Организация, планирование и экономическая эффективность технической эксплуатации и обслуживания электрического и электромеханического оборудования ГЗНУ-14 НГДУ «Лениногорскнефть»

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.

НГДУ "Лениногорскнефть" - это около двух десятков цехов и подразделений основного и вспомогательного производства и сферы социального обслуживания. Управление имеет свой учебно-курсовой комбинат, музей нефти, закрытый плавательный бассейн, медсанчасть, гостиницу.

Несмотря на финансовые трудности, управление ведет строительство промышленных объектов, жилья, дорог, занимается газификацией сельских населенных пунктов.

В последние годы нефтяники много занимаются вопросами экологии: восстанавливаются засолоненные родники, очищаются реки, рекультивируются замазученные земли.

НГДУ "Лениногорскнефть" расположено на территории трех административных районов Лениногорского, Бугульминского и частично Альметьевского. Населенные пункты, расположенные в пределах площади, соединены проселочными и шоссейными дорогами.

Для оценки деятельности НГДУ используют систему наиболее важных основных технико-экономических показателей. Эта система объективно оценивает основные результаты хозяйственной деятельности. Технико-экономические показатели применяют как для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности, так и для анализа. Технико - экономические показатели представлены в приложении А.

Финансово-экономическое состояние НГДУ "Лениногорскнефть" в 2009-2011 г соответствовало общим тенденциям экономики России. В 1999 году произошел экономический подъем как в целом по России, так и в нефтегазодобывающем комплексе в виду увеличения цен на нефть. Рассмотрим динамику отдельных показателей. Добыча нефти постоянно стабилизируется в каждом отчетном году к фактическому показателю предыдущего года (план 2011 г. - 3211,65 тыс. тонн, план 2010 г. - 3208,82 тыс.тонн). Это связано с переходом к последней стадии разработки Ромашкинского месторождения. Однако, благодаря применению новых методов увеличения нефтеотдачи план по добыче нефти перевыполняется каждый год. В 2011 году добыча нефти увеличилась по сравнению с предыдущим годом и составила 3211,65 тыс. тонн или 100,09% к 2010 году. Всего добыто 9653,27 тыс. тонн. Выполнению и перевыполнению норм способствовали такие мероприятия как:

- регулирование процессов разработки;

- ввод новых эксплуатационных скважин;

- оптимизация технологического режима; и др.

Товарная продукция в действующих ценах возрастает с каждым годом, что связано с ростом цен на нефть. В 2011 году товарная продукция снизилась и составила 21002587 рублей, что составляет 92,08% к 2010 году.

В 2011 году произошло снижение среднесписочной численности работников на 226 человек, численность промышленного персонала увеличилась на 5 человек.

Незначительно, но увеличилась производительность труда. Она составила в 2011 году 1262 тн/чел, что на 10,09% больше показателя 2010 года. Увеличение объясняется тем, что в 2010 году увеличилась добыча нефти, при снижении численности персонала. Удельный расход численности по сравнению с прошлым годом снизился и составил -0,658 чел/скв.

В 2010 году ФОТ снизился на 15,15% и составил 756317,8 тыс. руб. Это произошло за счет повышения цен на нефть и улучшение финансового положения предприятия.

Снижение численности повлекло за собой и увеличение среднемесячной заработной платы. Средняя месячная зарплата персонала в 2011 году по сравнению с 2010 годом увеличилась на 2,19% и составила 23352 рублей.

Себестоимость 1 тонны товарной нефти в 2011 году выросла на 18,15 рублей или 107,8% и составила 251,68 рублей. Повышение произошло практически за счет всех статей расходов. Связано это в большей степени с инфляционными тенденциями в экономике.

Результатом деятельности предприятия является получение прибыли. Балансовая прибыль по отгрузке увеличилась в 2011 году на 376,4% по сравнению с 2010 годом и составила 1630 млн. руб.

2.Оценка технической эффективности мероприятий направленных на снижение издержек производства

Групповая замерная насосная установка (ГЗНУ) представляет собой целый комплекс гидротехнического оборудования и сооружений, который используется для перекачки хозяйственно-бытовых, промышленных или ливневых сточных вод в тех случаях, когда их отведение самотёком невозможно.

Такие станции следует использовать в тех случаях, когда жидкость самостоятельно не транспортируется.

