1、如何推行状态检修在电力行业上的应用

如何推行状态检修在电力行业上的应用

刘启民1刘春文2

（1.神华国华（北京）电力研究院有限公司 2.中国电力联合会科技开发服务中心）

摘要：文章叙述了电力行业传统检修模式与现代科技发展后的检修方式不同点，重点从如何对发电设备开展状态检修、如何评价设备状态以及分析与诊断方法，为电力行业发电设备的检修提供参考。

关键词：状态检修RCM RBM 预警系统设备故障诊断

随着我国电力工业的迅速发展，现行发电设备的定期检修制度在机组的检修计划编制、检修间隔安排等方面存在的问题日益突出，已不能满足高参数、大容量、高度自动化机组检修的需要，而进入80年代，美国等发达国家逐渐开始在火力发电厂实施设备状态检修，通过应用现代维修管理技术，采用先进的设备状态监测手段、分析诊断技术，掌握设备状态，合理安排检修项目、检修间隔，有效地降低了检修成本，同时提高了设备的可用性。

上世纪90年代，发电设备状态检修逐渐引入中国，2001年国家电力公司国电发【2001】745号文件，特别颁发了《火力发电厂实施设备状态检修的指导意见》。

实施设备状态检修是火力发电企业实现管理现代化、提高综合实力的有效途径之一，也是建设一流火力发电企业的重要内容，是设备管理创新、技术创新的具体体现，是发电企业设备与生产管理通往国际一流的必经之路；同时，状态检修作为一项新技术也需要逐渐完善与成熟的过程。

1 火力发电设备检修历史

1.1 事后检修(故障后检修、纠正性检修)

20世纪50年代以前，随着机器生产和发电设备的使用，逐渐形成设备检修行业，在早期，设备检修工作基本是在设备发生故障后才进行修理，称为纠正性检修，也称为事后检修。

1.2 定期检修

美国在1925年提出了生产定期检修的概念。20世纪50年代以后，定期检修的概念和体制得到了充分应用与发展。

定期检修也称为预防性检修。定期检修体制强调设备检修以预防为主，加强日常检查和定期检修，根据零件磨损规律和检查结果，在设备发生故障之前就有计划地定期进行修理。这种定期检修包括对发电设备进行的小修、中修、大修。

1987年我国制定的《发电厂检修规程》(SD230—1987)标准中就规定了发电设备小修、中修、大修的检修周期，检修项目及检修工期，以及验收标准等，作为强制性标准，在我国发电设备检修管理过程中，起到了一定的积极作用。

1.3 点检定修(全员生产检修)

点检是动态管理，由专业的设备管理人员进行更专业、技术层次更高的检查。TPM的点

检分三个层次，称为三位一体的点检制。运行人员的日常点检、专业点检员的定期点检和专业技术人员的精密点检三位一体。

1.4 状态检修

设备故障的产生一般都有先兆，可以通过一定的监测手段发现设备的性能下降或运行异常。无论是早期的定期检修体制或是早期生产检修体制，都希望在设备性能出现明显下降时，才对设备进行检修。20世纪70年代以后，随着科学技术的发展，尤其是传感技术和计算机技术的迅速发展和普及使用，诊断分析技术越来越先进，各种测量仪器准确程度越来越高，使得对设备状态进行监测、准确诊断、并对设备性能劣化的趋势作出准确的预测在技术上成为可能，真正做到可以在设备劣化发展期安排检修。监测理论、监测方法和监测设备得到了广泛的应用。检修人员可依据监测结果对设备做出早期的故障诊断，及早制定对策、采取措施，减少设备特别是大型、关键设备的损坏和停机损失。

在状态检修中，主要采用预测性检修方法。设备检修周期不固定，由检修人员根据监测资料变化趋势进行分析诊断，再确定检修计划，包括检修内容、时间。

1.5 可靠性检修(RCM)

以可靠性为中心的检修不同于通常所说的定期检修或纠正性检修。RCM本身不是一种检修类型，而是一种分析方法。以可靠性为中心的检修是一种确保任何设备在现行使用环境条件下，实现其设计功能状态所采用的一种管理方法。20世纪60年代末，在美国航空业率先推出的以可靠性为中心的检修体制，首先在飞机检修上取得显着的效益。

以可靠性为中心的检修思想是一种发展与优化检修的系统化评估方法。它通过对系统或设备的功能、故障模式、故障率、故障的后果和影响以及导致故障的劣化机理等的分析，采用决策逻辑树寻找系统的最优检修方法，在保持和提高机组安全性和可靠性的总目标基础上，减少检修工作量，节约检修费用。

2 我国火电机组检修现状

我国火电机组检修工作的发展随着火电机组参数、容量和技术水平的不断提高，对火电机组检修管理提出了更高的要求。从1949年至今，我国的火电机组检修管理工作历经了统一的定期检修、优化检修，并在条件成熟时逐步向状态检修过渡。

