Процесс технического обслуживания и ремонта выполняется сторонними организациями. Поэтому оценка продукта данного процесса не производилась.
Продуктом процесса «кадровое обеспечение» являются отношение фактической численности персонала к его количеству по штатному расписанию.
Если в цехе численность по штатному расписанию составила 50 человек, а фактическая численность персонала — 45 человек, то Ко = 45/50 = 0,9.
При оценке административно — хозяйственной деятельности принимаются во внимание замечания к цехам за исследуемый период по блокам.
• Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.
• Единая система отдела труда.
• Электробезопасность.
• Правила эксплуатации теплоэлектроустановок.
• Правила эксплуатации энергоустановок.
• Правила пожарной безопасности.
• Санитарно-эпидимиологические нормы и правила. Произведем оценку по формуле
(2)
где Зiколичество блоков требований, по которым предъявлены замечания к i-му цеху за исследуемый год, шт; Зmax — общее количество блоков регламентированных требований, шт.
За 2012 год в цехе выявили замечания по 1 блоку регламентированных тре-бований. Количество блоков требований — 7.
АХД = 1 — 1/7 = 0,86.
Оценка продукта финансово-экономической деятельности проводится сравнением объема финансирования процесса технического обслуживания и ремонта агрегатов по отчетным периодам. За единицу принимается максимальное значение бюджета одного года за рассматриваемый период.
Процесс «жизненный цикл» оценивается с помощью коэффициента, показывающего отклонение значения расхода газа через ГПА от его оптимального значения.
Необходимо организовывать режимы работы компрессорных станций так, чтобы агрегаты перекачивали газ с их оптимальной загрузкой по мощности.
Показатель оценки процесса выглядит так.
(3)
где Оm фактический расход газа через ГПА, м3/сут; Qоnmi — оптимальный расход газа через ГПА, м3/сут; i — число ГПА.
При оценке процесса «измерение, анализ, улучшение» используется такой показатель, как наработка на отказ. Оценка производится следующим образом:
(4)
где Вi — наработка на отказ i-го цеха, ч; Вmах — максимальное значение наработки на отказ за год за весь исследуемый период, ч.
Если в цехе на 1 агрегат наработка на отказ в среднем составила 13 450 часов, а за весь исследуемый период (за 6 лет) максимальная наработка на отказ агрегата по цеху за год 15 678 ч, то ИАУ = 13 450/15678 =0,86.
Надежность работы оборудования КС оцениваем с помощью комплексного показателя надежности — коэффициента готовности кГ :
Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта
(5)
где Т — средняя наработка на отказ, ч.; ТВ — среднее время восстановления, ч.
Коэффициент готовности показывает вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается [5].
Результаты оценки приведены в таблице 2.
1.
Таблица 2.1 — Оценка надежности и качества процессов процесса обслуживания и эксплуатации агрегатов КС с позиции СМК Год Цех Кн Мр Мрес ПЖЦ ИАУ
Ко АХД ФЭД
2007 1 0,88 0,78 1 0,28 0,45 0,68 0,80
2,3 0,86 0,66 1 0,57 0,22 0,65 0,77 2008 1 0,97 1 1 1 0,67 0,83 0,92
2,3 0,9 1 1 0,71 0,26 0,71 1 2009 1 0,95 1 1 0,83 0,24 0,8 0,91
2,3 0,92 1 1 0,71 0,29 0,71 0,88 2010 1 0,96 1 0,8 1 0,18 0,81 0,93
2,3 0,91 0,88 0,85 0,71 1 0,69 0,84 2011 1 0,99 1 1 1 0,02 0,83 0,89
2,3 0,91 0,88 0,91 0,71 0,02 0,68 0,85
4 0,98 1 0,94 1 0 0,82 0,98 2012 1 0,93 0,88 0,9 0,71 0,04 0,69 0,86
2,3 0,94 1 0,93 0,83 0,02 0,72 0,88
4 0,96 1 0,96 1 0 0,81 0,94
С целью установления влияния качества обеспечивающих процессов и процессов СМК на надежность агрегатов КС проведен многофакторный анализ. Суть техники многофакторного анализа — статистический анализ взаимных корреляционных оценок для обнаружения минимального числа независимых факторов.
Результативным фактором принят комплексный показатель надежности. Независимыми факторами — качество процессов менеджмента.
