Электроснабжение и электрооборудование цеха ПРЦЭиЭ ООО УУБР с разра

Министерство образования РБ

	Ишимбайский нефтяной колледж

	

	

	ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ

	Зам. директора по УР

	

	

	ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТООБОРУДОВАНИЕ ЦЕХА ПРЦЭиЭ ООО УУБР РАЗРАБОТКОЙ СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ МОСТОВОГО КРАНА.

	Дипломный проект

	Пояснительная записка

	140613 ЭП11-1-04

	

	Дипломник                                                                / Р.М. Галимов /

	Руководитель проекта                                             /А.У. Шангареев/

	Консультант по экономической части                  / Г.Я. Ишбаева /

	Ст.консультант                                                       / Л.П. Мохова /

	Нормоконтроль                                                      / С.И Журавлева /

	Рецензент                                                                  /                  /

	

	

	

	

			2007

			
Ишимбайский нефтяной колледж

Дата выдачи задания «…..»…………2007 г.              УТВЕРЖДАЮ:

Дата окончания проекта «….»…….2007 г.     Зам. директора по учебной работе

“……..”…………………………………………………………………….г.



Задание

на дипломный проект

Студент Галимов Руслан Мисхатович 

Отделение дневное   группа ЭП11-1-04

Специальность: 140613 «Техническая эксплуатация, обслуживание и ремонт электрического и электромеханического оборудования»



Тема: Электроснабжение и электрооборудование цеха ПРЦЭиЭ ООО УУБР с разработкой схемы управления и защиты электродвигателей мостового крана

Исходные данные: Мостовой кран Р=27,2 кВт, Токарный станок Р=18,5 кВт, Токарный станок Р=8,9 кВт, Станок сверлильный Р=3,7  Станок шлифовальный Р= 7,125кВт, Станок шлифовальный Р=3,38 кВт, Токарный станок Р=11 кВт, Токарный станок Р=3 кВт, Токарный станок Р= 14 кВт, Токарный станок

 Р= 21 кВт, сварочный полуавтомат Р=21 кВт.


Содержание проекта



ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Описание технологического процесса

1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого электрооборудования

2 РАСЧЁТНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор насоса

2.2 Расчёт мощности и выбора электродвигателя

2.3 Технико-экономическое обоснование выбранного типа эл.двигателя

2.4 Расчет электрических нагрузок

2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности

2.6 Выбор числа и мощность силовых трансформаторов

2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения

2.8 Расчёт токов короткого замыкания

2.9 Расчёт и выбор питающей линии

2.10 Расчёт и выбор распределительных сетей

2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания

2.12 Выбор пусковой и защитной аппаратуры на 0,38

2.13 Выбор и описание схемы управления и защиты двигателя

2.14 Учёт и экономия электроэнергии

2.15 Расчёт заземляющих устройств

2.16 Спецификация на электрооборудование и материалы

3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

3.1 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электрических сетей

3.2 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электрических сетей

3.3 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электрических сетей

3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности

4 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Экологические проблемы в нефтяной промышленности

4.2 Охрана окружающей среды на объекте

5 ОРГАНИЗАЦИОННЫЯ ЧАСТЬ

5.1 Организация монтажа электрооборудования и электросетей

5.2 Организация обслуживание электрооборудования и электросетей

5.3 Организация ремонта электрооборудования и электросетей

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Расчёт численности ремонта и обслуживающего персонала

6.2 Расчёт годового фонда заработной платы

6.3 Расчёт потребности материальных ресурсов и запасных частей

6.4 Составление плановой калькуляции на ремонт

ВЫВОД И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лист 1: План расположения электрооборудования, электросетей и заземления

Лист 2: Схема электроснабжения цеха

Лист 3: Схема управления и защиты электродвигателя мостового крана

Лист 4: Конструктивный разрез асинхронного электродвигателя



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

Руководитель проекта……………………………………/.У. Шангареев /

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

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

Дипломник……………………………………………../Р.М. Галимов/


ВВЕДЕНИЕ



Электроэнергетика – отрасль промышленности, занимающая производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Она является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики России невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность тесно связана с комплексом топливной промышленности.

	Российская энергетика – это более 600 тепловых, свыше100 гидравлических и 9 атомных электростанций. Ежегодно ими вырабатывается свыше 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и более 1 миллиарда Гкал тепла. Общая длина линий электропередач превысила 2,5 млн. километров.

	Для обеспечения надежного электроснабжения объектов добычи нефти на новых месторождениях приходится создавать мощные энергетические базы. Трудность создания таких баз часто заключается в значительной удаленности нефтяных промыслов от энергетических центров. Поэтому при проектировании электроснабжения нефтяного месторождения, разрабатывают такую систему, которая обеспечивала бы возможность роста потребления электроэнергии без коренной  реконструкции всей системы электроснабжения. Запроектированная система электроснабжения должна обеспечивать в условиях после аварийного режима, путем соответствующих переключений, питание электроэнергией тех приемников электроэнергии, работа которых необходима для продолжения производства.

	Питание электрической энергией потребителей нефтяной промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных  местных электрических станций. Потребители с большой установленной мощностью электрифицированных 

	механизмов, например перекачивающие насосные станции магистральных трубопроводов, комплекс установок нефтяных промыслов, как правило, питаются от энергосистем.

	На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для управления установками ЭЦН: станции управления, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т.д.


1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ



1.1 Описание технологического процесса



Выбор электрооборудования скважины определяется способом добычи нефти. Если скважина имеет хороший приток жидкости к забою и статический ее уровень постоянен, то добыча осуществляется установкой электроцентробежного насоса. 

Состав погружной части определяется опять же параметрами скважины, но к основному подземному электрооборудованию относят электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной электродвигатель (ПЭД). Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль за ее состоянием в скважину спускают телеметрическую систему (ТМС). Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП и КРБК с сечением 10, 16, 25 и 35 мм2.

На поверхности земли от клеммной коробки, в которой производится соединение погружного кабеля с кабельной линией, установлена кабельная эстакада. По этой эстакаде, по нижним полкам, укладывается кабельная линия установки ЭЦН. Наземное оборудование установлено на площадке механизированной добычи (ПМД). К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (типа ТМП и ТМПН), станцию управления установкой (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 оборудованию относят кабели, играющие роль перемычек между станцией управления и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие станцию управления с кустовой трансформаторной подстанцией (КТПН).


1.2 Краткая характеристика объекта и применяемого оборудования



Куст скважины №625 находится в собственности ЗАО «Центрофорс». Эта организация занимается ремонтом и монтажом установок ЭЦН. Куст представляет собой земельный участок с размером 220ģ95 обведенным песчаным валом - обваловкой.  Куст получает питание от двух независимых ЛЭП 10 кВ. На концевых опорах ЛЭП установлены разъединители с заземляющими ножами типа РЛНДЗ-10/400 У1. На площадке куста установлены две трансформаторные  подстанции типа КТПН. В оборудование подстанции входит силовой понижающий трансформатор 10/0.4 типа ТМ-63/10. С высокой стороны в каждой фазе установлены предохранители и разрядники типа ОПН-КР/400 У1 для ограничения внутренних и атмосферных перенапряжений. С низкой стороны установлены вводной автомат, автоматы на каждую отходящую линию одного типа ВА 51Г-25, трансформаторы тока для подключения устройств защиты, измерения и учета электроэнергии.

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

Рядом с площадкой ТП установлена площадка механической добычи (ПМД). На ПМД установлено наземное оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. На кусту установлены 6 комплекта наземного оборудования, т. е. 6 станции управления Электон-04 и 6 повышающих силовых трансформатора марки ТМП 63/856. Питание от ТП до СУ обеспечивается кабелями марки КПБП 3ģ16, проложенных в несколько ниток (2-3). Перемычки между СУ и ТМП такие же, как и питающие кабели. Применение несколько ниток обусловлено повышенным током, вследствие пониженного до 0.4 кВ напряжения.