我国火电机组检修工作的发展大体上可划分为以下四个阶段。

第一阶段(1952～1960年)；最大单机容量为100MW高压机组。在此阶段，火电机组检修方式是学习前苏联实行统一的计划检修方式，所有火电厂都自己设有单独的检修部门，拥有自己单独的检修职工队伍，严格的执行前苏联的定期检修模式。

第二阶段(1961～1980年)；我国发电设备制造业进入了独立发展时期。

在这一时期，从高压1OOMW机组、125MW、200MW和亚临界300MW机组， 20世纪70年代还从日本、法国、意大利和前苏联进口了10台200～320MW机组。至1980年底，国产火电机组的装机容量占火电总装机容量的70％以上。极大地增加了火电机组检修的难度。这一时期提出了机组检修应以预防为主的定期检修。并制订了检修间隔、项目和停用时间。同时提出这一阶段的检修原则，坚持质量第一，应修必修，修必修好。

第三阶段(198l～1990年)；至1990年底，我国火电装机容量和发电量均比1980年增

加了一倍以上。引进美国西屋公司技术在国内生产了较先进的300MW和600MW机组，通过不断的总结检修经验，尤其是高参数、大容量火电机组检修实践，明确提出了当时机组检修仍旧采用定期检修为主的计划检修方式，并于1987年制定了《发电厂检修规程》(SD230—1987)强制性标准。其它国有资产控股的老电厂仍沿袭着计划经济的管理模式。

第四阶段(1991～2002年)；

通过借鉴国外现代设备检修管理方面的先进经验，确定了以状态检修为设备检修的发展方向并进行了试点工作。宝钢自备电厂、北仑港电厂、镇海电厂等推行现代点检制，利用MIS系统对点检工作进行管理。大亚湾核电站引入了计算机维修管理 (COMIS) 系统，机组大修也采用了先进的项目管理。强化检修作业标准管理，引进了检修文件包，并推行设备状态监测工作。

1）避免为点检而点检，避免点检定修制的到位管理。

2）缺乏准确判断设备状态的手段和依据。

3）盲目制定设备检修计划与项目，大而全普遍检修。

3 设备检修方式与决策依据

3.1 国际上检修管理体制的发展现状

世界发达国家如美国、德国、日本等在提高检修效率方面作了大量的研究工作，取得了较好的成绩。他们认为，设备在检修工作中需要解决的问题有：

① 设备薄弱环节的评价；

② 还存在多少能进一步改进检修工作的潜力；

③ 检修工作改进措施的成本分析；

④ 检查和检修间隔的优化；

⑤ 换用备件的优化；

⑥ 资料流通的优化；

⑦ 检修管理过程的优化。

为此，他们使用的提高检修效率的措施有：

① 状态检修(CBM)；

② 以可靠性为中心的检修(RCM)；

③ 整个寿命周期的成本策略(TCL)；

④ 全员检修(TPM)；

⑤ 瘦型检修(LM)等。

实践证明，要提高检修工作效率就必须做到：

① 尽量按设备的状态进行检修；

② 从设备的可靠性出发进行检修；

③ 通过检修使设备在整个寿命持续时间内的生产成本降至最低；

④ 取消运行与检修的界限，使全体员工关心并能参加检修工作。

总的来说，他们都认为目前电厂检修安排与计划都必须改进。关键是必须做到该修才修。不管是采用什么方法，这些方法的基本出发点都是通过对设备故障率、试验数据、寿命评估，以及大量的监测系统的数据分析，根据各类设备的具体情况，较科学地制订出设备的检修计划，采用故障检修(CM)、定期检修(PM)、状态检修(PDM)和主动检修(PAM)等方法的结合，优化检修方式，以期达到提高设备可用率，延长检修间隔，减少设备解体次数的目的。

3.2我国检修管理体制的现状

目前，我国实行的仍然是从50年代起就实行的事故检修和计划(定期)检修的检修管理体制。虽然近年来又推行了“标准化检修”等工作，但这些只是强化了检修工艺质量的控制。定期检修是一种预防性检修，它最初是根据制造厂家推荐的检修周期进行设备的定期检修，这一周期一旦确定就不再改变。检修项目一般是根据有关标准确定的标准项目，停机前已知的设备缺陷而确定的特殊项目，以及为提高机组安全、经济运行水平而确定的技术改造项目组成。设备的定期检修，主要是希望通过解体发现设备潜在的故障，以保证机组在检修后能安全运行一段时间。

3.3现行检修管理体制主要存在以下弊端：

1) 一般来说，发电设备在投产初期和寿命末期的故障率较大，中间要经过一个较可靠的稳定期，并且在各个阶段的故障特点也不相同，但在现行检修管理体制下确定的大修标准项目和检修周期却一成不变。这样，在故障率高的阶段就降低了设备的可靠性和可利用率，在设备的稳定运行阶段就造成了检修人力、物力、财力上的浪费。