Степень влияния факторов на результативный признак определена по шкале Чеддока [4]. Весьма высокое влияние на надежность агрегатов оказывают процессы жизненного цикла. Высокое влияние — менеджмент руководства; измерение, анализ, улучшение; административно-хозяйственная деятельность. Процесс кадрового обеспечения оказывает умеренное влияние на надежность агрегатов. Это связано с тем, что уровень квалификации работников повысился, и в настоящее время нет потребности в существующем штате.
Возможно, необходимо оценивать данный процесс по другому критерию. Финансово-экономическая деятельность оценивалась по затратам на капитальный ремонт агрегатов. В данном управлении часть агрегатов еще не нуждается в капитальном ремонте, поэтому факторный анализ не выявил взаимосвязи этого процесса с надежностью агрегатов.
Расчеты выполнялись по разработанной программе в среде MATLAB.
Таким образом, установлена корреляционная зависимость между качеством обеспечивающих процессов, процессов СМК и надежностью агрегатов КС. В дальнейшем предложенная оценка позволит оптимизировать деятельность ЛПУ газотранспортного предприятия варьированием соотношений надежности и финансов.
2.3 Обеспечение пожаровзрывобезопасности объектов транспорта газа на примере Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения
Промышленное освоение месторождений Ямала позволит довести добычу газа на полуострове до 250 млрд. куб. м, конденсата — 4,5 млн. т, нефти — 7 млн. т в год. Первоочередным объектом освоения на полуострове являются сеноманские залежи Бованенковского месторождения.
В рамках обоснования инвестиций ООО «Газпром газобезопасность» разработана «Концепция по обеспечению пожаровзрывобезопасности объектов транспорта газа от Бованенковского НГКМ до ЕСГ» и согласована с Государственным пожарным надзором МЧС России.
Транспорт газа от Бованенковского месторождения на полуострове Ямал до единой системы газоснабжения (ЕСГ) требует выбора наиболее оптимального варианта не только с точки зрения капиталовложений, но и с позиций надежности транспорта газа, с учетом технического состояния существующих газотранспортных систем, экологических и инженерных оценок строительства и эксплуатации газопроводов, эксплуатационных за-трат.
Система многониточного магистрального газопровода обуславливает использование компрессорных станций (КС), состоящих из нескольких однотипных компрессорных цехов, расположенных на одной площадке и соединенных межцеховыми технологическими перемычками.
В состав компрессорных станций (КС) входят наряду с газоперекачивающими агрегатами (ГПА) открытые технологические установки, склады хранения масел и дизельного топлива, здания различного функционального назначения.
По уровню пожарной опасности согласно ГОСТ Р 12.
3.047−98 техно-логические процессы компрессорных станций относятся к процессам повышенной опасности, так как в них обращаются пожаровзрывоопасные вещества в количестве, превышающем пороговые значения (для природного газа, углеводородного конденсата, дизтоплива и минеральных масел пороговое значение составляет 200 тонн), поэтому для КС должен предусматриваться комплекс мер по обеспечению промышленной и пожарной безопасности.
Комплексная проработка технических решений, в процессе рабочего проектирования систем противопожарной защиты газопровода, с учетом организации компьютерного моделирования аварийных ситуаций, разработки проектных решений и расчетов, позволит снизить вероятность возникновения чрезвычайных ситуаций, связанных с пожарами и авариями, снизить прямой и косвенный ущерб от возможных пожаров, включая здания и сооружения газотранспортной системы.
Компрессорные станции на участках Бованенково-Ухта и Ухта-Торжок будут располагаться на территориях Ямальского и Приуральского районов ЯНАО, Республики Коми, Архангельской, Вологодской и Ярославской областей.
Определяющим фактором при выборе оптимальной схемы транспортировки газа является объем поставок газа, технически возможная производительность действующих газопроводов и загрузка проектируемых газопроводов по этапам ввода новых мощностей.
В целях обеспечения надежной противопожарной защиты строящихся объектов транспорта газа, ООО «Газпром газобезопасность» были разработаны основные технические решения, направленные на обеспечение безаварийной работы, предупреждение и локализацию аварий и пожаров [29−39].
В состав КС Бованенковского месторождения входят — компрессорные цеха с газоперекачивающими агрегатами ГПА-16 «Урал» или ГПА-25 «Урал», единичной мощности соответственно 16 и 25 МВт. Газоперекачивающие агрегаты поставляются отдельными блоками полной заводской готовности с системами автоматического управления и пожаротушения.
