Polikarpova_otvety

11

В результате суммарный график осветительной нагрузки, характеризующийся плавностью и постепенностью изменения, будет различным для зимы и лета разных широт.

24. Режим транспортной нагрузки и факторы, его определяющие

Суточный график транспортной нагрузки зависит от вида электрифицированного транспорта:

городской и пригородный транспорт; промышленный электрифицированный транспорт; магистральный электрифицированный железнодорожный транспорт.

Суточный график городского транспорта: трамвай, троллейбус, метро определяется:

•режимом работы промышленных предприятий и учреждений;

•бытовым укладом населения.

Характерная форма суточного графика городского транспорта

Суточный график транспортной нагрузки

График характеризуется двумя пиками – утренним и вечерним. Утренний пик больше вечернего. Вечерний пик более растянут, т. к. во-первых, снижается нагрузка односменных предприятий и, во-вторых, психологическими причинами: к началу рабочего дня все люди жестко привязаны и едут даже в переполненном транспорте, а вечером – нет.

Уменьшение нагрузки в дневное время объясняется снятием подвижного состава из-за снижения интенсивности движения. Ночью нагрузка не падает до нуля, так как транспортные предприятия не прекращают работу в связи с ремонтом, а, кроме того, возможно движение дежурного транспорта.

Нагрузка магистрального электрифицированного транспорта определяется графиком движения поездов, т.е. строго подчиняется диспетчерскому графику. График имеет более или менее равномерный характер за исключением случайных колебаний, обусловленных остановами и пусками токоприемников на станциях

25 Режим коммунально - бытовой нагрузки и факторы его определяющие

Это электрическая нагрузка для целей пищеприготовления, культурного назначения, а также нагрузку бытовых токоприемников. Коммунально-бытовая нагрузка составляет существенную долю и в в большой степени оказывает влияние на характер режима совокупной нагрузки энергосистемы.

Режим коммунально-бытовой нагрузки определяется тремя факторами:

•распорядком трудовых процессов населения;

•бытовым укладом,

•хобби.

Суточный график коммунально-бытовой нагрузки:

P

Р1 Р2

Вечерний пик больше утреннего, из-за распорядка трудовых процессов.

12

26. Характеристика суммарного графика нагрузки энергосистем.

Суммарный график нагрузки энергосистем определяется наложением технологическим графиком нагрузки, осветительным, транспортным и комунально-бытовым. Суточный график нагрузки энергосистем имеет следующий вид

P

P1 P2

График имеет два0 пика: утренний (более острый) и вечерний24 (более пологий). Как правило, P1 < P2, но в ряде энергосистем P1 > P2 за счет наложения нагрузок. На графике два провала: ночной, обусловленный отключением предприятий, работающих по одно- и двусменному режиму, и дневной, обусловленный наличием обеденных перерывов. Вечерний пик – плавающий по времени суток. Обычно в зимнее время – это 17-18 часов, а в летнее – 20-21 час. Самый неблагоприятный период – конец декабря.

27. Показатели, характеризующие суточный график электрической нагрузки

Основные характеристики суточных графиков нагрузки складываются из:

•максимальной нагрузки Рmах,

•минимальной нагрузки Рmin,

•среднесуточной нагрузки Рср,

•плотности графика нагрузки (коэффициента заполнения) – отношения средней нагрузки к максимальной, = Pср /

Pmax;

•неравномерности нагрузки – отношения минимальной нагрузки к максимальной. = Pmin / Pmax

•число часов использования максимума нагрузки – отношение годового объема выработанной электроэнергии к годовому максимуму нагрузки. Этот показатель характерен для годового графика нагрузки энергосистемы. Tmax = W / Pmax Уплотнение графика ведет к снижению потребности в генерирующих мощностях, а также текущих издержек

производства за счет лучшего использования оборудования по мощности и во времени. В зависимости от значения этих показателей различают три типа энергосистем:

I – энергосистемы, расположенные в промышленных районах с преобладанием энергоемких производств;

II – энергосистемы, расположенные в районах с преобладанием потребителей пищевой, машиностроительной, легкой и т.п. отраслей. Это уже более неравномерный график.

