Реферат: Электроснабжение и электрооборудование куста скважины №145 Самотлорского месторождения ОАО "ТНК-ВР" с внедрением станции управления "Электон-М"

Министерство образования РБ

Ишимбайский нефтяной колледж

ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ

Зам. директора по УР

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ

КУСТА СКВАЖИНЫ №145 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО “ТНК-ВР” С ВНЕДРЕНИЕМ СТАНЦИИ УПРАВЛЕНИЯ “ЭЛЕКТОН-М”

Дипломный проект

Пояснительная записка

140613 ЭП-04

Дипломник                                           /Ю.В. Колеганов/

Руководительпроекта                                 /Л.П. Мохова/

Консультант поэкономической части            / Г.Я. Ишбаева/

Ст.консультант                                      / Л.П. Мохова/    

Нормоконтроль                                      / В.Г. Аркаева/

Рецензент                                           /                  /

2008

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ… 5

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ… 7

1.1 Описание технологического процесса… 7

1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого оборудования      8

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ… 9

2.1 Выбор насоса… 9

2.2 Расчет мощности и выбор электродвигателя… 11

2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типадвигателя     12

2.4 Расчет электрических нагрузок… 15

2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности… 16

2.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов… 20

2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типатрансформатора и величины напряжения… 24

2.8 Расчет токов короткого замыкания… 30

2.9 Расчет и выбор питающей линии… 35

2.10 Расчет распределительной сети… 37

2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой наустойчивость к токам короткого замыкания… 39

2.12 Выбор пусковой и защитной аппаратуры на 0,38 кВ… 41

2.13 Выбор и описание схемы управления ПЭД… 43

2.14 Учет и экономия электроэнергии… 47

2.15 Расчет заземляющих устройств… 49

2.16 Спецификация на электрооборудование и материалы… 51

3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА… 52

3.1 Техника безопасности при монтаже электрооборудования иэлектросетей 52

3.2 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудованияи электросетей… 53

3.3 Техника безопасности при ремонте электрооборудования иэлектросетей 57

3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности… 58

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ… 60

4.1 Экологические проблемы в нефтяной промышленности… 60

4.2 Охрана окружающей среды на объекте… 61

5. ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ… 63

5. ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ… 63

5.1 Организация монтажа электрооборудования и электросетей. 63

5.2 Организация обслуживания электрооборудования иэлектросетей    65

5.3 Организация ремонта электрооборудования и электросетей… 66

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ… 69

6.1 Расчет численности ремонтного и и обслуживающего персонала      69

6.2 Расчет годового фонда заработной платы… 79

6.3 Расчет потребности материальных ресурсов и запасных частей 81

6.4 Составление плановой калькуляции на ремонт оборудования 83

ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ… 85

НОРМОКОНТРОЛЬ… 86

ОТЗЫВ… 88

РЕЦЕНЗИЯ… 90

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ… 95

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика – отрасльпромышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях ипередачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил влюбом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности,сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитиеэкономики России невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическаяпромышленность тесно связана с комплексом топливной промышленности.

Российская энергетика – это более600 тепловых, свыше100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Ежегодно имивырабатывается свыше 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и более 1 миллиарда Гкалтепла. Общая длина линий электропередач превысила 2,5 млн. километров.

Для обеспечения надежногоэлектроснабжения объектов добычи нефти на новых месторождениях приходитсясоздавать мощные энергетические базы. Трудность создания таких баз часто заключаетсяв значительной удаленности нефтяных промыслов от энергетических центров.Поэтому при проектировании электроснабжения нефтяного месторождения,разрабатывают такую систему, которая обеспечивала бы возможность ростапотребления электроэнергии без коренной  реконструкции всей системыэлектроснабжения. Запроектированная система электроснабжения должнаобеспечивать в условиях после аварийного режима, путем соответствующихпереключений, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работакоторых необходима для продолжения производства.

Питание электрической энергиейпотребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем илиот собственных местных электрических станций. Потребители с большойустановленной мощностью электрифицированных механизмов, например перекачивающиенасосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяныхпромыслов, как правило, питаются от энергосистем.

На нефтяных промыслах в настоящеевремя находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных иимпортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа.С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытогомеханизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудованиядля управления установками ЭЦН: станции управления, тиристорные станцииплавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т.д.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание технологическогопроцесса

Выбор электрооборудования скважиныопределяется способом добычи нефти. Если скважина имеет хороший приток жидкостик забою и статический ее уровень постоянен, то добыча осуществляется установкойэлектроцентробежного насоса.

Состав погружной части определяетсяопять же параметрами скважины, но к основному подземному электрооборудованиюотносят электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной электродвигатель (ПЭД).Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль за еесостоянием в скважину спускают телеметрическую систему (ТМС). Наличие большогоколичества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствиегаза или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателюподводится погружным кабелем типа КПБП и КРБК с сечением 10, 16, 25 и 35 мм2.

На поверхности земли от клеммнойкоробки, в которой производится соединение погружного кабеля с кабельнойлинией, установлена кабельная эстакада. По этой эстакаде, по нижним полкам,укладывается кабельная линия установки ЭЦН. Наземное оборудование установленона площадке механизированной добычи (ПМД). К наземному оборудованию относяттрансформатор питания погружных насосов (типа ТМП и ТМПН), станцию управленияустановкой (СУ типа Электон-М, Электон-04, Электон-07, Борец-01, ШГС-5805 и т.п)и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен).

Так же к наземному оборудованиюотносят кабели, играющие роль перемычек между станцией управления итрансформатором, и питающие кабели, соединяющие станцию управления с кустовойтрансформаторной подстанцией (КТПН).

1.2 Краткая характеристика объектаи применяемого оборудования

Куст скважины №145 находится всобственности ОАО «ТНК-ВР». Эта организация занимается бурением и добычи нефти.Куст представляет собой земельный участок с размером 260ģ15 обведеннымпесчаным валом — обваловкой. Куст получает питание от одной ЛЭП 10 кВ. Наконцевых опорах ЛЭП установлены разъединители с заземляющими ножами типаРЛНДЗ-10/400 У1. На площадке куста установлена трансформаторная  подстанциитипа КТПН. В оборудование подстанции входит силовой понижающий трансформатор10/0.4 типа ТМ-160/10. С высокой стороны в каждой фазе установленыпредохранители и разрядники типа ОПН-КР/400 У1 для ограничения внутренних иатмосферных перенапряжений. С низкой стороны установлены вводной автомат,автоматы на каждую отходящую линию одного типа ВА 51Г-31, трансформаторы токадля подключения устройств защиты, измерения и учета электроэнергии.

Применение напряжения 10 кВобусловлено тем, что куст находится на значительном удалении от ГПП (около 10 км) и применение напряжения 10 кВ экономически более выгодна,  так как снижается потери припередачи по ЛЭП.

Рядом с площадкой ТП установленаплощадка механической добычи (ПМД). На ПМД установлено наземное оборудованиескважин, эксплуатируемых ЭЦН. На кусту установлены 5 комплектов наземногооборудования, т.е 5 станций управления Электон-М и 5 повышающих силовыхтрансформатора марки ТМП 100/1170. Питание от ТП до СУ обеспечивается кабелямимарки КПБП 3ģ16, проложенных в несколько ниток (2-3). Перемычки между СУ иТМП такие же, как и питающие кабели. Применение несколько ниток обусловленоповышенным током, вследствие пониженного до 0.4 кВ напряжения.

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор насоса

Электроцентробежные насосыиспользуют для механизированной добычи жидкости из скважины и выбирают взависимости от параметров скважины по условию:

/>,               (2.1)

где Qск  — дебит скважины, />;

Нск-напор, необходимыйдля подъема жидкости из скважины, м;

Qн-номинальнаяподача насоса, />;

Нн-номинальный напорнасоса, м.

Определяем депрессию />Нд, м:

/>,               (2.2)

где К-коэффициент продуктивностискважины.

/>

Находим динамический уровеньжидкости в скважине Н, м:

/>,                            (2.3)

где Нст — статическийуровень жидкости в скважине, м.

/>

Определяем глубину погружения насосаL, м:

/>                 (2.4)

/>

Находим потери напора из-за тренияжидкости о стенки насосно-компрессорных труб (НКТ) />,м:

/>,           (2.5)

где />-коэффициент трения жидкости в НКТ;

L — глубинапогружения насоса, м;

l — расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d — диаметрнасосных труб, м.

/>

Находим напор, необходимый дляподнятия жидкости из скважины

Нск, м:

/>,                (2.6)

где Нг — разностьгеодезических уровней скважины и

сепаратора, м;

Нт — потеря напора втрапе, м.

/>

При выборе насоса необходимособлюдение условия 2.1.

/>

Выбираем насосЭЦН5-160-1100, паспортные данные которых приведены в таблице 2.1.

Таблица2.1

Тип

Подача,

м 3/сут

Напор, м Внутренний диаметр обсадной колонны, мм

/>

КПД,

%

Число

ступеней

ЭЦН5-160-1100 160 49,8 117 45 58,7 224

Для насоса ЭЦН5-160-1100 строимграфик зависимости напора от подачи:

/>

Рисунок2.1 — График зависимости напора, создаваемого насосом ЭЦН5-160-1100 от егоподачи

Характеристику насоса можноприблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения числа ступенейнасоса.

Находим число ступеней, которыенужно снять с насоса для получения необходимого напора Z1, шт:

/>          (2.7)

где Zн — число ступеней насоса в полной сборке по

паспорту, шт;

Нн — номинальный напор насосав полной сборке по

паспорту, м.

/>

Находим число ступеней насоса послеснятия лишних ступеней

Z1, шт:

/>,              (2.8)

/>

Значит, насос ЭЦН5-80-850 должениметь 158 ступеней. Вместо снятых 37 ступеней устанавливаются проставки.

2.2 Расчет мощности и выбор электродвигателя

Для привода центробежных погружныхнасосов изготовляются погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭД, которыеудовлетворяют следующим требованиям. Их диаметр несколько меньше нормальныхдиаметров применяемых обсадных колонн. Двигатели защищены от попадания внутрьпластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом,находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа относительно внешнегогидростатического давления в скважине.

Полная мощность двигателя,необходимая для работы насоса определяется по формуле:

/>,          (2.9)

где kз — коэффициент запаса kз=1,1 — 1,35;

/> -плотность жидкости в скважине, кг/м3;

/>-КПД насоса.

/>

Предварительно выбираем двадвигателя, подходящие по номинальной мощности. Их паспортные данные заносим втаблицу 2.2.

Таблица2.2

Параметры ПЭД28-103 (I) ПЭД32-117ЛВ5 (II)

Мощность, кВт

Напряжение, В

Рабочий ток, А

/>

КПД, %

28

850

35,7

0,73

73

32

1000

25,5

0,86

84

2.3Технико-экономическое обоснование выбранного типа двигателя

1. Вычислим приведенные потерипервого двигателя:

Находим потери активной мощности I двигателя по формуле:

/>,   (2.10)

/>

Реактивную нагрузку определяем поформуле:

/>   ,     (2.11)

/>

Вследствие того, что требуетсякомпенсация реактивной мощности, то экономический эквивалент реактивноймощности Кэк, кВт/кВАр находим по формуле:

/>,   (2.12)

где /> — удельные приведенныепотери;

/>-значение коэффициента отчислений (для статических конденсаторов р=0,225);

/>-капитальные вложения на установку конденсаторов (Кук=616,9руб/кВАр);

/>-стоимость 1 кВТ/год электроэнергии;

/>-удельные потери />);

/>,       (2.13)

где />-стоимость 1 кВт/час электроэнергии

( />)

Тг — число часов работыустановки в году

(для трехсменной работы />);

/>;

/>;

Приведенные потери активной мощностинаходим по формуле:

/>,   (2.14)

/>

Вычислим приведенные потери второгодвигателя:

Находим потери активной мощности:

/>

Определяем реактивную нагрузку:

/>

Находим приведенные потери активноймощности:

/>

Определяем годовые затраты:

/>         (2.15)

/>;

/>;

Определяем степень экономичности:

/>;               (2.16)

где ри — нормированныйкоэффициент экономичности;

/>;

Следовательно, двигатель ПЭД32-117ЛВ5более экономичен при данных параметрах скважины и насоса, на его содержаниетребуется меньше денежных затрат, его энергетические показатели лучше. Значит,выбираем двигатель ПЭД32-117ЛВ5.

Производим проверку по мощности,передаваемой с земли:

/>;                        (2.17)

 где />-потери мощности в кабеле, кВт;

/>;

27,3кВт <   32 кВт

Значит, выбранный двигатель подходитпо потерям мощности, передаваемой с земли.

Составляем таблицутехнико-экономического обоснования выбранного типа двигателя.

