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
Определяем расчетную активную мощность от первой ТП, с которой записывается АГЗУ:
,         (2.18)
где Р_н- номинальная мощность потребителя, кВт;
К_с- 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)

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;
S_ном - 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)

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

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 №125 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   
Выбираем трансформаторов с коэффициентом загрузки к_з=0,8
Определяем значение полной мощности:
                             (2.30)

Предполагаем к установке трансформатор ТМ-160/10.
Проверяем выбранную трансформаторную мощность по коэффициенту загрузки:
;                           (2.31)
.
Проверяем выбранную мощность трансформатора по коэффициенту на после аварийный режим:
;
т.к. нагрузки 2 и 3 категории составляют 80%, то
;                         (2.32)

, 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.
                  (2.33)

Ток на вторичной обмотке силового трансформатора:
                            (2.34)

                          (2.35)

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:
         (2.36)

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:
,      (2.37)
где U_2н  -  напряжение вторичной обмотки трансформатора, В.

Для нормальной работы необходимо выполнение условия:
           (2.38)

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
2.7 Технико-экономическое обоснование выбранного типа трансформатора и величины напряжения
Вариант 1. Напряжение питающей линии- 10 кВ, силовые трансформаторы – ТМ-160/10.
 Капитальные затраты установленного оборудования и линии.
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:
,                         (2.39)

,                              (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 куста установлены два трансформатора типа ТМ-160/10 мощностью по 160 кВА.
Паспортные данные трансформаторов:

Стоимость трансформаторов

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

Суммарные капитальные затраты:
,                    (2.41)

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

Тогда для расчетного тока одной линии активные потери в линии:
,                    (2.42)

Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:
 ,                         (2.43)

Реактивные потери короткого замыкания:
 ,        (2.44)

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:
,                   (2.45)

где
Полные потери в трансформаторах:
,               (2.46)
где

Полные потери в линии и трансформаторах:
,                        (2.47)

Стоимость потерь при

Средняя мощность амортизационных отчислений  
[2 с.152 табл.4.1]
Стоимость амортизации:
,                       (2.48)

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:
,                             (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 питающей линии – 6 кВ, силовых трансформаторы – ТМ-250/6
Капитальные затраты установленного оборудования и линии.
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:
,                          (2.54)

,                             (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 куста установлены два транс
форматора типа ТМ-250/6 мощностью по 250 кВА.
Паспортные данные трансформаторов:

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

Суммарные капитальные затраты:
,                       (2.56)

Эксплуатационные расходы.
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:
,                         (2.57)

Потери в трансформаторах: реактивные потери холостого хода:
 ,                        (2.58)

Реактивные потери короткого замыкания:
 ,                         (2.59)

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании:
,                       (2.60)

Где
Полные потери в трансформаторах:
,                  (2.61)
где  

Полные потери в линии и трансформаторах:
,                        (2.62)

Стоимость потерь при

Средняя мощность амортизационных отчислений  
 [2 с.152 табл.4.1]
Стоимость амортизации:

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Суммарные затраты:

Потери электроэнергии:

Расход цветного металла (алюминия):
где   [1 с.459 табл.7.35]

Таблица 2.6
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
                               (2.63)

Суммарное сопротивление до точки К1 , Ом, вычисляют по формуле
                          (2.64)
Силу тока короткого замыкания  , кА, вычисляют по формуле
I_к1 = ,                          (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 в точке К2
Активное сопротивление трансформатора  , Ом, вычисляют по формуле
                            (2.68)
                      (2.69)


Индуктивное сопротивление трансформатора , Ом, вычисляют по формуле
 =                         (2.70)
                           (2.71)
х_*тр = = 0,024 Ом

Сопротивление х_Σк1  приводят к U=0,4 кВ по формуле
                           (2.72)

Суммарное сопротивление до точки К2 вычисляют по формуле
                    (2.73)

Сила тока короткого замыкания

Сила ударного тока

Мощность короткого замыкания

Расчет тока короткого замыкания в точке К3
Активное сопротивление кабельной линии r_кл , Ом, вычисляют по формуле
                               (2.74)

