аварий, а не как ликвидация её последствий. Это, однако, не исключает и аварийного ремонта, если авария все же произойдёт. Таким образом, ремонт оборудования и других элементов основных фондов является необходимым производственным процессом, обусловленным современным уровнем развития техники. Система ППР предусматривает следующие виды работ по обслуживанию и ремонту техники: 1) периодические профилактические ремонтные операции, выполняемые по календарному плану (промывки, смена масла, осмотры и т.д.); 2) межремонтное техническое обслуживание (наблюдение за состоянием оборудования, проведение ежедневных смазок и чисток, регулирование механизмов, установление мелких неисправностей); 3) плановые ремонты: малый (текущий); средний (40 % времени капитального); капитальный. Текущий ремонт обеспечивает работоспособность оборудования до очередного ремонта и включает замену быстроизнашиваемых деталей, промывку и чистку масляных и охлаждающих систем, испытания оборудования, выявление деталей, требующих ремонта, составление дефектных ведомостей. Средний ремонт включает частичную разработку энергооборудования, замену изношенных деталей, проверку и чистку деталей и узлов, испытание агрегатов, уточнение предварительно составленной дефектно-сметной ведомости, выявление дефектов, требующих капитального ремонта. Капитальный ремонт обеспечивает не только работоспособность оборудования, но и восстановление производственной мощности агрегата 4 и его первоначальных технико-экономических показателей. Он включает полную разборку оборудования, осмотр всех деталей, уточнение предварительно составленной дефектной ведомости, замену отдельных деталей и узлов, исправление всех дефектов, испытание и опробование оборудования после капитального ремонта. Финансирование отдельных видов ремонтов, в соответствии с их задачами, ведётся из разных источников: 1) капитальный и текущий ремонты финансируются за счет эксплуатационных издержек, которые включаются в себестоимость готовой продукции; 2) средний – в зависимости от его периодичности: ‒ с периодичностью более 1 года – за счет амортизационных издержек; ‒ с периодичностью до 1 года – за счет эксплуатационных издержек. Капитальный, а иногда и средний ремонты могут сочетаться с частичной или комплексной модернизацией, улучшающей техникоэкономическое показатели предусматривается обычно оборудования. в планах Частичная модернизация организационно-технических мероприятий и осуществляется за счет амортизационных отчислений. Комплексная модернизация, требующая значительно больших средств, осуществляется за счет краткосрочных ссуд Госбанка и фонда развития производство, мероприятия по модернизации оборудования должно быть экономически обоснованным. Вне системы ППР остаются особые виды ремонтов – аварийный и восстановительный (после длительного простоя или после стихийных бедствий). 5 Нормативная база планирования ремонтов 9.2. Для планирования организации и проведения ППР необходима обоснованная нормативная база. Эта база включает в себя следующие нормативы на:  периодичность ремонта и длительность ремонтного простоя;  трудоёмкость работ и потребное количество персонала;  потребность в материалах и запасных частях;  потребность в инструментах и приспособлениях;  потребность в специальных механизмах. Периодичность проведения ППР определяется в днях или годах и применительно к различным видам оборудования и условиям их эксплуатации. Период времени между двумя капитальными ремонтами называется ремонтным циклом. Время между двумя очередными осмотрами называется межремонтным периодом (или между очередными осмотрами и плановым ремонтом). Очерёдность чередования ремонтов называется структурой ремонтного цикла. Простои оборудования в ремонте исчисляются в календарных сутках. Праздничные дни из срока простоя исключаются. Началом ремонта агрегата считается время его отключения. Окончанием ремонта является время включения агрегата в работу. Периодичность и время простоя в ремонте нормируются на основе разработки длительности ремонтных циклов, содержания и объема ремонтов. Периодичность и длительность ремонтов базируются на данных об износе и сроке службы деталей, а также о загрязнении оборудования