Таблица2.3

Показатели Ед. изм. Обозн. Источник I дв. II дв. Номинальная мощность кВт

Рном

Паспорта 28 32 Нагрузка на валу кВт Р

/>

27,3 27,3 Коэф. загр. двигателя -

Кз

Р/Рном

0,92 0,81 Капитальные вложения руб К Прайс-лист 6426   8813,3

Суммарный

коэф. отчислений

- р Справочник 0,225 КПД двигателя %

/>

Паспорт 73 84 Коэф. мощности -

/>

Паспорт 0,73 0,86

Потери активной

Мощности

кВт

/>

/>

9.54 4,2 Реактивная нагрузка кВАр

/>

/>

33.22 17.8

Экономический

эквивалент

реактивной мощности

кВт/кВАр

nэк

/>

0,1333

Приведенные потери

активной мощности

кВт

/>

/>

8,05 6,6

Стоимость 1 кВт/год

электроэнергии

руб

/>

Расчеты и исходные данные 1.85

Стоимость годовых

потерь электроэнергии

руб/год

Сэ

/>

11100 11100

 

Годовые затраты руб/год З

/>

107339.8 48602.99

 

Разность годовых

Затрат

руб/год

/>

З2-З1

58736.9 58736.9

 

Нормир. коэф. эффек. -

Рн

Исх. формула 1,5 1,5

 

Степень экономичности %

/>

/>

16.4 16.4

 

/> /> /> /> /> /> /> />

2.4 Расчет электрических нагрузок

Электрическая нагрузка характеризуетпотребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников, иобъектом в целом.

Значения электрических нагрузокопределяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и еетехнико-экономические показатели. От правильной оценки ожидаемых нагрузокзависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла,потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Характеристики электрических нагрузоккустовой площадки приведены в таблице 2.3.

Таблица2.4

№ Потребители

Кол-во,

шт

Мощность,

кВт

/>, кВт

cos tg

Kc

1 ЭЦН 5 32 160 0,86 0,59 0,65 2 АГЗУ 1 10 10 0,8 0,75 0,7

Определяем расчетную активнуюмощность от первой ТП, с которой записывается АГЗУ:

/>,         (2.18)

где Рн — номинальнаямощность потребителя, кВт;

Кс — коэффициент спроса;

/>

Находим реактивную нагрузку за сменупо формуле:

/>,         (2.19)

/>

Находим полную расчетную мощность поформуле:

/>,                          (2.20)

/>

Определяем максимальную полнуюмощность:

/>                        (2.21)

/>

2.5 Расчёт компенсации реактивноймощности

В электрической цепи переменноготока, имеющей чисто активную нагрузку, ток совпадает по фазе с приложеннымнапряжением. Если в цепь включить электроприемник, обладающий активным ииндуктивным сопротивлениями (АД, сварочные и силовые трансформаторы), то токбудет отставать по фазе от напряжения на угол />,называемый углом сдвига фаз. Косинус этого угла называют коэффициентоммощности.

/>

Рисунок2.2 — Векторные диаграммы.

Величина /> характеризуетстепень использования мощности источника:

/>,                           (2.22)

где Р — активная мощностьпотребителя, кВт;

Sном — номинальная мощность источника, кВА.

С увеличением активной слагающейтока, что соответствует увеличению активной мощности, и при неизменной величинереактивного тока или реактивной мощности угол сдвига фаз будет уменьшаться,следовательно, значение коэффициента мощности будет увеличиваться. Чем выше /> электроприемников, темлучше используются генераторы электростанций и их первичные двигатели.Повышение /> электроустановокпромышленных предприятий имеет большое народно-хозяйственное значение иявляется частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения иулучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Мероприятия, не требующие применениякомпенсирующих устройств:

1) Упорядочение технологическогопроцесса;

2) Переключение статорных обмоток АДнапряжением до 1кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее 40%;

3) Устранение режима холостогохода АД;

4) Замена, перестановка иотключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от ихноминальной мощности;

5) Замена малозагружаемыхдвигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечетза собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме идвигателе;

6) Замена АД на СД той жемощности;

7) Применение СД для всех новыхустановок электропривода.

В курсовом проекте в качествекомпенсирующего устройства применяются комплектные конденсаторные установки.Достоинства таких компенсирующих устройств в следующем:

— небольшие потери активнойэнергии в конденсаторах;

— простота монтажа иэксплуатации;

— возможность легкого изменениямощности конденсаторной установки путем повышения или понижения количестваконденсаторов;

— возможность легкой заменыповрежденного конденсатора.

Недостатки:

— конденсаторы неустойчивы кдинамическим усилиям, возникающим при КЗ;

— при включении конденсаторнойустановки возникают большие пусковые токи;

— после отключения конденсаторнойустановки от сети на ее шинах остается заряд;

— конденсаторы весьма чувствительнык повышению напряжения, то есть при его повышении может произойти пробойдиэлектрика;

— после пробоя диэлектрикаконденсаторы довольно трудно ремонтировать, поэтому их заменяют новыми.

Определяем действительный cos />   при работе всехустановок без применения компенсирующих устройств:

/>,                          (2..23)

/>

Для экономичной работы установки иснижения бесполезной реактивной нагрузки в сети электроснабжения, необходимакомпенсация реактивной мощности с помощью батареи статических конденсаторов.

Определяем мощность компенсирующихустройств:

/>                    (2.24)

/>,                      (2.25)

/>

/>,                       (2.26)

/>

/>

Выбираем компенсирующую установкуКС-0,38-36 с номинальной мощностью 36 кВАр.

Полная мощность после компенсации:

/> ,                   (2.27)

/>

/>;                             (2.28)

/>.

Коэффициент мощности послекомпенсации:

/>,                             (2.29)

/>

Значение коэффициента мощностиравное 0,96 удовлетворительно для работы электроустановок, значит, компенсацияпроизведена правильно.

2.6 Выбор числа и мощности силовыхтрансформаторов

На нефтепромысловыхподстанциях применяются силовые понижающие трансформаторы 110/35; 110/6; 35/6;35/0,4 — 0,69; 6 — 10/0,4 — 0,69 кВ. Мощности трансформаторов могут быть отнескольких киловольт-ампер до десятков мегавольт-ампер; число типов иконструкций этих трансформаторов велико. Наибольшее распространение в нефтянойпромышленности имеют трехфазные масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы своздушным охлаждением в нефтяной промышленности мало распространены, длясиловых трехфазных трансформаторов мощностью от 10 кВА в настоящее времяпринята шкала с шагом 1,6, т. е. номинальные мощности в кВА. Таким образом,нижний предел номинальной мощности равен 10, а верхний — 63000 кВА. Современныйпонижающий трехфазный трансформатор мощностью 250 кВА для первичных напряжений6 — 10 кВ с естественным масляным охлаждением. Для трансформатора допускаютсядлительные систематические перегрузки, определяемые в зависимости от графиканагрузки и недогрузки трансформаторов в летнее время. Так как в летнее времянагрузка трансформаторов меньше, чем зимой, и меньше номинальной, то и износизоляции летом меньше нормального. Поэтому в зимние месяцы (декабрь — февраль)можно, не уменьшая срок службы трансформатора, увеличить его нагрузку, сверхопределенной по диаграмме нагрузочной способности на столько процентов, насколько летом (июль — август) нагрузка была меньше номинальной. Однакосуммарная перегрузка трансформатора не должна превышать 30%. При выходе изстроя одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резервадопускаются аварийные кратковременные перегрузки, независимо от предшествующейнагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки.

В аварийных режимахдопускается кратковременная перегрузка масляных трансформаторов сверх номинальноготока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значенияпредшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды: допускается перегрузкамасляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общейпродолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток подряд при условии,что коэффициент начальной нагрузки не превышает 0,93 (при этом должны бытьиспользованы полностью все устройства охлаждения трансформатора).

Выбортрансформаторов для ТП.

На данном кусту№125 установлены два силовых трансформатора, каждый из которых питает по 3погружных электродвигателя, в целях надежности электроснабжения.

Так как двигателиимеют одинаковые мощности, то выбираем два одинаковых силовых трансформатора.

Трансформаторывыбираем в зависимости от максимальной мощности после компенсации. Так какнагрузки II и III категории, то задаемся коэффициентом загрузки />  

Выбираемтрансформаторов с коэффициентом загрузки кз=0,8

Определяем значениеполной мощности:

/>                            (2.30)

/>

Предполагаем кустановке трансформатор ТМ-160/10.

Проверяем выбраннуютрансформаторную мощность по коэффициенту загрузки:

/>;                           (2.31)

/>.

Проверяем выбранную мощностьтрансформатора по коэффициенту на после аварийный режим:

/>;

т.к. нагрузки 2 и 3 категориисоставляют 80%, то

/>;                        (2.32)

/>

/>, то

/>

т.е. выбранные трансформаторыподходят по условию проверки на после аварийный режим.

Делаем проверку трансформатора потоку вторичной обмотки. Делаем перерасчет тока двигателя от напряжения 1000 Вна 380 В.

/>                  (2.33)

/>

Ток на вторичной обмотке силовоготрансформатора:

/>                           (2.34)

/>

/>                         (2.35)

/>

Выбранный трансформатор по токувторичной обмотки подходит.

Выбор трансформатора для питанияПЭД.

Для повышения напряжения дономинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и другихэлементах питающей сети применяются повышающие трансформаторы питания погружныхнасосов (ТМПН).

Трансформатор выбирается по полноймощности двигателя:

/>         (2.36)

/>

Предполагаем к установкетрансформатор ТМП 100/1170.

Проверяем трансформатор по мощностипо условию:

/>                         (2.10)

/>

Трансформатор по мощности подходит.

Проверяем трансформатор по току,находим ток во вторичной обмотке:

/>,      (2.37)

где U2н -  напряжение вторичной обмотки трансформатора, В.

/>

Для нормальной работы необходимовыполнение условия:

/>           (2.38)

/>

Делаем проверку трансформатора пономинальному напряжению на вторичной обмотке:

/>

/>

Трансформатор по току и напряжениюподходит, то есть выбранный трансформатор удовлетворяет всем условиям и выбранправильно.

Выбираем трансформатор ТМП 100/1170.

В нижеприведенной таблице указаныпаспортные данные выбранного трансформатора.

Таблица2.5

Тип трансформатора Номинальная мощность, кВА

ВН,

В

НН,

В

ТМП 100/1170 100 380 920-1170

2.7 Технико-экономическоеобоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения

Вариант 1. Напряжение питающейлинии- 10 кВ, силовые трансформаторы – ТМ-160/10.

 Капитальные затраты установленногооборудования и линии.

Линию принимаем воздушную, состалеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами.

Экономическое сечение при работекуста в течении />за годопределяется для экономической плотности тока />прирасчетном токе одной линии:

/>,                         (2.39)

/>

/>,                             (2.40)

/>

Принимаем сечение />.

Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 60 тыс.руб./км…

Тогда при одной линии l=10км.,

/>

В соответствии с нагрузкой кустаустановлены два трансформатора типа ТМ-160/10 мощностью по 160 кВА.

Паспортные данные трансформаторов:

/>/>/>

Стоимостьтрансформаторов

/>

На стороне 10 кВ установлены 2разъединителя, 6 разрядника и 6 предохранителей общей стоимостью

/>

Суммарные капитальные затраты:

/>,                    (2.41)

/>

Эксплуатационные расходы.

Потери в линии определяют поудельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 16 мм 2  составляют

/>

Тогда для расчетного тока однойлинии />активные потери в линии:

/>,                    (2.42)

/>

Потери в трансформаторах: реактивныепотери холостого хода:

/> ,                        (2.43)

/>

Реактивные потери короткогозамыкания:

/> ,        (2.44)

/>

Приведенные потери активной мощностипри коротком замыкании:

/>,                   (2.45)

/>

где />

Полные потери в трансформаторах:

/>,               (2.46)

где />

/>

Полные потери в линии итрансформаторах:

/>,                       (2.47)

/>

Стоимость потерь при />

/>

Средняя мощность амортизационныхотчислений /> 

[2 с.152 табл.4.1]

Стоимость амортизации:

/>,                      (2.48)

/>

Суммарные годовые эксплуатационныерасходы:

/>,                            (2.49)

/>

Суммарные затраты:

/>,                     (2.50)

/>

Потери электроэнергии:

/>,                         (2.51)

/>

Расход цветного металла (алюминия):

/>,                 (2.52)

где /> [1 с.459 табл.7.35]

/>

Вариант II. Напряжение питающейлинии – 6 кВ, силовых трансформаторы – ТМ-250/6

Капитальные затраты установленногооборудования и линии.

Линию принимаем воздушную, состалеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами.

Экономическое  сечение при работекуста в течении />за годопределяется для экономической плотности тока />прирасчетном токе одной линии:

/>,                         (2.54)

/>

/>,                            (2.55)

/>

Принимаем сечение />.

Стоимость 1 км воздушной линии указанного сечения, установленного на железобетонных опорах, 65 тыс.руб./км…

Тогда при одной линии l=10км.,

/>

В соответствии с нагрузкой кустаустановлены два транс

форматора типа ТМ-250/6 мощностью по250 кВА.

Паспортные данные трансформаторов:

/>/>/>

Стоимость трансформаторов />

На стороне 6 кВ установлены 2разъединителя, 6 разрядника и 6 предохранителей общей стоимостью

/>

Суммарные капитальные затраты:

/>,                      (2.56)

/>

Эксплуатационные расходы.