2.1 Выбор насоса



Электроцентробежные насосы используют для механизированной добычи жидкости из скважины и выбирают в зависимости от параметров скважины по условию:

,		(2.1)

где Qск  - дебит скважины, ;

Нск-напор, необходимый для подъема жидкости

из скважины, м;

Qн-номинальная подача насоса, ;

Нн-номинальный напор насоса, м.

Определяем депрессию Нд , м:

,		(2.2)

где К-коэффициент продуктивности скважины.



Находим динамический уровень жидкости в скважине Н ,м:

,		(2.3)

где Нст - статический уровень жидкости в скважине, м.



Определяем глубину погружения насоса L, м:

 		(2.4)



Находим потери напора из-за трения жидкости о стенки насосно-компрессорных труб (НКТ) , м:

,		(2.5) 

где - коэффициент трения жидкости в НКТ;

L - глубина погружения насоса, м;

l - расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d - диаметр насосных труб, м.



Находим напор, необходимый для поднятия жидкости из скважины

Нск , м:

,  (2.6) 

где Нг - разность геодезических уровней скважины и

сепаратора, м;

Нт - потеря напора в трапе, м.



При выборе насоса необходимо соблюдение условия 2.1. Чтобы подогнать напор насоса к необходимому - надо снять несколько ступеней насоса.



Выбираем насос ЭЦН5-80-850,паспортные данные которых приведены в таблице 2.1.


Таблица 2.1



Тип

Подача,

м 3/сут

Напор, м

Внутренний диаметр обсадной колонны, мм



КПД,

%

Число

ступеней

ЭЦН5-80-850

60-115

49,8

117

45

49,8

195



Для насоса ЭЦН5-200-800 строим график зависимости напора от подачи:





0

200

400

600

800

1000

1200

0

50

100

150

200

250

300

Q, м 2/сут

Н,м

Рисунок 2.1 - График зависимости напора, создаваемого насосом ЭЦН5-80-850 от его подачи



Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристике скважины путем уменьшения числа ступеней насоса.

Находим число ступеней, которые нужно 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 насоса в полной сборке по 

паспорту, м.



Находим число ступеней насоса после снятия лишних ступеней 

Z1 , шт:

,		(2.8)



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



2.2 Расчет мощности и выбор электродвигателя



Для привода центробежных погружных насосов изготовляются погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭД, которые удовлетворяют следующим требованиям. Их диаметр несколько меньше нормальных диаметров применяемых обсадных колонн. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического 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 два двигателя, подходящие по номинальной мощности. Их паспортные данные заносим в таблицу 2.2.



Таблица 2.2

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



2.3 Технико-экономическое обоснование   выбранного типа двигателя



1. Вычислим приведенные потери первого двигателя:

Находим потери активной мощности I двигателя по формуле:

,		(2.10)



Реактивную нагрузку определяем по формуле:

,		(2.11)



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

,		(2.12)

где - удельные приведенные потери;

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

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

- стоимость 1 кВТ/год электроэнергии; 

- удельные потери ( );

,		 (2.13)

где - стоимость 1 кВт/час электроэнергии 

()

Тг- число часов работы установки в году

(для трехсменной работы );

;

;

Приведенные потери активной мощности находим по формуле:

,		(2.14)



2. Вычислим приведенные потери второго двигателя:

Находим потери активной мощности:



Определяем реактивную нагрузку:



Находим приведенные потери активной мощности:



3. Определяем годовые затраты:

		 (2.15)

;

;

4. Определяем степень экономичности:

;		(2.16) 

где ри - нормированный коэффициент экономичности;

;

Следовательно, двигатель ПЭД32-117ЛВ5 более экономичен при данных параметрах скважины и насоса, на его содержание требуется 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;

;

27,3 кВт <   32 кВт

Значит, выбранный двигатель подходит по потерям мощности, передаваемой с земли.

Составляем таблицу технико-экономического обоснования выбранного типа двигателя.



Таблица 2.3

Показатели

Ед. изм.

Обозн.

Источник

I дв.

II дв.

Номинальная мощность

кВт

Рном

Паспорта

28

32

Нагрузка на валу

кВт

Р



35.7

25,5

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 характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников, и объектом в целом.

Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и ее технико-экономические показатели. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Характеристики электрических нагрузок кустовой площадки приведены в таблице 2.3.



Таблица 2.4

№

Потребители

Кол-во,

шт

Мощность,

кВт

, кВт

cos

tg

Kc

1

ЭЦН

6

32

192

0,86

0,59

0,65

2

АГЗУ

1

10

10

0,8

0,75

0,7



 

Определяем расчетную активную мощность от первой ТП, с которой запитывается АГЗУ:

,		(2.18)

где Рн- номинальная мощность потребителя, кВт;

Кс- коэффициент спроса;



Находим реактивную нагрузку за смену по формуле:

,		 (2.19)



Находим полную расчетную мощность по формуле:

,		(2.20)

    

Определяем максимальную полную мощность:

		 (2.21)



Так как АГЗУ запитывается только с одной ТП то расчетная активная мощность для второй ТП:



Определяем расчетную реактивную мощность:



Определяем полную расчетную мощность:



Определяем максимальную полную мощность:



Определяем полную общую мощность




2.5 Расчёт компенсации реактивной мощности



В электрической цепи переменного тока, имеющей чисто активную нагрузку, ток совпадает по фазе с приложенным напряжением. Если в цепь включить электроприемник, обладающий активным и индуктивным сопротивлениями (АД, сварочные и силовые трансформаторы), то ток будет отставать по фазе от напряжения на угол , называемый углом сдвига фаз. Косинус этого угла называют коэффициентом мощности.







Рисунок 2.2 - Векторные диаграммы.



Величина  характеризует степень использования мощности источника:

, 		(2.22)

где Р - активная мощность потребителя, кВт;

Sном - номинальная мощность источника, кВА.

С увеличением активной слагающей тока, что соответствует увеличению активной мощности, и при неизменной величине реактивного тока или реактивной мощности угол сдвига фаз будет уменьшаться, следовательно, значение коэффициента мощности будет увеличиваться. Чем выше  электроприемников, тем лучше используются генераторы электростанций и их первичные двигатели. Повышение  электроустановок промышленных предприятий имеет большое народно-хозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств:

1) Упорядочение технологического процесса;

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

3) Устранение режима холостого хода АД;

4) Замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощности;

5) Замена малозагружаемых двигателей меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе;

6) Замена АД на СД той же мощности;

7) Применение СД для всех новых установок электропривода.

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

- небольшие потери активной энергии в конденсаторах;

- простота монтажа и эксплуатации;

- возможность легкого изменения мощности конденсаторной установки путем повышения или понижения количества конденсаторов;

- возможность легкой замены поврежденного конденсатора.

Недостатки:

- конденсаторы неустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при КЗ;

- при включении конденсаторной установки возникают большие пусковые токи;

- после отключения конденсаторной установки от сети на ее шинах остается заряд;

- конденсаторы весьма чувствительны к повышению напряжения, то есть при его повышении может произойти пробой диэлектрика;

- после пробоя диэлектрика конденсаторы довольно трудно ремонтировать, поэтому их заменяют новыми.

Определяем действительный cos    при работе всех установок без применения компенсирующих устройств:

,		 (2..23)



Для экономичной работы установки и снижения бесполезной реактивной нагрузки в сети электроснабжения, необходима компенсация реактивной мощности с помощью батареи статических конденсаторов.

Определяем мощность компенсирующих устройств:

		 (2.24)

,		(2.25)



, 		(2.26)





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

Полная мощность после компенсации:

,		(2.27)

 



;		(2.28)

.