III – энергосистемы, расположенные в районах со слаборазвитой промышленностью с преобладанием сельскохозяйственной нагрузки. Здесь имеет место еще большая неравномерность.

Уплотнение

внутриотраслевых предприятиях.

К государственным общеорганизационным мерам относятся распределение выходных дней промышленных предприятий, распорядок начала работы, обеденных и межсменных перерывов, а также часовой сдвиг в летнее время.

Отраслевые средства уплотнения графиков нагрузок – это объединение энергосистем и аккумулирование электроэнергии в часы ночного спада нагрузки с последующей выдачей ее в часы системного максимума. Этой цели в наибольшей степени отвечают ГАЭС.

Регулирование энергопотребления на предприятиях направлено главным образом на уменьшение нагрузки, участвующей в общем суточном максимуме энергосистемы, путем перенесения ее на другие часы суток, а также на заполнение ночного «провала» графика нагрузки.

Из всех групп потребителей практическое снижение для регулирования суточного графика нагрузки и снижения пиков в часы максимума энергосистемы представляют электроприемники промышленных и приравненных к ним предприятий.

по степени надежности:

1)электроприемники, внезапное нарушение энергоснабжения которых может вызвать взрыв, пожар или несчастные случаи с людьми;

2)электроприемники, при внезапном нарушении электроснабжения которых возникает ущерб, связанный с фактом внезапности перерыва электроснабжения (поломки, расстройство технологического процесса, брак продукции);

13

3) электроприемники, отключение которых, в том числе, и внезапное, приводит в основном к простою и недовыработке продукции.

Регулирование суточных графиков нагрузки может осуществляться:

- прямые методы (выравнивание графиков нагрузки за счет изменения работы оборудования, мероприятия по изменению режима рабочего дня и дня отдыха).

- косвенные методы (использование потребителей-регуляторов, применение дифференцирование тарифов).

К мероприятиям по выравниванию суточных графиков нагрузки относится также изменение режима рабочего дня:

•смещение времени начала и окончания различных смен с целью совмещения с часами максимума нагрузки энергосистемы межсменных и обеденных перерывов на предприятиях;

•введение третьей (ночной) смены для энергоемкого оборудования, работающего по прерывному режиму;

•рассредоточение выходных дней по дням недели для предприятий

Снижение пиков нагрузки энергосистемы потребителями-регуляторами может осуществляться путем:

а) перемещения времени работы оборудования с часов максимума на другие часы суток, если это оборудование имеет краткосрочную суточную загрузку, т.е. без снижения выработки;

б) отключение в часы максимума оборудования, работающего по непрерывному режиму в течении суток, т. е с уменьшением выработки продукции.

Покрытие неравномерностей графика нагрузки связано с:

•затратами на создание резервов;

•увеличением расхода топлива;

•ростом эксплуатационных затрат.

29. Понятие эксплуатационных свойств оборудования.

Под эксплуатационными свойствами понимается интегральная способность длительной работы энергетического оборудования при любой технически достижимой мощности, а также возможность ее изменения в соответствии с графиком нагрузки.

30. Требования, предъявляемые к эксплуатационным свойствам

Под эксплуатационными свойствами понимается интегральная способность длительной работы энергетического оборудования при любой технически достижимой мощности, а также возможность ее изменения в соответствии с графиком нагрузки.

С точки зрения надежного покрытия графика нагрузки к эксплуатационным свойствам предъявляются следующие требования.

Возможность длительной работы при максимальной мощности в любых условиях эксплуатации.

Возможность перегрузки в аварийных режимах.

Возможность длительной работы на техническом минимуме нагрузки

Способность к быстрому изменению мощности (маневренность)

Возможность систематических остановов оборудования в периоды пониженных нагрузок энергосистемы

Способность быстрого пуска и набора нагрузки из нерабочего состояния оборудования.