Индуктивное сопротивление кабельной линии

Суммарное сопротивление до точки К3
              (2.75)

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
                       (2.76)

Приводим сопротивление

Суммарное сопротивление до точки К4 вычисляют по формуле
                            (2.77)

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
                       (2.78)

Сила тока короткого замыкания

Сила ударного тока
                      (2.79)
где  - пусковой ток двигателя
Ток подпитки асинхронного двигателя вычисляют по формуле
                            (2.80)
где  = 6,5


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
 ,                            (2.81)
где - экономическая плотность тока, А/мм²
Ток трансформатора I, А, вычисляют по формуле
 ,                          (2.82)


Сечение проводов выбирается из условия   S ≥ S_ном.. Выбираем провод марки А -16
Таблица 2.7
Проверка провода на потерю напряжения
Потерю напряжения ΔU, В, вычисляют по формуле
,             (2.83)
где - активное сопротивление, Ом
 - индуктивное сопротивление, Ом

                     (2.84)

                           (2.85)

Проверка провода по нагреву току нормального режима
                (2.86)
где  для ВЛ


Проверка провода на механическую прочность
                        (2.87)
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
                   (2.88)
По таблице выбираем трехжильный бронированный 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 Т_к Ом∙мм²/м
 - площадь сечения кабеля, мм²
Удельное сопротивление кабеля Т_к = 328 К
           (2.91)
ρ - удельное сопротивление меди при Т₂₉₃ К
α - температурный коэффициент для меди

Находим полное сопротивление кабеля длиной 1000 м


Найдем длину всего кабеля когда расстояние от устья до станции управления 50 м,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.
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.
                    (2.92)
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
                                       (2.93)
где,  ширина, ;
высота,

Определяем динамическое усилие в металле шин  

                  (2.94)

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 ограничитель перенапряжения ОПН-РС

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:
                               (2.95)
Ток срабатывания электромагнитного или комбинированного расцепителя I ср.эл  проверяют по максимальному кратковременному току линии:
                         (2.96)
где   - кратковременный ток, А
Кратковременный ток вычисляют по формуле
               (2.97)

Суммарный длительный ток вычисляют по формуле
                      (2.98)


                          (2.99)

Проверяем выбранный автомат на способность отключения токов короткого замыкания
                             (2.100)

Выбираю автомат ВА 55-37.
Выбор автоматов на отходящие линии к станциям управления
                                 (2.101)
                      (2.102)


