ГЛАВА ВТОРАЯ

Эксплуатационный персонал[1] энергетической службы предприятия обеспечивает выполнение работ по техническомуобслуживанию закрепленного за ним энергетического оборудования и сетей.

2. Покупные комплектующие изделия, входящие составной частью в широкую номенклатуру общепромышленного оборудования, но сами не являющиеся оборудованием.

Примером комплектующих изделий являются подшипники качения, электрофарфор, подвесная арматура для ВЛ, трубопроводная запорная арматура, радиодетали и электронные изделия, электроустановочные изделия и т.п. Комплектующие изделия поставляются специализированными заводами как предприятиям, эксплуатирующим энергетическое оборудование, так и в порядке кооперации заводам-изготовителям для комплектации выпускаемой продукции. Последнее обстоятельство в значительной мере осложняет получение комплектующих изделий на ремонтно-эксплуатационные цели.

3. Комплектующее оборудование, входящее в состав, в кинематическую или технологическую схему производственно-технологического оборудования. Как правило, комплектующее оборудование не несет самостоятельных функций.

Примером комплектующего оборудования могут являться электродвигатели (без приводимого оборудования электродвигатель не имеет самостоятельного назначения), пускорегулирующая аппаратура, контрольно-измерительные приборы, котельно-вспомогательное оборудование и т.п.

 

2-2. РЕМОНТНЫЙ ЦИКЛ

 

Продолжительность ремонтного цикла для каждого вида энергетического оборудования и сетей определяется условиями эксплуатации, требованиями к степени безотказности, конструктивными особенностями, ремонтопригодностью, указаниями и. Инструкциями завода-изготовителя, правилами технической эксплуатации, а также другими факторами, рассмотренными ниже.

Величина ремонтного цикла исчисляется не в машино-часах, учет которых достаточно сложно организовать для большого количества объектов ремонта современного предприятия, а в календарном времени, исходя из работы по 8 ч в смену при 41-часовой рабочей неделе. Сменность и сезонность работы учитываются в соответствующих таблицах в зависимости от вида оборудования.

Для энергетических сетей величина ремонтного цикла исчисляется в календарном времени от одного капитального ремонта до другого вне зависимости от сменности и сезонности работы объекта, питаемого данной сетью. Для многих видов оборудования (компрессоров, насосов, вентиляторов, котлов и др.) величина гарантированной наработки до первого капитального ремонта указывается в соответствующих технических условиях, каталогах и прейскурантах. С этим следует считаться при определении величины ремонтного цикла. Однако нельзя гарантированную заводом-изготовителем наработку до первого капитального ремонта принимать за величину ремонтного цикла. Часто завод-изготовитель, страхуя себя от рекламаций, существенно занижает величину гарантированной наработки.

 

Рис.2-1. Параметр потока отказов энергетического оборудования и сетей в течение ремонтного цикла

 

В этих случаях при очередном текущем ремонте, производимом перед первым капитальным ремонтом до истечения срока наработки, гарантированной заводом-изготовителем, необходимо детально проверить состояние оборудования и в зависимости от этого установить конкретную структуру и продолжительность ремонтного цикла.

При определении продолжительности ремонтного цикла следует исходить из закономерности, определяющей надежность оборудования или участка сети в каждый данный момент времени. Графически зависимость (t) выражена на рис. 2-1;  является параметром потока отказов, т.е. величиной среднего количества отказов энергетического оборудования или участка сети в единицу времени, взятого для рассматриваемого момента времени; t— время эксплуатации. Это справедливо для каждого элемента {деталь, узел, участок) и с известным приближением может быть применено для иллюстрации подхода к оценке надежности в функции времени для любого вида энергетического оборудования или сети. Фактически же износ отдельных элементов даже в одной и той же единице оборудования или на одном и том участке сети будет происходить неодновременно. Так, например, для асинхронного электродвигателя, включая схему его управления, наибольшему износу будет подвержена коммутационная аппаратура и особенно ее контактная часть, отдельные виды электронной аппаратуры, затем щеточный механизм и подшипниковая группа деталей. В меньшей степени подвергаются износу обмотки, в первую очередь их изоляция, и еще меньшей неподвижные части — корпус и сердечник статора. Анализ периодичности износа отдельных узлов и элементов дает возможность правильно подойти к определению продолжительности и структуры ремонтного цикла и других нормативов ППРОСПЭ для каждого вида энергетического оборудования и сетей с учетом их конструктивных особенностей.

На рис. 2-1 видны три этапа, характеризующие вероятность безотказной работы за время эксплуатации оборудования (сети) в промежутках между ремонтами. Первый этап (1) — период послеремонтной приработки (нересурсные отказы), когда вероятность отказа повышена за счет возможного применения при ремонте некачественных материалов, деталей, покупных изделий; несоблюдения технологии ремонта и требуемых допусков при сопряжении деталей; из-за ошибок при сборке отдельных узлов и при монтаже схемы. При хорошем входном, пооперационном и финишном контроле этот этап должен отсутствовать. С другой стороны, следует считаться с тем, что для большинства оборудования и сетей, особенно в случаях, не требующих абсолютной безотказности, излишне частые ремонты могут привести не к повышению, а даже к понижению надежности при удорожании содержания.

Второй этап (2) — этап нормальной работы оборудования или сети характеризуется практически постоянством параметра потока отказов. Здесь (t)==const.

Третий этап (3) характеризуется ростом параметра потока отказов за счет механического износа и необратимых физико-химических процессов старения отдельных элементов, резко снижающих вероятность безотказной работы (ресурсные отказы).