Принцип работы такой станции заключается в том, что по трубопроводу стоки попадают в приемную (нижнюю) часть, где расположены насосные агрегаты. На трубопроводах насосных агрегатов установлены обратные клапаны, именно они не дают сточным водам попадать обратно в трубопровод. В нижней части ГЗНУ располагается корзина, удерживающая крупный мусор, чтобы он не попал в насос. Для очистки корзины и обслуживания насоса внутрь можно попасть через люк, расположенный в верхней части ГЗНУ. Для извлечения насоса предусмотрены цепь и направляющая труба, а для того, чтобы спуститься вниз, в колодце станции есть лестница и площадка обслуживания. Отслеживание работы насосов ведется с помощью датчиков с внесением их описания.

ГЗНУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м³/сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м³/м³.

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8 - 12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Общая схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рисунок 2.1.

Рисунок 2.1.1 Общая схема ГЗНУ

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (27) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м³/м³ должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р_тар=Р_{раб.сосуда} * 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяют на следующие три категории:

Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Из состава электроприемников I категории выделяют особую группу электроприемников, бесперебойная работы которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания. В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемники II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недо- отпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание электроприемников II категории по одной BJI, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току BJI. Допускается питание электроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.

При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Электроприемники III категории - все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.

Основное оборудование ГЗНУ относится к второй категории так как отключение электричества может привести к остановки насосной системы. Вспомогательное оборудование - III категории.

Таблица 2.1.1 Спецификация основного электрооборудования цеха:

Таблица 2.1.2 Спецификация вспомогательного электрооборудования цеха:

3.Система технического обслуживания и планового ремонта электрооборудования

Ремонт электрооборудования, связанный с восстановлением и изготовлением деталей и сборочных единиц, неисправность которых может повлечь за собой нарушение взрывозащищенности электрооборудования, а также ремонт, который в соответствии с ПТЭ электроустановок потребителей и Правилами безопасности запрещается производить эксплуатационному персоналу, должен выполняться ремонтными предприятиями (цехами, участками), имеющими специальное разрешение Федерального надзора.

С целью обеспечения надлежащего качества ремонта электрооборудования при проведении подготовительных работ ремонтному предприятию (цеху, участку) необходимо:

- иметь в наличии ремонтную документацию,

- оснастить предприятие (цех, участок) необходимым оборудованием, приспособлениями и инструментом;

- провести организационно-технические мероприятия, обеспечивающие квалифицированную проверку элементов взрывозащиты и определение необходимого объема ремонта;

- провести обучение кадров.

Ремонтное предприятие (цех, участок) должно быть оснащено:

- специальными приспособлениями и подъемно-транспортными механизмами, обеспечивающими качественную разборку и исключающими дополнительные повреждения деталей и сборочных единиц;

- комплектом измерительного инструмента, позволяющего производить контроль параметров взрывозащиты;

- механическим, сварочным и другим оборудованием, позволяющим вести восстановление элементов взрывозащиты на деталях взрывонепроницаемой оболочки методами сварки, наплавки, механической обработки, установки ремонтных деталей и т. д.;

- комплектом технологического оборудования и материалов, позволяющих ремонтировать обмотки в соответствии с классом нагревостойкости изоляции ремонтируемого электрооборудования;

- стендом для проведения гидравлических испытаний деталей и сборочных единиц взрывонепроницаемой оболочки с комплектом приспособлений;

- стендом и приборами для проведения электрических испытаний;

- тарой и стеллажами, исключающими возможность повреждения элементов взрывозащиты электрооборудования в процессе транспортировки и хранения.

Ремонтировать и испытывать электрооборудование должен квалифицированный персонал, прошедший специальное обучение, сдавший экзамены и получивший удостоверение на право ремонта.

Текущий ремонт взрывозащищенных электрических машин рекомендуется проводить не реже 1 раза в год для двигателей с частотой вращения 1500 об/мин и не реже 1 раза в 6 месяцев для двигателей с частотой вращения 3000 об/мин.

При аварийном ремонте двигателей (в результате неправильной эксплуатации, перегрузок двигателя и т. д.) отнесение его к определенному виду ремонта производится в зависимости от характера повреждений и объемов ремонта.

Нормативные сроки капитального ремонта могут корректироваться службой главного энергетика предприятия на основе анализа технического состояния оборудования.

При замене обмоток ремонтное предприятие (цех, участок) должно иметь в наличии комплект технологического оборудования и материалов, позволяющих ремонтировать обмотки в соответствии с классом нагревостойкости изоляции ремонтируемых двигателей, но не ниже класса В по ГОСТ 8865-78. При этом необходимо иметь в виду, что в ремонт могут поступать двигатели с изоляцией класса нагревостойкости Н.