Коэффициент мощности после компенсации:

,		(2.29)



Так как нагрузка АГЗУ не значительна, то и к ТП к, которому не подключается АГЗУ, выбираем такое же компенсирующее устройство:

Полная мощность после компенсации:

,		(2.30)



;		(2.31)



Коэффициент мощности после компенсации:

;		(2.32)



Значение коэффициента мощности равное 0,96 удовлетворительно для работы электроустановок, значит, компенсация произведена правильно.

Полная общая мощность после компенсации:

		(2.33)





2.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов



На нефтепромысловых подстанциях 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 от нескольких киловольт-ампер до десятков мегавольт-ампер; число типов и конструкций этих трансформаторов велико. Наибольшее распространение в нефтяной промышленности имеют трехфазные масляные трансформаторы. Сухие трансформаторы с воздушным охлаждением в нефтяной промышленности мало распространены, для силовых трехфазных трансформаторов мощностью от 10 кВА в настоящее время принята шкала с шагом 1,6, т. е. номинальные мощности в кВА. Таким образом, нижний предел номинальной мощности равен 10, а верхний - 63000 кВА. Современный понижающий трехфазный трансформатор мощностью 250 кВА для первичных напряжений 6 - 10 кВ с естественным масляным охлаждением. Для трансформатора допускаются длительные систематические перегрузки, определяемые в зависимости от графика нагрузки и недогрузки трансформаторов в летнее время. Так как в летнее время нагрузка трансформаторов меньше, чем зимой, и меньше номинальной, то и износ изоляции летом меньше нормального. Поэтому в зимние месяцы (декабрь - февраль) можно, не уменьшая срок службы трансформатора, увеличить его нагрузку, сверх определенной по диаграмме нагрузочной способности на столько процентов, на сколько летом (июль — август) нагрузка была меньше номинальной. Однако суммарная перегрузка трансформатора не должна превышать 30%. При выходе из строя одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва допускаются аварийные кратковременные перегрузки, независимо от предшествующей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установки. 

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

Выбор трансформаторов для ТП.

На данном кусту №625 установлены два силовых трансформатора, каждый из которых питает по 3 погружных электродвигателя, в целях надежности электроснабжения.

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

Трансформаторы выбираем в зависимости от максимальной мощности после компенсации. Так как нагрузки II и III категории, то задаемся коэффициентом загрузки   

1.Выбираем трансформаторов с коэффициентом загрузки кз=0,8

2 Определяем значение полной мощности:

 		(2.34)



3 Предполагаем к установке трансформатор ТМ-160/10.

4. Проверяем выбранную трансформаторную мощность по коэффициенту загрузки: 

;		(2.35)

.

5 Проверяем выбранную мощность трансформатора по коэффициенту на после аварийный режим:

;   

т.к. нагрузки 2 и 3 категории составляют 80%, то

;		(2.36)

 

, то  



т.е. выбранные трансформаторы подходят по условию проверки на после аварийный режим.

Делаем проверку трансформатора по току вторичной обмотки. Делаем перерасчет тока двигателя от напряжения 1000 В на 380 В.

		(2.37)



Ток на вторичной обмотке силового трансформатора:

		(2.38)



		(2.39)



Выбранный трансформатор по току вторичной обмотки подходит.

Выбор трансформатора для питания ПЭД.

Для повышения напряжения до номинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и других элементах питающей сети применяются повышающие трансформаторы питания погружных насосов (ТМПН).

Трансформатор выбирается по полной мощности двигателя:

		(2.40)



Предполагаем к установке трансформатор ТМП 100/1170.

Проверяем трансформатор по мощности по условию:

		(2.10)	



Трансформатор по мощности подходит.

Проверяем трансформатор по току, находим ток во вторичной обмотке:

,	(2.41) 

где U2н  -  напряжение вторичной обмотки трансформатора, В.



Для нормальной работы необходимо выполнение условия:

		(2.42)



Делаем проверку трансформатора по номинальному напряжению на вторичной обмотке:





Трансформатор по току и напряжению подходит, то есть выбранный трансформатор удовлетворяет всем условиям и выбран правильно.

Выбираем трансформатор ТМП 100/1170.

В нижеприведенной таблице указаны паспортные данные выбранного трансформатора.


Таблица 2.5



Тип трансформатора

Номинальная мощность, кВА

ВН,

В

НН,

В

ТМП 100/1170

100

380

920-1170



2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения



Вариант 1. ( Напряжение питающей линии- 10 кВ, силовые трансформаторы – ТМ-160/10.)

I. Капитальные затраты установленного оборудования и линии.

1.Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами.

Экономическое  сечение при работе куста в течении за год определяется для экономической плотности тока при расчетном токе одной линии:

,		(2.43)



, 		(2.44)



Принимаем сечение .

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

Тогда при одной линии l=10км., 

 

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

Паспортные данные трансформаторов: 



Стоимость трансформаторов 



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



Суммарные капитальные затраты:

,                    (2.46)



II. Эксплуатационные расходы.

1. Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 16мм 2  составляют 



Тогда для расчетного тока одной линии активные потери в линии: 

,		(2.46)



2. Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:

 ,		(2.47)



Реактивные потери короткого замыкания:

 ,		(2.48)



Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:

,		(2.49)



где  

Полные потери в трансформаторах:

,		(2.50)

где  



3. Полные потери в линии и трансформаторах:

,		(2.51)



Стоимость потерь при 



4. Средняя мощность амортизационных отчислений  

[2 с.152 табл.4.1]

Стоимость амортизации:

,		(2.52)



5. Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

,		(253)



III. Суммарные затраты:

, 		 (2.54)



IV. Потери электроэнергии:

,		(2.55)



V. Расход цветного металла (алюминия):

,		 (2.56)

где  [1 с.459 табл.7.35]



Вариант II. (Напряжение питающей линии – 6 кВ, силовых трансформаторы – ТМ-250/6)

I. Капитальные затраты установленного оборудования и линии.

1.Линию принимаем воздушную, со сталеалюминевыми проводами АС и железобетонными опорами.

Экономическое  сечение при работе куста в течении за год определяется для экономической плотности тока при расчетном токе одной линии:

,		(2.56)



,		(2.57)



Принимаем сечение .

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

Тогда при одной линии l=10км., 

 

2. В соответствии с нагрузкой куста установлены два транс

форматора типа ТМ-250/6 мощностью по 250 кВА.

Паспортные данные трансформаторов: 



Стоимость трансформаторов 

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



Суммарные капитальные затраты:



                        ,                       (2.58)







II. Эксплуатационные расходы.

1. Потери в линии определяют по удельным потерям, которые для принятого провода АС сечением 25 мм 2  составляют 



Тогда для расчетного тока одной линии активные потери в линии: 

,		(2.59)



2. Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:

 ,		(2.60)



Реактивные потери короткого замыкания:

 ,		(2.61)



Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:

,		(2.62)



где  

Полные потери в трансформаторах:

,		(2.63)

где  



3. Полные потери в линии и трансформаторах:

,		(2.64)



Стоимость потерь при 



4. Средняя мощность амортизационных отчислений   [2 с.152 табл.4.1]

Стоимость амортизации:



5. Суммарные годовые эксплуатационные расходы:



III. Суммарные затраты:



IV. Потери электроэнергии:



V. Расход цветного металла (алюминия):

где   [1 с.459 табл.7.35]





Таблица 2.6







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 схемы электроснабжения куста технически и экономически более выгодна чем II, поэтому выбираем I вариант электроснабжения.