Очевидно, что плановая величина ремонтного цикла не должна выходить за пределы второго этапа.

Правильная оценка изменения параметра потока отказов (рис. 2-1), учет первого этапа послеремонтной приработки, правильный учет второго этапа и опыта работы передовых предприятий различных отраслей промышленности, использование опыта применения наиболее прогрессивных систем ППР, повышение надежности выпускаемого энергооборудования и уровня эксплуатации энергетического хозяйства дают основу для определения оптимальной и более длительной, чем принятая в ЕС, величины ремонтного цикла, а также для выбора наиболее рациональной его структуры. Таким образом, при сохранении степени надежности энергетического оборудования и энергетических сетей имеется реальная возможность сократить потребность в ремонтах, а следовательно, и в затратах на ремонт, первую очередь в трудовых затратах, при сохранении степени надежности энергетического оборудования и сетей.

Как указывалось, на продолжительность и структуру ремонтного цикла существенное влияние оказывают условия эксплуатации. Применительно, например, к электродвигателю это главным образом будут:

- степень стационарности установки. Для передвижных установок условия эксплуатации будут более тяжелыми, что вызовет их более быстрый износ. Промежуточными являются временные установки, наиболее часто применяемые для выполнения строительно-монтажных работ, где условия эксплуатации будут более легкими, чем для передвижных установок, но более тяжелыми по отношению к условиям эксплуатации стационарных установок (менее жесткие требования к монтажу, менее четкая организация обслуживания);

- характер механизма, приводимого в действие данным электродвигателем; соотношение номинальных мощностей — электродвигателя и потребляемой приводимым механизмом;

- пусковой режим (отношение пускового момента к номинальному);

- режим работы — частота пусков, частота и значение перегрузок, необходимость реверсивности;

- вид соединения с приводимым механизмом. Жесткое соединение, являясь более экономичным (высокий к.п.д.), в то же время, как правило, осложняет условия эксплуатации электропривода;

- качество монтажа — точность центровки с приводимым механизмом, качество контактных соединений, креплений и т. п.;

- исправность и безотказность приводимого механизма; стабильность напряжения сети, питающей электродвигатель;

- вид и надежность защиты (от перегрузок, от потери фазы, от понижения и повышения напряжения) и ее соответствие режиму работы электродвигателя;

- условия среды — степень влажности, температура, наличие масла, пыли, химически активных сред;

- качество предыдущих ремонтов;

- культура эксплуатации;

- частота и тщательность осмотров, проверок, продувок, очисток, наличие контроля за режимом работы, своевременное производство наладок и др.;

- ремонтный цикл и периодичность ремонтов основного механизма.

При определении продолжительности и структуры ремонтного цикла только отдельные эксплуатационные факторы, зависящие от особенностей конструкции и объективных условий эксплуатации энергетического оборудования и сетей, учитываются соответствующими коэффициентами. Остальные чисто эксплуатационные факторы поправочными коэффициентами не учитываются и продолжительность ремонтного цикла определяется, исходя из оптимальных условий эксплуатации.

Экономически оптимальная продолжительность и структура ремонтного цикла энергетического оборудования и сетей также зависят от ряда факторов:

- допустимости остановок основного технологического оборудования при отказах энергетического оборудования и сетей. При отказах энергетической части технологического оборудования следует учитывать, не вызовут ли эти отказы поломок, аварий, не создадут ли угрозы травм и не повлекут ли брака продукции;

- наличия ненагруженного (в том числе складского) и нагруженного резерва энергетического оборудования и сетей для соответствующего технологического оборудования;

- возможности автоматического введения резерва. Автоматическое введение резерва на установках непрерывного действия дает возможность снизить требования к безотказности работы энергетического оборудования и сетей и, следовательно, увеличить ремонтный цикл;

- наличия дублирующего технологического оборудования, работа которого будет обеспечена при выходе из строя данной единицы оборудования;

- место данного основного оборудования в технологической цепочке производства;

- наличия и плановой величины оперативного запаса деталей, прошедшего необходимую технологическую операцию на данном оборудовании;

- возможности оперативного кооперирования для осуществления данной технологической операции в другом цехе или на одном из соседних предприятий;

- величины материальных потерь от простоя основного технологического оборудования за время ремонта энергетического оборудования или сети. Следует отметить, что последний фактор определяет необходимость наличия, вид иразмер резервов технологического и энергетического оборудования и сетей, величину и структуру ремонтного цикла, также способ организации ремонта — централизованный на СРП или децентрализованный непосредственно на предприятии.

Структура ремонтного цикла различна для различных видов энергетического оборудования и сетей. В общем виде она включает проведение осмотров, профилактических испытаний и проверок (в том числе и проверок на точность), текущего и капитального ремонтов, а в промежутках между этими операциями осуществление нерегламентированного технического обслуживания. При этом осмотры, профилактические испытания и проверки производятся как самостоятельные операции только для наиболее ответственного оборудования и сетей лишь в тех случаях, когда проведение этих операций требуется соответствующими правилами, техническими условиями или инструкциями. Проведение при необходимости этих мероприятий как самостоятельных операций предусматривается в структуре ремонтного цикла соответствующего энергетического оборудования или энергетических сетей, приведенных в соответствующих главах книги. В остальных случаях осмотры, испытания и проверки должны производиться в порядке нерегламентированного технического обслуживания. Для повышения вероятности безотказной работы энергетического оборудования и сетей гарантийная наработка между ремонтами должна быть меньше, чем средняя наработка до первого отказа. Иными словами, межремонтный период должен иметь значение меньшее, чем суммарная продолжительность этапов 1 и 2 (рис. 2-1). Эта разница при отсутствии резерва будет тем большей, чем ответственней установка, чем выше требования к ее безотказности.