Потери в линии определяют поудельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 25 мм 2  составляют

/>

Тогда для расчетного тока однойлинии />активные потери в линии:

/>,                        (2.57)

/>

Потери в трансформаторах: реактивныепотери холостого хода:

/> ,                       (2.58)

/>

Реактивные потерикороткого замыкания:

/> ,                        (2.59)

/>

Приведенные потери активной мощностипри коротком замыкании:

/>,                       (2.60)

/>

Где />

Полные потери в трансформаторах:

/>,                  (2.61)

где /> 

/>

Полные потери в линии итрансформаторах:

/>,                       (2.62)

/>

Стоимость потерь при />

/>

Средняя мощность амортизационныхотчислений /> 

 [2 с.152 табл.4.1]

Стоимость амортизации:

/>

Суммарные годовые эксплуатационныерасходы:

/>

Суммарные затраты:

/>

Потери электроэнергии:

/>

Расход цветного металла (алюминия):

где />  [1с.459 табл.7.35]

/>

Таблица2.6

Варианты Показатели

капиталь-ные

затраты

тыс.руб.

эксплуа-тацонные

расходы,

тыс.руб.

суммар-ные

затраты,

тыс.руб.

масса

цветного

металла,

кг.

потери

электро-энергии,

/>

Вариант I 616,9 164,73 248,84 440 68,04 Вариант II 666,5 266,93 350,24 679 121,59

Как видно из таблицы I вариант схемыэлектроснабжения куста технически и экономически более выгодна чем II, поэтомувыбираем I вариант электроснабжения.

2.8 Расчет токов короткогозамыкания

Коротким замыканием называетсявсякое случайное или преднамеренное, не  предусмотренное нормальным режимомработы, электрическое соединение различных частей электроустановки между собойили землей, при котором токи резко возрастают, превышая наибольший допустимыйток продолжительного режима.

Короткое замыкание в сети можетсопровождаться:

— прекращением питания потребителей

— нарушением нормальной работыдругих потребителей

— нарушением нормального режимаработы энергосистемы

Для предотвращения короткихзамыканий и уменьшения их последствий необходимо:

— устранить причины, вызывающиекороткие замыкания

— уменьшить время действия защиты

— применять быстродействующиевыключатели

/>

Рисунок2.3 — Расчетная схема и схема замещения. Расчет тока короткого замыкания вточке К1

Сопротивление воздушной линии />, Ом, вычисляют по формуле

/>                               (2.63)

/>

Суммарное сопротивление до точки К1 />, Ом, вычисляют по формуле

/>                         (2.64)

Силу тока короткого замыкания /> , кА, вычисляют по формуле

Iк1 = />,                         (2.65)

где />-базисное напряжение в точке К1, кВ

/>

Силу ударного тока />, кА, вычисляют по формуле

/>                           (2.66)

где  />-ударный коэффициент

/>

Мощность короткого замыкания />, МВА, вычисляют по формуле

/>                     (2.67)

/>

Расчет тока короткого замыкания вточке К2

Активное сопротивлениетрансформатора /> , Ом, вычисляютпо формуле

/>                            (2.68)

/>                     (2.69)

/>

/>

Индуктивное сопротивлениетрансформатора />, Ом,вычисляют по формуле

/> = />                      /> (2.70)

/>                          (2.71)

х*тр= />= 0,024 Ом

/>

Сопротивление хΣк1 приводят к U=0,4 кВ по формуле

/>                          (2.72)

/>

Суммарное сопротивление до точки К2вычисляют по формуле

/>                    (2.73)

/>

Сила тока короткого замыкания

/>

Сила ударного тока

/>

Мощность короткого замыкания

/>

Расчет тока короткого замыкания вточке К3

Активное сопротивление кабельнойлинии rкл, Ом, вычисляют по формуле

/>                              (2.74)

/>

Индуктивное сопротивление кабельнойлинии

/>

Суммарное сопротивление до точки К3

/>              (2.75)

/>

Сила тока короткого замыкания

/>

Сила ударного тока

/>

Мощность короткого замыкания

/>

Расчет тока короткого замыкания вточке К4

Активное сопротивлениетрансформатора

/>

/>

Индуктивное сопротивлениетрансформатора

/>

/>

Полное сопротивление трансформатора />, Ом, вычисляют по формуле

/>                      (2.76)

/>

Приводим сопротивление />

/>

Суммарное сопротивление до точки К4вычисляют по формуле

/>                           (2.77)

/>

Сила тока короткого замыкания

/>

Сила ударного тока

/>

Мощность короткого замыкания

/>

Расчет тока короткого замыкания вточке К5

Активное сопротивление кабельнойлинии

/>

Индуктивное сопротивление кабельнойлинии

/>

Полное сопротивление кабельной линии

/>

Суммарное сопротивление до точки К5

/>                      (2.78)

/>

Сила тока короткого замыкания

/>

Сила ударного тока

/>                     (2.79)

где /> -пусковой ток двигателя

Ток подпитки асинхронного двигателявычисляют по формуле

/>                           (2.80)

где /> =6,5

/>

/>

Мощность короткого замыкания

/>

2.9 Расчет и выбор питающей линии

Сечение проводов ЛЭП при напряжениивыше 1000 В выбирается, согласно ПУЭ, по экономической плотности тока, взависимости от продолжительности использования линии и проверяется по нагреву,по потере напряжения, на отсутствие короны, на механическую прочность.

При выборе сечения проводов исходятиз условия соответствия провода требованиям нормальной работы линии ипотребителей.

При выборе площади сечения проводовнаиболее выгодной будет площадь, которая соответствует условиям минимумарасчетных затрат.

Экономически выгодное сечение />, мм2, вычисляютпо формуле

/> ,                           (2.81)

где />-экономическая плотность тока, А/мм2

Ток трансформатора I,А, вычисляют по формуле

/> ,                          (2.82)

/>

/>

Сечение проводов выбирается изусловия   S ≥ Sном… Выбираем провод марки А -16

Таблица2.7

Провод

Iдоп, А

r0, Ом

x0, Ом

АС-16 105 1,98 0,405

Проверка провода на потерюнапряжения

Потерю напряжения ΔU, В, вычисляют по формуле

/>,             (2.83)

где />-активное сопротивление, Ом

/> -индуктивное сопротивление, Ом

/>

/>                    (2.84)

/>

/>                           (2.85)

/>

Проверка провода по нагреву токунормального режима

/>                (2.86)

где /> дляВЛ

/>

/>

Проверка провода на механическуюпрочность

/>                       (2.87)

По нормам ПУЭ для линии 10 кВминимальное сечение провода    16 мм2

/>

Выбираем провод марки АС – 16

2.10 Расчет распределительной сети

Выбор кабеля для питанияэлектродвигателя

Расчет питающего кабеля ведем поэкономической плотности тока. В применяемых кабелях КПБП экономическаяплотность тока не превышает/>.

Применение плоского кабеляобусловлено необходимостью уменьшить поперечные размеры погружного устройства.

Питающий кабель прикрепляется кнасосным трубам с помощью металлических скоб.

Экономически выгодное сечение кабеля

/>                   (2.88)

По таблице выбираем трехжильныйбронированный кабель КПБП />

Проверяем кабель на потерю мощности.Потерю электрической мощности ΔР, кВт, в кабеле КПБП /> длиной 1000 м определяем по формуле:

/>                  (2.89)

где /> -сопротивление в кабеле, Ом

Сопротивление в кабеле длиной 1000 м можно определить по формуле:

/>                              (2.90)

где /> -удельное сопротивление при температуре Тк Ом∙мм2/м

/> -площадь сечения кабеля, мм2

 

Удельное сопротивление кабеля Тк= 328 К

/>           (2.91)

ρ — удельное сопротивление медипри Т293 К

α — температурный коэффициентдля меди

/>

Находимполное сопротивление кабеля длиной 1000 м

/>

/>

Найдем длину всего кабеля когдарасстояние от устья до станции управления 50 м, запас30 и глубина спуска насоса 900 м.

/>

Из таблицы «Потери напряжения вкабеле в зависимости от температуры и нагрузки» определяют допустимую потерюнапряжения в кабеле. В кабеле сечением жил 10 мм2 на каждые 100 м длины допустимые потери составляют  />. Тогдадопустимые потери в кабеле при длине 980 м вычисляют по формуле (2.85)

/>/>

/>

Кабель выбран верно.

Расчет и выбор шин.

Шины выбираются по номинальному токупроверяются на динамическую стойкость к токам короткого замыкания

Определяем номинальный ток

/>

Подбираем стандартное сечение шин.Предполагаем к установке алюминиевые однополосные шины />с допустимым током />[1 395табл.7.3].

Проверяем выбранное сечение шин наэлектродинамическую      стойкость к токам короткого замыкания.

/>                    (2.92)

где  />расстояниемежду точками крепления шин, см.

/> ударныеток, кА

/> моментсопротивления, />, зависит отукладки шин.

/>расстояниемежду фазами, />.

Момент сопротивления шин W, см3, считая, что шины уложены плашмя вычисляютпо формуле

/>                                      (2.93)

где, /> ширина,/>;

/>высота,/>

/>

Определяем динамическое усилие вметалле шин /> 

/>

/>                  (2.94)

/>

Шины динамически устойчивы к токамкороткого замыкания

Выбираем шины />

2.11 Выбор высоковольтного электрооборудованияс проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания

Разъединитель предназначен длясоздания видимого разрыва электрической цепи.

Разъединитель выбирается пономинальному току и напряжению и проверяется на термическую и динамическуюстойкость к токам

короткого замыкания

Таблица2.8

Расчетные данные Табличные данные

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

Выбираем разъединитель РЛНДЗ-10/400У1 с приводом [1 с.268. табл.5,5]

Предохранитель выбирается пономинальному току и напряжению и проверяется по отключаемому току и мощности

Расчетные данные Табличные данные

/>

/>

/>

/>

/>

/>

Таблица2.9

Выбираем предохранитель ПКТ101-10-8-31,5 У3 [1 с.254 табл.5,4]

Разрядник предназначен для защитыэлектроустановок от перенапряжений.

Разрядник выбирается по номинальномунапряжению.

Таблица2.10

Расчетные данные Табличные данные

Uном = 10 кВ

Uном = 10 кВ

Выбираем ограничитель перенапряженияОПН-РС

2.12 Выбор пусковой и защитнойаппаратуры на 0,38 кВ

Выбор общего автоматическоговыключателя. Автоматические выключатели предназначены для защиты электрическойцепи от токов перегруза и короткого замыкания.

Номинальный ток электромагнитногоили комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают подлительному расчетному току линии:

/>                              (2.95)

Ток срабатывания электромагнитногоили комбинированного расцепителя I ср.эл  проверяют помаксимальному кратковременному току линии:

/>                        (2.96)

где  /> -кратковременный ток, А

Кратковременный ток вычисляют поформуле

/>               (2.97)

/>

Суммарный длительный ток вычисляютпо формуле

/>                     (2.98)

/>

/>

/>                         (2.99)

/>

Проверяем выбранный автомат наспособность отключения токов короткого замыкания

/>                            (2.100)

/>

Выбираю автомат ВА 55-37.

Выбор автоматов на отходящие линии кстанциям управления

/>                                (2.101)

/>                     (2.102)

/>/>

/>

Проверяем выбранный автомат наспособность отключения токов короткого замыкания

/>

Выбираю автомат ВА 51Г-31

Выбор трансформаторов тока

Таблица2.11

Расчетные данные Табличные данные

/>

/>

/>

/>

Выбираю трансформатор тока ТТ-250/5

Выбираем контактор, которыйпредназначен для включения и отключения электродвигателя насоса

Таблица2.12

Расчетные данные Табличные данные

/>

/>

/>

/>

/>

/>

Выбираем контактор КЭМ-250.

Тип

/>,

А

Допустимая

мощность двигателя,

кВт

Схема управления

Габаритные размеры,

мм

Масса,

кг.

КЭМ-250 250 132 AC/DC

/>

6,4

Таблица2.13

2.13 Выбор и описание схемыуправления ПЭД

Для обеспечения нормальной,долгосрочной работы погружного электродвигателя необходимо строгое соблюдениеего номинальных параметров, указанных в паспорте. К этим параметрам относитсявеличина тока, напряжения, температура и давление в скважине, подача насоса идругие. При значительном отклонении этих параметров создаются условия, прикоторых двигатель снижает срок службы или может быстро выйти из строя. Дляконтроля за основными параметрами двигателя, правильностью его подключенияприменяется схема управления ПЭД. В данном курсовом проекте для защитыдвигателя применяется станция управления «Электом-М» с номинальным током 250 А.Станция «Электон-М» — модернизированный вариант широко используемой станцииуправления ШГС-5805. В отличие от своего прототипа она имеет контроллер марки«Электон-04», автоматы защиты цепей управления и т.д.

Станция обеспечивает следующие защитыи регулирование их установок:

1) отключение и запрещение включенияэлектродвигателя при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений;

2) отключение и запрещение включенияэлектродвигателя при превышении выбранной установки дисбаланса напряженияпитающей сети;

3) отключение электродвигателя припревышении выбранной установки дисбаланса токов электродвигателя;

4) отключение электродвигателя принедогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (пофактической загрузке). При этом уставка выбирается относительно номинальногоактивного тока;

5) отключение электродвигателя приперегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по регулируемой амперсекундной характеристике посредством раздельного выбора установок по току ивремени перегрузки;

6) отключение и запрещение включенияэлектродвигателя при снижении сопротивления изоляции системы «вторичнаяобмотка ТМПН — погружной кабель — ПЭД» ниже заданного значения;

7) запрещение включенияэлектродвигателя при турбинном вращении насосной установки с частотой,превышающей установку;

8) запрещение включенияэлектродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с неправильнымчередованием фаз;

9) отключение электродвигателя посигналу контактного манометра;

10) отключение электродвигателя придавлении масла в ПЭД ниже заданного значения (при подключении системы ТМС); 

11) отключение электродвигателя притемпературе обмотки ПЭД выше заданного значения  (при подключении системы ТМС);

12) отключение электродвигателя посигналу любого из 8 аналоговых входов;

13) предотвращение сброса защит,изменения режимов работы, включения — отключения защит и изменения установокбез ввода индивидуального пароля;

14) отключение и запрещениевключения электродвигателя при несанкционированном открывании двери.