2.8 Расчет токов короткого замыкания



Коротким замыканием называется всякое случайное или преднамеренное, не  предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных частей электроустановки между собой или землей, при котором токи резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Короткое замыкание в сети может сопровождаться:

- прекращением питания потребителей

- нарушением нормальной работы других потребителей

- нарушением нормального режима работы энергосистемы

Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо:

- устранить причины, вызывающие короткие замыкания

- уменьшить время действия защиты

- применять быстродействующие выключатели



Рисунок 2.3 - Расчетная схема и схема замещения



Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Сопротивление воздушной линии , Ом, вычисляют по формуле

		(2.65)



Суммарное сопротивление до точки К1 , Ом, вычисляют по формуле

		(2.66)

Силу тока короткого замыкания  , кА, вычисляют по формуле

Iк1 = ,		(2.67)

где: - базисное напряжение в точке К1, кВ



Силу ударного тока , кА, вычисляют по формуле

		(2.68)

где: - ударный коэффициент



Мощность короткого замыкания , МВА, вычисляют по формуле

		(2.69)



Расчет тока короткого замыкания в точке К2

Активное сопротивление трансформатора  , Ом, вычисляют по формуле

			 		(2.70)

		

 		(2.71)





Индуктивное сопротивление трансформатора , Ом, вычисляют по формуле

 = 		 (2.72)

 		(2.73)

х*тр = = 0,024 Ом



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

		(2.74)



Суммарное сопротивление до точки К2 вычисляют по формуле 

		(2.75)



Сила тока короткого замыкания



Сила ударного тока 



Мощность короткого замыкания



Расчет тока короткого замыкания в точке К3

Активное сопротивление кабельной линии rкл , Ом, вычисляют по формуле 

		 (2.76)



Индуктивное сопротивление кабельной линии



Суммарное сопротивление до точки К3

              (2.77)



Сила тока короткого замыкания



Сила ударного тока 



Мощность короткого замыкания



Расчет тока короткого замыкания в точке К4

Активное сопротивление трансформатора 





Индуктивное сопротивление трансформатора 





Полное сопротивление трансформатора , Ом, вычисляют по формуле

 		 (2.78)



Приводим сопротивление 



Суммарное сопротивление до точки К4 вычисляют по формуле

 		(2.79)



Сила тока короткого замыкания



Сила ударного тока 



Мощность короткого замыкания



Расчет тока короткого замыкания в точке К5

Активное сопротивление кабельной линии 



Индуктивное сопротивление кабельной линии



Полное сопротивление кабельной линии



Суммарное сопротивление до точки К5

		(2.80)



Сила тока короткого замыкания



Сила ударного тока 

		(2.81)

где:  - пусковой ток двигателя

Пусковой ток двигателя вычисляют по формуле

		(2.82)

где:  - коэффициент пуска





Мощность короткого замыкания





2.9 Расчет и выбор питающей линии



Сечение проводов ЛЭП при напряжении выше 1000 В выбирается, согласно ПУЭ, по экономической плотности тока, в зависимости от 

продолжительности использования линии и проверяется по нагреву, по потере напряжения, на отсутствие короны, на механическую прочность.

При выборе сечения проводов исходят из условия соответствия провода требованиям нормальной работы линии и потребителей.

При выборе площади сечения проводов наиболее выгодной будет площадь, которая соответствует условиям минимума расчетных затрат.

Экономически выгодное сечение , мм2, вычисляют по формуле

 ,		 (2.82)

где: - экономическая плотность тока

Ток трансформатора I, А, вычисляют по формуле

 ,		(2.83)





Сечение проводов выбирается из условия   S ≥ Sном.. Выбираем провод марки А -16

Таблица 2.7



Провод

Iдоп , А

r0 , Ом

x0 , Ом

АС-16

105

1,98

0,405



Проверка провода на потерю напряжения

Потерю напряжения ΔU, В, вычисляют по формуле

, 		(2.84)

где: - активное сопротивление, Ом

 - индуктивное сопротивление, Ом



		(2.85)



		(2.86)



Проверка провода по нагреву току нормального режима

		(2.87)

где  для ВЛ





Проверка провода на механическую прочность 

		(2.88)

По нормам ПУЭ для линии 10 кВ минимальное сечение провода    16 мм2



Выбираем провод марки АС - 16



2.10 Расчет распределительной сети



Выбор кабеля для питания электродвигателя

Расчет питающего кабеля ведем по экономической плотности тока. В применяемых кабелях КПБП экономическая плотность тока не превышает.

Применение плоского кабеля обусловлено необходимостью уменьшить поперечные размеры погружного устройства.

Питающий кабель прикрепляется к насосным трубам с помощью металлических скоб.

Экономически выгодное сечение кабеля 

 		(2.89)

По таблице выбираем трехжильный бронированный кабель КПБП 

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

		(2.90)

где:  - сопротивление в кабеле, Ом

Сопротивление в кабеле длиной 1000м можно определить по формуле:

 		(2.91)

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

 - площадь сечения кабеля, мм2

Удельное сопротивление кабеля Тк = 328 К

           (2.92)

ρ - удельное сопротивление меди при Т293 К 

α - температурный коэффициент для меди

Находим полное сопротивление кабеля длиной 1000м 





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



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





Кабель выбран верно

Выбор кабеля до станции управления 

Выбор кабеля до станции управления ведем по допустимому нагреву. Ток проходящий по кабелю нагревает его. Сечение проводников в низковольтных сетях выбирается из условия допустимого нагрева.

		(2.93)

 		 (2.94)

где:  - коэффициент защиты

- ток защитного аппарата, А





Проверяем кабель на потерю напряжения





Проверяем на нагрев токами нормального режима

 		(2.95)

 ; 



 		(2.96)



Кабель выбран, верно.

Выбираем четырехжильный кабель ПВШв 

Расчет и выбор шин

Шины выбираются по номинальному току проверяются 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 на электродинамическую стойкость к токам короткого замыкания.

                    (2.97)

где, расстояние между точками крепления шин, см.

 ударные ток, кА

 момент сопротивления , ,зависит от укладки шин.

расстояние между фазами, .

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

		(2.98)

где,  ширина,;

высота, 



Определяем динамическое усилие в металле шин  



		(2.99)



Шины динамически устойчивы к токам короткого замыкания

Выбираем шины 



2.11 Выбор высоковольтного электрооборудования с проверкой на устойчивость к токам короткого замыкания



Разъединитель предназначен для создания видимого разрыва электрической цепи. 

Разъединитель выбирается по номинальному току и напряжению и проверяется на термическую и динамическую стойкость к токам

короткого замыкания



Таблица 2.8

Расчетные данные

Табличные данные



















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

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



Расчетные данные

Табличные данные

















Таблица 2.9



Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-8-31,5 У3 [1 с.254 табл.5,4]

Разрядник предназначен для защиты электроустановок от перенапряжений.

Разрядник выбирается по номинальному напряжению.



Таблица 2.10



Расчетные данные

Табличные данные

Uном = 10 кВ

Uном = 10 кВ 



Выбираем разрядник РВО-10 У1 [1 с.364 табл.5,20]

2.12 Выбор пусковой и защитной аппаратуры на 0,38 кВ

	

Выбор общего автоматического выключателя. Автоматические выключатели предназначены для защиты электрической цепи от токов перегруза и короткого замыкания.

Номинальный ток электромагнитного или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают по длительному расчетному току линии:

		(2.100)

Ток срабатывания электромагнитного или комбинированного расцепителя I ср.эл  проверяют по максимальному кратковременному току линии: 

		(2.101)

где:  - кратковременный ток, А

Кратковременный ток вычисляют по формуле

		(2.102)



Суммарный длительный ток вычисляют по формуле

		(2.103)





		 (2.104)



Проверяем выбранный автомат на способность отключения токов короткого замыкания

		(2.105)



Выбираю автомат ВА 55-37.

Выбор автоматов на отходящие линии к станциям управления

 		 (2.106)

 		(2.107)





Проверяем выбранный автомат на способность отключения токов короткого замыкания



Выбираю автомат ВА 51Г-31 

Выбор трансформаторов тока 


Таблица 2.11



Расчетные данные

Табличные данные











Выбираю трансформатор тока ТТ-250/5

Выбираем контактор, который предназначен для включения и отключения электродвигателя насоса Таблица



Таблица 2.12

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

Таблица 2.13





2.10 Выбор и описание схемы управления ПЭД



В моем курсовом проекте применяются станции управления типа "ЭЛЕКТОН-04" (в дальнейшем именуемой "станция") с номинальным током силовой цепи от 250 до 1000А, оснащенных контроллером «ЭЛЕКТОН-08» с версией программного обеспечения 8.06.