в процессе эксплуатации: основой для определения сроков проведения того 6 или иного вида ремонта и их длительности являются результаты всех видов обслуживания оборудования (технические обслуживания, профилактики, ремонты). Нормы простоя основных агрегатов электростанций и подстанций в ППР разрабатываются на основе номенклатуры и объема капитальных работ. Длительность капитальных и текущих ремонтов котлов и паровых турбин нормируется в зависимости от вида топлива, производительности котлов и номинальной мощности турбин, параметров пара и конструкций агрегатов. Длительность ремонтов повышается с ростом единичной мощности, параметров и сложности конструкций агрегатов. Время простоя в ремонте генератора не должно превышать длительности простоя в ремонте турбин. Капитальный ремонт турбоагрегатов ТЭС производится один раз в 4–5 лет; парогенераторов ТЭС – один раз в 3–4 года. Допускается удлинение периода между капитальными ремонтами, если оборудование может и дальше обеспечить надёжную работу. Энергоблоки ТЭС капитально ремонтируются через 3–4 года. Длительность простоя определятся мощностью блока, производительностью парогенератора, параметрами пара, видом топлива. Так, для энергоблоков и турбин с начальным давлением 13 МПа нормативное время простоя в капитальном ремонте составляет 25–38 сут./год, в текущем – 10–20 сут./год. Капитальный ремонт гидрогенераторов ГЭС производится не чаще одного раза в год. Длительность простоя при реконструкции и модернизации устанавливается управлением энергообъединения в специальном порядке. Ремонт вспомогательного оборудования электростанций и подстанций производится в период капитального, среднего и текущего ремонтов основных агрегатов. 7 Число текущих ремонтов и продолжительность каждого – не нормируются. Но суммарное время простоя в текущих ремонтах в течение года не должно превышать регламентированных. Более слабо разработаны нормативы по ремонту теплосетей, так как их ремонт производится после осмотра. Поэтому нормами предусмотрена лишь периодичность осмотров и профилактических ремонтов. 9.3. Планирование ремонтов оборудования ТЭС Составление календарного плана ремонтов основного оборудования необходимо для покрытия заданных графиков электрической и тепловой нагрузки и разработки режимов эксплуатации. Календарный план ремонтов разрабатывается диспетчерской службой энергообъединения, так как баланс мощностей и нагрузок не может быть нарушен. Энергообъединение, таким образом, устанавливает сроки вывода в ремонт основного оборудования электростанций. Электростанции: 1) планируют объёмы ремонта и уточняют сроки вывода в ремонт всего оборудования; по агрегатам; по цехам и по предприятию в целом; 2) согласовывают их с энергообъединением; 3) разрабатывают календарные графики проведения ремонтов. Планирование производится на основании различных документов: цеховых журналов (записи о неисправностях); ремонтных журналов; аварийных актов и др. В целях минимального снижения резерва мощности энергообъединения и максимальной надёжности энергоснабжения стремятся: 1) совместить во времени ремонт турбогенераторов и соответствующих им котлоагрегатов; 2) установить такую очерёдность вывода в ремонт котлов и турбин, чтобы обеспечить нормальную продолжительность рабочих кампаний их, 8 ремонтировать в первую очередь неисправное оборудование; 3) одновременно выводить в ремонт не более двух агрегатов (котёл + турбоагрегат; турбоблок); 4) окончание одного ремонта совмещать с началом другого; 5) капитальный ремонт конденсационных агрегатов проводить в период снижения электрических нагрузок (в летний период) (для минимального снижения резервной мощности); 6) ремонт теплофикационного оборудования провести в соответствии с их назначением: ‒ при отопительно-вентиляционной нагрузке – в неотопительный период; ‒ при технологической нагрузке – в период остановки на отпуск или ремонт крупнейшего потребителя теплоты. Календарный план ремонтов ТЭС – годовой график, в котором длительность простоя в ремонте каждого агрегата изображается отрезком прямой, длина которой соответствует продолжительности простоя оборудования в ремонте (сутки). Календарный план проведения ППР является исходным для определения располагаемой мощности ТЭС и коэффициента готовности. Организация ремонта на энергопредприятиях может осуществляться несколькими способами: ‒ децентрализованным, хозяйственным, когда ремонтное обслуживание проводится ремонтным и частично эксплуатационным персоналом; ‒ централизованным, подрядным с привлечением ремонтных предприятий энергосистемы или Минэнерго (система Центроэнергоремонт); ‒ смешанным, когда капитальный ремонт проводится подрядчиком, а остальные виды ремонта своими силами. 