Энергоремонт: особенности и значение.

Российские эксперты считают, что подготовка высококвалифицированного слесаря-турбиниста или слесаря по ремонту котельного оборудования, способных возглавить звено, бригаду для выполнения производственного задания, составляет 8 -10 лет, а прораба - 10 - 15 лет после окончания института.

Зарубежная практика показывает, что для подготовки квалифицированного ремонтного персонала требуется не менее 3-4 лет обучения в учебном центре, совме­щенного с практической работой по ремонту. Затраты на обучение ремонтного пер­сонала, например на АЭС, составляют ~ 1 % капитальных затрат на строительство электростанции. По другой оценке, стоимость обучения 100 ремонтников в течение 8 месяцев в учебном центре крупной американской энергокомпании оценивается более 1 млн дол. При обучении и тренировках ремонтников широко используются дорогостоящие макеты - более 0,5 млн дол., позволяющие моделировать сложные ремонтные и монтажные работы, оптимальное размещение трассировок трубопро­водов, кабелей, КИП.

Число одновременно занятых работников при ремонтах крупных энергоблоков, продолжающихся несколько месяцев, доходит до 500 - 600 человек (на АЭС в связи с ограничениями по времени пребывания людей в условиях радиоактивности эта чис­ленность многократно возрастает), что требует высокой организации производствен­ного процесса, учитывающей координацию взаимодействия многих подрядных орга­низаций. С этой целью в процессе подготовки к ремонту разрабатываются достаточ­но сложный проект организации и сетевой график проведения ремонтных работ. При этом учитывается, что годовой график ремонта энергетического оборудования свя­зан с балансами мощностей в энергосистеме (составляется таким образом, чтобы обес­печить покрытие годового графика месячных максимумов электрической нагрузки) и финансовыми возможностями. По этой причине капитальные ремонты, как правило, проводятся в весенне-летние месяцы - период спада нагрузки, а текущие ремонты в выходные и праздничные дни.

На практике часто складывается ситуация, когда утвержденный годовой график ремонта претерпевает серьезные изменения вследствие:

• финансовых проблем;

• невозможности энергоремонтной организации обеспечить ремонт нескольких крупных агрегатов необходимым количеством персонала из-за продления пла­нового ремонта или аварии на каком-то энергообъекте;

• выявления непредвиденных крупных дефектов при вскрытии и дефектации обо­рудования (особенно характерно для устаревшего оборудования и крупных бло­ков, выработавших свой ресурс);

• аварий на каком-либо агрегате;

• задержки в поставке запчастей и материалов.

В то же время, если энергокомпании крайне необходим энергоагрегат для обеспе­чения покрытия нагрузки или работы электростанции в экономичном режиме, его зачастую пускают в работу, не устраняя части дефектов - оставляя их на следующий ремонт. В итоге снижаются надежность и технико-экономические показатели работы оборудования.

Энергоремонт - весьма затратное производство, требующее дорогостоящих специ­альных инструментов и приспособлений, развитого станочного парка, а на АЭС-средств для дистанционного выполнения работ и составляющее до 20 – 25% стоимости оборудования.

Организация ремонтного обслуживания в отечественной электроэнергетике в связи с отсутствием диагностических средств, позволяющих определить реальное техни­ческое состояние оборудования, пока еще в значительной мере базируется на принци­пах планово-предупредительного ремонта (ППР), предусматривающих вывод обо­рудования в ремонт в соответствии с установленной структурой ремонтного цикла: определенного чередования текущих, средних и капитальных ремонтов.

В соответствии с системой ППР текущий ремонт включает: устранение дефектов в работе оборудования, выявленных на день останова агрегата для ремонта, замену быстроизнашиваемых деталей, выявление деталей, требующих замены или ремонта при капитальном ремонте; выполнение профилактических работ, обеспечивающих надежную эксплуатацию оборудования в период между очередными средними или капитальными ремонтами. При среднем ремонте произ­водятся: частичная разборка оборудования, замена изношенных деталей, провер­ка и чистка деталей и узлов, испытания и выявление работ, которые необходимо провести при очередном капитальном ремонте. Капитальный ремонт включает полную разборку оборудования, осмотр всех деталей, замену отдельных деталей, узлов, устранение всех дефектов, испытание и опробование. Его цель - не толь­ко обеспечить работоспособность оборудования, но и полностью восстановить технико-экономические параметры агрегата. Затраты на капитальные и средние ремонты в электроэнергетике составляют до 70 % всех ремонтных затрат.

Система ППР ранее в течение десятилетий позволяла осуществлять планирование ремонтов на основе жесткой структуры ремонтных циклов с четким контролем испол­нения ввода и вывода оборудования в ремонт. Однако в условиях спада элек­тропотребления в 90-х годах эффективность энергоремонтного производства резко сни­зилась, что потребовало новых подходов к планированию. В результате энергокомпа­ниям рекомендовано перейти на планово-диагностический ремонт (по результатам кон­троля и испытаний), где для этого имеются необходимые условия, или на новую систе­му технического обслуживания и ремонта. Основу этой новой системы составляет не регламентированная календарная продолжительность ремонтного цикла (как в систе­ме ППР), а назначенный межремонтный ресурс энергоблока, его наработка.

При планировании ремонтов основной информацией наряду с технологическими процессами, прейскурантами, данными по радиационной безопасности (для АЭС), картотекой и т.п. являются нормативы ремонтных работ. Они включают сведения:

• по периодичности и длительности ремонтов;

• трудовым и материальным затратам;

• номенклатуре и потребности в запасных частях и материалах.

Нормативы разрабатываются на каждый тип и вид оборудования, а затем сводятся нефункциональным системам энергоблока. С использованием нормативов определя­ется плановая величина ремонтного фонда, который затем защищается энергокомпа­нией при утверждении тарифов на энергию и после этого становится источником фи­нансирования ремонтов.

Ремонт энергетического оборудования может осуществляться персоналом:

• энергокомпании;

• специализированных ремонтных предприятий, не входящих в энергокомпанию;

• заводов-изготовителей энергетического оборудования.

При этом собственный ремонтный персонал энергокомпании может находиться в штате входящих в нее электростанций и сетевых предприятий (в специализирован­ном ремонтном подразделении - цехе централизованного ремонта или быть рассредо­точенным по эксплуатационным цехам) либо в штате специализированных так назы­ваемых производственных ремонтных предприятий.

Оптимальное количество ремонтного персонала в штате энергопредприятия и его профессионально-квалификационная структура определяются возможным уровнем среднегодовой загрузки ремонтными работами в течение ремонтного цикла (для ре­монтного персонала ТЭС в целом этот показатель не превышает 75 %).

Направлениями повышения эффективности рассматриваемой сферы деятельности в энергокомпании являются:

• выделение в дочерние акционерные компании ПРП (производственные ремонтные предприятия) и развитие рынка ремонтных услуг;

• создание жесткой взаимосвязи материальной заинтересованности ремонтного персонала и конечных результатов его труда;

• снижение трудовых и материальных затрат за счет улучшения надежности и ре­монтопригодности оборудования;

• переход на агрегатно-узловой способ ремонта, при котором сборочная единица, требующая ремонта, демонтируется и заменяется отремонтированной или новой.