Анализ пожаров на объектах транспорта газа показал, что возникающие пожары носят быстротечный, лавинообразный характер, наносимый ущерб исчисляется в сотнях миллионов рублей. Поэтому к автоматическим установкам пожаротушения (АУПТ) предъявляются жесткие требования по обнаружению и тушению пожара на самой ранней стадии его возникновения.
Создание ООО «Газпром газобезопасность» концепции защиты от пожаров объектов транспорта газа и проведение единой технической политики в этой области является важной положительной тенденцией, которая характеризует переход к более высокому уровню обеспечения пожарной безопасности отрасли. Концепция полностью отвечает требованиям действующих в настоящее время нормативных документов в области пожарной безопасности и позволяет заказчику выбирать наиболее эффективные, отработанные на практике автоматические установки пожаротушения и пожарной сигнализации с учетом особенностей функционирования промышленных объектов, пожаровзрывобезопасности, количества и технологических параметров обращающихся на производстве веществ.
Были выбраны надежные автоматические установки газового пожаротушения (АУГП) с использованием СО2 и применение в помещениях компрессорных станций (КС) извещателей на пламя в «ИК» и «УФ» диапазоне, что позволяет обеспечить необходимое быстро-действие АУГП для успешного тушения пожара.
Использовать углекислый газ можно также для ликвидации пожаров в кабельных коллекторах, в электротехнических шкафах и в помещениях аппаратных с электронным оборудованием.
Следует отметить, что тушить пожар с использованием СО2 можно как по всему объему, так и локально по объему.
Использование газового огнетушащего вещества (ГОТВ) одного вида и однотипных установок пожаротушения решает многие вопросы снабжения в рамках отрасли. Эксплуатационные затраты на АУГП минимальные. Подобный подход предполагает использование безопасных и проверенных типовых проектных решений, а также исключение любых неэффективных, дорогостоящих и ненадежных автоматических установок пожаротушения.
Таким образом, весь спектр производственных помещений и технологических установок на объектах транспорта газа от Бованенковского месторождения полуострова Ямал до ЕСГ может быть защищен с использованием АУГП с СО2. Быстродействие АУГП позволит тушить пожар на самой ранней стадии его развития без нанесения ущерба зданию и производственному оборудованию.
В заключение хочется сказать, что в комплекс мер по обеспечению пожаровзрывобезопасности объектов транспорта газа Бованенковского НГКМ, кроме технических средств пожаротушения, пожарной сигнализации, оповещения и эвакуации людей при пожарах, должны входить и организационные мероприятия: — это создание подразделения пожарной охраны и необходимой для его функционирования материально-технической базы; организация обучения персонала правилам пожарной безопасности и пропаганды мер по борьбе с пожарами и взрывами; сертификация всех видов пожаровзрывоопасных работ, услуг, процессов, средств производства и технических средств пожаровзрывобезопасности; разработка положений, инструкций и других нормативных актов, действующих в пределах объектов транспорта газа.
Заключение
Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их эксплуатации. Эффективность работы магистральных трубопроводов зависит от технического состояния объектов, оборудования и рациональности их использования. Рассмотрение данной темы вызвано необходимостью совершенствования уровня обслуживания оборудования компрессорных станций (КС).
На магистральных газопроводах России функционируют 283 компрессорные станции с общим числом установленных газоперекачивающих агрегатов 3738
Уровень надежности функционирования компрессорных станций на протяжении нескольких десятков лет остается неизменно высоким. Однако известны случаи аварий на объектах данного типа.
Аварии на КС, кроме экономического ущерба от простоя, потерь газа и немалых затрат на ликвидацию аварий, создают значительную угрозу для окружающей среды. В этих условиях большое значение приобретают вопросы обеспечения надежности функционирования оборудования компрессорных станций.
Основными факторами, обусловливающими возникновение аварий на компрессорных станциях магистральных газопроводов являются:
• наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей и т. п., т. е. мест с усложненной технологией изготовления и проведения СМР, ухудшенного контроля качества сварных швов с повышенной концентрацией напряжений;
• наличие значительного числа переходов трубопроводов из подземного положения в надземное, являющихся местами повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;
• сложная пространственная прокладка надземных трубопроводов обвязки компрессорных агрегатов с большим числом жестких и скользящих опор, сочетающаяся со значительными переменными температурными и газодинамическими (вибрационными) нагрузками со стороны нагнетателя.