2) 发电厂锅炉、汽机、电气及公用系统设备，各有自身的特点，设备的故障和损坏周期也各不相同，而单元制发电机组大修又同时进行。这样，如果大修周期过短，就会造成人力、物力、财力的浪费；如果大修周期过长，又会造成设备的故障率增高和可用率的降低。

3) 不必要的或保守的预防性检修过多。例如：600 MW发电机组在每年运行5000～ 6000

h 时，所定的大修周期为4年；在运行小时数降至3000 h左右时，其大修周期仍为4年。很明显，这样所定的大修周期明显保守，同时也是检修费用的浪费。

4) 检修项目的制订缺乏科学性。在现行检修管理体制下，各发电厂在制订检修项目时，根本没有建立在对设备故障周期的研究和对设备工况检测后定量分析的基础上，而是机械地照搬有关标准，希望在设备解体后发现问题和处理问题。这样，就造成了一些该修的设备没有修到，又有一些设备修后运行工况反而更差。

5) 制订检修项目缺乏充分的安全、经济性评价。在制订检修项目前，由于监测设备的落后和不完善，造成了对设备的健康状态不能充分了解；另外，在现行电力体制下，发电厂并非经济实体，因此，在制订检修项目时，人们很少将经济性放在一个突出的位置来考虑。

3.4 如何判断设备故障：

（1）从细节如手：关注转动设备的冲蚀、磨损、松动、劣化、效率低问题，电气热工部件关注老化、松动、绝缘问题；维护保养要重视国际、国内大环境，数据积累不够、不善于总结等重点问题。

（2）解决方法

建立设备浴盆曲线

准确判断设备状态

及时掌握零部件劣化趋势

为准确地监测设备的磨损、腐蚀、老化的部位及其程度，从而为人们更加细致、精确地判断设备故障及其隐患，进而采取有效措，施排除故障，提供了科学、可靠的依据。无维修设计，在设备产品设计时，考虑维修达到“无停机时间”，“无维修费用”的可能性。通俗讲，设计出不需要维修的设备为理想设备。例如，从设备构成材料、制造工艺等开展研究、开发，做到设备主要零部件均速磨损，实现设备终身无维修，包括设备终身无大修。随着科学技术的发展，设备终身无维修不是不能实现的

3.5现代检修管理方式的引入

(1)优化检修是火力发电企业体制改革的方向

目前的定期检修是根据经验制定检修项目，决定设备维修周期，这样就不可避免的产生了检修的过剩或不足，造成维修费用的上升，设备利用率的下降。从表面上看设备的安全性提高了，但这是以提高检修成本和降低设备可用率为代价的。

设备优化检修是根据设备自身的特点即设备在设计、制造、安装、运行、检修全过程所呈现的物理变化特点，以及设备在生产流程中的作用和配置，利用现代化监测和诊断技术及计算机技术，科学合理分析设备状态并安排设备的检修周期的一种检修策略；是一种在全新的检修理念指导下，集计划检修、状态检修、故障检修及改进性检修等多种检修模式于一体的综合检修模式；是完成预防性检修向预知性检修平稳过渡中的一个必然阶段；是建立在对设备各种信息全面掌握的基础上，并对其进行评估后采取的一种效益最大化的设备检修管理体制。

目前我国发电企业的检修体制正逐步向预知性的状态检修体制过渡，适合当前国情的检修体制是一种包含状态检修成份在内的综合性检修，即通过优化目前的检修方式，以先进监测和诊断技术为依据，以可靠性和设备寿命评价等技术为基础，合理地延长定期检修间隔以达到减少检修时间、提高发电设备可靠性、降低维修成本，从而实现企业经营者追求最佳经济效益的目的。

(2)设备状态诊断是优化检修的依据

应用诊断技术进行预知维修是设备检修的发展方向。而设备的状态诊断则必须以状态监测为前提。因此开展运行设备的状态监测工作，作好设备动态诊断，是全面实施优化检修充分且必要的条件。

(3)设备状态监测是状态诊断的基础

运行设备的状态诊断就其过程分为三个阶段，即状态监测、诊断分析及治理预防。设备诊断技术就其定义，是要在了解它的过去（设计、制造、安装调试以及使用维修情况）和现在（目前技术状态）的基础上，来判定产生故障的部位、原因、设备现行状况。因此，

仅仅是在某一特定的时间，靠某一局部故障或异常就想作出正确的决断，往往是很困难的。必须开展连续监测以建立设备信息数据库，对设备的过去和现在的状况综合分析。因此，实施发电设备状态的监测这不仅是对运行设备进行动态诊断的客观需要，而且也是整个优化检修过程的需要，更是发电设备实施优化检修的客观依据。