9 Рис. 25. Пример годового графика плана ремонтов основного оборудования ТЭС Выбор формы ремонтного обслуживания остаётся за руководством энергопредприятия. В условиях реформирования электроэнергетики возможно выделение подрядчиков в конкурирующие организации. Необходим особый режим лицензирования, технического допуска и контроля. 9.4. Показатели энергоремонтного производства В планировании и экономическом анализе в настоящее время используется 2 группы показателей энергоремонтного производства: режимные (натуральные), стоимостные. 10 9.4.1. Режимные показатели Режимные показатели определяются структурой ремонтного цикла (т.е. очерёдностью ремонтов между двумя капитальными ремонтами). Длительность ремонтного цикла включает: (14) (15) (16) где: – время эксплуатационной готовности; – время простоя (в ремонте или аварии); – время нахождения в работе; – время нахождения в резерве. Время простоя в ремонте – в капитальном и текущем (17) где: – в плановом капитальном ремонте; – в текущем ремонте, как в плановом так и внеплановом. Время аварийного простоя – . Следовательно, можно определить различные коэффициенты: ‒эксплуатационной готовности агрегата: (18) ‒простоя (19) ‒нахождения агрегата в простое различного вида, но: (20) ‒производительность труда в натуральном виде – это значение мощности, готовой к работе, на 1 человека: 11 ∑( (21) ) где: – численность и время работы работника i-ой группы, обеспечивающих эксплуатационную готовность. 9.4.2. Стоимостные показатели Ремонтная составляющая себестоимости продукции 1. (энергии) ∑ ( ) (22) где: ∑ – расходы на ремонт (капитальный, средний, текущий); – годовой отпуск продукции. Недостаток показателя: ‒не отражаются режимные характеристики ремонта (готовность); ‒зависит от факторов, не имеющих отношения к ремонту ΣSрем = const, но при повышении или понижение Ty меняется ремонтная составляющая себестоимости энергии. 2. Затраты на ремонт единицы установленной мощности за определенный период (обычно за год): ∑ (23) Недостатки: ‒не отражаются режимные характеристики ремонта, длительность простоя в ремонте, эксплуатационная готовность; ‒возможное снижение затрат на ремонт в ущерб обеспечиваемой готовности к работе; этот недостаток выявляется при длительности ремонтного цикла больше 1 года. Этот показатель может применяться только в энергообъединении. 12 Себестоимость 3. товарной продукции (на ремонтных предприятиях): (24) где: – затраты на ремонт (себестоимость продукции); – стоимость товарной продукции ремонтных предприятий. Этот показатель широко используется в промышленности. Он соизмеряет затраты предприятия с результатом – готовой продукцией в денежном выражении. Стоимость товарной продукции определяется по оптовым ценам предприятия. При этом необходимо использовать те натуральные единицы, которые использовались при определении себестоимости. Если его применить к энергообъединению, то: ∑ (25) где: Э – отпущенная потребителям электроэнергии (кВт·ч); – себестоимость единицы отпущенной электроэнергии (р/кВт·ч); – средний тариф, цена отпущенной электроэнергии (р/кВт·ч). Если – снижение означает: улучшение работы, снижение затрат, повышение прибыли. Этого можно добиться снижением затрат как при при повышении , так и . То есть в этом случае предполагается использование натурального измерителя продукции (как в прейскурантах, так и при калькуляции). Однако в ремонтном производстве имеются свои особенности: 1) калькуляционной единицей служит заказ на ремонт, услуги по договору, то есть натуральный измеритель не применяется; 13 2) прейскуранты характеризуют не цену ремонтного производства, а расходы на заработную плату, которые выключаются в сметную стоимость заказа; 