Компрессорная станция классифицируется как взрывопожароопасный объект. Опасность возникновения пожаров на компрессорной станции и линейной части магистрального газопровода определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами природного газа, который при несоблюдении определенных требований безопасности взрывается, воспламеняется и приводит к техногенной аварии, связанной с распространением пожара. Для объектов транспорта газа степень их пожарной опасности зависит от особенностей технологического процесса, а именно:
• значительных объемов горючих газов в линейной и технологической частях трубопроводов;
• высокого значения показателей рабочего давления;
• большого количества горюче-смазочных материалов (турбинного масла), необходимого для работы газоперекачивающего агрегата.
В данной работе предлагается методика оценки уровня надежности агрегатов КС от качества обеспечивающих процессов системы обслуживания и эксплуатации газоперекачивающих агрегатов газотранспортного предприятия в рамках системы менеджмента качества (СМН).
В последние годы широкое распространение получили стандарты ИСО серии 9000, где отражен международный опыт управления качеством продукции на предприятии. Одним из принципов данного подхода является процессный подход. Организационно-технический уровень работы агрегатов КС рассматривается как система процессов организации производства и обеспечивающих процессов.
Введение
системы процессов позволяет эффективно планировать, управлять ресурсами процесса эксплуатации агрегатов КС, оценивать результаты, определять направления для дальнейшего улучшения.
Список литературы
Чепегин И. В. Анализ причин аварий со взрывами природного газа // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 10. С. 245−248.
Белов П.Г., Прибора Л. В. Мониторинг завода по производству сжиженного природного газа с учетом прогноза риска крупных аварий. В сборнике: Опыт ликвидации крупномасштабных чрезвычайных ситуаций в России и за рубежом ХIХ Международная научно-практическая конференция по проблемам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций: Тезисы докладов. Москва, 2014. С. 102.
Епишкин Е.В., Пряхина В. С., Белов П. Г. Моделирование и оценка риска аварии c выбросом большого количества природного газа. В сборнике: Современные аспекты гуманитарных операций при чрезвычайных ситуациях и вооруженных конфликтах Материалы XIV международной научно-практической конференции по проблемам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. Москва, 2009. С. 115−119.
Сушко Е. А., Зайцев А. М., Кашникова А. А., Черных Д. С. О взрывах природного газа и их последствиях в многоэтажнм жилом секторе // Вестник Воронежского института ГПС РФ. 2013
Выпуск № 3 (8) С 20−23.
Кологреева Т.И., Аврах И. И. Количественная оценка выброса нефти, газа и воды при авариях в промысловой системе сбора // Нефть. Газ. Новации. 2012. № 3. С. 80−82.
Клейменов А.В., Киселев С. Ю., Полин Ю. А., Рахматуллин P.P., Афанасьев И. Л Определение зон негативного воздействия от аварий на трубопроводе кислого газа // Нефтепромысловое дело. 2011. № 8. С. 102−105.
Рейшахрит Е.И., Мачула И. А. Расчет эффекта от предотвращенного возможного ущерба от аварий в проектах реконструкции магистрального транспорта газа // Корпоративное управление и инновационное развитие Севера: Вестник Научно-исследовательского центра корпоративного права, управления и венчурного инвестирования Сыктывкарского государственного университета. 2013. № 4. С. 41−50.
СП 12.
13 130.
Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по пожарной и взрывопожарной опасности.
ГОСТ 12.
3.047−98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля;
Бондаренко В.Л., Лосяков Н. П., Кислый А. Н., Грандов А. А., Тарапата В. В., Шишов А. Г. Предотвращение аварий и потерь газа в технологической линии очистки неоногелиевой смеси, вызванных коррозией оборудования // Технические газы. 2010. № 6 (2010). С. 59−65.
Смирнова В.В., Ямаева Э. Г. Исследование поражающих факторов аварий на испытательном стенде сепарации природного газа // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2012. Т. 4. № 4. С. 45−49.
Кириллов Н.Г., Лазарев А. Н. О проблемах расчета поражающих факторов при авариях на хранилищах сжиженного природного газа // Наука и техника в газовой промышленности. 2012. № 1 (49). С. 77−86.
Еделев А.В., Береснева Н. М. Инструментарий для исследования развития ТЭК федеральных округов России с позиций энергетической безопасности // Информац. и матем. технологии в науке и управлении / Тр. XIV Байкальской Всеросс.
конф. «Информационные и математические технологии в науке и управлении». Ч. III. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2009. С. 76−80.