Станция обеспечивает следующиефункции:

1) включение и отключениеэлектродвигателя в «ручном» или в «автоматическом» режиме;

2) работа по программе с отдельнозадаваемыми временными интервалами работы и остановки;

3) автоматическое включениеэлектродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питанияили при восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;

4) регулируемая задержка отключенияотдельно для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

5) регулируемая задержка активациизащит сразу после пуска для каждой защиты (кроме защиты по низкомусопротивлению изоляции);

6) регулируемая задержкаавтоматического повторного включения (АПВ) отдельно после срабатывания каждойзащиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинномувращению);

7) возможность выбора режима с АПВили с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме защит понизкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

8) возможность выбора активного инеактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;

9) блокировка АПВ после отключенияпо защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенныхповторных пусков за заданный интервал времени;

10) блокировка АПВ после отключенияпо защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенныхповторных пусков за заданный интервал времени;

11) блокировка АПВ после отключенияпо другим защитам (кроме защит от недогрузки и перегрузки) при превышениизаданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

12) измерение текущего значениясопротивления изоляции системы «вторичная обмотка ТМПН — погружной кабель — ПЭД» в диапазоне 30кОм — 10МОм;

13) измерение текущей потребляемоймощности;

14) измерение текущего коэффициентамощности (cos);

15) вычисление текущего значенияфактической загрузки двигателя;

16) измерение текущего значениячастоты вращения электродвигателя;

17) определение порядка чередованияфаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

18) отображение в хронологическомпорядке 99 последних изменений в состоянии насосной установки с указаниемпричины и времени включения или отключения ПЭД;

19) запись в реальном масштабевремени в блок памяти информации о причинах включения и отключенияэлектродвигателя с регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения,токов фаз электродвигателя, загрузки, сопротивления изоляции, давления,температуры и cos в момент отключения электродвигателя, через 2 секунды после включенияи во время работы с двумя регулируемыми периодами записи. Кроме того,фиксируется дата и время изменения установки с регистрацией старого и новогозначения, а также дата и время отключения и включения питающего напряжения срегистрацией параметров напряжения сразу после его подачи и далее срегулируемым периодом, если параметры напряжения не позволяют производитьвключение насосной установки. Накопленная информация может быть считанапортативным компьютером, блоком съема информации  типа БСИ или блоком съемаинформации и ввода параметров типа БСИВП;

20) сохранение заданных параметровработы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;

21) световая индикация о состояниистанции («СТОП», «ОЖИД», «РАБОТА»);

Станция управления устанавливаетсяна площадке механической добычи напротив трансформатора питания погружногонасоса соответствующей скважины.

2.14 Учет и экономияэлектроэнергии

В электрических сетях промышленныхпредприятий осуществляя

ют расчетный учет активной энергиидля денежных расчетов за электроэнергию с электроснабжающей организацией итехнический учет, служащий для межцеховых расчетов, контроль за соблюдениемрежима потребления электроэнергии, определения норм расхода энергии на единицупродукции и прочее. Кроме того, учитывают: потребление реактивной энергии дляопределения скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсациюреактивной мощности.

Расчетным учетом электроэнергииназывается учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергиидля денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета,называются расчетными счетчиками (класса 2), с классом точности измерительныхтрансформаторов — 0,5.

Техническим (контрольным)  учетомэлектроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергииэлектростанций, подстанций, предприятий зданий, квартир. Счетчики,устанавливаемые   для технического учета, называются контрольными счетчиками(класса 2,5) с классом точности измерительных трансформаторов.

При определении активной энергиинеобходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций;потребленную на собственные нужды электростанций и подстанций; выданнуюэлектростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемыили полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую оплате.

Расчетные счетчики активнойэлектроэнергии на подстанции   энергосистемы должны устанавливаться:

для каждой отходящей линииэлектропередачи, принадлежащей потребителям;

для межсистемных линий электропередачипо два счетчика, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;

на трансформаторах собственных нужд;

для линий хозяйственных нужд илипосторонних потребителей,

присоединенных к шинам собственныхнужд.

Расчетные счетчики активнойэлектроэнергии на подстанциях  потребителей должны устанавливаться:

на вводе линии электропередачи вподстанцию;

на стороне высшего напряжениятрансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанциейэнергосистемы;

на границе раздела основногопотребителя и субабонента;

Счетчики реактивной энергии должныустанавливаться:

на тех элементах схемы, на которыхустановлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихсяза электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности;

на присоединениях источниковреактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет заэлектроэнергию, выданную энергосистеме;

Контрольные счетчики включают в сетьнизшего напряжения что имеет ряд преимуществ:

установка счетчика обходитсядешевле;

появляется возможность определитьпотери в трансформаторах и в сети высшего напряжения;

монтаж иэксплуатация счетчиков проще.

/>

2.15 Расчет заземляющих устройств

Для защиты людей от поражения токомпри повреждении изоляции применяются следующие меры: заземление и зануление.

Защитное заземление — преднамеренноеэлектрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки сзаземляющим устройством для обеспечения электробезопасности.

Заземляющее устройство состоит иззаземлителя и заземляющих проводников. Заземлитель — проводник (электрод)находящийся в соприкосновении с землей. Заземляющий проводник — проводник,соединяющий заземляющие части с заземлителем.

В качестве заземлителейиспользуются: естественные заземлители — проложенные в земле стальныеводопроводные трубы, трубы артезианских скважин, стальная броня и свинцовыеоболочки силовых кабелей проложенных в земле, металлические конструкции зданийи сооружений имеющие надежный контакт с землей; искусственные заземлители — заглубленные в землю электроды из труб, уголков или прутков стали.

Различают контурное и выносноезащитное заземление. При контурном заземлении электроды вбиваются в землю поконтуру здания таким образом чтобы 200 мм электрода оставалось над уровнем   земли. Затем вбитые электроды соединяют между собой полосовой  сталью насварке. Для выполнения внутреннего контура полосовую  сталь прокладывают повнутренней поверхности стен помещения на любой высоте. Соединение внутреннегоконтура с внешним контуром можно производить как полосовой сталью  так и гибкимпроводом.

Для выполнения заземляющего устройства в дипломном проекте выбираемтрубы диаметром 60 мм и длиной 2,5 м.

Удельное сопротивление грунта />, />, вычисляют по формуле

/>,                            (2.108)

где /> -измеренное удельное сопротивления грунта

/> -коэффициент повышения сопротивления

/>

/>Сопротивлениеодиночного заземлителя R0, Ом, вычисляют поформуле

/>                    (2.109)

/>

Ток однофазного замыкания на землю Iз, А, вычисляют по формуле

/>,                   (2.110)

где  Lкаб — длина кабельной линии, км

Lвозд — длина воздушной линии, км

/>

Сопротивление заземляющегоустройства Rз, Ом, вычисляют по формуле

/>,                            (2.111)

где  Uз — напряжение заземляющего устройства относительно земли, В

/>

Сопротивление заземляющегоустройства 437,1 Ом является недопустимо большим значением.

По нормам ПУЭ  если заземляющееустройство используется одновременно для установок выше и ниже 1000 В, тозначение сопротивления заземляющего устройства принимается по наименьшимтребованиям правил. Для сетей 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивлениезаземляющего устройства в любое время года должно быть не более 4 Ом

Количество электродов n, шт,вычисляют по формуле

/>                         (2.112)

/>

где, /> при/>/>(понормам).

2.16 Спецификация наэлектрооборудование и материалы

Таблица2.15

Оборудование Тип Кол-во 1.Ограничитель перенапряжений ОПН 1 2.Разрядник РВО-10Т1 3 3.Предохранитель ПКТ101-10-8-31,5У3 3 4.Трансформатор силовой ТМ-160/10 1 5.Автомат общий I=320А ВА52-37 1 6.Автомат I=80А ВА51Г-31 5 7.Станция управления Электон-М-250 5 8.Трансформатор тока ТТ-250/5 10 9.Контактор КЭМ-250 5 10.Трансформатор повышающий ТМП-100/1170 5 11.Погружной электродвигатель ПЭД32-117ЛВ5 5 12.Кабель силовой

КПБП, />/>

5 13.Шины

/>

2 14.ВЛЭП

АС-16,/>

1 15.Конденсаторная установка КС2-0,38-36 1 16.Электроцентробежный насос ЭЦН5-160-1100 5 17.Рубильник РЗ2 5 3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Техника безопасности примонтаже электрооборудования и электросетей

 

Для производства монтажных работ вдействующих или находящихся под напряжением электроустановках мастер долженоформить доступ, к работе получив от эксплуатирующей организациисоответствующий наряд и совмести с лицом, допущенным к работе проверить наличиеусловий, обеспечивающих безопасное ведения работ, в местах, где имеется илиможет появиться высокое напряжение, от эксплуатационного персонала должен бытьназначен наблюдающий.

При монтаже наземного оборудования(станций управления и трансформаторов) используют краны. Выполнять работы помонтажу электрооборудования и электросетейс крана можно только тогда,когда краном не поднимают и не перемещают грузы. Монтаж с крана допустим лишьпри наличии ограждений крановых троллеев и других открытых токоведущих деталейкрана находящихся под напряжением. К работе с монтажным пистолетом допускаетсятолько специально обученный персонал.

Все применяемые для подъёма тяжелыхдеталей подъёмные устройства, а также тросы должны периодически проходитьосмотры и испытания для проверки их пригодности и иметь соответствующийпаспорт. При необходимости устраивают сплошные настилы со сплошнымиограждениями, исключающие

падения предметов с высоты. кроме общихмер, обеспечивающих безопасность персонала при производстве работ, соблюдаютследующие меры предосторожности: не оставляют на весу поднятые конструкции илиоборудование; не производят перемещение подъём и установку щитов, блоков,магнитных станций без принятия мер, предупреждающих их опрокидывание не крепятстропы, тросы ин канаты за изоляторы, контактные детали или отверстия лапах;внимательно следят за подаваемыми сигналами.

При работе применяют электрифицированныйинструмент на напряжение 220/127 В при условии надёжного заземления корпусаэлектроинструмент и применение резиновых перчаток и диэлектрических галош. Впомещениях особо опасно и с повышенной опасность, а также вне помещенийработать с электроинструментом напряжением с выше 36 В нельзя, если он не имеетдвойной изоляции или не включён в сеть через разделяющий трансформатор, или неимеет защитного отключения.

При монтаже оборудования и аппаратурыпонижающих станций или распределительных устройств следует сначала проверитьисправность монтажных приспособлений, целостность тросов, канатов и ихсоответствие массе перемещаемых грузов.

Безопасность выполнения работобеспечивается также организационными мерами. К ним относится оформления работынарядов, оформления допуска к работе, надзор во время работы и т.п.

3.2Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электросетей

К обслуживанию электрооборудования нанефтепромысле допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинскихпротивопоказаний, мешающих выполнению работ, получившие вводный и первичныйинструктажи на рабочем месте, производственное обучение, проверку знанийэлектробезопасности в нефтедобывающей промышленности.

Электромонтер должен знать схемуэлектроснабжения объектов нефтедобычи, зрительно представлять прохождение ЛЭП6-10 кВ на местности, направление трасс, местный ландшафт, расположение разъединителейна ЛЭП и так далее.

Электромонтер должен иметь навыкиприемов технических методов обслуживания электроустановок. Он должен бытьобеспечен всеми средствами индивидуальной защиты и спецодеждой. Инструменты исредства защиты должны быть испытаны, исправны и использоваться по назначению.

При эксплуатации действующихэлектроустановок применяют различные электрозащитные средства ипредохранительные приспособления.

Ручное включение и отключениеоборудования напряжением свыше 1000 В необходимо выполнять в диэлектрическихперчатках, колошах или на коврике. Отключение выполняют с видимым разрывамэлектрической цепи, для чего отключают разъединители, снимают плавкие вставкипредохранителей, отсоединяют привода сети. После вывешивания плаката проверяютотсутствие напряжения на отключенном участке сети. В оперативном журнале делаютзапись об отключении. Включение производят только после отметки в журнале обокончании работ с указанием ответственного лица.

Безопасность выполнения работобеспечивается также организационными мерами. К ним относится оформления работынарядов, оформления допуска к работе, надзор во время работы и т.п.