(4)开展状态检测所需技术及手段

目前，我国在状态检修方面所需的技术手段也取得一定的科研成果，如：锅炉四管泄漏监测预防装置、汽轮发电机的远程故障监测诊断系统、汽机调节系统诊断技术、热力系统监测诊断系统等。国外已有许多已开发的状态检修技术运用于汽轮机、锅炉、发电机、辅助系统的设备上，这一系列科技项目的完成和应用，为发电设备状态检修工作提供了较充足的技术手段。

当前选择状态监测的手段及技术一般有以下几种：

①常规手段：机组在线数据采集系统（DAS）及离线的设备状态数据采集器；

②监测技术：振动监测、油液分析、红外热成像、电机状态及超声波监测等；

③监测信息处理技术：国内外相关的故障诊断系统软件；

现今，我国大型的火电机组在主设备上基本都安装了比较先进的在线的监测系统，一些电厂引进了离线监测设备，已基本具备开展监测的条件，关键是如何利用好已有的监测手段和诊断技术来达到准确的判断设备状态的目的。

(5)确定监测对象，有序开展监测工作

设备诊断开展的程度决定着优化检修实施的效果，因此设备诊断的开展要注意抓住主要矛盾，已实现设备检修的目标管理和质量管理。这就是充分利用企业现有的资源（人力、技术及手段），合理选定作为诊断对象的设备，循序渐进的开展监测工作，使之进入良性循环。这些设备主要包括以下几个部分：

①故障停机后可能产生较大损失的附属设备；

②维修费用高的附属设备；

③发生故障后，预期会发生二次损害的设备；

我国发电企业应根据本企业目前的实际情况，首先选择故障停机后可能产生较大损失的附属类设备为监测对象，有重点的开展监测工作，寻求突破口，为全面开展设备诊断工作打好基础。

（6）收集整理设备的信息为诊断分析提供依据火电设备，特别是大型火电设备在运行过程中必然携带着大量的与系统或设备状态相关的数据信息，收集并整理利用这些数据

信息为准确诊断设备状况提供充分的依据。这些信息主要有以下几个方面：

①运行数据（运行实时数据、日志、巡检记录、分析记录）；

②常规检测数据（点检、金属监测试验、性能试验、技术监督项目的测试数据）；

③设备状态监测数据；

④设备历史数据（设备图纸、说明书、安装记录、故障、检修、更改的次数等）；

⑤同类设备的故障信息、检修经验；

⑥.国家、行业、公司、电厂的有关标准、规程和规定等。

这些信息数据在收集、加工和处理过程中，应充分利用计算机技术对其进行管理。要建立一个综合的设备管理平台，对信息进行处理，使其从技术上保证其连续、可靠和有效的应用。

4 设备管理必须理解的几个概念

4.1设备的安全可靠性本质

设备的固有可靠性与安全性是由设计与制造赋予的特性，有效的维修只能保持而不能提高它们。以可靠性为中心的维修理论特别注重设备可靠性、安全性的先天性。如果设备的固有可靠性与安全性水平不能满足使用要求，那么只有修改设计和提高制造水平。因此，想通过增加维修频数来提高这一固有水平的做法是不可取的。维修次数越多，不一定会使设备越可靠、越安全。

设备(项目)故障有不同的影响或后果，应采取不同的对策。故障后果的严重性是确定是否做预防性维修工作的出发点。在设备使用中故障是不可避免的，但后果不尽相同，重要的是预防有严重后果的故障。故障后果是由产品的设计特性所决定的，是由设计制造而赋予的固有特性。对于复杂设备，应当对会有安全性(含对环境危害)、任务性和严重经济性后果的重要部件，才做预防性维修工作。

对于采用了余度技术的部件，其故障的安全性和任务性影响一般已明显降低，因此可以从经济性方面加以权衡，确定是否需要做预防性维修工作。

对设备(项目)采用不同的预防性维修工作类型，其消耗资源、费用、难度与深度是不相同的，可加以排序。对不同产品(项目)，应根据需要选择适用而有效的工作类型，从而在保证可靠性与安全性的前提下，节省维修资源与费用。

基于这种认识，人们往往认为：预防性维修工作做得越多、翻修周期越短、翻修深度越大，设备就越可靠，这种认识很片面。对于复杂设备或部件来说，传统的做法常常会遇到两

个重大问题，一是随着设备的复杂化，无论机件大小都进行定时翻修其维修费用不堪重负；二是有些设备或项目，不论其翻修期缩到多短、翻修深度增到多大，其故障率仍然不能有效控制。

