Разработка методики обслуживания комплектных трансформаторных подстанций на нефтедобывающих предприятиях а.Б. Петроченков

(Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь)

В.К. Гладков

(ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», г. Пермь)

Задача снижения доли затрат на электроэнергию и обслуживание энергетического комплекса себестоимости добычи нефти является одной из самых значимых для нефтедобывающих предприятий (НДП).

Смена экономического уклада страны привела к реформированию и переориентированию бизнес-процессов НДП (с ориентацией на максимальный аутсорсинг), но не затронула технологические и социально-ответственные аспекты. Сервисные компании (в том числе т. н. энергосервисные организации), обеспечивающие поддержку жизненного цикла (ЖЦ) электротехнических комплексов (ЭТК) НДП, функционируют отдельно от самих НДП, цели их бизнес-процессов зачастую не совпадают. Существующие недостатки в части построения системы производственных отношений проявляются и снижением эффективности и надежности электроэнергетической системы. Поэтому актуальной является задача разработки методического обеспечения поддержки управления жизненным циклом (ЖЦ) ЭТК. Одним из элементов управления ЖЦ ЭТК является техническое обслуживание (ТО) элементов ЭТК.

Рассмотрим концепцию ТО комплектных трансформаторных подстанций (КТП) на примере цеха добычи нефти и газа ЦДНГ-10 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [1, 2].

С учетом специфики работы энергосервисных организаций для данного предприятия ставилась задача проведения в рамках ТО преимущественно мероприятий по мониторингу элементов (объектов) ЭТК.

- Число объектов мониторинга N = 643 единиц КТП 6/0,4 кВ ЦДНГ-10.

- Предполагаемый состав оперативного персонала по мониторингу КТП: оперативный персонал с правами допускающего в обследуемой электроустановке (1 чел.), оператор термокамеры (инженер-электрик с правами производителя работ в электроустановках выше 1000 В, группа по электробезопасности – не ниже IV) (1 чел.), оператор цифровой фотокамеры (инженер-электрик с правами члена бригады в электроустановках выше 1000 В, группа по электробезопасности – не ниже III) (1 чел.), оператор персонального компьютера со знанием ЭО подстанций и навыками работы с программным обеспечением термокамеры, фотоаппарата, диктофона, MS WinXP (1 чел.).

Из вышеперечисленного персонала формируется выездная бригада мониторинга элементов (объектов) ЭТК в количестве p = 4 чел.

- Сроки проведения:

1 год – 365 дней. Исходя из восьмичасового рабочего дня, с учётом выходных и праздников, получим усреднённые данные:

T = 249 – рабочих дней в году; t = 8 ч – продолжительность рабочего дня;

T_мес = 20,75 дней – средняя продолжительность месяца.

- Примерное время мониторинга одной КТП:

t_i = 2 ч.

По системе обеспечения технологического состояния (СОТС) [210] в первый год проводится два «мониторинга», последующие года – по одному (рассматривается цикл мониторинга в 4 года) – всего n = 5 раз. Проведём расчёты касательно одной бригады (какое количество КТП необходимо обследовать за 1 рабочий день N_ктп-1=?):

N_ктп-1= (N ∙ n_i1) / (12 ∙T_мес) = 5,16 единиц КТП – с учетом того, что в 1-ый год необходимо провести n_i1 = 2 «мониторинга»;

N_ктп-2= (N ∙ n_i2) / (12 ∙T_мес) = 2,58 единиц – при n_i2 = 1 «мониторинг».

Количество КТП, которое сможет обслужить бригада:

N_i = (t – 2) / t_i = 3 единицы КТП

Примечание: берется выражение (t – 2), т.к. на время прибытия и оформления наряда (с учётом автоматизированной системы документооборота SAP R/3, развернутой на предприятии) уходит, в среднем, 2 часа рабочего времени.

Сравнивая N_ктп-1 , N_ктп-2 с N_i, можно сказать, что в первый год усилиями одной бригады не обойтись (N_i<N_ктп-1), в следующем же периоде (N_i>N_ктп-2) с задачей мониторинга вполне может справиться одна бригада.