Наряд есть письменное разрешение наработу в электроустановках, определяющее место, время, начало и окончаниеработ; условия безопасного его проведения; состав бригады и лиц, ответственныхза безопасность. Без наряда по устному или письменному распоряжению, но собязательной записью в журнале могут выполняться такие работы, как уборкапомещений до ограждения электрооборудования, чистка кожухов, доливка масла вподшипники, уход за коллекторами, контактными кольцами, щётками, заменапробочных предохранителей. При работе в электроустановках напряжением до 1000В безснятия напряже­ния необходимо:

-  оградить расположенные вблизи рабочего места другиетоковедущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайноеприкоснове­ние;

-  работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующейподставке, либо на диэлектрическом ковре;

-  применять инструмент с изолирующимирукоятками (у отвёрток, кроме того, должен быть изолирован стержень), приотсутствии такого инструмента поль­зоватьсядиэлектрическими перчатками. При производстве работ без снятия напряжения на токоведущих частях с помощьюизолирующих средств защиты необходимо:

-  держать изолирующие части средств защиты за рукоятки доограничительного кольца;

-  располагать изолирующие части средствзащиты так, чтобы не возникла опасность перекрытия по поверхности изоляции между токоведущими частя двух фаз или замыкания на землю;

-пользоваться только сухими и чистыми изолирующимичастями средств защиты с неповреждённымлаковым покрытием.

При обнаружении нарушения лакового покрытия или других неисправностей изолирующих частей средств защиты пользование имидолжно быть немедлен­но прекращено.

   При работе с применениемэлектрозащитных средств (изолирующие штанги, электроизмерительные клещи, указатели напряжения)допускается приближе­ние человека ктоковедущим частям на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этихсредств.

Ежесменные осмотрыэлектрооборудования и сетей должен производить де­журный электромонтёр. При осмотре обращать внимание наследующее:

-  отсутствие изменений от обычногосостояния электрооборудования при его функционировании;

-  степень коррозии, окраски труб, крепёжных элементов,

-  отсутствие люфт в местахприсоединения труб и кабелей к электрооборудованию, наличие заглушек нанеиспользуемых вводах, исправность прокладок, крышки фитингов и коробки должны быть завёрнуты до отказа;

-  исправность вводов проводов и кабелей вэлектрооборудование;

-  исправность заземляющих устройств;

-  наличие предупреждающих плакатов изнаков маркировки на взрывозащищённом электрооборудовании;

-  наличие всех предусмотренныхконструкцией болтов, крепящих элементы оболочки (они должны быть хорошо затянуты);

-  попадание на электрооборудование брызг, капель и пыли;

Внеочередные осмотры электроустановок должныпроводиться после её автоматическогоотключения устройствами защиты. При этом должны быть приняты меры против самовключения установки или включения её посторон­ними лицами.

При обнаружении ненормальной работы силового трансформатора дежурный электромонтёр должен вывести его из работы собязательным соблюдением всех мер личной безопасности, используя необходимыесредства индивидуальной защиты. Такое отключение производится при:

-  сильном неравномерном шуме ипотрескивании внутри трансфор­матора;

-  ненормальном и постоянно возрастающемнагреве трансформато­ра при номинальнойнагрузке и работе устройств охлаждения;

-  выбросе масла из расширителя илиразрыве диафрагмы выхлоп­ной трубы;

-  течи масла с понижением его уровняниже уровня масломерного стекла.

При этомделается запись в оперативном журнале и сообщается ответст­венному за электрохозяйство

Правила технической эксплуатацииэлектроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатацииэлектроустановок потребителей требуют проводить регулярные осмотры и ремонтэлектросетей, а также измерения сопротивления и изоляции.

3.3 Техника безопасности приремонте электрооборудования и электросетей

Все работы по ремонту действующегоэлектрооборудования следует производить только при снятом напряжении сремонтируемой электроустановки. В отдельных случаях ПТБ разрешают производствонебольших по объему работ по устранению неполадок без снятия напряжения. Вэлектроустановках напряжением до 380 В такие работы разрешаются (за исключениемособо опасных помещений) электромонтеру, имеющему квалификационную группу поТБ, в присутствии второго лица, старшего по должности, имеющего группу IV илиV.

Работы по ремонту электрооборудованияпроизводятся по наряду-допуску, распоряжению или в порядке текущей эксплуатациис записью в оперативном журнале согласно перечню испытаний согласно перечняработ, выполняемых электротехническим персоналом в порядке текущейэксплуатации, утвержденным главным энергетиком.

Работа по проверке, испытанию и ремонтусвязанные с подачей напряжения, могут проводиться не менее двумя лицами, одноиз которых должно иметь квалификационную группу ни ниже 4 при работе вэлектроустановках свыше 1000 В и не ниже 3 в электроустановках до 1000 В.

В рукоятках всех отключающих аппаратах,с помощью которых может быть подано напряжение к месту работы, вывешиваютпредупредительные плакаты “Не включать — работают люди”.

Питание временных схем для ремонта,проверок и испытаний электросетей должно выполняться через выключатель,рубильник, автомат закрытого исполнения с защитой и ясным обозначениемвключённого и отключенного положения. Во избежание опасности которая можетвозникнуть для ремонта персонала или ошибочной подачи напряжения времонтируемый участок электросети, все фазы отключённой части заземляют изакорачивают. Перед тем как наложить заземление на ремонтируемый участок,проверяют отсутствие напряжения.

Если требуется произвести ремонт вдействующей электросети, с которой снять напряжение не представляется возможнымто работы проводят в диэлектрических перчатках, стоя на резиновых ковриках. Приизмерениях с помощью мегомметра проверяемый участок предварительно отключают совсех сторон, откуда на него может быть подано напряжение. Ответственный заремонтные и испытательные работы отвечает заточное выполнения всех мербезопасности.

В ремонтных помещениях необходимособлюдать чистоту и порядок, не допускать захломлнения. Отходы  материалов,тряпки, стружку, опилки надо регулярно убирать в специально отведённые места.Обтирочные материалы должны храниться в металлических ящиках с крышками. Ветажбывшая в употреблении, обладает способность к самовозгоранию, необходимоежедневно удалять в случае возникновения пожара или возгорания принимаютсянемедленные меры по его ликвидации и одновременно сообщается в пожарную часть

3.4 Мероприятия по противопожарнойбезопасности

Наиболее частыми причинами возникновенияпожаров и взрывов являются электрические искры и дуги, недопустимы перегревпроводников токами коротких замыканий и вследствие перегрузок,неудовлетворительное состояние контактов в местах соединения проводов илиприсоединения их к выводам электрооборудования. Возможны загорания изоляциипроводов электрических машин и трансформаторов вследствие повреждения изоляциии перегрузки их токами.

Чтобы избежать недопустимого перегревапроводников, искрения и образования электрических дуг в машинах и аппаратах,электрооборудования для пожароопасных и взрывоопасных электроустановокнеобходимо выбирать в строгом соответствии с требованиями Правил устройстваэлектроустановок. Во избежание недопустимых перегрузок и токов короткого замыканияследует применять электрическую защиту проводов и электроприемников.

Электрическоеоборудование применяемые в электроустановках, должны обеспечивать необходимуюстепень защиты их изоляции от вредного действия окружающей среды и безопасностьв отношении пожара или взрыва из-за их неисправности. В связи с этим имеетсяследующая классификация электротехнического оборудования: открытое, защищенное,каплезащищенное, брызгозащищенное, водозащищенное, закрытое, пылезащищенное,пыленепроницаемое, герметичное, взрывозащищенное, взрывобезопасное,особовзрывоопасное и другие.

4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Экологические проблемы внефтяной промышленности.

Крупныекомплексы нефтяной и газовой промышленности преобразуют почти все компонентыприроды. В атмосферу, водоемы и почву в мире ежегодно выбрасывается более 3млрд. т твердых промышленных отходов, 500 км3 опасных сточных вод иоколо 1 млрд. т. аэрозолей, разных по крупности и химическому составу. К основнымзагрязнителям сточных вод относятся буровые растворы (особо опасны на нефтянойоснове), химические реагенты, а также деспиргерованные глины, выбуренныепороды, утяжелители (механическая примесь), смазочные масла, буровой шлам,содержащий все химические соединения, использующиеся при приготовлении буровыхрастворов. Опасными остаются загрязнения, образующиеся при глушении скважин.При нагнетании отработанного раствора в скважину при глушении и ремонте из-зачрезмерного высокого давления возникают открытые выбросы из скважин,загрязняющие почву нефтью, нефтепродуктами, глинистым раствором ивысокоминерализированными водами.

Ядовитыезагрязнения содержат около 800 вредных веществ, в том числе мутагены, влияющиена наследственность, канцерогены — на зарождение и развитие злокачественныхновообразований, нервные и кровяные яды — на функции нервной системы, составкрови. Содержание их в воздухе в ряде случаев в 3-10 раз превышает предельнодопустимые концентрации.

Атмосферныезагрязнения при соответствующем составе и концентрации могут явиться причинойгибели растений и животных, а также людей.

4.2 Охрана окружающей среды наобъекте.

Объекты добычинефти являются мощными загрязнителями окружающей среды, поэтому необходимостремиться к снижению этого негативного воздействия. Основным загрязнениемкустовых площадок и прилегающих территорий являются разливы нефтесодержащейжидкости. Вследствие этого, организация, осуществляющая добычу должна требоватьот своих работников и подрядных организаций определенных правил по охранеокружающей среды на кустовых площадках.

Основноезагрязнение нефтью производят течи и прорывы в трубопроводах, которые припоявлении должны устраняться в кратчайшие сроки.

На кустовыхплощадках должны быть установлены контейнеры для хранения бытовых отходов,промасленной ветоши, резинотехнических изделий. Кустовая площадка присооружении обсыпается песчаным валом — обваловкой.

Анализ химическогосостава почв имеет большое значение в разработке программ оптимизации природопользования.Общеизвестна биологическая значимость микроэлементов, которые играют важнуюроль в процессах роста и развития растений. Микроэлементы участвуют в синтезехлорофилла, в построении ферментов, оказывают влияние на ассимиляцию растениямиазота. С этой точки зрения необходим контроль за содержанием микроэлементов впочвах и обеспечение их оптимального содержания на тех участках, где проходитбиологическая рекультивация. С другой стороны, некоторые микроэлементы являютсяодними из наиболее опасных загрязнителей окружающей среды. Среди них следуетвыделить тяжелые металлы Pb, Hg, Cd, а также Си, Ni, Co, Mo, Cr, Zn, V. Анализмикроэлементного состава почв на фоновых и техногеннотрансформированныхучастках позволяет оценить интенсивность загрязнения окружающей среды.

Охранаприроды – это система мер, направленная на поддержание рациональноговзаимодействия между деятельностью человека и окружающей природной средой,обеспечивающее сохранение и восстановление природных богатств, рациональноеиспользование природных ресурсов, предупреждающее прямое и косвенное вредноевлияние результатов деятельности общества на природу и здоровье человека.

 Непрерывнорастущее, практически неуправляемое загрязнение окружающей среды по масштабам иглобальности источников загрязнения, по степени пагубного влияния на живуюприроду и на человеческий организм, выдвинуло заботу о чистоте окружающейприроды на одно из первых мест для обеспечения жизни и здоровья людей.

Следовательно,усилие предприятий и их технологических служб должны быть направлены, в первуюочередь, на:

—   исключениеприменения вредных веществ и их замену на безвредные;

—   исключениеобразования и выделение в ходе технологических процессов вредных веществ;

—   разработку ивнедрение безотходных технологий;

—   созданиелабораторий по охране окружающей среды.

Программа охраныокружающей среды является комплексной и носит глобальный характер и поэтомудолжна решаться не только применительно к конкретному предприятию, но и вмасштабах города, страны и всей Земли в целом с учетом социальных,экологических, технических, экономических, правовых и международных аспектов.Кто, если не мы будем беречь свою планету в чистоте и порядке!

 
/>5. ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ

5.1 Организация монтажаэлектрооборудования и электросетей

К персоналу,обслуживающему электрическое оборудование и электрические сети промышленныхпредприятий, предъявляется ряд требований, из которых важнейшими являютсятехнические знания и практические навыки, необходимые для выполнения порученныхобязанностей; умение оказать первую помощь пострадавшему при несчастныхслучаях; иметь общие понятия о технологии обслуживаемого предприятия.

Все вновь поступающие на работу подвергаются медицинскомуосмотру. Затем проходят предварительную подготовку, знакомятся с оборудованиеми аппаратурой, которые им придется обслуживать; изучают в необходимом объемеПТЭ и местные эксплуатационные и должностные инструкции, правила по техникибезопасности.

Обучение сопровождается показом практических навыков нарабочем месте работником, обслуживающим электрохозяйство данного предприятия.После обучения квалификационная комиссия (состав которого зависит от категорииработника и определяется ПТЭ) проверяет на рабочем месте знания вновьпоступающего работника.

Правило технической эксплуатациипредусматривают деление персонала, обслуживающего электроустановки, по знаниямтехники безопасности на пять групп. На основании проведенной проверки квалификационнаякомиссия присуждает проверяемому соответствующую группу. Результаты проверкизнания регистрируют в специальном журнале. При неудовлетворительной оценкепроверка повторяется через некоторое время. Если электротехнический персонал впроцессе работы нарушил ПТЭ или действующие местные инструкции, то егоподвергают внеочередной повторной проверке знаний. Повторную проверку знанийназначают также, в случае если изменяется характер выполняемой работы.Повышению технических знаний персонала способствует определение причин аварий инесчастных случаев. При этом выявляются причины, и обстоятельства происшедшегослучая, устанавливаются его виновники и принимаются меры для предотвращенияподобных случаев. Происшедшие аварии и несчастные случаи обсуждают на техническихсовещаниях при широком привлечении эксплуатационного персонала.