На значение этой разности существенно влияет степень оснащенности средствами технической диагностики, позволяющими контролировать состояние и надежность работы данной единицы оборудования или участка сети. Получение средствами технической диагностики дискретной информации дает возможность максимально снизить эту разность. Наличие перманентной информации позволяет принимать величину ремонтного цикла практически равной сумме первых двух этапов. Так как значение средней наработки деталей, узлов и отдельных элементов будет различной для разных групп деталей, так же как неодинаковой будет трудоемкость их восстановления, то объем различных видов ремонта и значение гарантийной наработки между ремонтами разных видов будут неодинаковыми. Это должно быть отражено в структуре ремонтного цикла.

При планировании структуры ремонтного цикла, т.е. видов и последовательности чередования плановых ремонтов для различного энергетического оборудования и сетей, исходят из того, что наряду с быстроизнашивающимися деталями, узлами и элементами, восстановление которых при ремонте производится путем их замены новыми или лишь незначительным ремонтом старых (например, подшипники качения, контакты, клапаны и др.), имеются детали и узлы с большим сроком наработки. В первую очередь это обмотки электрических машин, блоки цилиндров, поршни машин, трубные решетки и барабаны котлов и теплообменных аппаратов, сердечники статоров и роторов, коллекторы электрических машин и другие детали, требующие при ремонте достаточно трудоемкой, а в ряде случаев и высокоточной обработки, так как чаще всего именно их состояние обеспечивает основные параметры оборудования или сети. При этом в связи с возможным несоответствием ремонтных размеров первоначальным размерам (например, пара поршень — цилиндр) требуется взаимная пригонка деталей и узлов. Применительно к энергетическим сетям это их испытание, ремонт концевых муфт или запорной арматуры, резко отличающейся по трудоемкости от ремонтов, связанных со вскрытием трассы, с заменой участков сети. Отсюда очевидно, что в течение наработки между сложными видами ремонта — капитальными ремонтами оборудование или энергетические сети должны пройти один или несколько более легких — текущих ремонтов.

Следует иметь в виду, что производство нескольких малых по объему и длительности текущих ремонтов редко нарушает ритм производства, в то время как капитальный ремонт при отсутствии резерва, как правило, связан с прекращением на какой-то период производства (полностью или частично), т. е. с производственными потерями. Во избежание длительных простоев технологического оборудования целесообразно межремонтный период для электрической части технологического оборудования приравнивать к межремонтному периоду самого технологического оборудования. Этого следует придерживаться лишь в тех случаях, когда величина межремонтного периода энергетической сети превышает соответствующую величину для технологической части оборудования. Однако виды ремонта для технологического оборудования и его энергетической части при этом могут не совпадать, так как структура и величина ремонтного цикла для них может (а в общем случае и должна) быть различной. Из тех же соображений снижения времени простоя в ремонте одновременно с энергетическим оборудованием должны ремонтироваться все виды подходящих к нему энергетических сетей.

Системой ППРОСПЭ не предусматривается проведение среднего ремонта оборудования и сетей, хотя этот вид ремонта входит в структуру ремонтного цикла упомянутой ранее ЕС. Граница между объемами среднего и капитального ремонтов в достаточной мере условна. «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» предусматривают лишь два вида ремонта: текущий и капитальный. Многолетняя практика проведения этих видов ППР в передовых отраслях промышленности полностью себя оправдала. Финансирование производства средних ремонтов энергетического оборудования производится в том же порядке, что и капитальных. Поэтому практической необходимости в планировании средних ремонтов энергетического оборудования и сетей не имеется. Исключение же их из состава ремонтного цикла удешевит содержание основных средств. В тех же целях для некоторых простейших и относительно дешевых видов оборудования и сетей малоэффективный капитальный ремонт также исключен из ремонтного цикла.

Для энергооборудования массового применения, не отнесенного к основному оборудованию и обеспеченного достаточным резервом, в некоторых случаях допустимо и целесообразно перейти на послеотказовую систему ремонта приусловии, если это не снизит уровня безаварийности и безопасности обслуживания и если средняя доремонтная наработка указанного оборудования будет выше плановой величины. Это определяется экономическим анализом. По мере автоматизации технологических процессов значение регламентации планово-предупредительных ремонтов и технического обслуживания повышается.

Необходима известная осторожность, чтобы не допустить чисто субъективного подхода к определению длительности и структуры ремонтного цикла, что в конечном итоге может привести к отрицанию необходимости ППР как системы вообще. Бесспорно, в зависимости от условий эксплуатации продолжительность и структура ремонтных циклов не только могут, но и должны быть дифференцированы для различных отраслей промышленности. Но при этом сроки профилактического текущего и капитального ремонтов с дифференциацией по отраслям промышленности должны быть установлены. При легких условиях работы, при проведении мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации, на основании данных предыдущих ремонтов, показаний диагностической аппаратуры, данных профилактических испытаний главный энергетик, а для основного оборудования — главный инженер предприятия должны иметь право удлинять межремонтные периоды; разовые переносы сроков ремонтов могут производиться под их ответственность. Плановое удлинение межремонтных периодов должно производиться главным инженером предприятия, а для основного оборудования утверждаться вышестоящей организацией. Сроки производства капитальных ремонтов для конкретных единиц оборудования на основе данных профилактических испытаний, осмотров, замеров, полученных при производстве текущего ремонта, могут в отдельных случаях сокращаться или удлиняться. Сокращение продолжительности ремонтного цикла для конкретной единицы оборудования может допускаться лишь в рамках сохранения средних величин ремонтного цикла, установленных для данного вида оборудования принятой в отрасли системой ППР. Это необходимо в целях обеспечения поддержания культуры эксплуатации на должном уровне и исключения непроизводительных затрат. Предоставление каждому предприятию права сокращения ремонтных циклов будет приводить на практике к оправданию низкого технического уровня эксплуатации, а более частые ремонты, периодичность которых останется бесконтрольной, приведут к дополнительным материальным и трудовым затратам.