发电设备安装完毕，它的常规故障与非常规故障模式已经被确定。但设备的故障规律是不同的，应采取不同方式控制维修工作时机。常规故障模式即设备本身发生的磨损、冲蚀、老化、劣化以及松动等等，不同部件故障模式不同，但有一定的规律可循。有耗损性故障规律的产品适宜定时拆修或更换，以预防功能故障或引起多重故障；对于无耗损性故障规律的产品，定时拆修或更换常常是有害无益，更适宜于通过检查、监控，视情进行维修。对于安全可靠性较高的、发生故障概率相对较低的部件，靠预防性检查与维修检查，结果往往是大海捞针，既浪费了人力、物力又得不到任何好处，仅仅得到的是心里安慰而已。

4.2深入理解设备维修概念

维护、检查、修理是构成设备维修的三要素，维护一般是在设备正常使用中进行的维持性工作；修理一般是在设备中断正常使用所进行的恢复性工作；检查是在全过程中判定设备技术性能的工具和手段，以支持进行维护或修理的决策。

4.3优化检修的基础——以可靠性为中心的维修方法

电厂优化检修方法的基础是一个简化的以可靠性为中心的维修过程。这个过程为电力企业提供具有最高成本效益的方法。这个方法根据电厂的系统和设备的重要性和经营目标来决定最好的检修策略，帮助电厂优化检修任务。合适的检修策略是安全、稳定和可靠发电条件下实现成本效益最大化。对于电厂而言，检修过程的成本控制，应由常规的计划检修和故障检修转换到状态检修或预知性检修策略的优化过程。

通过优化检修的基础分析，区分和调整4个方面的检修决策任务：（1）纠错检修（CM）—用到失效后进行更换、修理等检修工作。（2）预防检修（PM）—进行计划检修，避免故障发生。（3）主动性检修（PAM）—对于设备存在不合理的问题进行更改、设计的工作。（4）预知性检修（PDM）—利用状态检测设备和诊断技术及相关的数据，对设备的状态进行跟踪，从而进行时情检修。

4.4 在优化检修中基础分析的重要性

目前，随着国内电力体制改革的深入，厂网分开、竞价上网已成为必然的趋势。发电企业独立经营实体的形成势在必行。来自于电力市场的竞争和压力，要求发电厂在安全、稳定和可靠发电基础上，降低发电成本，扩大发电企业的自身经营，提高竞争力。因此，进行优化检修基础分析和实施，可以使重要发电设备处于受控和预知性的状态，从而进行预知性检修，并能合理地进行检修资源的分配，获得更大的效益。

优化维修的基础分析是在维持设备安全、稳定和可靠运行的同时，提高检修管理水平，优化检修资源，最大限度降低发电成本。

优化维修的基础分析的好处是：（1）将检修资源集中到最能发挥效用的地方。（2）去除不必要和低效的维护任务。（3）对设备制定最简单最有经济效益的维护计划，或适当地对一些有劣化倾向的设备开展预防性试验或状态检测工作。（5）建立起规范的维护过程，制定检修过程记录归档规定。（6）合理利用电厂检修和制造厂商的经验，制定计划检修任务和周期。

4.5 RCM的分析方法比较

经典RCM的分析过程分为7个步骤： 1）系统选择与资料收集； 2）系统边界定义； 3）系统说明与功能框图； 4）系统功能与系统故障； 5）故障模式与后果分析（FMEA）； 6）逻辑树分析（LTA）； 7）检修方式选择（包括：故障检修；定期检修；状态检修；故障查找，主动检修）。

经典RCM分析的主要特点是：以保持系统功能为目的，根据设备与系统功能之间的关系，区分设备的重要程度；对会导致功能故障或功能丧失的设备的故障模式进行识别；根据检修效果和经济效益选择检修方式；根据系统功能的重要性来确定检修资源利用和检修计划的安排。经典RCM的故障树分析，对确定故障模式的严重性是卓有成效的，但很费时费力。

经典RCM分析有一个明显的不足之处，就是需要投入大量的人力、物力，并进行精心组织，尤其是同时对多个系统进行分析时，情况更为复杂，需要很多的资源来对一个普通的系统进行分析。

简化RCM过程的发展来自于以可靠性为中心的维修（RCM）技术，与RCM得益一样。简化RCM是针对RCM分析的不足之处，对经典RCM的分析方法作了一定的简化和改进，但仍然包含了经典RCM分析思想和所有基本步骤，对经典RCM的7个步骤进行了合并和简化，同时又丰富了经典RCM分析。把以可靠性为中心的维修作为优化检修方法的基础工作，在检修策

略和分析结果实施等方面，形成了便捷而有效的简化RCM分析方法。该分析方法是注重在不降低设备可靠性和可用率的前提下，以经典RCM分析所需的20％的精力，获得80％的RCM 分析结果。简化RCM在保持检修过程和任务的完整性的基础上，来降低经典RCM分析的成本。