Эксплуатация станции должна проводиться персоналом, имеющим квалификационную группу по электробезопасности не ниже III, прошедшим специальный инструктаж и допущенным к работе.

Станция предназначена для управления и защиты электронасосов добычи нефти с двигателями  типа ПЭД (погружной электродвигатель).

Станция предназначена для работы на открытом воздухе в условиях, регламентированных для  климатического исполнения УХЛ1, согласно требованиям п.п. 2.1, 2.7  ГОСТ 15150, при следующих климатических факторах: 

1) температура окружающей среды от минус 60

С до плюс 40 С;

2) относительная влажность воздуха: 

- 75% при температуре + 15 С;

- 100% при температуре + 25 С; 

3) окружающая среда должна быть: 

- невзрывоопасной; 

- не содержащей агрессивных газов и паров  в концентрациях, разрушающих метлы и изоляцию; 

- не насыщенной токопроводящей пылью; 

4) высота над уровнем моря не более 1000м. 

Степень защиты станции от воздействия окружающей среды - IP43, в соответствии с требованиями по п. 4.2 ГОСТ 14254.

Технические данные станции управления типа "ЭЛЕКТОН-04"

Питание станции осуществляется от трехфазной сети переменного тока напряжением 380В, частотой 50 Гц. Напряжение сети должно находиться в пределах от U ном до 1,25 ном. 

Контроллер станции сохраняет свою работоспособность при снижении линейного напряжения трехфазной сети до 200 В. 

Питание электродвигателя насосной установки осуществляется от силового трансформатора типа ТМПН или ТМПНГ (трансформатор трехфазный масляный питания погружных электронасосов для добычи нефти), входящего в состав штатного наземного оборудования скважин. 

Номинальное напряжение изоляции электрических цепей, в соответствии с требованиями по п. 4.1.2 ГОСТ Р 51321.1:  

а) 660 В - главных цепей; 

б) 300 В - цепей управления.

Силовая часть состоит из вводного автоматического выключателя Q1, контактора КМ1, автоматических выключателей цепей измерения Q5 и управления Q4, трансформаторов тока Т2-Т4. 

Назначение элементов  силовой цепи: 

1) автоматический выключатель Q1 предназначен для  защиты  силовой цепи от перегрузки и токов короткого замыкания; 

2) контактор КМ1 предназначен для коммутации силового напряжения на первичной обмотке ТМПН и, соответственно, включения и отключения электродвигателя по сигналам контроллера А1. 

3) автоматические выключатели Q4 и Q5 предназначены для защиты цепей измерения и управления от токов короткого замыкания; 

4) трансформаторы тока Т2-Т4 предназначены для преобразования текущего значения тока электродвигателя и потенциального разделения силовых высоковольтных цепей от цепей измерения. Непосредственно на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы R1 – R6, с которых снимается сигнал, пропорциональный току электродвигателя. 

Плата измерения сопротивления изоляции: 

Плата измерения сопротивления изоляции состоит из резисторов R1-R3, конденсатора С1, платы стабилитронов А1, на которой установлены  стабилитроны VD1...VD12 и клеммники ХТ1, ХТ2, и предназначена для получения сигнала, пропорционального сопротивлению изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН - погружной кабель - электродвигатель". 

Концевой выключатель S3 предназначен для электрической блокировки включения станции при открытой двери силового отсека. 

Блок зажимов X8 предназначен для подключения к станции внешних устройств (системы телемеханики, контактного манометра и т.д.). 

Органы управления станции и их назначение: 

Передняя панель станции выполнена в виде дверки, фиксируемой невыпадающими винтами, при открывании которой появляется доступ к электромонтажу и разъемам контроллера. На передней панели расположены следующие элементы управления и индикации станции: 

- переключатель S1, предназначенный для выбора режимов работы станции "ручной" или "автоматический", отключения двигателя и сброса защит. Переключатель имеет три положения: "ОТКЛ", "РУЧН" и "АВТ"; 

- кнопка S2 «ПУСК», предназначенная для пуска электродвигателя (включения контактора); 

- розетка Х1 «220В,50Гц»; 

-  автоматический выключатель Q2 «ОСВЕЩЕНИЕ»; 

-  автоматический выключатель Q3 «РОЗЕТКА»;  

-  автоматические выключатели Q4 «УПРАВЛЕНИЕ», и Q5 «ЦЕПИ ИЗМЕРЕНИЯ» предназначены для защиты цепей управления и измерения от токов короткого замыкания. 



2.14 Учет и экономия электроэнергии



	В электрических сетях промышленных предприятий осуществляют расчетный учет активной энергии для денежных расчетов за электроэнергию с электроснабжающей организацией и технический учет, служащий для межцеховых расчетов, контроль за соблюдением режима потребления электроэнергии, определения норм расхода энергии на единицу продукции и прочее. Кроме того, учитывают: потребление реактивной энергии для определения скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности.

Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного    учета, называются расчетными счетчиками (класса 2), с классом    точности измерительных трансформаторов - 0,5.

Техническим (контрольным)  учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии электростанций, подстанций, предприятий зданий, квартир. Счетчики, устанавливаемые   для технического учета, называются контрольными счетчиками      (класса 2,5) с классом точности измерительных трансформаторов-1.

При определении активной энергии необходимо учитывать энергию: выработанную генераторами электростанций; потребленную на собственные нужды электростанций и подстанций; выданную электростанциями в распределительные сети; переданную в другие энергосистемы или полученную от них; отпущенную потребителям и подлежащую оплате.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции   энергосистемы должны устанавливаться:

1 для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям

2 для межсистемных линий электропередачи по два счетчика    учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию

3 на трансформаторах собственных нужд

4 для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей, присоединенных к шинам собственных нужд.

Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанциях  потребителей должны устанавливаться:

1 на вводе линии электропередачи в подстанцию

2 на стороне высшего напряжения трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы

3 на границе раздела основного потребителя и субабонента

Счетчики реактивной энергии должны устанавливаться:

1 на тех элементах схемы, на которых установлены счетчики    активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности

2 на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, вы-  данную энергосистеме

Контрольные счетчики включают в сеть низшего напряжения    что имеет ряд преимуществ: 

1 установка счетчика обходится дешевле 

2 появляется возможность определить потери в трансформаторах и в сети высшего напряжения

3 монтаж и эксплуатация счетчиков проще.



2.15 Расчет заземляющих устройств



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

Защитное заземление - преднамеренное электрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки с заземляющим устройством для обеспечения электробезопасности.

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

В качестве заземлителей используются: естественные заземлители - проложенные в земле стальные водопроводные трубы, трубы артезианских скважин, стальная броня и свинцовые оболочки силовых кабелей проложенных в земле, металлические конструкции зданий и сооружений имеющие надежный контакт с землей; искусственные заземлители - заглубленные в землю электроды из труб, уголков или прутков стали.

Различают контурное и выносное защитное заземление. При контурном заземлении электроды вбиваются в землю по контуру здания таким образом чтобы 200мм электрода оставалось над уровнем земли. Затем вбитые электроды соединяют между собой полосовой сталью на сварке. Для выполнения внутреннего контура полосовую сталь прокладывают по внутренней поверхности стен помещения на любой высоте. Соединение внутреннего контура с внешним контуром можно производить как полосовой сталью  так и гибким проводом.