Вопрос о сокращении ремонтного цикла может быть решен на основании требований эксплуатационного персонала или по результатам обследования состояния оборудования или участка сети при очередном текущем ремонте. При этом в случае снижения продолжительности ремонтного цикла более чем на один межремонтный период капитальный ремонт должен считаться аварийным. В случае переноса срока очередного планового капитального ремонта или производства аварийного ремонта новый ремонтный цикл исчисляется от даты фактически произведенного планового или аварийного капитального ремонта.

При оснащении того или иного вида энергетического оборудования и сетей диагностической аппаратурой, дающей непрерывную или периодическую исчерпывающую информацию о состоянии (потребности в ремонте) данной конкретной единицы оборудования или участка сети, вопрос о конкретном сроке вывода их в ремонт будет определяться их состоянием. О применении диагностического метода см. §2-3.

Приведенные ниже нормы продолжительности ремонтного цикла и межремонтных периодов относятся к энергетическому оборудованию, работающему в две смены, т.е. К=2.

При другой сменности работы вводится поправочный коэффициент

=2/К,

численное значение которого составляет:

Сменность работы К	1	1,25	1,5	1,75	2	2,5	3,0
Поправочный коэффициент	2	1,6	1,35	1,13	1	0,8	0,67

Поправочные коэффициенты  не распространяются на продолжительность ремонтного цикла и межремонтных периодов паровых и водогрейных котлов, котельно-вспомогательного оборудования, электропечей, всех видов энергетических коммуникаций, на электроизмерительные приборы, приборы теплоконтроля и оборудование связи.

Фактическое время работы оборудования, как правило, не учитывается. Поэтому при определении продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода исходят из календарного времени работы с учетом коэффициента сменности работы участка, где работает та или иная машина, который принимается по данным планового отдела предприятия.

Величина ремонтного цикла и межремонтного периода зависит также от ответственности установки, что учитывается поправочным коэффициентом . Для электрооборудования, отнесенного предприятием к основному оборудованию, коэффициент  = 0,85, для межремонтного периода —  = 0,7.

С учетом того что конструктивное исполнение оборудования (открытое, защищенное, обдуваемое, взрывозащищенное и др.) выбирается в зависимости от условий работы, оно не должно влиять на величину ремонтного цикла и межремонтного периода.

Для передвижных установок снижение величины ремонтного цикла и межремонтного периода производится введением коэффициента  = 0,6.

Полученные значения продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода округляются до целых значений (лет или месяцев соответственно), причем так, чтобы продолжительность ремонтного цикла была кратна продолжительности межремонтного периода.

При наличии резервного агрегата продолжительность ремонтного цикла и межремонтных периодов для рабочего и резервного оборудования должна быть увеличена. При работе в нормальных условиях это увеличение может быть близким к двукратному. Наличие резервных линий для энергосетей не отражается на длительности их ремонтного цикла и межремонтных периодов.

 

2-3. ДИАГНОСТИЧЕСКИЙ МЕТОД КОНТРОЛЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СЕТЕЙ

Положенные в основу планирования сроков ремонтов средние величины ремонтного цикла, межремонтных периодов и сроков проведения операций регламентированного технического обслуживания, упрощая планирование, имеют, как и любые усредненные показатели, один существенный недостаток: даже при наличии ряда уточняющих коэффициентов они не дают полной объективной оценки субъективной потребности в ремонте данной конкретной единицы оборудования (участка сети). Устанавливая длительность ремонтного цикла или межремонтного периода, мы стремимся не выйти за средние пределы нормальной надежной работы оборудования или сети, т.е. за пределы 2-го этапа, в то же время максимально приближаясь к началу 3-го этапа — этапа ресурсных отказов (рис. 2-1). Однако нельзя не считаться с наличием 1-го и 3-го этапов и, следовательно, с возможностью выхода той или иной единицы оборудования (участка сети) из строя еще в начале 1-го этапа, что принесет дополнительный ущерб. Не исключена и другая возможность, т.е. что данная единица оборудования (участок сети) будет работать достаточно долго в 3-м периоде и назначенный ей плановый ремонт на исходе 2-го этапа явится неоправданной тратой средств, не вызванной фактическим состоянием конкретной единицы оборудования (участка сети). Дело осложняется тем, что если 2-й этап характеризуется постоянством потока отказов, величина которого в конечном итоге обусловлена культурой и техническим уровнем эксплуатации, то в течение 1-го и 3-го этапов величина (t) имеет достаточно большой разброс.

Объективным методом оценки потребности данной единицы оборудования (участка сети) в том или ином виде ремонта является периодический (дискретный) или постоянный (непрерывный) контроль за техническим состоянием оборудования и сетей с проведением ремонтов лишь в случае, если износ деталей, элементов или узлов достиг предельной величины, не гарантирующей их безопасной, безотказной и экономичной эксплуатации. Такой контроль может быть осуществлен методом и средствами технической диагностики.