Зайцев А.А., Калякин Д. С., Лукьянов А. А., Морозов А. В., Попова Т. В., Ремизов О. В., Супотницкая О. В., Цыганок А. А. Расчетно-экспериментальное исследование влияния неконденсирующихся газов на работу модели парогенератора ВВЭР в конденсационном режиме при запроектной аварии // Известия высших учебных заведений. Ядерная энергетика. 2010. № 4. С. 172−182.
Савина А. В. Анализ риска аварий при обосновании безопасных расстояний от магистральных трубопроводов сжиженного углеводородного газа до объектов с присутствием людей // диссертация … кандидата технических наук: 05.
26.03 / Науч.
техн. центр исследований проблем промышленной безопасности. Москва, 2013
Лурье М. В. Экспертиза потерь нефти и газа при авариях на трубопроводах // Энергетическое право. 2009. № 2. С. 9−14.
Белов П.Г., Комаревцева Т. А., Мельников А. В. Прогнозирование и снижение риска каскадных аварий при производстве сжиженного природного газа (СПГ). В сборнике: Современные аспекты гуманитарных операций при чрезвычайных ситуациях и вооруженных конфликтах Материалы XIV международной научно-практической конференции по проблемам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. Москва, 2009. С. 102−107.
Федеральный закон. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ.
ТР ТС 012/2011
Технический регламент Таможенного союза. О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах: утвержден Решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. № 825.
Зимин В.А., Голиков С. А., Смирнов В. Н., Гриценко А. Ф. Вопросы создания интегрированной системы управления технологическими процессами и энергоснабжением компрессорной станцией // Промышленные АСУ и контроллеры. 2010. № 6. С. 39−47.
Зимин В.А., Голиков С. А., Смирнов В. Н., Гриценко А. Ф. Вопросы создания интегрированной системы управления технологическими процессами и энергоснабжением, компрессорной станцией // Территория Нефтегаз. 2010. № 6. С. 30−37.
Отчик Д.А., Старков С. О. Программно-аппаратный комплекс управления компрессорной станцией // Вопросы радиоэлектроники. 2010. Т. 3. № 4. С. 144−154.
Одикадзе В.Р., Сапков И. Г., Юндин А. Л. Автоматизированное управление компрессорной станцией // Железнодорожный транспорт. 2010. № 8. С. 51−53.
Пуртов П.А., Мегедь А. А., Аджиев А. Ю., Храмцов В. И., Орлов П. С. Создание современного ГПЗ на базе Вынгапуровской компрессорной станции // Нефть, газ и бизнес. 2014. № 7. С. 3−7.
Абразовский А. А. Влияние технологических параметров магистрального газопровода на показатели работы компрессорной станции // Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. Энергетика. 2014. № 3. С. 87−92.
Варламов Г. Б., Приймак К. А. Алгоритм параметрической идентификации фактических характеристик газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции // Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2011. № 12 (94). С. 10−14.
Жигулин И. Н. Работа компрессорной станции промышленного предприятия на переменных нагрузках. В сборнике: Перспективы развития науки и образования сборник научных трудов по материалам Международной научно-практической конференции: в 14 частях. 2012. С. 61−65.
Кунина П.С., Величко Е. И. Анализ взаимосвязей оборудования компрессорной станции как сложной технической системы. В сборнике: Проблемы развития автоматизации и механизации процессов добычи, переработки и транспорта газа и газового конденсата Материалы научно-технической конференции. ООО «Издательский дом — Юг», ОАО «НПО «Промав-томатика». Краснодар, 2008. С. 152−157.
Федеральный закон от 24.
12.94 № 69-ФЗ «О пожарной безопасности».
Федеральный закон от 22.
07.08 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
ГОСТ 12.
1.004−91 ССПБ «Пожарная безопасность. Общие требования» .
ГОСТ Р 12.
3.047−98 «Пожарная безопасность технологических процессов» .
ГОСТ Р 50 969−96 «Установки газового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний» .
ГОСТ 12.
1.044−89 «Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения» .
СНиП 21−01−97* «Пожарная безопасность зданий и сооружений» .
СНиП 31−03−2001 «Производственные здания» .
ППБ 01−03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации» .
ВППБ 01−04−98 «Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности» .
ВНТП 03/170/567−87 «Противопожарные нормы проектирования объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» .
Зона ответственности Казымского ЛПУМГ