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

Удельное сопротивление грунта , , вычисляют по формуле

,		(2.108)

где: - измеренное удельное сопротивления грунта

 - коэффициент повышения сопротивления



Сопротивление одиночного заземлителя R0 , Ом, вычисляют по формуле

 		(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 заземляющего устройства Rз , Ом, вычисляют по формуле

, 		(2.111)

где: Uз - напряжение заземляющего устройства относительно земли, В



Сопротивление заземляющего устройства 437,1 Ом является недопустимо большим значением.

По нормам ПУЭ  если заземляющее устройство используется одновременно для установок выше и ниже 1000 В, то значение сопротивления заземляющего устройства принимается по наименьшим требованиям правил. Для сетей 0,4 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть не более 4 Ом

Количество электродов n, шт, вычисляют по формуле

		 (2.112)



где,  при (по нормам).



2.11 Спецификация на электрооборудование и материалы



Оборудование

Тип

Кол-во

1.Разъединитель

РЛНДЗ-10/400У1

2

2.Разрядник

РВО-10Т1

6

3.Предохранитель

ПКТ101-10-8-31,5У3

6

4.Трансформатор силовой

ТМ-160/10

2

5.Автомат общий I=320А

ВА52-37

2

6.Автомат I=80А

ВА51Г-31

6

7.Станция управления

Электон-04-250(400)-12

6

8.Трансформатор тока

ТТ-250/5

6

9.Контактор

КЭМ-250

6

10.Трансформатор повышающий

ТМП-100/1170

6

11.Погружной электродвигатель

ПЭД32-117ЛВ5

6

12.Кабель в земле

ПВШв ,

6

13.Кабель силовой

КПБП, 

6

14.Шины



2

15.ВЛЭП

АС-16,

1

16.Конденсаторная установка

КС2-0,38-36

2

17.Электроцентробежный насос

ЭЦН5-80-850

6




3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА



3.1 Техника безопасности при монтаже электрооборудования и электросетей.



Для производства монтажных работ в действующих или находящихся под напряжением электроустановках мастер должен оформить доступ, к работе получив от эксплуатирующей организации соответствующий наряд и совмести с лицом, допущенным к работе проверить наличие условий, обеспечивающих безопасное ведения работ, в местах, где имеется или может появиться высокое напряжение, от эксплуатационного персонала должен быть назначен наблюдающий. 

При монтаже наземного оборудования (станций управления и трансформаторов) используют краны. Выполнять работы по монтажу электрооборудования и электросетей с крана можно только тогда, когда краном не поднимают и не перемещают грузы. Монтаж с крана допустим лишь при наличии ограждений крановых троллеев и других открытых токоведущих деталей крана, находящихся под напряжением. К работе с монтажным пистолетом допускается только специально обученный персонал.

Все применяемые для подъёма тяжелых деталей подъёмные устройства, а также тросы должны периодически проходить осмотры и испытания для проверки их пригодности и иметь соответствующий паспорт. При необходимости устраивают сплошные настилы со сплошными ограждениями, исключающие падения предметов с высоты. кроме общих мер, обеспечивающих безопасность персонала при производстве работ, соблюдают следующие меры предосторожности: не оставляют на весу поднятые конструкции или оборудование; не производят перемещение подъём и установку щитов, блоков, магнитных станций без принятия мер, предупреждающих их опрокидывание не крепят стропы, тросы ин канаты за изоляторы, контактные детали или отверстия лапах; внимательно следят за подаваемыми сигналами.

При работе применяют электрифицированный инструмент на напряжение 220/127 В при условии надёжного заземления корпуса электроинструмент и применение резиновых перчаток и диэлектрических галош. В помещениях особо опасно и с повышенной опасность, а также вне помещений работать с электроинструментом напряжением с выше 36 В нельзя, если он не имеет двойной изоляции или не включён в сеть через разделяющий трансформатор, или не имеет защитного отключения.

При монтаже оборудования и аппаратуры понижающих станций или распределительных устройств следует сначала проверить исправность монтажных приспособлений, целостность тросов, канатов и их соответствие массе перемещаемых грузов.

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



3.2 Техника безопасности при эксплуатации электрооборудования и электросетей



К обслуживанию электрооборудования на нефтепромысле допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний, мешающих выполнению работ, получившие вводный и первичный инструктажи на рабочем месте, производственное обучение, проверку знаний электробезопасности в нефтедобывающей промышленности.

Электромонтер должен знать схему электроснабжения объектов нефтедобычи, зрительно представлять прохождение 

ЛЭП 6-10 кВ на местности, направление трасс, местный ландшафт, расположение разъединителей на ЛЭП и так далее.

Электромонтер должен иметь навыки приемов технических методов обслуживания электроустановок. Он должен быть обеспечен всеми средствами индивидуальной защиты и спецодеждой. Инструменты и средства защиты должны быть испытаны, исправны и использоваться по назначению

При эксплуатации действующих электроустановок применяют различные электрозащитные средства и предохранительные приспособления.

Ручное включение и отключение оборудования напряжением свыше 1000 В необходимо выполнять в диэлектрических перчатках, колошах или на коврике. Отключение выполняют с видимым разрывам электрической цепи, для чего отключают разъединители, снимают плавкие вставки предохранителей, отсоединяют привода сети. После вывешивания плаката проверяют отсутствие напряжения на отключенном участке сети. В оперативном журнале делают запись об отключении. Включение производят только после отметки в журнале об окончании работ с указанием ответственного лица. 

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

Наряд есть письменное разрешение на работу в электроустановках, определяющее место, время, начало и окончание работ; условия безопасного его проведения; состав бригады и лиц, ответственных за безопасность. Без наряда по устному или письменному распоряжению, но с обязательной записью в журнале могут выполняться такие работы, как уборка помещений до ограждения электрооборудования, чистка кожухов, доливка масла в подшипники, уход за коллекторами, контактными кольцами, щётками, замена пробочных предохранителей. При работе в электроустановках напряжением до 1000В без снятия напряжения необходимо:

	оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;

	работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке, либо на диэлектрическом ковре;

	применять инструмент с изолирующими рукоятками (у отвёрток, кроме того, должен быть изолирован стержень), при отсутствии такого инструмента пользоваться диэлектрическими перчатками. При производстве работ без снятия напряжения на токоведущих частях с помощью изолирующих средств защиты необходимо:

	держать изолирующие части средств защиты за рукоятки до ограничительного кольца;

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

-пользоваться только сухими и чистыми изолирующими частями средств защиты с неповреждённым лаковым покрытием.

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

	При работе с применением электрозащитных средств (изолирующие штанги, электроизмерительные клещи, указатели напряжения) допускается приближение человека к токоведущим частям на расстояние, определяемое длиной изолирующей части этих средств.

	Ежесменные осмотры электрооборудования и сетей должен производить дежурный электромонтёр. При осмотре обращать внимание на следующее:

	отсутствие изменений от обычного состояния электрооборудования при его функционировании;

		степень коррозии, окраски труб, крепёжных элементов, 

		отсутствие люфт в местах присоединения труб и кабелей к электрооборудованию, наличие заглушек на неиспользуемых вводах, исправность прокладок, крышки фитингов и коробки должны быть завёрнуты до отказа;

	исправность вводов проводов и кабелей в электрооборудование;

	исправность заземляющих устройств;

	наличие предупреждающих плакатов и знаков маркировки на взрывозащищённом электрооборудовании;

	наличие всех предусмотренных конструкцией болтов, крепящих элементы оболочки (они должны быть хорошо затянуты);

	попадание на электрооборудование брызг, капель и пыли;

	Внеочередные осмотры электроустановок должны проводиться после её автоматического отключения 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 с обязательным соблюдением всех мер личной безопасности, используя необходимые средства индивидуальной защиты. Такое отключение производится при:

	сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;

	ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при номинальной нагрузке и работе устройств охлаждения;

	выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;

	течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

При этом делается запись в оперативном журнале и сообщается ответственному за электрохозяйство

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей требуют проводить регулярные осмотры и ремонт электросетей, а также измерения сопротивления и изоляции.



