ловного енергетика.
Сформована система ППР передбачає здійснення наступних заходів:
встановлення складності і змісту ремонтних робіт;
розробку норм і визначення витрат часу на виконання робіт;
визначення простоїв у ремонті;
розрахунок витрати матеріалів і вартості ремонту;
визначення поточного і нормативного запасу змінних деталей;
встановлення структури ремонтного циклу;
організацію відповідної бази запасних частин;
організаційну структуру експлуатаційного та ремонтного обслуговування;
контроль якості ремонту і контроль якості експлуатації устаткування підстанції «верещагінський»;
розробку і проведення заходів, що забезпечують ефективні методи ремонту електричного обладнання підстанції.
Устаткування підстанції «верещагінський» працює безперервно, і тому ремонтні цикли не враховують змінності роботи. Тривалість межосмотрового періоду планується тільки для установок, які не мають постійного чергового персоналу.
При відміну умов від обумовлених вище коригування нормативів проводиться у відповідності з наведеними у відповідних розділах даної Системи ППР ЕО коефіцієнтами.
Таблиця 15 - Дані за напрацюваннями трансформатора підстанції «верещагінський» за роки ремонтного циклу
Період ремонтного цікла1234ДатиНачало5.06.20105.06.20115.06. 20124.06. 2013Конец 4.09.20104.09.20115.09. 20125.04.2013Наработка, час.7270715072507320
Призначений міжремонтний ресурс обчислюється за формулою:
Р крб=7270 + 7150 + 7250 + 7320 + 1120=30110 ч.
Базові значення міжремонтного ресурсу для кожного типу трансформаторів наведені в таблиці 16.
Таблиця 16 - Базові значення міжремонтного ресурсу трансформатора підстанції «верещагінський» за роки ремонтного циклу
Умовний номер оборудованіяЗначенія P крб, час.1Т - ТМН - 10000/110301002Т - ТД - 6300/11028900
Встановлений у ролі нормативу призначений міжремонтний ресурс дорівнює 31050 ч.
Фактичне значення напрацювання енергоблоку за один повний календарний рік, що передує моменту розрахунку, тобто в період з 05.02.2014 по 04.02.2014, одно +5100 ч.
Прогнозоване значення середнього напрацювання енергоблоку за один календарний рік у період від моменту розрахунку до кінця ремонтного циклу експертним шляхом приймається на 10% менше:
Тр=0,9 * 5100=4590 ч.
Терміни проведення поточних і капітальних ремонтів устаткування встановленого на підстанції наведені в таблиці 17.
Таблиця 17 - Графік проведення поточних і капітальних ремонтів устаткування
Найменування оборудованіяСрокі поточних ремонтовСрокі капітальних ремонтовПрімечаніеТрансформатори і автотрансформатори з РПНЕжегодноВнеочередной ремонт РПН проводиться відповідно до заводських інструкціяміСістеми охолодження Д, ДЦ і Трансформаторов.ЕжегодноПрі ремонтах трансформаторовОтделітелі і короткозамикателі2 рази на год1 раз в 2 годаТек. ремонти щорічно навесні і осеньюМасляние вимикачі-ВМПП - 10, ВМП - 10к, ВМПЕ - 10, ВМП - 10Е, 1 раз на 6 років за умови контролю характеристик вимикача з приводом в міжремонтний період Число відключень К.З. будь-який з фаз вимикачами 10-35-110-220 кВ, після яких вони виводяться в ремонт Роз'єднувачі і заземлюючі ножЛР 1 раз в 3-4 года1 раз в 6 летШінние роз'єднувачі в міру необходімостіОстальние апарати Рупо міру необхідності, за результатами випробувань
Прогнозоване значення середнього напрацювання за один календарний рік розраховується ремонтного циклу приймається рівним 4 590 ч.
Тоді, календарна тривалість ремонтного циклу визначається за формулою:
Для 1Т Тц=30100/4590=6,6 років.
Для 2Т Тц=28900/4590=6,3 року.
3.3 Економічне обгрунтування проекту ремонту електричної частини трансформаторної підстанції «верещагінський»
Економічну оцінку розробленого проекту розглянемо з погляду рентабельності (вигідності) капіталовкладень в поточний ремонт електричної частини трансформаторної підстанції «верещагінський». Для цього спочатку визначимо суму капіталовкладень за формулою:
До рем=К тек + К монтаж, (12)
де К тек - капітальні вкладення, необхідні для ремонтних робіт підстанції, тис. руб .;
До монтаж - капітальні вкладення, необхідні для закупівлі, доставки і м...
