Введение
Порядок обеспечения надежной, безопасной и рациональной эксплуатации электроустановок и содержания их в исправном состоянии определяется правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП).
Согласно (ПТЭЭП) электрооборудование - это совокупность электрических устройств, объединенных общими признаками. Признаками объединения в зависимости от задач могут быть: назначения, например, технологическое; условия применения, например, в тропиках; принадлежность объекту, например, станку, цеху.
В данной работе рассматривается организация, планирование и экономическая эффективность технической эксплуатации и обслуживания электрического и электромеханического оборудования цеха ГЗНУ-14 (групповая замерная насосная установка) нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Лениногорскнефть».
Эксплуатация оборудования начинается с момента его выхода с территории завода-изготовителя и заканчивается сдачей его в переработку на вторичные материалы на предприятие по утилизации промышленных отходов.
Таким образом, процесс эксплуатации состоит из следующих этапов:
? транспортирование оборудования;
? хранение оборудования;
? монтаж оборудования;
? пробный пуск и сдача в эксплуатацию;
? техническое обслуживание (ТО) оборудования;
? ремонты в процессе ТО.
После очередного ремонта оборудование вновь поступает на монтаж или на склад в целях последующей замены выводимого в ремонт оборудования.
Основная цель правильной эксплуатации заключается в обеспечении требуемого уровня надежности работы электрического и электромеханического оборудования в течение установленного срока службы с наилучшими технико-экономическими показателями.
Наиболее важным показателем является уменьшение потерь энергии или увеличение КПД оборудования.
Техническое обслуживание включает в себя регулярные осмотры электрического и электромеханического оборудования и технические мероприятия в соответствии с рекомендациями эавода-изготовителя, проводимые по специальным графику и программе. В состав ТО также входят ремонты оборудования, различающиеся по своему объему.
Электрическое и электромеханическое оборудование по функциональному назначению подразделяются на основное и вспомогательное. К основному относится оборудование, без которого невозможно проведение нормального технологического процесса по выпуску продукции. К вспомогательному относится электрическое и электромеханическое оборудование, служащее для улучшения условий труда и повышения его производительности, а также для соблюдения экологических или других нормативов производства. Eго отказ не приводит к перерывам в основном технологическом процессе.
Основная цель ТО заключается в обеспечении надежной работы, исключающей поломки и отказы электрического и электромеханического оборудования. Однако эти аварии могут происходить не только по причине плохой эксплуатации, но и вследствие нарушения стандартов качества электрической энергии. Аварии и отказы приводят к материальным и экономическим ущербам на производстве, поэтому выявление причин отказов и аварий также является задачей эксплуатации. Для этого необходимо проводить мониторинг качества электроэнергии, чтобы энергосберегающие компании несли свою долю ответственности за нарушение условий договора энергоснабжения. В настоящее время существуют три вида ТО:
1) практически без обслуживания («не трогай, пока не сломается»);
2) планово-предупредительная система обслуживания и ремонтов (ППР);
3) обслуживание с ремонтами по мере необходимости.
Первый вид ТО встречается применительно к вспомогательному электрооборудованию типа освещения и электронагревательных устройств.
Второй вид ТО применяется для основного и большей части вспомогательного оборудования. ППР предусматривает плановые (по графику) осмотры и ремонты электрического и электромеханического оборудования. Функции контроля за отклонением режимных параметров от расчетных возлагаются на системы защиты оборудования.
Третий вид ТО обеспечивает необходимый уровень надежности работы оборудования при минимальной стоимости обслуживания. Применение этого вида ТО требует мониторинга режимов работы электрического и электромеханического оборудования, а также контроля условий окружающей среды. Мониторинг осуществляется с помощью системы датчиков, сигналы от которых передаются на микропроцессоры и далее, на пункт управления. Последняя с помощью математических моделей надежности обрабатывает полученную информацию и выдает данные по уровню надежности и необходимости ремонта оборудования.
К достоинствам третьего вида ТО относится выведение из эксплуатации только того оборудования, ремонт которого объективно необходим. В первую очередь, этот вид ТО применяется для наиболее ответственного и дорогостоящего оборудования.