5 设备状态评价与判断依据

5.1 评价内容：

对火力发电厂主设备、主要辅助设备与系统进行状态评价，主要内容包括五个部分：第一部分：安全性：

发电厂系统设计、主设备的设计、材料选择、设备加工制造与安装等，决定了机组的安全性能，通过开展现场调研和数据分析工作，收集整理评估所需资料，提取收集到的资料及调研获取信息中的关键内容，利用设备状态评估与寿命评估技术，完成机组主要设备的定性安全评估。

第二部分：可靠性：即连续运行能力，发电设备的安全可靠连续运行能力，是靠高素质的专业技术人员来保证的，对发电系统、设备结构以及运行规程的认知程度高低决定了设备的性能的发挥，所以发电系统与设备的维护、保养技术是保障机组连续运行能力的基本出发点，是设备可靠性的基础。

第三部分：技术经济性

发电系统以及设备的效率决定了整个发电厂的经济性，如果一个系统、一台设备的效率达不到设计要求，那么经过多个系统与多台设备的累加，这个机组的经济性可想而知，所以需求机组最大效率的方法也是状态评估的一个主要项目。

第四部分：故障模式

根据设备以往发生的故障，研究摸索故障形式、故障类型，掌握设备关键部件与薄弱点，统计、归纳寻找规律并摸索发生故障时间与寿命周期，逐渐掌握关键部件的最佳轮换期。

第五部分：风险性

不论哪个行业、哪个系统与设备，不可能任何情况下都保持良好的运行状态，所以发电系统、设备存在的任何缺陷、隐患都是这个机组的一个风险，它直接影响着整个机组的安全、可靠性与连续运行能力及经济性的，所以研究评估发电系统与设备实时存在的风险评估，是很有必要和现实的，也是探讨延长发电设备检修周期可能性的主要依据、手段与方法。

5.2 评价步骤：

1）设计评价

①设计思想：整体设备性能是否达到系统需求，安全可靠性是否满足设计要求。

②设计依据：设计手册、性能计算等是否准确或有误差

③材料选择：金属材料性能（抗拉压强度、屈服极限、疲劳极限、弹性模量等）是否满足需要

④公差与配合：实际是否满足要求

⑤紧固件：紧固件设计问题

⑥致命缺陷：ⅰ）性能不能满足；ⅱ）材料错误；ⅲ）密封与紧固问题；ⅳ）部件寿命不足等

2）材料评价：

①根据设计要求，选择的材料是否满足实际需要

②金属材料检验：检验报告等

③致命缺陷：ⅰ）材料错误；ⅱ）材料原始缺陷；ⅲ）材料焊接与热处理问题；ⅳ）运行期间金属监督问题

3）加工与制造评价：

①铸造、锻造、热处理及机加工、

②致命问题：ⅰ）原始缺陷；ⅱ）应力集中；ⅲ）热处理问题；ⅳ）加工误差

4）部件、组装与试验评价

①动静平衡：转动部件的动静平衡问题

②组装工艺、配合间隙与紧力要求、密封件、法兰螺栓紧固力矩

③试验，工厂负荷试验，性能曲线

④致命问题：ⅰ）组装工艺不当；ⅱ）零部件失衡；ⅲ）误差大；ⅳ）紧力不足

5）安装与试运评价

①基础要求：强度要求、设备重量、振动烈度等

②安装：整体安装、分体安装差异

③技术要求：紧固力矩等差异

④润滑要求：试运参数差异

⑤致命问题：ⅰ）基础问题（沉降不均、地脚松动、承力不均）；ⅱ）滑销系统问题；ⅲ）

安装工艺问题；ⅳ）系统问题

6）运行与日常工作评价

①系统：系统影响；支吊架受力不均；介质不清洁；汽水两项；节流过大；

②运行参数：参数变化、启动次数与连续运行小时、参数对比等

③技术监督：设备异常查评

④致命问题：部件劣化；寿命损耗期提前；磨损、冲蚀；松动等

7）维护与检修评价：

①日常工作差异

②润滑不当（润滑方式问题）；环境污染；

③维修差异：维修项目评价、效果评价

④金属检验：对过热与承压部件的检验与评价

⑤致命问题：工艺问题、备件问题、公差问题，紧固松动等

5.3 设备状态评价方法

（1）关键部件清单

关键部件是指那些会产生严重故障后果的重要功能部件，辨识关键部件的目的旨在加强对典型故障模式的防控能力，并同时在保证设备安全的前提下最大限度的发挥设备零部件的剩余寿命。

针对单体设备而言，关键部件的辨识主要有三方面工作：确定设备零部件清单、进行FMEA分析、根据RCM对重要部件的定义条件进行筛选。确定零部件清单时的主要依据是设备制造商提供的出厂资料，对设备清单中可能会产生严重故障后果的重要功能部件按照发电管理系统（08年修订版）中的故障模式效果分析（FMEA）法进行详细分析。