Высокая надежность работы оборудования при любых технически возможных режимах.

31 Эксплуатационные свойства КЭС

Максимальная мощность КЭС, то есть возможность перегрузки, характеризуется следующим: Прямые факторы а) повышенный износ конструктивных элементов;

б) уменьшение к.п.д. оборудования КЭС, в) пропускная способность турбин. Косвенные факторы

а) несоответствие характеристик топлива расчетным (влажность, зольность); б) неправильный выбор мощности вспомогательного оборудования;

в) загрязнение поверхностей нагрева, а также увеличение присосов воздуха из-за ухудшения состояния обмуровки; д) повышение температуры наружного воздуха; Наиболее вероятные ограничения максимальной мощности в зимнее время – по котлу, из-за повышенной влажности

топлива, в летнее время – по паровой турбине из-за повышенной температуры охлаждающей воды.

Минимальная мощность характеризуется Прямыми факторами

а) низкая температура топки, которая приводит к затуханию факела; б) опасность повреждения поверхностей нагрева котла из-за нарушения температурного режима;

в) опасность повреждения лопаток из-за их перегрева, вследствие нарушения вентиляционного режима; г) снижение экономичности.

д) снижение надежности оборудования.

Возможность работы с резко-переменной нагрузкой ограничивается всеми элементами блока и в первую очередь тепло-энергетическим оборудованием (котлом, турбиной, трубопроводами).

14

32. Эксплуатационные свойства ТЭЦ

Эксплуатационные свойства ТЭЦ в основном определяются теми же факторами, что и на КЭС, поскольку ТЭЦ состоит из тех же элементов. В то же время на ТЭЦ имеется ряд факторов, которые дополнительно ограничивают эксплуатационные свойства.

Главной особенностью эксплуатационных свойств ТЭЦ - то, что развиваемая ими электрическая мощность зависит от режима тепловой нагрузки, то есть всегда развиваемая электрическая мощность носит вынужденный характер. В связи с этим, например, ремонт на ТЭЦ планируется летом, то есть, когда нет тепловой нагрузки. Эта зависимость тем большая, чем сложнее тепловая схема и, в свою очередь, определяется двумя факторами:

-типом теплофикационных турбин и соотношением тепловой мощности котлов;

-тепловой мощности отборов теплофикационных турбин.

33. Эксплуатационные свойства АЭС

Как энергетическому объекту АЭС присущи следующие особенности:

1.Практически полное отсутствие зависимости АЭС от транспорта топлива;

2.Отсутствие загрязняющих воздушный бассейн выбросов в виде пыли и газа

3.Радиоактивность, имеющая место на АЭС, локализуется средствами радиационной защиты;

4.Практически полная независимость работы АЭС от окружающей среды за исключением зависимости от водных

бассейнов

5.Принципиальная невозможность полного сжигания ядерного горючего, вследствие чего для выгрузки и загрузки горючего необходимы периодические остановы АЭС.

Эксплуатационные свойства определяются ее тремя основными элементами: ядерным реактором, паровой турбиной

иэлектрическим генератором. На АЭС обычно применяют дубль-блоки, причем не по реактору, а по паровой турбине. Особенности эксплуатационных свойств АЭС определяется, прежде всего, ядерным реактором. Это следующее:

- невозможность мгновенного сброса нагрузки из-за невозможности мгновенного прекращения работы источника

тепла. АЭС не могут участвовать в регулировании нагрузок энергосистем;

-АЭС является, в отличие от ГЭС и КЭС, многоцелевой установкой. Она может применяться, например, для опреснения воды, для наработки плутония;

-для АЭС характерен переходный период работы реактора, характеризующийся постепенным ростом нагрузки с момента его пуска.

-АЭС являются наиболее капиталоемкими объектами;

-для АЭС характерен более длительный и сложный режим пуска атомного реактора из нерабочего состояния.Пуск ядерного реактора подразделяется на две стадии: физический и собственно эксплуатационный пуск.