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 2.12
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
2.13 Выбор и описание схемы управления ПЭД
Для обеспечения нормальной, долгосрочной работы погружного электродвигателя необходимо строгое соблюдение его номинальных параметров, указанных в паспорте. К этим параметрам относится величина тока, напряжения, температура и давление в скважине, подача насоса и другие. При значительном отклонении этих параметров создаются условия, при которых двигатель снижает срок службы или может быстро выйти из строя. Для контроля за основными параметрами двигателя, правильностью его подключения применяется схема управления ПЭД. В данном курсовом проекте для защиты двигателя применяется станция управления «Электом-М» с номинальным током 250 А. Станция «Электон-М» - модернизированный вариант широко используемой станции управления ШГС-5805. В отличие от своего прототипа она имеет контроллер марки «Электон-04», автоматы защиты цепей управления и т.д.
Станция обеспечивает следующие защиты и регулирование их установок:
1) отключение и запрещение включения электродвигателя при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений;
2) отключение и запрещение включения электродвигателя при превышении выбранной установки дисбаланса напряжения питающей сети;
3) отключение электродвигателя при превышении выбранной установки дисбаланса токов электродвигателя;
4) отключение электродвигателя при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (по фактической загрузке). При этом уставка выбирается относительно номинального активного тока;
5) отключение электродвигателя при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по регулируемой ампер секундной характеристике посредством раздельного выбора установок по току и времени перегрузки;
6) отключение и запрещение включения электродвигателя при снижении сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН - погружной кабель - ПЭД" ниже заданного значения;
7) запрещение включения электродвигателя при турбинном вращении насосной установки с частотой, превышающей установку;
8) запрещение включения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с неправильным чередованием фаз;
9) отключение электродвигателя по сигналу контактного манометра;
10) отключение электродвигателя при давлении масла в ПЭД ниже заданного значения (при подключении системы ТМС); 
11) отключение электродвигателя при температуре обмотки ПЭД выше заданного значения  (при подключении системы ТМС);
12) отключение электродвигателя по сигналу любого из 8 аналоговых входов;
13) предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения - отключения защит и изменения установок без ввода индивидуального пароля;
14) отключение и запрещение включения электродвигателя при несанкционированном открывании двери.
Станция обеспечивает следующие функции:
1) включение и отключение электродвигателя в "ручном" или в "автоматическом" режиме;
2) работа по программе с отдельно задаваемыми временными интервалами работы и остановки;
3) автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питания или при восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;
4) регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);
5) регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);
6) регулируемая задержка автоматического повторного включения (АПВ) отдельно после срабатывания каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);
7) возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);
8) возможность выбора активного и неактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;
9) блокировка АПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;
10) блокировка АПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;
11) блокировка АПВ после отключения по другим защитам (кроме защит от недогрузки и перегрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;
12) измерение текущего значения сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН - погружной кабель - ПЭД" в диапазоне 30кОм - 10МОм;
13) измерение текущей потребляемой мощности;
14) измерение текущего коэффициента мощности (cos);
15) вычисление текущего значения фактической загрузки двигателя;
16) измерение текущего значения частоты вращения электродвигателя;
17) определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);
18) отображение в хронологическом порядке 99 последних изменений в состоянии насосной установки с указанием причины и времени включения или отключения ПЭД;
19) запись в реальном масштабе времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателя 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 включения и во время работы с двумя регулируемыми периодами записи. Кроме того, фиксируется дата и время изменения установки с регистрацией старого и нового значения, а также дата и время отключения и включения питающего напряжения с регистрацией параметров напряжения сразу после его подачи и далее с регулируемым периодом, если параметры напряжения не позволяют производить включение насосной установки. Накопленная информация может быть считана портативным компьютером, блоком съема информации  типа БСИ или блоком съема информации и ввода параметров типа БСИВП;
20) сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;
21) световая индикация о состоянии станции ("СТОП", "ОЖИД", "РАБОТА");
Станция управления устанавливается на площадке механической добычи напротив трансформатора питания погружного насоса соответствующей скважины.

2.14 Учет и экономия электроэнергии
В электрических сетях промышленных предприятий осуществляя
ют 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.
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:
для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;
для межсистемных линий электропередачи по два счетчика, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию;
на трансформаторах собственных нужд;
для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей,
присоединенных к шинам собственных нужд.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанциях  потребителей должны устанавливаться:
на вводе линии электропередачи в подстанцию;
на стороне высшего напряжения трансформаторов при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы;
на границе раздела основного потребителя и субабонента;
Счетчики реактивной энергии должны устанавливаться:
на тех элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной реактивной мощности;
на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную энергосистеме;
Контрольные счетчики включают в сеть низшего напряжения что имеет ряд преимуществ:
установка счетчика обходится дешевле;
появляется возможность определить потери в трансформаторах и в сети высшего напряжения;
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 200 мм 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 60 мм и длиной 2,5 м.
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 I_з , А, вычисляют по формуле
,                   (2.110)
где  L_каб - длина кабельной линии, км
L_возд - длина воздушной линии, км

Сопротивление заземляющего устройства R_з , Ом, вычисляют по формуле
,                             (2.111)
где  U_з - 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).
2.16 Спецификация на электрооборудование и материалы
Таблица 2.15

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) электромонтеру, имеющему 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
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 ОАО «ТНК-ВР»  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.
6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Расчет численности ремонтного и и обслуживающего персонала
Для расчета численности ремонтного и обслуживающего персонала необходимо рассчитать трудоемкость ремонтных работ
Для расчета трудоемкости необходимо составить спецификацию электрооборудования
Межремонтный цикл (П_к), межремонтный период (П_т), трудоемкость капитального ремонта (Т_к), текущего ремонта (Т_т), структура ремонта являются 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 3Ч10 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 25Ч3
	Номер		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