Диагностика периодическая может осуществляться визуально и инструментально в порядке технического обслуживания, при осмотрах, проверках, испытаниях, при производстве ремонтов. При этом определяется соответствие паспорту и техническим условиям выходных параметров, необходимость их регулировки; целостность, степень износа, потребность в замене сменных запасных частей, узлов и комплектующих изделий. Уточняются сроки и объем различных операций регламентированного технического обслуживания и ремонтов.

Применяемые для периодической диагностики приборы могут быть стационарными, передвижными или переносными, стандартными или специально разработанными. Учитывая большой объем информации, выдаваемой средствами диагностики, чаще всего требуется разработка комплекса специальной диагностической аппаратуры. Более широко и целенаправленно решает задачи контроля за состоянием оборудования и сетей диагностика постоянная. Ее разработка и применение необходимы в первую очередь для наиболее ответственного и наименее доступного для осмотра и замеров оборудования (крупные электродвигатели, электрогенераторы, в том числе высокочастотные с автоматической стабилизацией частоты и напряжения, электропривод автоматических технологических линий, компрессорные, холодильные, насосные, котельные установки и т.д.).

Постоянная диагностика требует, как правило, разработки специальной аппаратуры с комплексом датчиков осуществляющих программу контроля параметров, исчерпывающе характеризующих техническое состояние оборудования или сети, с выводом сигналов на показывающие, сигнализирующие, регистрирующие приборы, а при необходимости и на коммутационную аппаратуру.

Отдельные элементы технической диагностики давно нашли применение для контроля за состоянием наиболее уязвимых элементов энергетического оборудования и сетей и за стабильностью наиболее важных параметров. Так, например, широко применяется постоянный температурный контроль за состоянием подшипников, магнитопроводов, обмоток крупных электромашин и силовых трансформаторов, контроль изоляции кабельных и ВЛ. Некоторые принципы и средства технической диагностики закладываются практически в каждую схему автоматического управления энергетическими установками.

При современных масштабах энергетического хозяйства предприятий и размерах народнохозяйственного ущерба от непредвиденных (аварийных) отказов энергетического оборудования и сетей с учетом вынужденных простоев технологического оборудования назрела необходимость в комплексной диагностике состояния основного состава энергетического оборудования и сетей и в первую очередь оборудования массового применения: электродвигатели и другие электрические машины, насосы, вакуумнасосы, высоковольтная и. низковольтная аппаратура, силовые преобразователи, системы электрического освещения, электрические и трубопроводные сети всех видов и т.п.

В сельском хозяйстве, где вопросы ремонтов и эксплуатации техники имеют единое административное и техническое руководство в лице Союзсельхозтехники с входящим в ее состав ГОСНИТИ, вопросы ремонта сельскохозяйственной техники разрабатываются планомерно, а техническая диагностика, разработка ее методов, технологии и средств, начиная от отдельных приборов до диагностических комплексов, стала основным направлением в технической политике по организации технического обслуживания и ремонтов сельскохозяйственной техники.

В промышленности, где номенклатура одного только энергооборудования многократно шире, координация технической ремонтной политики, и в том числе создание и осуществление единого целенаправленного плана внедрения диагностических методов контроля за состоянием оборудования и сетей, как это показано в § 1-3, настоятельно необходима.

Разработке и внедрению диагностических методов контроля за техническим состоянием энергетического оборудования и сетей должны предшествовать следующие основные этапы:

-анализ причин отказов и изменения характеристик энергетического оборудования (сетей), уязвимости отдельных элементов;

-тщательная подготовка и разработка программ технической диагностики, исчерпывающе характеризующих объективное состояние данного оборудования (сети) и его параметров на момент проверки;

-определение оптимальной последовательности диагностирования данного вида оборудования (сети). В общем виде оптимальной является следующая последовательность: контроль узлов с наибольшей вероятностью отказов и малой трудностью диагностирования; общее диагностирование, т. е. измерение основных параметров, характеризующих общее состояние данной единицы оборудования (участка сети); при выходе измеренных значений основных характеристик за допустимые пределы или при достижении ими значений, близких к граничным, возникает потребность в поэлементном диагностировании; прогнозирование остаточного ресурса;

-оценка необходимости неэкономической целесообразности в дискретном или непрерывном контроле;

-установление очередности внедрения диагностического метода для различных видов энергетического оборудования и сетей;

-выявление возможности использования имеющейся стандартной или необходимости разработки специальной контрольно-измерительной аппаратуры для создания диагностического комплекса для каждого оборудования вида и сетей;

-выявление возможности создания универсальной диагностической аппаратуры для осуществления контроля за состоянием различных видов или типоразмеров оборудования (сетей);

-выявление возможности использования создаваемой диагностической аппаратуры для пооперационных и приемо-сдаточных испытаний, превращения ее в инструмент оценки качества ППР;

-регламентация периодичности дискретного диагностического контроля и введение его в качестве операций регламентированного технического обслуживания в систему ППР.

Развитие средств технической диагностики должно идти последовательно от субъективной оценки состояния энергетического оборудования и сетей к созданию и использованию отдельных, диагностических приборов, комплектов приборов, комплектов диагностических датчиков с выводом сигналов на измерительные, сигнальные устройства или на систему автоматического управления, автоматизированных и полностью автоматических систем диагностирования. Основными требованиями к диагностическим средствам является полнота и достоверность информации, полностью характеризующей техническое состояние контролируемого оборудования или сети при минимальных затратах времени на осуществление диагностического цикла (присоединение аппаратуры, производство замеров, анализ информации, производство при необходимости повторных замеров, демонтаж измерительного комплекса), что определяет трудозатраты и время простоя на проведение диагностирования. В этих целях при выборе и создании средств периодической диагностики должны максимально использоваться [Л. 11]: универсальные диагностические методы (виброакустический; магнитоэлектрический; тепловой; спектрографический анализ масел и др.); методы измерения и анализа переходных режимов; крупношкальные приборы с равномерной подсветкой шкал и фиксацией допустимых пределов отклонения параметров; электроконтактные приборы; электронные приборы, позволяющие одновременно контролировать комплекс параметров; самопишущие приборы; логические устройства. Опыт ГОСНИТИ показал, что при сочетании в измерительном комплексе механических и электронных приборов и средств измерения время цикла диагностирования снижается вдвое.