3.3 Техника безопасности при ремонте электрооборудования и электросетей



Все работы по ремонту действующего электрооборудования следует производить только при снятом напряжении с ремонтируемой электроустановки. В отдельных случаях ПТБ разрешают производство небольших по объему работ по устранению неполадок без снятия напряжения. В электроустановках напряжением до 380 В такие работы разрешаются (за исключением особо опасных помещений) электромантеру, имеющему ²²² квалификационную группу по ТБ, в присутствии второго лица, старшего по должности, имеющего группу IV или V.

Работы по ремонту электрооборудования производятся по наряду-допуску, распоряжению или в порядке текущей эксплуатации с записью в оперативном журнале согласно перечню испытаний согласно перечня работ, выполняемых электротехническим персоналом в порядке текущей эксплуатации, утвержденным главным энергетиком.

Работа по проверке, испытанию и ремонту связанные с подачей напряжения, могут проводиться не менее двумя лицами, одно из которых должно иметь квалификационную группу ни ниже 4 при работе в электроустановках 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, вывешивают предупредительные 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 обозначением включённого и отключенного положения. Во избежание опасности которая может возникнуть для ремонта персонала или ошибочной подачи напряжения в ремонтируемый участок электросети, все фазы отключённой части заземляют и закорачивают. Перед тем как наложить заземление на ремонтируемый участок, проверяют отсутствие напряжения.

Если требуется произвести ремонт в действующей электросети, с которой снять напряжение не представляется возможным то работы проводят в диэлектрических перчатках, стоя на резиновых ковриках. При измерениях с помощью мегомметра проверяемый участок предварительно отключают со всех сторон, откуда на него может быть подано напряжение. Ответственный за ремонтные и испытательные работы отвечает заточное выполнения всех мер безопасности. 

В ремонтных помещениях необходимо соблюдать 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. Ветаж бывшая в употреблении, обладает способность к самовозгоранию, необходимо ежедневно удалять в случае возникновения пожара или возгорания принимаются немедленные меры по его ликвидации и одновременно сообщается в пожарную часть

По окончании ремонтных работы  электромонтер должен:

1 .Привести в порядок рабочее место, сложив отходы и детали в отведенные места, протереть и очистить оборудование.

	2.Собрать использованных обтирочный материал и сложить его в соответствующую тару (металлический ящик)

	3.Убрать в специально отведенное место инструмент, приспособления, техническую документацию, схемы.

	4.Произвести запись в оперативном журнале о произведенных в течение смены отключениях, произведенных ремонтах.

	5.Снять и уложить ь отведенное место спецодежду, сдать полученные дополнительные СИЗ и предохранительные приспособления.

	6.Тщательно вымыть руки и лицо или принять душ. 



3.4 Мероприятия по противопожарной безопасности



Наиболее частыми причинами возникновения пожаров и взрывов являются электрические искры и дуги, недопустимы перегрев проводников токами коротких замыканий и вследствие перегрузок, неудовлетворительное состояние контактов в местах соединения проводов или присоединения их к выводам электрооборудования. Возможны загорания изоляции проводов электрических машин и трансформаторов вследствие повреждения изоляции и перегрузки их токами.

Чтобы избежать недопустимого перегрева проводников, искрения и образования электрических дуг в машинах и аппаратах, электрооборудования для пожароопасных и взрывоопасных электроустановок необходимо выбирать в строгом соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок. Во избежание недопустимых перегрузок и токов короткого замыкания следует применять электрическую защиту проводов и электроприемников. 

Электрическое оборудование применяемые в электроустановках, должны обеспечивать необходимую степень защиты их изоляции от вредного действия окружающей среды и безопасность в отношении пожара или взрыва из-за их неисправности. В связи с этим имеется следующая 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 в нефтяной промышленности.



Крупные комплексы нефтяной и газовой промышленности преобразуют почти все компоненты природы. В атмосферу, водоемы и почву в мире ежегодно выбрасывается более 3 млрд. т твердых промышленных отходов, 500 км3 опасных сточных вод и около 1 млрд. т. аэрозолей, разных по крупности и химическому составу. К основным загрязнителям сточных вод относятся буровые растворы (особо опасны на нефтяной основе), химические реагенты, а также деспиргерованные глины, выбуренные породы, утяжелители (механическая примесь), смазочные масла, буровой шлам, содержащий все химические соединения, использующиеся при приготовлении буровых растворов. Опасными остаются загрязнения, образующиеся при глушении скважин. При нагнетании отработанного раствора в скважину при глушении и ремонте из-за чрезмерного высокого давления возникают открытые выбросы из скважин, загрязняющие почву нефтью, нефтепродуктами, глинистым раствором и высокоминерализированными водами.

Ядовитые загрязнения содержат около 800 вредных веществ, в том числе мутагены, влияющие на наследственность, канцерогены - на зарождение и развитие злокачественных новообразований, нервные и кровяные яды - на функции нервной системы, состав крови. Содержание их в воздухе в ряде случаев в 3-10 раз превышает предельно допустимые концентрации.

Атмосферные загрязнения при соответствующем составе и концентрации могут явиться причиной гибели растений и животных, а также людей.


4.2 Охрана окружающей среды на объекте.



Объекты добычи нефти являются мощными загрязнителями окружающей среды, поэтому необходимо стремиться к снижению этого негативного воздействия. Основным загрязнением кустовых площадок и прилегающих территорий являются разливы нефтесодержащей жидкости. Вследствие этого, организация, осуществляющая добычу должна требовать от своих работников и подрядных организаций, определенных правил по охране окружающей среды на кустовых площадках.

Основное загрязнение нефтью производят течи и прорывы в трубопроводах, которые при появлении должны устраняться в кратчайшие сроки.

На кустовых площадках должны быть установлены контейнеры для хранения бытовых отходов, промасленной ветоши, резинотехнических изделий. Кустовая площадка при сооружении обсыпается песчаным валом - обваловкой. 

Анализ химического состава почв имеет большое значение в разработке программ оптимизации природопользования. Общеизвестна биологическая значимость микроэлементов, которые играют важную роль в процессах роста и развития растений. Микроэлементы участвуют в синтезе хлорофилла, в построении ферментов, оказывают влияние на ассимиляцию растениями азота. С этой точки зрения необходим контроль за содержанием микроэлементов в почвах и обеспечение их оптимального содержания на тех участках, где проходит биологическая рекультивация. С другой стороны, некоторые микроэлементы являются одними из наиболее опасных загрязнителей окружающей среды. Среди них следует выделить тяжелые металлы Pb, Hg, Cd, а также Си, Ni, Co, Mo, Cr, Zn, V. Анализ микроэлементного состава почв на фоновых и техногеннотрансформированных участках позволяет оценить интенсивность загрязнения окружающей среды.

Охрана природы – это система мер, направленная на поддержание рационального взаимодействия между деятельностью человека и окружающей природной средой, обеспечивающее сохранение и восстановление природных богатств, рациональное использование природных ресурсов, предупреждающее прямое и косвенное вредное влияние результатов деятельности общества на природу и здоровье человека.

Непрерывно растущее, практически неуправляемое загрязнение окружающей среды по масштабам и глобальности источников загрязнения, по степени пагубного влияния на живую природу и на человеческий организм, выдвинуло заботу о чистоте окружающей природы на одно из первых мест для обеспечения жизни и здоровья людей.

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

		исключение применения вредных веществ и их замену на безвредные;

		исключение образования и выделение в ходе технологических процессов вредных веществ;

		разработку и внедрение безотходных технологий;

		создание лабораторий по охране окружающей среды.