3) цены в прейскуранте на ремонт по отдельным дробным единицам даются в диапазоне (от…до), поэтому сметная стоимость может существенно отличаются от фактической; 4) накладные расходы (%) принимаются одинаковыми для всех ремонтных предприятий. Таким образом, в ремонтном производстве: ‒натуральная единица для соизмерения затрат с результатом не используются; ‒результаты оцениваются по сметной стоимости. В электроэнергетике показатели ремонтного производства должны учитывать специфику энергетического предприятия. В этом случае в качестве обобщающих показателей рекомендуется использовать следующие показатели. Удельные ремонтные затраты на 1 час эксплуатационной 1. готовности: ∑ ∑ ∑ ∑ (26) где: Σtпр – суммарный простой агрегата за Тр(tц); – коэффициент эксплуатационной готовности за период Тр(tц). 2. Удельные ремонтные затраты на единицу ресурса работы, то есть оценка по обеспечиваемому ресурсу работы отремонтированного агрегата – по потенциально возможной энергетической продукции в течение всего периода эксплуатационной готовности после окончания ремонта: ∑ ∑ ∑ (27) 14 где: Nн – номинальная мощность отремонтированного агрегата (для электростанции это установленная мощность); – ресурс работы в натуральных единицах. Ресурс работы определяется: Для агрегатов: 1. ‒турбоагрегат: Эп = Nн · tэ.г. (МВт·ч); ‒котлоагрегат: Дп = Дн · tэ.г. (пара, тонны). Для цехов: 2. ‒котельного с n котлоагрегатами: ∑ ∑ ( ) (28) ‒машинного (электростанции в целом): ∑ ∑ ( ) (29) Эти показатели характеризуют различные виды себестоимости ремонта: часовую, полную или цену ремонтной продукции, так как: 1) отражают совокупное влияние различных характеристик: ‒длительности простоя в ремонте; ‒периодичности ремонта; ‒качества ремонта; 2) исключают: ‒искусственное завышение стоимости и объёма ремонтных работ; ‒необоснованность и завышение накладных расходов; ‒маневрирование источниками финансирования ремонтов; 3) к снижению себестоимости ремонтов приводят мероприятия, связанные со снижением затрат на материалы, запчасти и др. При определении затрат на ремонт необходимо помнить, что ремонтные циклы (продолжительность) могут не совпадать с хозяйственными периодами (обычно – год) по элементам основных фондов. Поэтому ремонтные затраты перераспределяются по 15 хозяйственным периодам и подсчитывают калькуляционные (распределённые), затраты за расчётный период: ∑ ( (∑ ) ∑ ) ( ) (30) где: ( ) – входные остатки по ремонтам предшествующего периода; (∑ ∑ ) – затраты на ремонт в течение рассматриваемого периода; ( ) – выходные остатки по последним капитальным и текущим ремонтам. Для совокупностей агрегатов и в целом по станции калькуляционные затраты определяются суммированием этих затрат по отдельным агрегатам. Удельные затраты на ремонтную продукцию: 3. ∑ ( ⁄ ) (31) где: Прем – ремонтная продукция за рассматриваемый период. Этот технико-экономический показатель может быть использован: 1) во внутристанционном хозяйственном расчёте; 2) для сопоставления уровня и динамики его по отдельным агрегатам и по однотипным способствующей агрегатам увеличению на различных эксплуатационной электростанциях, готовности при минимальных ремонтных затратах. Аналогичные показатели могут быть получены для удельных затрат труда на ремонтные работы, то есть специфическими показателями для ремонта оборудования электростанций являются: 1) удельные затраты труда на агрегато-час готовности, чел·ч/аг·ч готовности: 16 ∑ (32) удельные затраты труда на единицу ресурса работы агрегата, 2) чел·ч/ед.рес.: ∑ (33) где: ∑ – трудовые затраты на ремонт агрегата в рассматриваемом периоде Тр, калькуляционные, то есть распределённые во времени. Показатели, обратные приведённым, являются характеристиками производительности труда, специфическими для ремонта оборудования. При наличии нормативных значений удельных затрат труда на ремонт может быть производительности определён труда в нормативный стоимостном уровень выражении показателя в виде нормативной выработки продукции на одного работника. 