Особенно важно, и к этому надо стремиться, создание и внедрение устройств, дающих возможность прогнозирования остаточного ресурса.

По мере разработки методов и средств технической диагностики вывод в ремонт конкретных единиц оборудования (участков сети) будет определяться не графиком ППР, а их состоянием. В то же время периодический диагностический контроль будет проходить в рамках регламентированного технического обслуживания по плану, включенному в календарные графики системы ППР. Дополнение системы ППР диагностическим методом контроля за состоянием энергооборудования и сетей позволит получить существенную экономию рабочей силы, материалов и денежных средств, обусловленную: исключением операций разборки и сборки оборудования, вскрытия и восстановления непроходных каналов энергосетей для оценки их состояния; снижением простоев за счет практически полного исключения отказов; увеличением межремонтной наработки; снижением в ряде случаев трудоемкости ремонтов и расхода запасных частей за счет уменьшения фактически необходимого объема работ по сравнению с типовым объемом; повышением экономических показателей оборудования за счет контроля и поддержания характеристик энергооборудования и сетей на оптимальном уровне. Таким образом, метод технической диагностики должен стать основным направлением в развитии и проведении на практике любой системы ППР. По мере разработки методов и средств технической диагностики вывод в ремонт конкретных единиц оборудования и участков сетей будет определяться объективной оценкой их субъективного состояния.

Во избежание превращения системы ППР в изжитую временем послеосмотровую систему ремонтов плановый характер ее для планирования основных ремонтных показателей (плановый ремонтный цикл, плановая трудоемкость, необходимые для определения плановой численности рабочей силы, потребности в материалах, запасных частях, размера складских запасов, для составления смет затрат) должен при этом сохраниться. В ремонтный цикл как основная операция регламентированного технического обслуживания войдет график периодических диагностических проверок. На первых порах внедрения диагностического контроля в системе ППР останутся и календарные графики ППР каждой единицы оборудования и участка сети, хотя вывод в ремонт конкретной единицы оборудований (участка сети) будет корректироваться в зависимости от ее состояния, определяемого на основании диагностической информации. В ремонтной карте при этом должен быть оформлен перенос сроков планового ремонта. По мере накопления диагностической информации можно будет обратной связью внести коррективы в установленные системой ППР величины периодичности производства ремонтов и регламентированного технического обслуживания, а также в типовой объем ремонтных работ. Это должно дать существенную экономию за счет неизбежного увеличения 2-го этапа межремонтного периода (рис. 2-1). При достаточно широком внедрении диагностических методов можно будет отказаться от календарного планирования сроков ремонта для каждой единицы оборудования (оставив при этом календарное планирование диагностических проверок) и перейти к объемному планированию (шт/мес) на основе анализа, накопленного за счет применения диагностической аппаратуры статического материала о долговечности отдельных элементови узлов оборудования и сетей. Дополнение системы ППР диагностическим методом контроля за состоянием энергооборудования и сетей позволит качественно ее улучшить, получить существенную экономию рабочей силы, материалов и денежных средств.

Примерами диагностических установок могут служить:

разработанное Украинским филиалом ГОСНИТИ автоматическое устройство для контроля за техническим состоянием (изоляция обмоток статора, износ радиального и упорного подшипников, прогиб вала) электродвигателей погружных насосов без выемки их из скважин. Блок сигнализации и управления запрещает включение электродвигателя при достижении предельного состояния по одному из контролируемых параметров и позволяет получать информацию о приближении предельного состояния;

установка для снятия скоростных характеристик масляных выключателей [Л. 1], позволяющая без разборки выключателей и без вскрытия баков контролировать при помощи совмещенного датчика скорости и перемещения параметры при замыкании и размыкании дугогасящих и главныхконтактов масляных выключателей путем сравнения фактической скоростной характеристики с эталонной, соответствующей нормальной динамике работы подвижных элементов выключателя.

Типичная блок-схема диагностической установки показана на рис. 2-2.

 

Рис. 2-2. Блок-схема диагностической установки для снятия характеристик масляных выключателей.

ФУ — фильтрующее устройство; ПУ — преобразующее устройство.

 

2-4. КЛАССИФИКАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СЕТЕЙ

Разработка нормативов на ремонт и эксплуатацию энергетического оборудования и сетей невозможна без определенной систематизации номенклатуры, т.е. без их классификации. Наиболее правильным было бы использование «Общесоюзного классификатора промышленной и сельскохозяйственной продукции», выпущенного Госпланом СССР. Однако он построен по номенклатуре поставки, а не по конструктивным и тем более не по ремонтным особенностям оборудования.

В основу классификации энергетического оборудования и сетей при разработке системы ППРОСПЭ должны быть заложены их назначение, конструктивные особенности, долговечность, ремонтопригодность и параметры (производительность, мощность, диаметр, давление, напряжение и др.), влияющие на периодичность и трудоемкость ремонта.