АЭС обычно работает в энергосистеме в базисном режиме (7000 часов в год); Пуск реактора из холодного состояния занимает 60-72 часа, а после кратковременной остановки – 16-24 час.

34 Эксплуатационные свойства ГЭС

Эксплуатационные свойства ГЭС определяются:

а) зависимостью развиваемой мощности и выработки от водотока; б) режимом использования ГЭС в энергосистеме, носит вынужденный характер.

Эксплуатационные свойства ГЭС характеризуются следующими моментами:

1.Большая длительность в эксплуатации, характеризуемая быстрым пуском, набором и сбросом нагрузки 1,5-2

минуты.

2.Высокий регулировочный диапазон. Гидроагрегаты могут практически менять нагрузку от 0 до 100%.

3.Относительно малые потери при переменном режиме.

4.Возможность полной автоматизации гидроагрегатов.

5.Высокая эффективность использования энергетического ресурса.

6.Высокая надежность ГЭС, Kr > 0,95.

35.Эксплуатационные свойства ГАЭС.

Особенности эксплуатационных свойств ГАЭС:

1.Практически их полная независимость от располагаемого водотока – вода используется многократно.

2.Отсутствие других водопользователей позволяет использовать ГАЭС только для энергетических целей.

3.ГАЭС имеет 100% регулировочный диапазон.

4.К.п.д. ГАЭС меньше к.п.д. ГЭС и составляет 0,65-0,70, но все равно использование ГАЭС выгодно.

5.Умеренные значения к.п.д. ГАЭС предопределяют необходимость ее минимального использования в течение суток, как правило, до 8 часов.

15

36.Заполнение суточного графика электрической нагрузки

Обычно в обеспечении графика нагрузки участвуют установки разной мощности, топливной экономичности и маневренности. При этом имеет место специализация электростанций в покрытии отдельных частей графика нагрузки. Крупные высокоэкономичные электростанции (ТЭС и АЭС) целесообразнее использовать с наибольшей возможной нагрузкой значительную часть года. Это так называемые базовые электростанции. Станции, используемые в течение короткого периода времени только для покрытия максимумов нагрузки, являются пиковыми. Кроме того, в энергосистемах работают электростанции, занимающие промежуточное положение по годовому числу часов использования своей мощности, –

полупиковые.

В качестве пиковых применяются установки, отличающиеся, прежде всего, высокой маневренностью, т.е. способностью быстро поднимать нагрузку, изменять ее в широком диапазоне. Они специально приспособлены для частых запусков и остановов. При этом их топливная экономичность особого значения не имеет, так как работают они в течение года непродолжительное время. К числу таких специализированных пиковых электростанций относятся, например, газотурбинные, гидроаккумулирующих электростанций.

Режим работы ГЭС в многоводный период – базисный, в маловодный – в пиковой части. Режим работы ТЭЦ задается в базисной части графика нагрузки. Остальная часть мощности ТЭЦ размещается в любой зоне графика нагрузки (конденсационная мощность).

Мощность КЭС размещается в любой части графика нагрузки энергосистемы в зависимости от эксплуатационных свойств основного оборудования КЭС.

ГЭС, ГАЭС, ГТУ

ТЭЦ(к) + КЭС

АЭС +

ГЭС

Принципиальное размещение электрических станций в суточном графике нагрузки энергосистемы

39.Уравнения энергетического баланса

Na – подведенная мощность, Nu – потери, Ne – полезная мощность, W – энергия. Уравнение энергетического баланса-брутто имеет вид:

Na = Ne + Nu Wa = We + Wu.

Существуют показатели брутто – без учета отъема энергии на собственные нужды и показатели нетто, учитывающие то, что часть энергии расходуется на собственные нужды.

Naбр = Neнт + Neсн + Nu + Naсн = Neнт + Nu

Между показателями брутто и нетто существуют зависимости

Naнт = Naбр – Naсн

Neнт = Neбр – Neсн

и баланс мощностей может быть переписан как

Naнт = Neбр + Nu.