1.Организационно-экономическая характеристика производственной деятельности предприятия
Цели и задачи производственной деятельности предприятия. Организационная структура предприятия (цеха)
Согласно требований нормативных документов Техническое обслуживание, диагностирование и ремонт электроустановок магистральных нефтепроводов должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» (ПЭЭП) [1]; «Правил устройств электроустановок» (ПУЭ) [2]; «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [3]; «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТБ) [4]; «Правил безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов» [5]; «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [6]; РД 16.407-95 «Электрооборудование взрывозащищенное. Ремонт» [7]; «Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» [8]; законодательных актов Госгортехнадзора РФ, Главгосэнергонадзора РФ; инструкций по эксплуатации конкретного типа электроустановок и настоящего Положения.
Ответственность за выполнение требований действующих нормативно-технических документов, правильную и безопасную эксплуатацию электроустановок, своевременное и качественное выполнение работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок несут руководители предприятий и ответственные за электрохозяйство АО МН (РНУ, НПС).
Руководство АО МН обязано назначить ответственного за электрохозяйство АО МН и структурных подразделений.
Ответственный за электрохозяйство - лицо, непосредственно отвечающее за организацию эксплуатации и ремонта электроустановок, как правило, главный энергетик, инженер-энергетик или назначенный инженерно-технический работник, отвечающий требованиям ПЭЭП.
Если ответственный за электрохозяйство структурного подразделения (РНУ, НПС) не назначен, то ответственность за организацию эксплуатации и ремонта электроустановок в этом подразделении, независимо от его территориального расположения, несет ответственный за электрохозяйство АО МН.
Руководство АО МН (РНУ, НПС) обязано принять меры по обеспечению службы эксплуатации и ремонта электроустановок нормативно-технической документацией, передвижными измерительными и испытательными установками (стендами), контрольно-измерительными приборами, средствами диагностирования, методиками и инструкциями, обеспечивающими надежную, безопасную эксплуатацию и ремонт электроустановок.
Руководство РНУ (АО МН) совместно со специалистами соответствующих служб обязано составить и утвердить в установленном порядке должностные инструкции, определяющие круг обязанностей персонала РНУ (НПС) при эксплуатации, техническом обслуживании, диагностировании и ремонте электроустановок, а также действия персонала РНУ (НПС) во время аварийных и нештатных ситуаций.
Управление технологическим процессом перекачки нефти осуществляется из диспетчерского пункта АО МН, районного диспетчерского пункта (РДП) и местного диспетчерского пункта (МДП). Контроль эксплуатационных параметров и исправного состояния электроустановок осуществляется автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также персоналом НПС.
Персонал НПС и линейно-производственных диспетчерских станций (ЛПДС, далее по тексту НПС) подразделяется на следующие категории:
оперативный (дежурный) персонал (оператор, дежурный механик, дежурный электрик или электромонтер, слесарь по обслуживанию механо-технологического оборудования, слесарь КИПиА и пр.); оперативно-ремонтный или эксплуатационно-ремонтный персонал (далее по тексту оперативно-ремонтный).
Оперативный (дежурный) персонал осуществляет технические осмотры электроустановок, контролирует параметры работы оборудования, фиксирует значения эксплуатационных параметров в журнале и проверяет регистрацию их в системе АСУ ТП в соответствии с должностными инструкциями; проводит оперативные переключения согласно утвержденным технологическим картам и указаниям диспетчера РДП.
По показаниям контрольно-измерительных приборов (при достижении предельных допустимых значений) и в соответствии с результатами технического обслуживания, осмотра и оперативного контроля оперативный (дежурный) персонал информирует ответственного за электрохозяйство и старшего инженера НПС (главного инженера НПС зам. начальника НПС, зам. начальника по технической части и т.д., далее по тексту старшего инженера НПС) о необходимости проведения диагностического контроля.
При выходе значений параметров работы электроустановок за допустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимости осуществляет аварийный вывод оборудования из эксплуатации или переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делает запись в журнале и извещает диспетчера РНУ и руководство НПС.