Основным источникомповышения производительности труда, снижения себестоимости монтажа, повышениякачества работ и сокращения сроков их выполнения является индустриализацияработ. Под индустриализацией электромонтажных работ понимают совокупностьорганизационных и технических мероприятий, обеспечивающих выполнение возможнобольшего объема работ вне строительной площадки на заводах промышленности имонтажных организаций, а также в мастерских монтажно-заготовительных участков.Необходимый уровень механизации электромонтажного производства и правильноеиспользование средств механизации труда определяются планом механизации работ,входящим в состав ППР.

Для качественногопроведения электромонтажных работ при минимальных затратах труда и материальныхресурсов необходимо в процессе подготовки к монтажу и монтажа необходимообеспечить:

комплектование исвоевременную доставку на объекты необходимых материально – техническихресурсов;

контроль запоступлением материалов и комплектующих изделий в монтажно – заготовительныймастерские;

контроль закачеством работ монтажно–заготовительных мастерских;

комплектование идоставку готовой продукции мастерских на монтажные объекты.

Учитывая значительнуюудаленность монтажных участков от центральной базы и в целях оперативности какв руководстве работами, так и для лучшего маневрирования крупными механизма ми(краны, гидроподъемники,  и др.) широко применяют систему радиосвязи сучастками, специальными механизмами, базами механизации и т. п.

5.2Организация обслуживания электрооборудования и электросетей

Кусты скважин неимеют постоянно дежурящего на них персонала и обслуживаются мобильнымигруппами, в качестве которых находится несколько кустов, цехов или т.п.

Куст находится всобственности ОАО «ТНК-ВР»  которая в свою очередь обеспечиваетработоспособность скважин.

Все строительныеработы на кустах ведет частная подрядная организация СМУ «Строитель». Введомство этой организации входит установка площадок, эстакад, демонтаж/монтажТП и АГЗУ.

Обслуживание ТПпроизводит ЗАО «Энергонефть», находящимся в ведомстве ТНК-ВР. Сотрудниками этойорганизации производится включения/отключения автоматов  в ТП, заменапредохранителей, соединение проводов ЛЭП с вводом в ТП. ЛЭП 10 кВ такжеобслуживается ЗАО «Энергонефть».

Монтаж/демонтаж,ремонт и обслуживание наземного электрооборудования, ремонт насосов, ПЭДов,гидрозащит, настройка приборов телеметрии, демонтаж/монтаж кабельных линийпроизводится подрядной организацией ЗАО «Центрофорс», находящейся в ведомствемосковского ОАО «Борец». Дежурные электромонтеры по наземному оборудованиютакже с этой организации.

Организацияобслуживания электроустановок в ЗАО «Центрофорс». Сменный технолог по цехудобычи направляет заявку на производство работ подрядным организациям.

Диспетчерэксплуатационно-монтажного цеха даёт заявку мастеру на производство работ,мастер комплектует бригады, выдаёт технику, материалы, кабель, трансформатор,оформляет документацию, и бригады направляются на заявку.

После окончанияработ на кусту, приезжает дежурный электрик, запускающий скважины,устанавливающий уставки станцию ДЭМ принимает заявку непосредственно отсменного технолога цеха, который он обслуживает. Т.е обслуживание всейэлектрической части куста выполняется дежурным электромонтерами, а ремонт,монтаж/демонтаж проводят электромонтеры из числа ремонтного иоперативно-ремонтного персонала.  

5.3 Организация ремонтаэлектрооборудования и электросетей

Планово — предупредительный ремонт (ППР) является совокупностьюорганизационно-технических мероприятий по планированию, подготовке, организациипроведения, контроля и учёта различного вида работ по техническому уходу иремонту энергетического оборудования и сетей. ППР проводится по заранеесоставленному плану и обеспечивает безотказную, безопасную и экономичную работуэнергетических устройств предприятия при минимальных ремонтах иэксплуатационных затратах.

Профилактическая сущность ППР состоит в том, что послезаранее определенной наработки оборудования или участка сети проводятсяплановые осмотры, проверки, испытания и ремонт, которые обеспечивают дальнейшуюнормальную работу оборудования и сети.

Основой системы ППР, определяющей трудовые и материальныезатраты на ремонт, является ремонтный цикл и его структура. Ремонтный цикл — это продолжительность работы оборудования в годах между двумя капитальнымиремонтами. Для нового оборудования ремонтный цикл исчисляется с момента вводаего в эксплуатацию до первого капитального ремонта.

Структурой ремонтного цикла называют порядок расположения

и чередования различных видов ремонтов и осмотров впределах одного ремонтного цикла. Время работы оборудования, выраженное вмесяцах календарного времени между двумя плановыми ремонтами, называетсямежремонтным периодом. Разрабатывая ППР для конкретного электрооборудования,величину ремонтного цикла и его структуру назначают такими, чтобы былаобеспечена надежная работа оборудования при заданных условиях.

Техническое обслуживание — комплекс работ для поддержания висправности оборудования и сетей. Оно предусматривает уход за оборудованием исетями; проведение осмотров, систематическое наблюдение за их исправнымсостоянием, контроль режимов работы; соблюдение правил эксплуатации иэксплуатационных инструкций; устранение мелких неисправностей, не требующееотключения оборудования и сетей; регулировку, чистку, продувку и смазку.

Техническое обслуживание является одним из важнейшихпрофилактических мероприятий системы ППР и выполняется силами эксплуатационногоили эксплуатационно-ремонтного персонала. Правильно организованное техническоеобслуживание — гарантия безотказной и экономичной работы энергетическогооборудования и сетей.

Осмотры планируются как самостоятельные операции лишь длянекоторых видов энергетического оборудования и сетей с относительно большойтрудоемкостью ремонта. Во время осмотра проверяют состояние оборудования;проводят чистку, промывку, продувку, добавку или смену изоляционных, смазочныхмасел; выявляют дефекты эксплуатации и нарушения правил безопасности, уточняютсостав и объем работ, подлежащих выполнению при очередном капитальном ремонте.

Текущий ремонт является основным профилактическим видомремонта, обеспечивающим долговечность и безотказность работы энергетическогооборудования и сетей.

Капитальный ремонт — наиболее сложный и полный по объемувид ППР. При нем делается полная разборка оборудования или вскрытие сети;восстановление или замена изношенных деталей, узлов элементов или участков;ремонт базовых деталей, обмоток, коммуникационных устройств (траншей, каналов,эстакад, опор).

При капитальном ремонте в экономически обоснованных случаяхможет проводиться модернизация оборудования и сетей. При модернизацииэнергетическое оборудование и сети приводятся в соответствие с современнымитребованиями и улучшают их характеристики: мощность, производительность,надежность, долговечность, ремонтопригодность, условия обслуживания,безопасность и другие показатели путем внедрения частичных изменений иусовершенствований в их схемах и конструкциях, а для сетей также способапрокладки.

На предприятиях капитальный ремонтпроводится, как правило, в электроремонтных цехах, а остальные виды ремонтамогут проводиться централизованно, децентрализовано или иметь смешаннуюорганизацию ремонта. На небольших предприятиях с небольшим количествомэлектрооборудования все виды ремонта централизованы; на крупных предприятиях исредних используют децентрализованную или смешанную форму.
6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1Расчет численности ремонтного и и обслуживающего персонала

Для расчетачисленности ремонтного и обслуживающего персонала необходимо рассчитатьтрудоемкость ремонтных работ

Для расчетатрудоемкости необходимо составить спецификацию электрооборудования

Межремонтный цикл(Пк), межремонтный период (Пт), трудоемкость капитальногоремонта (Тк), текущего ремонта (Тт), структура ремонтаявляются нормативными данными.

 Таблица 6.1 Трудоемкость, чел-час

Т‘к

33 50 91,9 140 41,5 208 - 4,3 12,7 12 - - - - 6,3 - 0,96

Т’т

2,1 15 8,5 28 12,45 62,4 2 1,3 1,5 3,6 0,8 0,5 2,9 3,5 0,8 2,9 0,276 Межремонтный

 Цикл, Пк

72 96 36 96 60 180 - 36 96 48 - - - - 96 - 72

 Период, Пт

12 12 12 24 30 36 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 36 Структура К-16ТО-7Т-К К-88ТО-7Т-К К-ТО-2Т-К К-3Т-К К-Т-К К-4Т-К Т-ТО-Т К-9ТО-2Т-К К-7Т-К К-12ТО-3Т-К Т-ТО-Т Т-ТО-Т Т-ТО-Т Т-ТО-Т К-7Т-К Т-ТО-Т К-Т-К кол   5   1   1   5   5   1   3   1   3   1   5   15   10   5   15   5   3 Оборудование Электродвигатель ПЭД32-117 Компенсирующее устройство КС-0,38-36 Силовой трансформатор ТМ-160/10 Силовой трансформатор ТМ-100/1170

Кабель КПБП 3×10 мм2 L=980 м

Воздушная линия АС-16 L=10 км Предохранитель ПКТ101-10-8-31,5 Разъединитель РЛНД-10/400 Ограничитель перенапряжений ОПН-РС Автомат ВА 55-37 I=320 А Рубильник Р32 I=250 А Предохранитель ПП21 Трансформатор тока ТТ-250/5 Контактор КЭМ-250 Ограничитель перенапряжений ОПН-НО Автомат ВА52Г-31 I=80 А Шины L=1,2 м 25×3   Номер 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Для расчетатрудоемкости ремонтных работ необходимо соблю-дать следующий порядок:

1) рассчитываемколичество ремонтов в ремонтном цикле

2) рассчитываемколичество текущих и капитальных ремонтов

3) рассчитываемтрудоемкость ремонтных работ

Количество ремонтовв ремонтном цикле Рт, рем, вычисляют по формуле

Рт = /> -1,                            (6.1)

где: Пк −межремонтный цикл,

Пт −межремонтный период

Рт1 = /> - 1 = 5рем

Р т2 = /> - 1 = 7рем

Рт3 = /> - 1 = 2рем

Рт4 = /> - 1 = 3рем

Рт5 = /> - 1 = 1рем

Рт6  = /> - 1 = 4рем

Рт7  не рассчитываем т.к. Пк7 = 0

Рт8 = /> - 1 = 2рем

Рт9  = /> - 1 = 7рем

Рт10 = /> - 1 = 3рем

Рт11  нерассчитываем т.к. Пк11 = 0

Рт12  нерассчитываем т.к. Пк12 = 0

Рт13 нерассчитываем т.к. Пк13 = 0

Рт14  нерассчитываем т.к. Пк14 = 0

Рт15  = /> -1 = 7 рем

Рт16  нерассчитываем т.к. Пк16 = 0

Рт19 = /> - 1 = 1рем

Рассчитываем количестворемонтов в год

Количество текущихремонтов в год Ртг, рем, вычисляют по фо-рмуле:

Ртг = />,                      (6.2)

где: Е−количество оборудования,

Если Рк= 0, то

Ртг = />                            (6.3)

Ртг1 = />= 4,16 ≈4 рем

Ртг2 = />= 0,875 ≈1рем

Ртг3 = />= 0,67 ≈1 рем

Ртг4 = />= 1,87 ≈2рем

Ртг5 = />= 1 рем

Ртг6 = />= 0,27 ≈0 рем

Ртг7 = />= 3 рем

Ртг8 = />= 2 рем

Ртг9 = />= 2,625 ≈3 рем

Ртг10 = />=07,5 ≈ 1 рем

Ртг11 = />=5 рем

Ртг12 = />=15 рем

Ртг13 = />=10 рем

Ртг14 = />=5 рем

Ртг15 = />=13,1 ≈13 рем

Ртг16 = />=5 рем

Ртг17 = />=0,5 ≈ 1 рем

Количествокапитальных ремонтов в год Ртг, рем, вычисляют по формуле

Ркг = />                         (6.4)

Если Рк= 0, то Ркг − не рассчитываем

Ркг1 = />= 0,83 ≈1 рем

Ркг2 = />= 0,125 ≈0 рем

Ркг3 = />= 0,33 ≈1 рем

Ркг4 = />= 0,62 ≈1 рем

Ркг5 = />= 1 рем

Ркг6 = />= 0,07 ≈0 рем

Ркг7 − не рассчитываем т.к. Рк7= 0

Ркг8 = />= 0,33 ≈1 рем

Ркг9 = />= 0,125 ≈0 рем

Ркг10 = />=0,25 ≈ 0 рем

Ркг11 −не рассчитываем т.к. Рк11 = 0

Ркг12 −не рассчитываем т.к. Рк12 = 0

Ркг13 −не рассчитываем т.к. Рк13 = 0

Ркг14 −не рассчитываем т.к. Рк14 = 0

Ркг15 = />=1,87 ≈ 2 рем

Ркг16 −не рассчитываем т.к. Рк16 = 0

Ркг17 = />=0,5 ≈ 1 рем

Расчет трудоемкостиремонтных работ

Трудоемкостьремонтных работ рассчитывают исходя из коли-чества ремонтов в год

Трудоемкостьтекущих ремонтов Тт, чел-час, вычисляют по фо-рмуле

Тт = Ртг×Т’т,,                          (6.5)