40 Показатели экономичности энергетического оборудования

Абсолютные показатели экономичности

К этой группе относятся показатели энергетического баланса: Wa, We, Wu либо Na, Ne, Nu при постоянной нагрузке.

16

Оценивать экономичность работы энергетического оборудования с помощью абсолютных показателей в ряде случаев бывает неудобно из-за несопоставимости друг с другом показателей разнотипного оборудования, а также однотипного, но по-разному загруженного.

Удельные показатели

Удельные показатели представляют собой отношение соответствующих абсолютных показателей. Различают следующие удельные показатели:

!удельный расход – отношение подведенной мощности к полезной d =Na / Ne; !коэффициент полезного действия = Ne / Na = 1 / d;

удельные потери, отнесенные к полезной мощности e = Nu / Ne; удельные потери, отнесенные к подведенной мощности s = Nu / Na

Удельные показатели, как и абсолютные, могут быть показателями брутто и нетто.

Частичные удельные показатели или относительные приросты

Для характеристики изменения нагрузки используются частичные удельные показатели, которые представляют собой отношение приращений соответствующих абсолютных показателей:

частичный удельный КПД Ne dNe

Na dNa

частичный удельный расход Na dNa

Ne dNe

частичные удельные потери, отнесенные к полезной мощности Nu dNu

Ne dNe

частичные удельные потери, отнесенные к подведенной мощности Nu dNu

Na dNa

41.Показатели экономичности группы совместно работающего оборудования

1.Элементы соединены последовательно

Для такой группы характерно равенство полезной мощности предыдущего элемента и подведенной мощности последующего. КПД определяется по формуле

n

сов = 1 2 … n = i i=1

2. Элементы соединены параллельно.

В этом случае подведенная энергия получается каждым элементом из общего источника, а полезная сливается в общий поток

сов = 1 1 + 2 2 +…+ n n,

где - доля подведенной мощности, полученная из общего источника каждым элементом оборудования.

43 Энергетические характеристики турбоагрегатов с дроссельным регулированием

Энергетическая характеристика турбоагрегата – это уравнение, устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или топлива от развиваемой электрической мощности типа:

Qч = аxx + rкPк + rтPт, (Гкал/ч),

где Qч – часовой расход теплоты, Гкал/ч; аxx – часовой расход теплоты на холостой ход турбины, Гкал/ч; rк – относительный прирост теплоты, Pт – электрическая мощность, кВт.

Электрическую мощность, развиваемую на тепловом потреблении можно представить как

Pт = m1Qп + m2Qгв – C, (кВт),

где m1 – частичная удельная выработка электроэнергии на отпуске тепла, кВт-ч/Гкал или кВт/Г кал/ч; С – константный показатель при расчете теплофикационной мощности.

Форма характеристики турбоагрегата с дроссельным регулированием Простейшую конфигурацию имеют характеристики турбин с дроссельным регулированием. На кривой

характеристики можно выделить отрезок ав, который соответствует приращению нагрузки ∆P к соответствующему приращению расхода тепла ∆Q

Элементарный отрезок ав можно представить прямой. Тогда из треугольника авc следует, что

где r – это показатель 3-ей группы – относительный прирост расхода тепла на турбину. Спрямление характеризует расход турбиной на холостой ход (т. е. при нулевой нагрузке) axx.

Форма спрямленной характеристики Энергетическая характеристика турбоагрегата с дроссельным регулированием

Таким образом, в любой точке нагрузки турбоагрегата часовой расход тепла (Qчас) складывается из двух величин:

-постоянная часть – расход тепла на холостой ход (axx)

-переменная часть - нагрузочный расход rP .

Расход тепла на холостой ход включает в себя потери дросселирования, тепловые потери в конденсатор, потери механической энергии на трение в подшипниках, привод регулятора и т.д.

44. Потери неустановившегося режима. Учет потерь переменного режима при выборе экономичного режима.

Они вызваны разладкой технологического процесса и пусками и остановками оборудования.