Во избежание повреждения изоляции пакета статора и деформации посадочных поверхностей центрирующих заточек станины при демонтаже обмоток с выжиганием изоляционных материалов в специальных печах необходимо иметь автоматические или следящие устройства контроля температуры, которая не должна превышать 400 °C.

При демонтаже обмоток необходимо предусмотреть защиту посадочных поверхностей и торцов центрирующих заточек станины от повреждений.

Во избежание повреждения посадочных поверхностей деталей и сборочных единиц не допускается разборка двигателей ударами по выступающему концу вала.

При разборке двигателей необходимо принять меры, исключающие перекос ротора.

Обмотки и токоведущие части должны быть надежно закреплены, пазовые клинья плотно забиты в пазы без слабины.

Сопротивление изоляции и электрическая прочность изоляции обмоток должны соответствовать требованиям ремонтной документации. Витки проволочных бандажей должны быть наложены плотно, без пропусков и перекрещиваний. Каждый слой проволочного бандажа должен быть тщательно пропаян. Замки бандажа должны быть плотно подбиты и пропаяны. Весь бандаж должен иметь блестящую поверхность, без черновин и пятен. При простукивании легким молотком бандаж не должен издавать дребезжащего или глухого звука.

Щетки должны быть притерты к поверхности контактных колец. Установка на двигатель щеток различных марок не допускается.

Двигатели на два напряжения должны соединяться на напряжение сети, указанное в заказе.

При замене подшипников должны быть применены подшипники классов точности не ниже применяемых предприятиями-изготовителями.

При сборке двигателей свободное пространство камер подшипниковых узлов должно быть на 0,65 объема заполнено смазкой, указанной в ремонтной документации, а для двигателей с частотой вращения 3000 об/мин - на 0,5 объема.

Испытания двигателей должны проводиться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

Для синхронных и асинхронных двигателей, наиболее массовых в ремонте, устанавливается перечень электрических испытаний, которым должен подвергаться каждый отремонтированный двигатель в зависимости от вида ремонта.

Программа приемо-сдаточных испытаний для двигателей повышенной надежности против взрыва принимается в соответствии с ТУ предприятия-изготовителя.

Каждый отремонтированный двигатель должен пройти обкатку без нагрузки при номинальной частоте вращения в течение времени, указанного ниже:

При ремонте рудничных двигателей с заменой обмоток по технологическому процессу, отличающемуся от технологии предприятия-изготовителя, необходимо проводить испытания двигателя на влагоустойчивость.

При последующих ремонтах однотипных рудничных двигателей проведение испытаний на влагоустойчивость необязательно. Каждый отремонтированный двигатель должен иметь знак исполнения по взрывозащите.

В случае неудовлетворительного состояния таблички предприятия-изготовителя либо ее отсутствия должна быть прикреплена новая табличка, на которой указываются: наименование или товарный знак ремонтного предприятия; тип двигателя; мощность, кВт, соединение фаз; напряжение, В; номинальная частота вращения, об/мин; номинальный ток, А; напряжение на кольцах ротора, В (для двигателей с фазным ротором), ток ротора, А (для двигателей с фазным ротором); ремонтный номер или номер заказа; дата выпуска из ремонта (год, месяц).

Ремонтное предприятие (цех) должно гарантировать соответствие отремонтированных двигателей требованиям заводских инструкций и обязано в течение 12 месяцев со дня начала эксплуатации, но не более двух лет со дня отгрузки двигателя с ремонтного предприятия безвозмездно ремонтировать двигатели, если в течение указанного времени будет обнаружено их несоответствие требованиям завода-изготовителя.

Каждое отремонтированное изделие должно быть испытано по программе приемо-сдаточных испытаний. Программа приемо-сдаточных испытаний зависит от вида ремонта.

В программу приемо-сдаточных испытаний входят электрические испытания, а также проверка:

- комплектности отремонтированного электрооборудования;

- соответствия электрооборудования в процессе ремонта и сборки требованиям ремонтной документации с контролем всех параметров, обеспечивающих взрывозащиту;

-наличия необходимой сопроводительной документации.

Программа приемо-сдаточных испытаний, нормы испытаний, допускаемые отклонения показателей от номинальных значений устанавливаются ремонтной документацией на конкретное изделие.

Испытания электрооборудования в процессе ремонта могут производиться в несколько этапов, например: гидравлические испытания деталей взрывонепроницаемой оболочки, испытания обмоток в процессе их изготовления, стендовые испытания и т. д.

Результаты приемо-сдаточных испытаний записываются в журнале испытаний.

Таблица 2.2.2.1 Периодичность контроля технического состояния и осмотра электроустановок

3.2 Обслуживание и ремонт электродвигателей