Предлагаемые параметры для контроля КТП представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Контролируемые параметры КТП

№	Параметр	Норма	Метод
1	2	3	4
1	Уровень масла в основном баке	Соответствие температуры верхних слоёв масла, не > +40 С [-45;40] С	Маслоука-затель
2	Температура окружающего воздуха	[-40;45] С	Термометр
3	Нагрев контактов токоведущих частей	Одинаковый нагрев всех фаз одной цепи. Макс. 90 С, превышение над температурой окр. воздуха не более 50 С [-45;90]	Пирометр, тепловизор
4	Температура верхних слоёв масла	Макс. 90 С, превышение над температурой окр. воздуха не более 50 С [-45;90]	Термометр
5	Уровень напряжения (В) [Uн лин]	380 [ +/- 38 В], отклонение +/-10%	Вольтметр, мультиметр
6	Состояние индикатора силикагеля	Отн. вл. осушенного воздуха, проходящего через фильтр, до 50% [0;50)%: голубой цвет.	Визуально
7	Внешнее состояние	Наличие всех элементов, отсутствие ржавчины, вмятин	Визуально
8	Механическая защита КЛ-0,4кВ	Отсутствие трещин, коррозии	Визуально
9	Состояние и тип разъединителя	Без замечаний	Визуально
10	Состояние изоляторов	Отсутствие сколов, загрязнений	Визуально
11	Состояние контрольных кабелей	Отсутствие трещин, коррозии мехзащиты, маркировка	Визуально
12	Состояние мембраны предохранительной трубы	Без повреждений	Визуально
13	Правильность установки трансформатора	Крышка бака должна иметь подъём к газовому реле не менее 1%. Маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%	Уровень (строитель-ный)
14	Утечки масла	Отсутствие утечек	Визуально
15	Шум, вибрация	Ровный шум без потрескиваний	Диагн. сист.
16	Состояние газовой защиты	Отсутствие видимых повреждений, правильная установка, состояние [сработка на сигнал или на отключение:0]	Визуально

Последовательность контроля параметров для КТП 35/6 (6/0,4) кВ и блок-схема ответных действий персонала (в виде фрагмента разработанной методики) представлена на рисунке.

Рисунок 1 – Последовательность контроля параметров для КТП 35/6 (6/0,4) кВ (фрагмент разработанной методики)

Для персонала энергосервисных организаций разработаны интерактивные электронные технические руководства по управлению ЭО для предприятий ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Разработаны электронные образовательные ресурсы, использующиеся в учебном процессе при подготовке студентов специальностей 140211.65 «Электроснабжение», 220301.65 «Автоматизация технологических процессов и производств», 220305.65 «Автоматизированное управление жизненным циклом продукции» Пермского национального исследовательского политехнического университета [3].

Список литературы

1. СТП-01-026-2003. Стандарт ОАО «ЛУКОЙЛ». Система технического обслуживания, контроля технического состояния и ремонта по техническому состоянию нефтепромыслового оборудования дочерних нефтегазодобывающих обществ ОАО «ЛУКОЙЛ». – Пермь, 2003.

2. Хорошев Н.И., Петроченков А.Б., Ромодин А.В., Куликов С.А. Система поддержки жизненного цикла силовых трансформаторов 6/0.4 кВ на предприятии ООО «ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОГАЗ» [Текст] // Инженерные, экономические и педагогические технологии: проблемы и перспективы: Материалы региональной научно-практической конференции. Екатеринбург- Чайковский, 21 мая 2008 г. – Екатеринбург: Изд-во Института экономики УрО РАН, 2008. – С.274-280.

3. Петроченков А.Б., Ромодин А.В., Кавалеров Б.В., Мыльников Л.А., Куприн В.П. База данных и система управления базой данных «Energy Data Ware» [Электронный ресурс]: учебное пособие.– Электрон. дан. и прогр. (49,7 Мб).– Пермь: Изд-во ПГТУ, 2008.– 1 электрон. опт. диск (CD-ROM): 326 с.

УДК 621.313