Для расчета трудоемкости ремонтных работ необходимо соблю-дать следующий порядок:
1) рассчитываем количество ремонтов в ремонтном цикле
2) рассчитываем количество текущих и капитальных ремонтов
3) рассчитываем трудоемкость ремонтных работ
Количество ремонтов в ремонтном цикле Р_т , рем, вычисляют по формуле
Р_т =  - 1,                            (6.1)
где: П_к − межремонтный цикл,
П_т − межремонтный период
Р_т1 =  - 1 = 5 рем
Р _т2 =  - 1 = 7 рем
Р_т3 =  - 1 = 2 рем
Р_т4 =  - 1 = 3 рем
Р_т5 =  - 1 = 1 рем
Р_т6  =  - 1 = 4 рем
Р_т7  не рассчитываем т.к. П_к7 = 0
Р_т8 =  - 1 = 2 рем
Р_т9  =  - 1 = 7 рем
Р_т10 =  - 1 = 3 рем
Р_т11  не рассчитываем т.к. П_к11 = 0
Р_т12  не рассчитываем т.к. П_к12 = 0
Р_т13 не рассчитываем т.к. П_к13 = 0
Р_т14  не рассчитываем т.к. П_к14 = 0
Р_т15  =  - 1 = 7 рем
Р_т16  не рассчитываем т.к. П_к16 = 0
Р_т19 =  - 1 = 1 рем
Рассчитываем количество ремонтов в год
Количество текущих ремонтов в год Р_тг , рем, вычисляют по фо-рмуле:
Р_тг = ,                       (6.2)
где: Е− количество оборудования,
Если Р_к = 0, то
Р_тг =                             (6.3)
Р_тг1 = = 4,16 ≈ 4 рем
Р_тг2 = = 0,875 ≈1 рем
Р_тг3 = = 0,67 ≈ 1 рем
Р_тг4 = = 1,87 ≈2 рем
Р_тг5 = = 1 рем
Р_тг6 = = 0,27 ≈ 0 рем
Р_тг7 = = 3 рем
Р_тг8 = = 2 рем
Р_тг9 = = 2,625 ≈ 3 рем
Р_тг10 = = 07,5 ≈ 1 рем
Р_тг11 = = 5 рем
Р_тг12 = = 15 рем
Р_тг13 = = 10 рем
Р_тг14 = = 5 рем
Р_тг15 = = 13,1 ≈13 рем
Р_тг16 = = 5 рем
Р_тг17 = = 0,5 ≈ 1 рем
Количество капитальных ремонтов в год Р_тг , рем, вычисляют по формуле
Р_кг =                          (6.4)
Если Р_к = 0, то Р_кг − не рассчитываем
Р_кг1 = = 0,83 ≈ 1 рем
Р_кг2 = = 0,125 ≈ 0 рем
Р_кг3 = = 0,33 ≈ 1 рем
Р_кг4 = = 0,62 ≈ 1 рем
Р_кг5 = = 1 рем
Р_кг6 = = 0,07 ≈ 0 рем
Р_кг7 − не рассчитываем т.к. Р_к7 = 0
Р_кг8 = = 0,33 ≈ 1 рем
Р_кг9 = = 0,125 ≈ 0 рем
Р_кг10 = = 0,25 ≈ 0 рем
Р_кг11 − не рассчитываем т.к. Р_к11 = 0
Р_кг12 − не рассчитываем т.к. Р_к12 = 0
Р_кг13 − не рассчитываем т.к. Р_к13 = 0
Р_кг14 − не рассчитываем т.к. Р_к14 = 0
Р_кг15 = = 1,87 ≈ 2 рем
Р_кг16 − не рассчитываем т.к. Р_к16 = 0
Р_кг17 = = 0,5 ≈ 1 рем
Расчет трудоемкости ремонтных работ
Трудоемкость ремонтных работ рассчитывают исходя из коли-чества ремонтов в год
Трудоемкость текущих ремонтов Т_т , чел-час, вычисляют по фо-рмуле
Т_т = Р_тгЧТ’_т,,                           (6.5)
где: Т’_т − трудоемкость единицы ремонта
Т_т1 = 4Ч2,1 = 8,4 чел-час
Т_т2 = 1Ч15 = 15 чел-час
Т_т3 = 1Ч8,5 = 8,5 чел-час
Т_т4 = 2Ч28 = 56 чел-час
Т_т5 = 1Ч12,45 = 12,45 чел-час
Т_т6 = 0Ч62,4 = 0 чел-час
Т_т7 = 3Ч2 = 6 чел-час
Т_т8 = 2Ч1,3 = 2,6 чел-час
Т_т9 = 3Ч1,5 = 4,5 чел-час
Т_т10 = 1Ч3,6 = 3,6 чел-час
Т_т11 = 5Ч0,8 = 4 чел-час
Т_т12 = 15Ч0,5 = 7,5 чел-час
Т_т13 = 10Ч2,9 = 29 чел-час
Т_т14 = 5Ч3,5 = 17,5 чел-час
Т_т15 = 13Ч0,8 = 10,4 чел-час
Т_т16 = 5Ч2,9 = 14,5 чел-час
Т_т17 = 1Ч0,28 = 0,28 чел-час
Трудоемкость капитальных ремонтов:
Т_к = Р_кгЧТ’_к ,                           (6.6)
где: Т’_к − трудоемкость единицы ремонта
Т_к1 = 1Ч33 = 33 чел-час
Т_к2 = 0Ч50 = 0 чел-час
Т_к3 = 1Ч91,9 = 91,9 чел-час
Т_к4 = 1Ч140 = 140 чел-час
Т_к5 = 1Ч41,5 = 41,5 чел-час
Т_к6 = 0Ч208 = 0 чел-час
Т_к7 = 0 чел-час
Т_к8 = 1Ч4,3 = 4,3 чел-час
Т_к9 = 0Ч12,7 = 0 чел-час
Т_к10 = 0Ч12 = 0 чел-час
Т_к11 = 0 чел-час
Т_к12 = 0 чел-час
Т_к13 = 0 чел-час
Т_к14 = 0 чел-час
Т_к15 = 2Ч6,3 = 12,6 чел-час
Т_к16 = 0 чел-час
Т_к17 = 1Ч0,96 = 0,96 чел-час
Данные заносим в таблицу 6,2 и рассчитываем общею трудоем-кость Т_общ , чес-час, по формуле
Т_общ = Т_т + Т_к                            (6.7)
Т_общ1 = 8,4 + 33 = 41,4 чел-час
Т_общ2 = 15 + 0 = 15 чел-час
Т_общ3 = 8,5 + 91,9 = 100,4 чел-час
Т_общ4 = 56 + 140 = 196 чел-час
Т_общ5 = 12,45 + 41,5 = 53,95 чел-час
Т_общ6 = 0 + 0 = 0 чел-час
Т_общ7 = 6 + 0 = 6 чел-час
Т_общ8 = 2,6 + 4,3 = 6,9 чел-час
Т_общ9 = 4,5 + 0 = 4,5 чел-час
Т_общ10 = 3,6 + 0 = 3,6 чел-час
Т_общ11 = 4 + 0 = 4 чел-час
Т_общ12 = 7,5 + 0 = 7,5 чел-час
Т_общ13 = 29 + 0 = 29 чел-час
Т_общ14 = 17,5 + 0 = 17,5 чел-час
Т_общ15 = 10,4 + 12,6 = 23 чел-час
Т_общ16 = 14,5 + 0 = 14,5 чел-час
Т_общ17 = 0,28 + 0,96 = 1,24 чел-час