где: Т’т− трудоемкость единицы ремонта

Тт1 =4×2,1 = 8,4 чел-час

Тт2 =1×15 = 15 чел-час

Тт3 =1×8,5 = 8,5 чел-час

Тт4 =2×28 = 56 чел-час

Тт5 =1×12,45 = 12,45 чел-час

Тт6 =0×62,4 = 0 чел-час

Тт7 =3×2 = 6 чел-час

Тт8 =2×1,3 = 2,6 чел-час

Тт9 =3×1,5 = 4,5 чел-час

Тт10 =1×3,6 = 3,6 чел-час

Тт11 =5×0,8 = 4 чел-час

Тт12 =15×0,5 = 7,5 чел-час

Тт13 =10×2,9 = 29 чел-час

Тт14 =5×3,5 = 17,5 чел-час

Тт15 =13×0,8 = 10,4 чел-час

Тт16 =5×2,9 = 14,5 чел-час

Тт17 =1×0,28 = 0,28 чел-час

Трудоемкостькапитальных ремонтов:

Тк = Ркг×Т’к,                           (6.6)

где: Т’к− трудоемкость единицы ремонта

Тк1 =1×33 = 33 чел-час

Тк2 =0×50 = 0 чел-час

Тк3 =1×91,9 = 91,9 чел-час

Тк4 =1×140 = 140 чел-час

Тк5 =1×41,5 = 41,5 чел-час

Тк6 =0×208 = 0 чел-час

Тк7 = 0чел-час

Тк8 =1×4,3 = 4,3 чел-час

Тк9 =0×12,7 = 0 чел-час

Тк10 =0×12 = 0 чел-час

Тк11 = 0чел-час

Тк12 = 0чел-час

Тк13 = 0чел-час

Тк14 = 0чел-час

Тк15 =2×6,3 = 12,6 чел-час

Тк16 = 0чел-час

Тк17 =1×0,96 = 0,96 чел-час

Данные заносим втаблицу 6,2 и рассчитываем общею трудоем-кость Тобщ, чес-час, поформуле

Тобщ = Тт+ Тк                            (6.7)

Тобщ1 =8,4 + 33 = 41,4 чел-час

Тобщ2 =15 + 0 = 15 чел-час

Тобщ3 =8,5 + 91,9 = 100,4 чел-час

Тобщ4 =56 + 140 = 196 чел-час

Тобщ5 =12,45 + 41,5 = 53,95 чел-час

Тобщ6 =0 + 0 = 0 чел-час

Тобщ7 =6 + 0 = 6 чел-час

Тобщ8 =2,6 + 4,3 = 6,9 чел-час

Тобщ9 =4,5 + 0 = 4,5 чел-час

Тобщ10 =3,6 + 0 = 3,6 чел-час

Тобщ11 =4 + 0 = 4 чел-час

Тобщ12 =7,5 + 0 = 7,5 чел-час

Тобщ13 =29 + 0 = 29 чел-час

Тобщ14 =17,5 + 0 = 17,5 чел-час

Тобщ15 =10,4 + 12,6 = 23 чел-час

Тобщ16 =14,5 + 0 = 14,5 чел-час

Тобщ17 =0,28 + 0,96 = 1,24 чел-час

Таблица 6.2

Номер Оборудование Трудое-мкость единицы ремонта Кол ремон-тов в год Трудое-мкость

Общея трудо-емкость,

чел-час

Т’т

Т’к

Ртг

Ркг

Тт

Тк

1 Электродвигатель ПЭД32-117 2,1 33 4 1 8,4 33 41,4 2

Компенсирующее устройство

КС-0,38-36

15 50 1 15 15 3 Трансформатор ТМ-160/10 8,5 91,9 1 1 8,5 91,9 100,4  4 Трансформатор ТМП-100/1170 28 140 2 1 56 140 196  5

Кабель КПБП 3×16 мм2

12,45 41,5 1 1 12,45 41,5 53,95  6 Воздушная линия АС-16 62,4 208 7 Предохранитель ПКТ101-10-8-31,5 2 - 3 6 6 8 Разъединитель РЛНД-10/400 1,3 4,3 2 1 2,6 4,3 6,9 9 Ограничитель перенапряжений ОПН-РС 1,5 12,7 3 4,5 4,5 10 Автомат ВА 55-37 3,6 12 1 3,6 3,6 11 Рубильник Р32 0,8 - 5 4 4 12 Предохранитель ПП21 0,5 - 15 7,5 7,5 13 Трансформатор тока ТТ-250/5 2,9 - 10 29 29 14 Контактор КЭМ-250 3,5 - 5 17,5 17,5 15 Ограничитель перенапряжений ОПН-НО 0,8 6,3 13 2 10,4 12,6 23 16 Автомат ВА52Г-31 3 - 5 14,5 14,5 17 Шины 25×3 0,28 0,96 1 1 0,28 0,96 1,24 Итого 200,23 324,26 524,49

Для учетатехнического обслуживания при расчете общей тру-доемкости ремонтных работприбавляем 10% от суммарного теку-щего ремонта, таким образом, трудоемкостьремонтных работ сос-тавляет:

Трем = ΣТобщ + 0,1 ΣТт                           (6.8)

Трем = 524,49 + 0,1×200,23 = 544,51 чел-час

Численностьремонтного персонала Чр, чел, вычисляют по фор-муле

Чр = />,                            (6.9)

где: Квн− коэффициент выполнения норм предусматривается повышениемпроизводительности труда за счет решения организа-ционных вопросов

Фр −годовой фонд рабочего времени, рассчитывается за планируемый год согласнотаблице 6.3

Таблица 6.3

Номер

показателя

Показатели Расчет

1

2

3

4

5

6

Количество календарных дней (П1)

Количество выходных и праздничных дней (П2)

Не рабочие дни (П3) в том числе:

− отпускные

−выполнение государственных обязанностей

−больничные

−ученические

Итого рабочих дней (П4)

П4 = П1 — П2 — П3

Продолжительность рабочего дня в часах (П5)

Годовой фонд рабочего времени (П6)

П6 = П4×П5

366

115

33

28

1

3

1

218

8

1744

Чр =  /> = 0,27 ≈1 чел

Ремонтный персоналнеобходимо обеспечить дополнительным фронтом работы т.к. он не загружен

Численностьобслуживающего персонала рассчитывают исходя из ремонтной сложности

Численность обслуживающегоперсонала Чо, чел, вычисляют по формуле

Чо = />,                          (6.10)

где: ΣРс− ремонтная сложность всех видов оборудования

     Ncм − количество смен работыоборудования

     Но −норма обслуживания ремонтной сложности

     Для расчетаремонтной сложности составим таблицу 6.4

Таблица 6.4

Номер Оборудование Кол

Р’c

Рc

1 Электродвигатель ПЭД32-117 5 14 70 2 Компенсирующее устройство КС-0,38-36 1  3 3 3 Трансформатор ТМ-160/10 1  8 8 4 Трансформатор ТМП-100/1170 5 6 30 5

Кабель КПБП 3×16 мм2

5 3,32 16,6 6 Воздушная линия АС-16 1 80 80 7 Предохранитель ПКТ101-10-8-31,5 3 0,12 0,36 8 Разъединитель РЛНД-10/400 1 1 1 9 Ограничитель перенапряжений ОПН-РС 3 1 3 10 Автомат ВА 55-37 1 2 2 11 Рубильник Р32 5 0,5 2,5 12 Предохранитель ПП21 15 1 15 13 Трансформатор тока ТТ-250/5 10 1 10 14 Контактор КЭМ-250 5 1,5 7,5 15 Ограничитель перенапряжений ОПН-НО 15 1 15 16 Автомат ВА52Г-31 5 1 5 17 Шины 25×3 3 3 9

Рс = Р’c×Е,                          (6.11)

где: Р’c − ремонтная сложностьединицы оборудования

Рc1 = 14×5 = 70

Рc2 = 1×3 = 3

Рc3 = 8×1 = 8

Рc4 = 6×5 = 30

Рc5 = 5×3,32 = 16,6

Рc6 = 1×80 = 80

Рc7 = 3×0,12 = 0,36

Рc8 = 1×1 = 1

Рc9 = 3×1 = 3

Рc10 = 1×2 = 2

Рc11 = 5×0,5 = 2,5

Рc12 = 15×1 = 15

Рc13 = 10×1 = 10

Рc14 = 5×1,5 = 7,5

Рc15 = 15×1 = 15

Рc16 = 5×1 = 5

Рc17 = 3×3 = 9

Рассчитываемремонтную сложность всех видов оборудования:

ΣРс= 70+3+8+30+16,6+80+0,36+1+3+2+2,5+15+10+7,5+15+5+9 = 277,96

Чо = /> = 1,66 ≈2 чел

6.2 Расчет годового фондазаработной платы

Годовой фондзаработанной платы:

− дляремонтного персонала − по сдельно-премиальной системе

− дляобслуживающего персонала − по повременно-премиальной системе

Заработанную платупо тарифу Зт, руб, вычисляют по формуле

-для сдельщиков:

Зтс = Трем×Счс,                         (6.12)

где: Счс− часовая тарифная ставка рабочего-сдельщика

Зтс = 544,51×34,45 = 18758,36 руб

-для повременщиков:

Зтп = Фр×Чо×Счп,                     (6.13)

где: Счп −часовая тарифная ставка рабочего-повременщика

Зтп = 1744×2×28,28 = 100733,44 руб

Доплаты Д, руб,вычисляют по формуле:

Д = Зт×/> ,                         (6.14)

где: Р −процент доплат:

Дс = 18758,36×/> =4689,59 руб

Дп = 100733,44× /> =20146,68 руб

Премию П, руб,вычисляют по формуле:

П = (Зт + Д)× />,                       (6.15)

где: М −процент премии: 

Пс = (18758,36 + 4689,59)×/> = 9379,18 руб

Пп = (100733,44 + 20146,68)× /> = 36264,03 руб

Уральскийкоэффициент У, руб, вычисляют по формуле:

У = (Зт + Д + П)× />, где                   (6.16)

Ус = (18758,36 + 4689,59+ 9379,18)× /> = 4924,06 руб

Уп = (100733,44 + 20146,68+36264,03)×/> = 23571,62 руб

Фонд заработаннойплаты вычисляют по формуле

Фз = Зт+ Д + П + У                       (6.17)

Фзс =18758,36 + 4689,59+ 9379,18+ 4924,06 = 37751,19 руб

Фзп =100733,44 + 20146,68+36264,03+ 23571,62 = 180715,77 руб

Фз = Фзс+ Фзп                        (6.18)

Фз =37751,19 + 180715,77 = 218466,96 руб

После расчета фондазаработанной платы рассчитываем отчис-

ления вовнебюджетные фонды:

− впенсионный фонд:

Пф = Фз×/>                             (6.19)

Пф = 218466,96 ×/> =43693,39 руб

− в фондсоциального страхования:

Сс = Фз× />                              (6.20)

Сс =218466,96 ×/> =6335,54 руб

− в фондмедицинского страхования:

Мс = Фз×/>                         (6.21)

Мс =218466,96 ×/> =6772,47 руб

6.3Расчет потребности материальных ресурсов и запасных частей

В нормативныхдокументах дается потребность на 100 чел-час трудоемкости − Мн…Первоначально составляется таблица по нормативным данным.

Для рассчитаннойтрудоемкости материальные потребности составят

Мп1 = />= 1,12 кг

Мп2 — не предусмотрено

Мп3 = />= 22,09 кг

Мп4 = />= 39,2 кг

Мп5 = />= 1,08 кг

Мп6 = />=1,08 кг

Мп7 = />= 0,35 кг

Мп8 = />= 0,32 кг

Мп9 = />= 0,26 кг

Мп10 = />= 0,1 кг

Мп11 = />= 0,09 кг

Мп12 = />= 0,16 кг

Мп13 = />= 0,94 кг

Мп14 = />= 0,38 кг

Мп15 = />= 0,58 кг

Мп16 = />= 0,32 кг

Мп17 = />= 0,43 кг

В справочных данных дается потребность на  100 чел.-частрудоемкости.

Материалы Оборудование 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1… Сталь 2,7 25 20 0,4 1,5 1,5 1,5 2 2 2 2 25 1,5 2. Проволка бандажная 0,4 - 0,08 3. Крепежные изделия 2,7 6,5 3,6 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 4.Медь 0,3 7,2 2,3 4,5 0,2 10 0,2 5.Алюминий 1,8 - 1,5 0,6 0,6 6. Припой 0,24 0,06 0,02 0,03 0,03 0,03 0,2 0,03 7. Провод обмоточный 54 145 53 15 0,5 0,5 8. Картон электроизоляционный 0,5 16,5 6,6 0,5 0,2 0,2 0,2 9. Миканит 0,15 - - 10. Лаки электроизоляционные 5 10 4 0,4 0,6 0,6 0,6 11 Эмаль 3 2,5 1,3 1,6 0,4 О,4 0,4 2 О,4 12. Растворители 1,2 1,6 - 1 13. Керосин 2 1,5 1 - 1,5 1,5 14. Материал обтирочный 0,5 0,8 0,5 1,3 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 15. Шнур крученный 0,16 0,3 - 18

В дальнейшемрассчитывается стоимости материальных ресурсов для проведения ремонтных работΣСi, где I — количество материалов.

Расчет покупныхизделий производится исходя из складского резерва по таблице.