Оперативно-ремонтный персонал НПС проводит техническое обслуживание и диагностический контроль технического состояния оборудования; восстановительные работы в случаях отказа оборудования; подготовку оборудования и рабочих мест для ремонтного персонала БПО (ЦБПО) или специализированных ремонтных предприятий; привлекается к проведению ремонта.
Система технического обслуживания и ремонта с учетом фактического технического состояния основывается на проведении профилактических, восстановительных, ремонтных и диагностических работ через интервалы времени (или через число пусков, включений), определенные по нормативно-технической документации с учетом фактических показателей надежности, результатов предыдущих диагностических контролей и оценки работоспособного состояния, а также срока службы данного вида оборудования.
Оперативный, оперативно-ремонтный персонал и инженерно-технические работники (ИТР) осуществляют контроль технического состояния электроустановок (таблица 2.1), с учетом оперативной ситуации и местных инструкций.
1.1.Анализ динамики основных технико-экономических показателей предприятия
Открытие и ускоренный ввод в промышленную разработку богатейших нефтяных месторождений Татарстана сыграли огромную роль в подъеме экономики нашей страны. Поиски нефти между Уралом и Волгой, начатые еще в 19 веке, только в 1943 году увенчались успехом. Летом 1943 года, когда скважина №1, пробуренная возле д. Старое Шугурово дала промышленную нефть с суточным дебетом 20 тонн, начались подготовительные работы по освоению Шугуровского месторождения.
27 июля 1945 года был издан приказ об организации Шугуровского нефтепромысла.
Быстрыми темпами началось разбуривание новых эксплуатационных скважин, их обустройство, строительство нефтяных объектов.
26 июля 1948 года из скважины №3 близ деревни Тимяшево ударил фонтан нефти, что явилось открытием уникального Ромашкинского месторождения.
Разработку Ромашкинского месторождения предложено осуществлять с применением внутриконтурного заводнения путем искусственного выделения рядами нагнетательных скважин отдельных площадей как самостоятельных объектов разработки. С 1952 года началась разработка Ромашинского нефтяного месторождения с применением метода законтурного заводнения.
С открытием Ромашкинского месторождения начался бурный рост добычи нефти Татарстана и через восемь лет после этого знаменательного события республика вышла на первое место в стране по добыче "черного золота". В 1950 году нефтепромыслы Татарии дали 860 тысяч тонн нефти (2,2% общесоюзной добычи). В 1958 году из недр было извлечено более 28 млн. тонн, в 1960 году - 42,8 млн. тонн, в 1968 году - 83 млн. тонн, в 1975 году нефтяники достигли наивысшей точки нефтедобычи - 103 млн. тонн.
В 1970 году нефтяники Татарстана первыми в стране перешагнули стомиллионный уровень добычи нефти в год, а к 14 мая 1971 года из недр республики был добыт первый миллиард тонн нефти, а через десять лет, в 1981 году, извлечен второй миллиард тонн нефти.
После открытия Ромашкинского месторождения нефтедобыча из Шугуровского района переместилась в Ново-Письмянский район. Был создан трест "Бугульманефть" (ныне НГДУ "Лениногорскнефть"), куда вошел и Шугуровский нефтепромысел.
В дальнейшем, когда нефтедобывающая индустрия развивалась и ширилась, от НГДУ "Лениногорскнефть" отделились нефтегазодобывающие управления "Альметьевнефть", "Елховнефть", "Азнакаевнефть", "Иркеннефть", входящие сегодня в АО "Татнефть". Лениногорские нефтяники были также непосредственными организаторами и участниками разработки битумов.
С годами совершенствовалась система сбора и транспорта нефти. Свой вклад в развитие научно-технического прогресса внесли и лениногорские нефтяники. На промыслах управления впервые в стране испытывалось немало новых технологий и спец. техники. Свыше 260 изобретений и 18 тысяч рационализаторских предложений - таков итог творческого поиска за 50 лет. Здесь выросла целая плеяда крупных специалистов-нефтяников, которые стали руководителями больших коллективов и работниками Миннефтепрома.