Заметнее всего разлад технологического процесса сказывается на паровых котлах. Большие потери от разладки обусловлены тем, что соответствие между изменившейся нагрузкой, с одной стороны, расходом топлива, тягой и дутьем, с другой стороны, наступает не сразу, а через некоторый промежуток времени. В результате этого возникают дополнительные потери, и дополнительный расход топлива. Потери первичной энергии, затрачиваемой на пуск теплосилового оборудования после его остановки, вызываются: затратами тепла на восстановление нарушенного остановками нормального теплового состояния оборудования, разладкой топочных процессов в котельных агрегатах в периоды их остановки и пуска.

Учет потерь переменного режима при выборе экономичного режима

При работе с переменной нагрузкой состав работающего оборудования может изменяться по двум причинам: а) изза технических ограничений, когда достигнут технический минимум или максимум группы находящегося в работе оборудования, б) по экономическим соображениям, когда суммарная нагрузка достигает значения, при котором оказывается целесообразным включение или отключение одного из агрегатов.

В этих условиях выбор экономичного режима совместной работы энергетического оборудования сводится: 1) к выбору в каждый момент времени состава работающего оборудования, 2) к экономичному распределению суммарной нагрузки между отдельными агрегатами внутри группы. Следовательно, при работе группы агрегатов с переменной нагрузкой происходит непрерывное перераспределение нагрузки между агрегатами, а также периодическое включение и отключение отдельных агрегатов при возрастании и снижении нагрузки.

45. Экономическое распределение тепловой нагрузки станции

Рт = м1Qп + м2Qгв – С ,

где м1 и м2 – частичная удельная выработка электрической мощности на отпуск тепла в производственном и теплофикационном отборе; МВт/Гкал; Qп и Qгв – отпуск тепла из производственного и отопительного отбора, Гкал; С – уменьшение электрической мощности турбоагрегата, связанное с тепловой составляющей расхода холостого хода, МВт.

1) Распределение тепловой нагрузки производится в порядке последовательного убывания частичной удельной выработки электрической мощности на тепловом потреблении.(m2) При равных значениях этого показателя распределение тепловой нагрузки производят по величине частичного удельного расхода тепла на выработку эл.эн. по конденсац.циклу. Тепловую нагрузку следует передавать агрегатам с меньшей величиной частичного удельного расхода тепла.

При заданном начальном давлении и одинаковом давлении в отборе у турбин различного типа (Т, ПТ, Р) в первую очередь должны загружаться турбины с противодавлением(Р).

2)При наличии на ТЭЦ двух и более одинаковых турбин, тепловая нагрузка распределяется равномерно. Если тепловая нагрузка не выше расчетного отбора турбоагрегата, ее следует полностью передать одному турбоагрегату, а на остальных вести работу по конденсационному циклу и с выключенным регулятором отбора.

3)В часы с пониженной тепловой нагрузкой, распределение производят либо равномерно между отборами, либо покрывают ее за счет загрузки отборов. Она должна быть 20-25%

18

46 Экономическое распределение электрической нагрузки станции

Заданная ТЭС электрическая нагрузка должна быть распределена между ее турбоагрегатами или энергоблоками таким образом, чтобы при полном выполнении поставленных производственных задач расход топлива и денежных средств были минимальными (экономическ.).

Если ТЭС состоит из нескольких однотипных блоков одинаковой мощности, то нагрузка распределяется между ними равномерно.

Если основное оборудование ТЭС состоит из разнотипных и различных по мощности и экономичности турбин и котлов, должно быть произведено экономичное распределение нагрузки.

Распределение электрической нагрузки можно осуществлять по методу относительных приростов расхода тепла, который заключается в первоочередной загрузке турбин с наименьшей величиной относительного прироста расходной характеристики. Распределение электрической нагрузки ведется в последовательности возрастания относительных приростов. В первую очередь следует нагружать агрегаты с меньшей величиной rк.

47. Виды ремонтов энергетического оборудования

Ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделия. Различают следующие виды ремонтов:

Текущий ремонт включает устранение дефектов в работе оборудования, выявленных на день останова агрегата для ремонта, выявление деталей, требующих замены или ремонта при среднем или капитальном ремонте, выполнение профилактических работ.