关键部件的使用场合主要有：异常分析、寿命管理、维修策略制定。关键部件信息的维护也是非常重要的，尤其是寿命信息是需要经过长期的不断摸索确定，同时还需要维护修正的还有关键部件清单。

（2）状态特征量清单

特征量范畴涵盖设备设计制造、安装调试、运行维护、检修消缺等设备的全过程管理活动。对特征量的掌握和熟知程度直接反应了专业技术人员对设备的认知和掌握水平，因此单体设备的特征量要准确建立。

特征量建立的过程中，由设备点检员完成对设备设计、制造、调试、安装、运维、检修

全部信息的收集整理，初步筛选出符合条件的特征参量，并确定每个特征量的阈值、监测周期、监测方式、故障特征、测点唯一性等信息。

性能指标，主要包括振动、温度、压力、流量、转速、压差、油质、负荷、磨损等物理或化学量。

（3）典型故障清单

通过对指定类型设备在生产制造、安装调试、运行维护等过程中发生过的所有缺陷、隐患进行盘点，不断梳理设备在全过程管理中的经验教训，总结出针对该类型设备的典型故障知识，并将这些知识按照相应的逻辑关系整理归纳成关系型数据库（见表格）。这种故障库为迅速判断设备故障类型、果断确定应对策略提供支持，便于在设备日后的管理过程中不断的优化。

故障信息主要参考依据是基于可靠性风险维修的故障模式影响分析（FMEA），核心字段是“设备部件”、“故障特征”、“问题描述”和“原因分析”等。故障信息收集主要有：设备厂家随机资料、安装调试记录、运维记录、检修技术台账、缺陷隐患台账、国内同型设备故障统计分析等。

故障库与特征量、关键部件一并构成标判设备状况的主要依据。

目的主要有三个方面：

①处理突发故障时降低失误率。当现场设备突发故障的情况下，完善的故障信息库可以在没有足够时间对故障特征量标判的前提下快速锁定故障原因的范围，并在突发事件处理上减少失误赢取主动。

②完善的故障库在分析解决设备技术难题的过程中，可以增加设备问题分析的全面性和深度，提高对问题判断的准确性以及制定措施的有效性，减少反复环节。

③故障库的建设使用利于设备故障知识的沉淀和传承，不但方便对技术人员的培训同时也为未来建立专家诊断系统打基础。

5.4 安全性评价

1）针对设备特征量、关键部件、故障形式进行安全性评判，主要有关键部件寿命、运行累计时间、关键部件薄弱环节安全性、维护保养内容与流程；

2）特征量值与变化趋势分析等；

3）现有缺陷性质对设备安全的影响程度等。

4）安全性状况描述、分析与评价

5.5可靠性评价

1）主要考虑设备的连续运行能力，针对特征量、关键部件完好程度、对应额定或设计标准进行评判

2）运行、检修以及各指标参数的偏差大小，与同类型设备相比较，综合评价设备的可靠性能力

3）现有缺陷性质对设备可靠性的影响程度等。

4）可靠性状况描述、分析与评价

5.6 设备缺陷评价

1）针对目前设备缺陷情况进行分析，影响设备性能、安全性与可靠性程度进行分析，2）分析缺陷的发展趋势以及关键部件的劣化程度与趋势综合评判。

3）现有缺陷性质对设备安全连续运行的影响程度等。

4）设备运行状况描述、分析与评价

5.7 经济性评价

1）从设备折旧、维护费用、检修费用、人工费用对比

2）从性能指标、节能潜力等进行分析

3）设备经济性分析与评价

5.8 单体设备状态评价半定量评估法

(1) 状态特征量：本方法将状态量分为一般状态特征量和重要状态特征量。

(2) 故障模式：即家族缺陷，经确认由设计、材质、工艺等共性因素导致的设备缺陷称为家族缺陷。

(3) 关键部件：设备上功能相对独立的单元称为部件。设备部件可分为：常规部件、关键部件与一般性部件，例如：本体、转动部件、静止部件以及密封件、紧固件等。

(4) 设备状态：正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。

方法：半定量评估法

6 决策与实施设备状态检修的困难

1）部分人员对状态检修的复杂性、长期性、艰巨性及其蕴藏的巨大潜力缺乏足够的认

识。从事状态检修工作的专业人员缺乏对理论的学习及深入的研究，存在较片面看法。

2）企业在该项工作推动上始终缺乏内在源动力。电厂的生存和发展要求推行状态检修或优化检修，但对企业的绩效考核并未体现这些内容，由于企业需求和管理机制不一致导致项目在实施过程中缺少有效互动、缺少源动力。

3）状态监测技术水平跟不上实际需求。开展状态检修的绝对基础是状态监测、诊断和数据分析技术能够发挥作用，但实际上绝大多数电厂没有专职的状态监测诊断组织或岗位，缺少专业仪器设备，由于体制上的缺失相应的高素质监测诊断技术人员更是匮乏。