В соответствии с этим принципом в книге приведен нормативный материал для основных классификационных групп энергетического оборудования и сетей. Для каждой группы оборудования и сетей нормативам посвящена отдельная глава, что облегчает пользование книгой.

Классификация оборудования и сетей не только придает стройность построению системы ППРОСПЭ, но и является необходимой предпосылкой для машинизации планирования ремонтов и отчетности с помощью вычислительной техники. С этой целью здесь излагаются основные принципы ремонтной классификации применительно к плановой и отчетной документации по ППР энергетического оборудования и сетей. Схема кодификации энергетического оборудования и сетей может иметь следующий вид:

 

	Класс	Группа	Вид	Характеристика
Количество знаков	1	2	4	5

 

В соответствии с этим классификация и группировка энергетического оборудования приведены в табл. 2-1.

Таблица 2-1

Распределение энергетического оборудования по классам и группам

 

Оборудование	Класс	Группа
Электрооборудование	1	00
Вращающиеся электромашины	1	01
Оборудование высокого напряжения	1	02
Силовые трансформаторы	1	03
Конденсаторы	1	04
Силовые выпрямители	1	05
Электропечи и электротермическое оборудование	1	06
Электросварочное оборудование	1	07
Пусковая аппаратура	1	08
Регулирующая аппаратура	1	09
Электронные блоки управления, электромашинные и магнитные усилители	1	10
Реле защиты, управления, сигнализации	1	11
Трансформаторы понизительные и местного освещения	1	12
Щиты силовые и осветительные, блоки и станции управления	1	13
Осветительная аппаратура, и светильники	1	14
Приборы щитовые электроизмерительные и теплового контроля	1	15
Электромагниты	1	16
Стационарные аккумуляторные батареи	1	17
Электрическая часть технологического оборудования	1	18
Электрические сети	2	00
Внутрицеховые сети	2	01
Кабельные сети	2	02
Воздушные линии и сети (кроме внутрицеховых)	2	03
Шины, шинопроводы, шиномагистрали	2	04
Теплоэнергетическое и сантехническое оборудование	3	00
Котлы паровые и водогрейные	3	01
Воздухоподогреватели, экономайзеры, водоподогреватели, теплообменники	3	02
Тягодутьевое оборудование	3	03
Оборудование водоподготовки	3	04
Оборудование топливоподготовки, топливоподачи и золоудаления	3	05
Насосы	3	06
Компрессоры	3	07
Оборудование для получения, распределения и хранения газов	3	08
Оборудование вентиляционное и кондиционирования воздуха	3	09
Трубопроводные сети	4	00
Трубопроводы	4	01
Пароводяная арматура	4	02
Сетевые устройства	4	03
Аппаратура связи	5	00

При наличии в составе энергетического хозяйства других классов и групп оборудования можно использовать предлагаемую схему, развивая ее дальше.

Переходя к классификации по видам оборудования, не следует чрезмерно расширять ее. Цель классификации — учесть ремонтные особенности, определяющие ремонтные нормативы. Дальнейшее дробление, выходящее за рамки данной цели, вряд ли целесообразно.

Принцип классификации для группы вращающихся электрических машин с учетом их конструктивных особенностей, определяющих ремонтные нормативы, приведен в табл. 2-2, а для вентиляторов — в табл. 2-3.

Таблица 2-2

Распределение вращающихся электрических машин по классификационным видам

 

Электрические машины	Вид
Электродвигатели: -          асинхронные с короткозамкнутым ротором -          с фазным ротором -          синхронные -          высокого напряжения -          многоскоростные -          взрывозащищенные -          крановые -          погружные	0100 0200 0300 0400 0500 0600 0700 0800
Высокочастотные умформеры	0900
Однокорпусные преобразователи	1000
Коллекторные машины постоянного и переменного тока	1100

Если электромашина имеет два из указанных конструктивных признаков, один из них указывается первыми двумя цифрами кода вида, а второй — двумя последними цифрами. Например, полный код синхронного двигателя высокого напряжения будет 1 01 0403.

Код взрывозащищенного электродвигателя с фазным ротором — 1 01 0602.

Таблица 2-3

Распределение вентиляторов по классификационным видам

 

Вентиляторы	Код
Центробежные	0100
Осевые	0200
Для градирен	0300
Низкого и среднего давления	0400
Высокого давления	0500
Пылевые	0600
Во взрывозащищенном исполнении	0700
В антикоррозионном исполнении	0800
В специальном исполнении	0900

Для вентилятора высокого давления во взрывозащищенном исполнении полный код вида соответственно будет 3 09 0507.

Аналогично можно составить исчерпывающий для планирования и учета ремонтных нормативов классификатор для любого вида энергетического оборудования и сетей.

За кодом вида должен следовать шифр мощности, производительности или диаметра из пяти знаков, что позволяет учитывать для электрических машин как десятые доли киловатта (два последних знака), так и сотни киловатт, а для силовых трансформаторов дает возможность дифференцировать мощность до десятков тысяч киловольт-ампер. Не представляет затруднения кодификация мощности, производительности или диаметра пятизначным числом и для любых других видов энергетического оборудования или сетей, входящих в границы охвата данной системы, а при необходимости даже за ее пределами. Для энергетических сетей пятизначный шифр может охватить характеристику давления (напряжения) и диаметра (сечения) путем изменения масштаба той или иной характеристики.