При среднем ремонте производятся частичная разборка оборудования, замена изношенных деталей, проверка и чистка деталей и узлов.

Капитальный ремонт включает полную разборку оборудования, осмотр всех деталей, замену отдельных деталей и

узлов.

Его цель - обеспечить работоспособность оборудования, и полностью восстановить технико-экономические параметры агрегата. Затраты на капитальные и средние ремонты в электроэнергетике составляют 70% всех ремонтных затрат.

Капитальный ремонт отличается от всех остальных большим межремонтным периодом между двумя капитальными ремонтами, большим объёмом работ, меньшей частотой проведения, большей стоимостью.

Восстановительный ремонт осуществляется после стихийных бедствий.

Время между двумя последовательно проведенными ремонтами называется межремонтным периодом. Чередование ремонтов в определенной последовательности и через определенные промежутки времени

представляет собой структуру ремонтного цикла.

Период времени между двумя капитальными ремонтами составляет продолжительность ремонтного цикла.

48. Планово-предупредительный ремонт. Достоинства и недостатки

Система планово-предупредительных ремонтов (ППР) включает следующие виды ремонтов: капитальный, средний, текущий.

Сущность ППР заключается в том, что все виды ремонтов планируются и выполняются в строго установленные ремонтными нормативами сроки. Это ремонт, при котором обеспечивается восстановление технико–экономических характеристик оборудования, вне зависимости от текущего состояния и исчерпания ресурса оборудования. Вывод энергоустановки в капитальный и средний ремонт определяется жесткой структурой ремонтного цикла, продолжительность и структура которого, является постоянными и установлены для каждого типа оборудования. Объемы, номенклатура и продолжительность ремонтных работ капитального, среднего и текущего ремонтов установлены отраслевыми нормативами.

Достоинства системы ППР:

•простота и наглядность определения периодичности и продолжительности различных видов технического обслуживания и ремонта (ТОР);

•возможность обеспечения высокого уровня надежности при минимизации производственных резервов;

•возможность долгосрочного планирования ремонтной площадки, материальных, трудовых, финансовых ресурсов.

Недостатки системы ППР:

•затратная система финансирования;

•отсутствие гибкости планирования, возможности учета дополнительных условий.

•отсутствие накопления информации и анализа результатов системы ТОР на уровне энергопредприятий и энергообъединений.

Суть стратегии проведения ремонтов заключается в переходе от планирования на основе жесткой структуры межремонтного цикла ППР к планированию, учитывающему наработку, достигнутую в межремонтный период каждой единицей соответствующего оборудования.

49 Ремонт по назначенному межремонтному ресурсу

В качестве пути разрешения противоречий системы ППР, предлагается внедрение в практику работы электростанций системы планирования ТОиР (технического обслуживания и ремонта): в основу положена методика

19

определения назначенного межремонтного ресурса энергооборудования, а также планирование, которое учитывает наработку, достигнутую в межремонтный период каждой единицей соответствующего оборудования.

Преимущества:

-позволяет увеличить календарную продолжительность межремонтного цикла; - сократить среднегодовые затраты на ТОиР ;

-повысить общую эффективность использования при сохранении на заданном уровне надежности энергоснабжения; -внедрения в энергетике средств технической диагностики и идентификации состояния оборудования.

Основная цель-обеспечение эффективности энергоснабжения потребителей Главное направление стратегии - оптимизация межремонтного периода при минимизации среднегодовых затрат на

ТОР.

Содержание стратегии:

1.Обеспечивает восстановление ресурса оборудования при достижении ими назначаемого межремонтного ресурса.

2.Вывод в капитальный и средний ремонт осуществляется на основе расчета межремонтных ресурсов; продолжительность ремонтного цикла и его структура носят прогнозный характер и связываются с ежегодными наработками

3.Объемы, номенклатура и продолжительность работ по ТОР уточняются по результатам технического контроля и

испытаний