Таблица 6.2
Для учета технического обслуживания при расчете общей тру-доемкости ремонтных работ прибавляем 10% от суммарного теку-щего ремонта, таким образом, трудоемкость ремонтных работ сос-тавляет:
Т_рем = ΣТ_общ + 0,1 ΣТ_т                           (6.8)
Т_рем = 524,49 + 0,1Ч200,23 = 544,51 чел-час
Численность ремонтного персонала Ч_р , чел, вычисляют по фор-муле
Ч_р = ,                             (6.9)
где: К_вн − коэффициент выполнения норм предусматривается повышением производительности труда за счет решения организа-ционных вопросов
Ф_р − годовой фонд рабочего времени, рассчитывается за планируемый год согласно таблице 6.3
Таблица 6.3
Ч_р =   = 0,27 ≈ 1 чел
Ремонтный персонал необходимо обеспечить дополнительным фронтом работы т.к. он не загружен
Численность обслуживающего персонала рассчитывают исходя из ремонтной сложности
Численность обслуживающего персонала Ч_о , чел, вычисляют по формуле
Ч_о = ,                           (6.10)
где: ΣР_с − ремонтная сложность всех видов оборудования
     N_cм − количество смен работы оборудования
     Н_о − норма обслуживания ремонтной сложности
     Для расчета ремонтной 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 3Ч16 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 25Ч3	3	3	9