Программа охраны окружающей среды является комплексной и носит глобальный характер и поэтому должна решаться не только применительно к конкретному предприятию, но и в масштабах 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 монтажа электрооборудования и электросетей



К персоналу, обслуживающему электрическое оборудование и электрические сети промышленных предприятий, предъявляется ряд требований, из которых важнейшими являются технические знания и практические навыки, необходимые для выполнения порученных обязанностей; умение оказать первую помощь пострадавшему при несчастных случаях; иметь общие понятия о технологии обслуживаемого предприятия.

Все вновь поступающие на работу подвергаются медицинскому осмотру. Затем проходят предварительную подготовку, знакомятся с оборудованием и аппаратурой, которые им придется обслуживать; изучают в необходимом объеме ПТЭ и местные эксплуатационные и должностные инструкции, правила по техники безопасности.

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

	Правило технической эксплуатации предусматривают деление персонала, обслуживающего электроустановки, по знаниям техники безопасности на пять групп. На основании проведенной проверки квалификационная комиссия присуждает проверяемому соответствующую группу. Результаты проверки знания регистрируют в специальном журнале. При неудовлетворительной оценке проверка повторяется через некоторое время. Если электротехнический персонал в процессе работы нарушил ПТЭ или действующие местные инструкции, то его подвергают внеочередной повторной проверке знаний. Повторную проверку знаний назначают также, в случае если изменяется характер выполняемой работы. Повышению технических знаний персонала способствует определение причин аварий и несчастных случаев. При этом выявляются причины, и обстоятельства происшедшего случая, устанавливаются его виновники и принимаются меры для предотвращения подобных случаев. Происшедшие аварии и несчастные случаи обсуждают на технических совещаниях при широком привлечении эксплуатационного персонала.

Основным источником повышения производительности труда, снижения себестоимости монтажа, повышения качества работ и сокращения сроков их выполнения является индустриализация работ. Под индустриализацией электромонтажных работ понимают совокупность организационных и технических мероприятий, обеспечивающих выполнение возможно большего объема работ вне строительной площадки на заводах промышленности и монтажных организаций, а также в мастерских монтажно-заготовительных участков. Необходимый уровень механизации электромонтажного производства и правильное использование средств механизации труда определяются планом механизации работ, входящим в состав ППР.

Для качественного проведения электромонтажных работ при минимальных затратах труда и материальных ресурсов необходимо в процессе подготовки к монтажу и монтажа необходимо обеспечить:

комплектование и своевременную доставку на объекты необходимых материально – технических ресурсов;

контроль за поступлением материалов и комплектующих изделий в монтажно–заготовительный мастерские;

контроль за качеством работ монтажно–заготовительных мастерских;

комплектование и доставку готовой продукции мастерских на монтажные объекты.

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



5.2 Организация обслуживания электрооборудования и электросетей.



Кусты скважин не имеют постоянно дежурящего на них персонала и обслуживаются мобильными группами, в качестве которых находится несколько кустов, цехов или т.п.

Куст находится в собственности ЗАО «Центрофорс»  которая в свою очередь обеспечивает работоспособность скважин.

Все строительные работы на кустах ведет частная подрядная организация СМУ «Строитель». В ведомство этой организации входит установка площадок, эстакад, демонтаж/монтаж ТП и АГЗУ.

Обслуживание ТП производит ЗАО «Энергонефть», находящимся в ведомстве ТНК-ВР. Сотрудниками этой организации производится включения/отключения автоматов в ТП, замена предохранителей, соединение проводов ЛЭП с вводом в ТП. ЛЭП 10 кВ также обслуживается ЗАО «Энергонефть».

Монтаж/демонтаж, ремонт и обслуживание наземного электрооборудования, ремонт насосов, ПЭДов, гидрозащит, настройка приборов телеметрии, демонтаж/монтаж кабельных линий производится подрядной организацией ЗАО «Центрофорс», находящейся в ведомстве московского ОАО «Борец». Дежурные электромонтеры по наземному оборудованию также с этой организации.

Организация обслуживания электроустановок в ЗАО «Центрофорс». Сменный технолог по цеху добычи направляет заявку на производство работ подрядным организациям.

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

После окончания работ на кусту, приезжает дежурный электрик, запускающий скважины, устанавливающий уставки станцию ДЭМ принимает заявку непосредственно от сменного технолога цеха, который он обслуживает. Т.е обслуживание всей электрической части куста выполняется дежурным электромонтерами, а ремонт, монтаж/демонтаж проводят электромонтеры из числа ремонтного и оперативно-ремонтного персонала.



5.3 Организация ремонта электрооборудования и электросетей



Планово - предупредительный ремонт (ППР) является совокупностью организационно-технических мероприятий по планированию, подготовке, организации проведения, контроля и учёта различного вида работ по техническому уходу и ремонту энергетического оборудования и сетей. ППР проводится по заранее составленному плану и обеспечивает безотказную, безопасную и экономичную работу энергетических устройств предприятия при минимальных ремонтах и эксплуатационных затратах.

Профилактическая сущность ППР состоит в том, что после заранее определенной наработки оборудования или участка сети проводятся плановые осмотры, проверки, испытания и ремонт, которые обеспечивают дальнейшую нормальную работу оборудования и сети.

Основой системы ППР, определяющей трудовые и материальные затраты на ремонт, является ремонтный цикл и его структура. Ремонтный цикл - это продолжительность работы оборудования в годах между двумя капитальными ремонтами. Для нового оборудования ремонтный цикл исчисляется с момента ввода его в эксплуатацию до первого капитального ремонта.

Структурой ремонтного цикла называют порядок расположения и чередования различных видов ремонтов и осмотров в пределах одного ремонтного цикла. Время работы оборудования, выраженное в месяцах календарного времени между двумя плановыми ремонтами, называется межремонтным периодом. Разрабатывая ППР для конкретного электрооборудования, величину ремонтного цикла и его структуру назначают такими, чтобы была обеспечена надежная работа оборудования при заданных условиях.

Техническое обслуживание - комплекс работ для поддержания в исправности оборудования и сетей. Оно предусматривает уход за оборудованием и сетями; проведение осмотров, систематическое наблюдение за их исправным состоянием, контроль режимов работы; соблюдение правил эксплуатации и эксплуатационных инструкций; устранение мелких неисправностей, не требующее отключения оборудования и сетей; регулировку, чистку, продувку и смазку.

Техническое обслуживание является одним из важнейших профилактических мероприятий системы ППР и выполняется силами эксплуатационного или эксплуатационно-ремонтного персонала. Правильно организованное техническое обслуживание - гарантия безотказной и экономичной работы энергетического оборудования и сетей.

Осмотры планируются как самостоятельные операции лишь для некоторых видов энергетического оборудования и сетей с относительно большой трудоемкостью ремонта. Во время осмотра проверяют состояние оборудования; проводят чистку, промывку, продувку, добавку или смену изоляционных, смазочных масел; выявляют дефекты эксплуатации и нарушения правил безопасности, уточняют состав и объем работ, подлежащих выполнению при очередном капитальном ремонте.

Текущий ремонт является основным профилактическим видом ремонта, обеспечивающим долговечность и безотказность работы энергетического оборудования и сетей.

Капитальный ремонт - наиболее сложный и полный по объему вид 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 случаях может проводиться модернизация оборудования и сетей. При модернизации энергетическое оборудование и сети приводятся в соответствие с современными требованиями и улучшают их характеристики: мощность, производительность, надежность, долговечность, ремонтопригодность, условия обслуживания, безопасность и другие показатели путем внедрения частичных изменений и усовершенствований в их схемах и конструкциях, а для сетей также способа прокладки.

На предприятиях капитальный ремонт проводится, как правило, в электроремонтных цехах, а остальные виды ремонта могут проводиться централизованно, децентрализовано или иметь смешанную организацию ремонта. На небольших предприятиях с небольшим количеством электрооборудования все виды ремонта централизованы; на крупных предприятиях и средних используют децентрализованную или смешанную форму.