И наоборот, для вентилятора после характеристики вида все ремонтные особенности практически исчерпываются номером вентилятора, который не выходит за пределы двузначного числа. В этом случае последние три знака не используются. В нашем случае для вентилятора № 16 полный код запишется 3 09 0507 16000. Таким образом, шифр оборудования, исчерпывающий его характеристику в необходимых для планирования и учета ремонтных нормативов пределах, будет выражаться двенадцатизначным числом. При этом физическое содержание девяти последних знаков, т.е. кодов вида и характеристик, будет различным для каждой группы оборудования и сетей и определится первыми тремя знаками полного шифра оборудования (сети), т.е. кодом класса и группы.

Нормативы ППРОСПЭ, как было рассмотрено выше, определяются не только видом и характеристикой оборудования или сети, но также и условиями его работы и требованиями к нему.

Поэтому целесообразно помимо классификации самого оборудования произвести классификацию условий, в которых данное оборудование или участок сети работает, и требований, которые к нему предъявляются. В связи с коренным отличием степени влияния одних и тех же условий работы на состояние и трудоемкость ремонта энергетического оборудования и сетей различных классов и групп составление общего классификатора для всего охваченного системой ППРОСПЭ энергооборудования и сетей в достаточной мере сложное и вряд ли нужное мероприятие. Отсюда вытекает необходимость разработать классификацию условий работы отдельно для каждого класса, а в некоторых случаях и для каждой группы энергооборудования и сетей. Ниже приводится принцип составления классификатора условий работы для группы вращающихся электрических машин.

Как будет видно из следующей главы, на величину ремонтных нормативов для электрических машин решающее влияние оказывают сменность работы, коэффициент спроса другие особенности эксплуатации, а также требования, предъявляемые к машине в зависимости от конкретного ее назначения. Таким образом, схема кодификации условий работы электрической машины может быть представлена следующим образом:

 

	Коэффициент сменности работы	Режим работы	Особенности условий работы
Количество знаков	3	2	2

Код коэффициента сменности позволяет указать количество смен работы электромашины до сотых долей смены. Код коэффициента спроса указывает его величину в десятых и сотых долях. Схема кодификации особенностей эксплуатации электрооборудования и требований, предъявляемых к нему в зависимости от целевого назначения его применения, представлены в табл. 2-4.

 

Таблица 2-4

Код особенностей эксплуатации электрооборудования

 

Характеристика условий работы или назначение электрооборудования	Код особенностей эксплуатации
Сезонная работа	01
Основное оборудование	02
Прецизионное оборудование	03
Передвижное оборудование	04
Работа в горячих, химических и гальванических цехах	05
Работа на загрязненных участках, при наличии влаги, эмульсии, масел	06
Работа сдлительным циклом непрерывной работы и с высокой степенью загрузки	07

Для электрооборудования, работающего в нормальных условиях и не имеющего дополнительных требований к надежности и стабильности характеристик сверх паспортных гарантий, код особенностей эксплуатации имеет вид 00. Если специфика условий работы и требований, предъявляемых к данному оборудованию, характеризуется двумя из указанных в табл. 2-3 признаков, один из них выражается первой цифрой кода, а другой — последней.

Режимы работы для вентиляционных систем могут быть закодированы: приточный — 01; вытяжной — 02; рециркуляционный— 03 и т.д., а особенности эксплуатации согласно табл. 2-5.

 

Таблица 2-5

Код особенностей эксплуатации вентиляционного оборудования

 

Характеристика условий работы или назначение оборудования	Код особенностей эксплуатации
Сезонная работа	01
Основное оборудование	02
Работа в цехах холодной обработки металла и в сборочных цехах машиностроительных предприятий	03
Работа на участках точной механики и в сборочных цехах с особыми требованиями к параметрам воздушной среды	04
Вытяжка от станков сухой шлифовки и от заточного оборудования	05
Вытяжка от полировального, деревообрабатывающего оборудования и с участков с применением волокнистых и органических пылящих веществ	06
Работа в литейных цехах и на стекольном производстве	07
Работа в горячих цехах (термических, кузнечных, прессовых, горячей штамповки, обжига керамики и др.)	08
Работа на участках обработки пластмасс	09
Работа в гальванических цехах, в производствах с выделением агрессивных сред	10
Работа на участках с применением легковоспламеняющихся жидкостей и растворителей (малярные цехи, промывочные участки и т. п.)	11
То же при пульверизационном распылении	12
То же при применении нитрокрасок и нитролаков	13
Работа на крацовочных участках	14

Для примера разберем шифр условий эксплуатации для прецизионного источника питания, обеспечивающего круглосуточное непрерывное питание испытательного стенда с загрузкой 0,8—0,9 номинальной мощности. При цикличности испытаний в 72 ч с перерывами между циклами в среднем по 12 ч средний коэффициент сменности составит 2,57 при коэффициенте спроса 0,85.

Полный шифр условий работы для этого источника питания будет 257 85 37.

Для асинхронного двигателя револьверного станка, работающего с коэффициентами сменности 1,5 и спроса 0,32, в условиях наличия эмульсии и масла шифр будет 150 32 06.

Полный шифр условий эксплуатации приточной вентиляционной установки, работающей в две смены в цеху с особыми требованиями к параметрам воздушной среды и отнесенной к основному оборудованию, будет 257 01 0204.

Аналогично можно произвести кодификацию специфики условий эксплуатации всех других классов, групп и вид! энергетического оборудования и сетей. Естественно, что в этом случае шифр будет отражать влияние тех условий эксплуатации, которые определяют величину ремонтных нормативов того или иного вида энергооборудования и сетей.

Шифр оборудования (сети) и шифр условий работы указываются в ремонтной карте (П1-1) каждой инвентарной единицы энергетического оборудования (сети) и служат основой для выбора ремонтных нормативов.