Р_с = Р’_cЧЕ,                           (6.11)
где: Р’_c − ремонтная сложность единицы оборудования
Р_c1 = 14Ч5 = 70
Р_c2 = 1Ч3 = 3
Р_c3 = 8Ч1 = 8
Р_c4 = 6Ч5 = 30
Р_c5 = 5Ч3,32 = 16,6
Р_c6 = 1Ч80 = 80
Р_c7 = 3Ч0,12 = 0,36
Р_c8 = 1Ч1 = 1
Р_c9 = 3Ч1 = 3
Р_c10 = 1Ч2 = 2
Р_c11 = 5Ч0,5 = 2,5
Р_c12 = 15Ч1 = 15
Р_c13 = 10Ч1 = 10
Р_c14 = 5Ч1,5 = 7,5
Р_c15 = 15Ч1 = 15
Р_c16 = 5Ч1 = 5
Р_c17 = 3Ч3 = 9
Рассчитываем ремонтную сложность всех видов оборудования:
ΣР_с = 70+3+8+30+16,6+80+0,36+1+3+2+2,5+15+10+7,5+15+5+9 = 277,96
Ч_о =  = 1,66 ≈ 2 чел
6.2 Расчет годового фонда заработной платы
Годовой фонд заработанной платы:
− для ремонтного персонала − по сдельно-премиальной системе
− для обслуживающего персонала − по повременно-премиальной системе
Заработанную плату по тарифу З_т , руб, вычисляют по формуле
-для сдельщиков:
З_тс = Т_ремЧС_чс ,                         (6.12)
где: С_чс − часовая тарифная ставка рабочего-сдельщика
З_тс = 544,51Ч34,45 = 18758,36 руб
-для повременщиков:
З_тп = Ф_рЧЧ_оЧС_чп ,                     (6.13)
где: С_чп − часовая тарифная ставка рабочего-повременщика
З_тп = 1744Ч2Ч28,28 = 100733,44 руб
Доплаты Д, руб, вычисляют по формуле:
Д = З_тЧ  ,                          (6.14)
где: Р − процент доплат:
Д_с = 18758,36Ч  = 4689,59 руб
Д_п = 100733,44Ч  = 20146,68 руб
Премию П, руб, вычисляют по формуле:
П = (З_т + Д)Ч ,                        (6.15)
где: М − процент премии: 
П_с = (18758,36 + 4689,59)Ч  = 9379,18 руб
П_п = (100733,44 + 20146,68)Ч  = 36264,03 руб
Уральский коэффициент У, руб, вычисляют по формуле:
У = (З_т + Д + П)Ч , где                    (6.16)
У_с = (18758,36 + 4689,59+ 9379,18)Ч  = 4924,06 руб
У_п = (100733,44 + 20146,68+36264,03)Ч  = 23571,62 руб
Фонд заработанной платы вычисляют по формуле
Ф_з = З_т + Д + П + У                       (6.17)
Ф_зс = 18758,36 + 4689,59+ 9379,18+ 4924,06 = 37751,19 руб
Ф_зп = 100733,44 + 20146,68+36264,03+ 23571,62 = 180715,77 руб
Ф_з = Ф_зс + Ф_зп                        (6.18)
Ф_з = 37751,19 + 180715,77 = 218466,96 руб