9.5. Планирование эксплуатационной готовности ТЭС Бесперебойность нахождением готовности. энергоснабжения оборудования ТЭС в потребителей состоянии обеспечивается эксплуатационной Это достигается планово-предупредительным ремонтом оборудования (ППР). Таким образом, проблема планирования готовности к работе сводится к: 1) планированию ремонтов энергооборудования; 2) определению готовности ТЭС к работе на основе календарного плана ремонтных работ. По действующей методике готовность электростанции к работе характеризуется коэффициентом готовности, который представляет собой коэффициент использования оборудования во времени. Этот показатель 17 является одним из основных показателей производственно-хозяйственной деятельности (ПХД) и служит для оценки возможности производства и отпуска энергии потребителям в соответствии с графиком нагрузки. Планируется коэффициент готовности на год, по кварталам и месяцам года на основании утверждённого графика ремонтов и нормативной продолжительности в плановом простое. Плановое значение коэффициента готовности агрегата к работе (kг.пл) определяется по формуле: ( ) (34) где: Тк – календарный отрезок времени, на который планируется готовность оборудования к работе, час; – продолжительность всех ремонтов в планируемом периоде, час. (35) где: ТППР – продолжительность простоя в планово-предупредительном ремонте, устанавливается в соответствии с инструкцией по организации ремонта; ТНП – продолжительность ремонтов для непредвиденных обстоятельств, планируется в % в зависимости от давления, на котором работает оборудование. После расчёта коэффициента готовности по каждому турбоагрегату, определяется коэффициент готовности по электростанции в целом. Для КЭС и ГЭС он определяется как средневзвешенный по номинальной мощности каждого агрегата в общей установленной мощности. Для ТЭЦ – как средневзвешенным по тепловой мощности. Для этого определяют соответствующие доли участия данного агрегата в электрической или тепловой мощности КЭС, ГЭС, ТЭЦ. 18 Плановый коэффициент готовности для КЭС и ГЭС определяется: ∑ (36) где kг плi – плановый коэффициент готовности i-го турбоагрегата (или группы однотипных агрегатов); n – число агрегатов или их групп; αi – доля номинальной мощности агрегата или группы в установленной мощности КЭС или ГЭС: ∑ (37) Плановый коэффициент готовности ТЭЦ определяется по-другому: ∑ ∑ ∑ (38) где: – плановый коэффициент готовности i-го турбоагрегата, ПВК, СП; – соответствующие доли тепловой мощности i-го турбоагрегата, j-го пикового водогрейного котла (ПВК), j-го котлоагрегата, отпускающего свежий пар на сторону (СП). ⁄ (39) ⁄ (40) ⁄ (41) Установленная тепловая мощность ТЭЦ ∑ ∑ ∑ (42) Для КЭС, имеющих и теплофикационные агрегаты, планирование ведётся отдельно по конденсационному и отдельно по теплофикационному оборудованию, а затем по станции в целом. 19 Вопросы для самопроверки 1. В чем заключается система планово-предупредительных ремонтов (ППР)? 2. Что является нормативной базой ППР? 3. Перечислите особенности планирования ремонтов энергооборудования на тепловых электростанциях. 4. Зачем необходимо планировать коэффициент готовности? 5. Как определяется коэффициент готовности к работе электростанции? 6. Что учитывается при определении времени простоя оборудования? 20 Основная литература 1. Розова В.И. Технико-экономическое планирование на энергетическом предприятии: учебн. пособие / В.И. Розова. – 2-е изд., стереотип. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2010. – 96 с. УДК 658: 621.31 (075.8) ББК 65.290-2: 31.2я73 Р 65 – Текст: электронный / Дополнительная литература 1. Быстрицкий, Г. Ф. Справочная книга по энергетическому оборудованию предприятий и общественных зданий: справочник / Г.Ф. Быстрицкий, Э. А. Киреева. – Москва: Машиностроение, 2011. – 592 с. – ISBN 978-5-94275-574-4. – Текст: электронный / 2. Рундыгин Ю.А. Котельные установки / Ю.А. Рундыгин, Е.Э. Гильде, А.В. Судаков, Н. Т. Амосов. – Москва: Машиностроение, [б. г.]. – Том 4 – 2009. – 400 с. – ISBN 978-5-217-03417-8. – Текст: электронный // Лань: электронно-библиотечная система. – URL: https://e.lanbook.com/book/790 3. Кудинов, А.А. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях. [Электронный ресурс] / А.А. Кудинов, С.К. Зиганшина. – Электрон. дан. – М.: Машиностроение, 2011. – 374 с. – Режим доступа: http://e.lanbook.com/book/2014 4. http://docs.cntd.ru 21