Таблица 6.7

Оборудование Комплект Запас, шт Цена, руб Сумма, руб Электрод-вигатель

1 Секции стержневых обмоток

2 Катушки полюсов

3 Втулки и прокладки

4 Наконечники каабе-льные

5 Подшипник

6 Подшипник качения

9 Валы

1

1

1

1

1

1

1

3303

1935

133,5

411

379

540

603

3303

1935

133,5

411

379

540

603

Трансфор-матор

1 Изоляторы проходные

2 Термосигнализатор

3 выводы со стороны:

-высшего напряжения

-низшего напряжения

4 Масломерные стекла

5 Переключатели от-ветвленные

6 Прокладочный мате-риал

7 Спускной кран

8 Радиаторный кран

9 Газовое реле

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

417

1806

144

73,5

231

555

354

414

433,5

1789,5

417

1806

144

73,5

231

555

354

414

433,5

1789,5

Разъедини-тель

1 Изолятор опорный

2 Контакты

3 Ножи контактные

1

1

1

408

354

516

408

354

516

Итого                                                                            14800,5    

Для расчетанеучтенных материальных ресурсов и покупных из-делий их стоимость увеличиваетсяна 10%, а для учета транспор-тных расходов — на 20%.

Пмз = (Пм + Пз)×1,1×1,2                        (6.22)

Пмз = 63744 + 14800,5)1,1×1,2 = 103678,74руб

6.4Составление плановой калькуляции на ремонт оборудования

Калькуляциясоставляется по полученным расчетам.

Таблица 6.8

Номер статьи Статьи калькуляции Сумма, руб 1 Сырье, материалы, покупные изделия 103678,74 2 Фонд заработанной платы 218466,96 3

Отчисления: — пенсионный фонд

               — фонд социального страхования

               — медицинское страхование

43693,39

6335,54

6772,47

4 Затраты на содержание и ремонт оборудования 64,4% 140692,27 Итого 519639,37

П4 = П2× />                         (6.23)

П4 = 218466,96×/> =140692,27 руб

Таблица 6.9-Технико-экономические показатели

Номер Показатели Единицы измерения Количество

 

1 2 3 4

 

1

Трудоемкость ремонтных работ

В том числе:- капитального ремонта

               — текущего ремонта

               — технического обслуживания

чел-час

чел-час

чел-час

чел-час

544,51

324,26

200,23

20,023

 

1 2 3 4 2

Численность персонала:

— ремонтного персонала

— обслуживающего персонала

чел

чел

чел

3

1

2

3

Фонд заработанной платы

— ремонтного персонала

— обслуживающего персонала

руб

руб

руб

218466,96

37751,19

180715,77

4 Себестоимость ремонтных работ руб 479704,63 /> /> /> /> /> /> />
ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Дипломныйпроект выполнен на тему «Электроснабжение и электрооборудование ремонтного цеха№166 ОАО МК Витязь с разработкой схемы управления и защиты электро двигателямостового крана».

Подвод электрическойэнергии до цеха осуществляется от ГПП по воздушным линиям сталеалюминиевымипроводами марки АС-16. В процессе выполнения проекта я рассчитал высоковольтное электрооборудование на 10 кВ. И выбрал следующиеэлектрооборудования: выключатель нагрузки ВНРп10/400-10 3У3, предохранительмарки ПКТ-101-10-8-31,5 У1. Для питания цеха установил две трансформаторнойподстанции, каждый из которых питает по три электродвигателя, в целяхнадежности электроснабжения. Выбрал силовые трансформаторы к ним маркиТСЗГЛ-1000/10, сделал его технико-экономическое обоснование.

На стороне 0,4 кВвыбрал пускозащитную аппаратуру. К ним относятся общий автоматическийвыключатель типа ВА51-25, автоматический выключатель к каждому погружномуэлектродвигателю типа ВА51-31.

В процессе выполненияпроекта производил расчет мощности и выбор электродвигателя типа МТF311-6 для привода мостового крана МТF011-6,выполнил его технико-экономическое обоснование. Для компенсации реактивнойэнергии применил компенсирующие устройства

В экономической частирассчитал стоимость ремонта оборудования в год, к которым относиться фондзаработной платы для сдельщика и повременщика, затраты на содержание и ремонтоборудования, затраты на сырьё, материалы и покупные изделия.

В проекте рассмотрены также вопросытехники безопасности, учета и контроля электроэнергии и охраны окружающейсреды.

НОРМОКОНТРОЛЬ

Дипломного проекта студента ИНК

Нормоконтрольосуществляется с целью установления соответствия дипломного проекта (ДП)методическим указаниям ИНК по выполнению и оформлению ДП. Нормоконтрольпроводится на этапе представления выпускником полностью законченного ДП.

Данный листнормоконтроля прикладывается к ДП.

Тема ДП: Электроснабжениеи электрооборудование куста скважины №145 Самотлорского месторождения ОАО«ТНК-ВР» с внедрением станции управления «Электон-М»

Студент: КолегановЮрий Валерьевич

Фамилия, имя,отчество

Группа: ЭП-04

Недостатки, выявления при нормоконтроле

№ пп Перечень недостатков

Присутствует: +

Отсутствует: -

1 Работа представлена не в оригинале, а в виде ксерокопии 2 Набор текста не соответствует ГОСТ ЕСКД 3 Наименование темы работы не соответствует утвержденной 4 Отсутствуют обязательные структурные части (содержание, введение, заключение, список используемой литературы) 5 Разделы набраны в подбор, а не начинаются с новой страницы 6 Заголовки разделов и подразделов набраны неверно. Расстояние между заголовком и текстом не выдержано 7 Страницы пронумерованы неверно 8 Таблицы, формулы, рисунки в тексте оформлены неверно 9 Работа не сброшюрована

10

 

Не соответствие графической части: а) ГОСТ 2.301 Форматы б) ГОСТ 2.302 Масштабы в) ГОСТ 2.305 Изображения – виды, разрезы, сечения

г) ГОСТ 2.307 Нанесение размеров и предельных

отклонений

д) ГОСТ 2.308 Указания на чертежах формы и

расположения поверхностей

е) ГОСТ 2.309 Нанесение на чертежах обозначений шероховатости поверхностей ж) ГОСТ 2.311 Изображение резьбы з) ГОСТ 2.312 Условные изображения и обозначения швов сварных соединений и) ГОСТ 2.314 Указания на чертежах о маркировании и клеймении изделий к) ГОСТ 2.401 Правила выполнения чертежей пружин л) ГОСТ 2.403, ГОСТ 2.405, ГОСТ 2.406 Правила выполнения рабочих чертежей цилиндрических и конических зубчатых колес м) ГОСТ 2.409 Правила выполнения чертежей зубчатых (шлицевых) соединений н) ГОСТ 2.721 Обозначения условные графические в схемах. Обозначения общего применения о) ГОСТ 2.104 Основные надписи

Дипломный проектдопускается к защите

Нормоконтролер:Аркаева Валентина Григорьевна______________

Фамилия, имя,отчество                                                     подпись

С результатаминормоконтроля ознакомлен:

студент: КолегановЮрий Валерьевич                           ______________

                                                                                                подпись

ОТЗЫВ

руководителя проекта о качестве дипломного проекта студента

Ишимбайского нефтяного колледжа

Фамилия, имя,отчество студента Колеганов Юрий Валерьевич

Специальность140613 «Техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт электрического иэлектромеханического оборудования»

Наименование темыдипломного проекта: Электроснабжение и электрооборудование куста скважины №145Самотлорского месторождения ОАО «ТНК-ВР» с внедрением станции управления«Электон-М»

Отзыв долженсодержать:

1) Наименованиетемы проекта, упоминание о количестве страниц пояснительной записки иколичестве листов графической части;

2) Краткий переченьосновных вопросов, изложенных в пояснительной записке;

3) Пояснительнуюхарактеристику проекта с точки зрения его актуальности и реальности для промышленности(рекомендовали для внедрения, внедрен в производство, используются материалы,проекты, изготовлен макет и т.д.);

Если тема проектаявляется частью общей разработки, то это обязательно должно быть отмечено

4) Основныедостоинства и недостатки проекта;

5) Оценку работыстудента над проектом в отношении самостоятельности;

6) Характеристикупроведенной студентом экспериментальной работы по изготовлению макетов илипроведенных испытаний;

7) Оценку качествавыполнения пояснительной записки и графической части и общее заключение овыполнении дипломного проекта с оценкой по пятибалльной системе.

Проект заслуживает _____________________________________оценки

Место работы и должность руководителя проекта___________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

Ф.И.О. _______________________________________________________

Подпись___________________________

«____»____________________200___г.

С отзывом ознакомлен _________________________________________

Председатель предметной комиссии______________________________

РЕЦЕНЗИЯ

НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Ишимбайского нефтяного колледжа

Фамилия, имя,отчество студента Колеганов Юрий Валерьевич

Специальность140613 «Техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт электрического иэлектромеханического оборудования»

Наименование темыдипломного проекта: Электроснабжение и электрооборудование куста скважины №145Самотлорского месторождения ОАО «ТНК-ВР» с внедрением станции управления«Электон-М»

Рецензия долженсодержать:

— заключение остепени соответствия выполненного дипломного проекта дипломному заданию;

— характеристикувыполнения каждого раздела проекта и степени использования дипломантомпоследних достижений науки, техники и новаторов производства;

— оценку качествавыполнения графической части проекта и пояснительной записки;

— переченьположительных качеств проекта и его основных недостатков. Общая оценка проектадается по пятибалльной системе.

Проект заслуживает_____________________________________оценки

Место работы идолжность руководителя проекта__________________

_____________________________________________________________

_____________________________________________________________

Ф.И.О. _______________________________________________________

Подпись___________________________

«____»____________________200___г.
Ишимбайский нефтяной колледж

Дата выдачи задания «…..»…………2008г.              УТВЕРЖДАЮ:

Дата окончания проекта «….»…………….2008 г.      Зам. директора по учебной работе “……..”…………………………………………………г.

Заданиена дипломный проект

Студент Колеганов Юрий Валерьевич

Отделение  дневное группа ЭП-04

Специальность: 140613 «Техническаяэксплуатация, обслуживание и ремонт электрического и электромеханическогооборудования»

Тема: Электроснабжение иэлектрооборудование куста скважины №145 Самотлорского месторождения ОАО«ТНК-ВР» с внедрением станции управления «Электон-М»

Содержание проекта

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание технологического процесса

1.2 Краткая характеристика объекта иприменяемого электрооборудования

2 РАСЧЕТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор насоса

2.2 Расчет мощности и выборэлектродвигателя

2.3 Технико-экономические обоснованиевыбранного типа

электродвигателя

2.4 Расчет электрических нагрузок

2.5 Расчет компенсации реактивноймощности

2.6 Выбор числа и мощности силовыхтрансформаторов

2.7 Технико-экономическое обоснованиевыбранного типа

трансформатора и величины напряжения

2.8 Расчет токов короткогозамыкания

2.9 Выбор высоковольтногоэлектрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания

2.10 Выбор пусковой и защитнойаппаратуры на 0,38 кВ

2.11 Выбор и описание станции управления

2.12 Расчет и выбор питающей линии

2.13Расчет и выбор распределительныхсетей

2.14 Учет и экономия электроэнергии

2.15 Расчет заземляющих устройств

2.16 Спецификация на электрооборудованиеи материалы    

3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Техника безопасности при монтаже

электрооборудования и электросетей.

3.2 Техника безопасности приэксплуатации

электрооборудования и электросетей.

3.3 Техника безопасности при ремонте  

электрооборудования и электросетей.

3.4 Мероприятия по противопожарнойбезопасности

4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Экологические проблемы в нефтянойпромышленности

4.2 Охрана окружающей среды на объекте

5 ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

5.1 Организация обслуживанияэлектрооборудования и электросетей

5.2 Организация  монтажаэлектрооборудования и электросетей

5.3 Организация ремонта электрооборудованияи электросетей

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Расчет численности ремонтногои обслуживающего персонала

6.2 Расчет годового фонда заработнойплаты

6.3 Расчет потребности материальныхресурсов и запасных частей

6.4 Составление плановой калькуляции наремонт

ВЫВОД И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лист 1: План расположенияэлектрооборудования, электросетей и заземления

Лист 2: Схема электроснабжения объекта

Лист 3: Принципиальная однолинейнаясхема станции управления

Лист 4: Конструктивный разрез двигателя

Председатель ПЦК электрических дисциплин…..………./Л.П. Мохова/

Руководитель проекта……………………………………/ Л.П.Мохова/

Консультант по экономической части……………………/Г.Я. Ишбаева/

Старший консультант…………………………..………./ Л.П.Мохова/

Дипломник……………………………….……………./Ю.В.Колеганов/

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Б.Ю. Липкин «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» М. «Высшая школа» 1990.

2. Б.Н. Неклепаев, И.П.Крючков « Электрическая часть электростанций и подстанций » М.«Энергоатомиздат». 1989.

3. Л.П. Коновалова, Л.Д.Рожкова « Электроснабжение промышленных предприятий и установок », М.«Энергоатомиздат» 1989.

4. А.А. Федеров, Л.Е.Сторкова «Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования». Москва«Энергоатомиздат». 1987.

5. В.П. Шеховцев «Расчёти проектирование схем электроснабжения». Москва «ФОРУМ-ИГФА-М». 2004.