4）缺少专业指导。项目实施过程中，缺少状态检修的专业咨询力量，在管理与实施模式选择、关键技术应用等问题上思路不清晰、目标不明确。并且在设备状态特征量建立工作上缺乏足够的技术深度，状态模型不能完全达到预期效果。

5）相应的技术管理工作没有跟上。生产技术管理仍然存在一些薄弱环节，如：设备在不同生产管理环节中产生的各类信息数据不共享、不衔接、不能有机的组织利用起来，专业人员不知道自己在状态检修中所扮演的角色，不能发挥技术能量。

6）设备管理业务流程中的责、权、利分配不均衡，造成带管设备人员（比如点检员、班组等基层技术人员）的责任过重，考核压力下在行使检修决策权时为规避风险会过于保守，这样很容易造成设备的过修现象，设备过修带来一系列问题，如：提前终端浴盆曲线设备劣化规律无法准确获知，维护费用上升，设备管理人员工作负荷增大，设备寿命下降等。

7）状态模型是开展设备状态检修的关键核心技术，模型与实际的接近程度直接关系到状态检修开展的有效性和实施深度。建立状态模型的技术难度非常大，依靠电厂的自身力量很难实现，必须借助外部科研院所等技术力量共同努力。

7 实施设备状态检修过程中的矛盾与冲突

（1）管理矛盾

（2）生产管理与行政管理间

（3）生产人员与专业技术人员

（4）员工绩效间矛盾

（5）领导关注度缺少，眼前利益过重

（6）检修费用问题

（7）仪器仪表问题等等

8 结论与建议

8.1推行状态检修要循序渐进、积极深入

（1）、火力发电厂实施设备状态检修要根据不同设备的重要性、可控性和可维修性，科学的、合理地选择不同的检修方式，形成一套融故障检修、定期检修、状态检修和主动检修为一体的、优化的综合检修方式，以提高设备可靠性、降低发电成本。不是以状态检修完全

取代现有的定期检修方式，而是在现行定期检修为主的检修体制基础上，逐渐增大实施状态检修设备的比重。

（2）、实施设备状态检修是对现行检修管理体制的改革，在目前尚处于探索阶段，要坚持“总体规划、分布实施，先行试点、逐步深入”的原则，在确保设备安全运行的前提下，积极稳妥地推进。

（3）、设备状态检修的实施可先从实施设备点检定修制入手，落实好设备管理的责任制，建立各种标准与规范，完善检修基础管理，保持设备处于良好水平，逐渐强化设备监测数据分析与设备状态评价，及时、准确掌握设备的状态与性能。

（4）、设备状态监测、分析与诊断立足于现有装备和资源，确保常规技术监测等基础数据的有效、充分利用，其次合理配置适当的监测设备仪器仪表与分析软件。

8.2对我国现行检修管理体制改革的思考

高参数、大容量发电设备已成为我国发电设备的主体。随着“厂网分开，竞价上网”的改革方案的全面推行，为了降低成本，增强竞争力，发电厂都有强烈要求检修管理体制的改革的需求。

8.3 现阶段我国电力检修管理体制改革的有利条件

1) 多年来，积累了丰富的高参数、大容量机组的运行经验，对设备的故障规律和故障周期有了较清楚的认识，掌握了大量的第一手资料。

2) 监测技术和系统分析技术的进步和发展，能够对设备状态进行有效的监测和分析。

3) 人员技术水平的提高，使我国推行先进的状态检修管理体制成为可能。

8.4对我国现阶段检修管理体制改革的建议

（1）大胆实践，积极探索

根据上述分析，我国的电力检修管理体制改革应本着“因地制宜，引进消化，先易后难，逐步推进”的方针进行。有针对性地先完善一些辅助系统的监测和专家分析系统，取得经验后，再逐步推广到主要设备上。这样循序渐进地完成现行检修管理体制向状态检修管理体制的过渡。

（2）培养关键性技术人才，特别是生产一线的设备检修管理人员。

（3）引入预警系统，大胆决策

目前维修人员对设备的认识不足，不能准确判断设备存在的问题，引入预警系统立即拉近了人与设备间的距离，不亚于现在电厂中使用的“派”系统，坚信将来预警系统的应用一定替代现有的“派”系统。

运用预警系统举例：

1）美国在上世纪90年代早已应用相似性原理，针对哥伦比亚大毒枭逮捕过程。。。根据人们说话音频不同，即运用相似性原理，模拟出大毒枭的语言声频，准确判断其位置，一举歼灭。

2）根据设备振动频率、音频分辨率不同，可达到分析设备故障的效果；

3）预警系统根据测点所对应的标准曲线，进行相似性比较、判断；

（4）不同检修方式共存；

（5）公司高层领导重视并支持状态检修的实践，必将使得电力设备的状态检修循序渐进、深入开展，一定能够取得积极效果。