ВВЕДЕНИЕ
Практика проводилась на предприятии филиала ООО «Римера-Сервис»- «Римера-Сервис-Губкинский».
«ООО «Римера-Сервис» – сервисная компания, осуществляющая сервис труб нефтяного сортамента и оборудования для нефтедобычи.
В 2004 год сформирован новый дивизион ЧТПЗ. В его состав вошли заводы – производители элементов трубопроводов: «Соединительные отводы трубопроводов» (СОТ), г. Челябинск; «Магнитогорский завод механомонтажных заготовок» (МЗМЗ), г. Магнитогорск; участок по производству соединительных деталей, г. Первоуральск. В 2006 году направление магистрального оборудования пополнилось одним из крупнейших производителей трубопроводной арматуры в Европе – MSA.
В 2007 год принято решение о создании компании «Римера», нацеленной на производство и сервис нефтегазового оборудования. В 2008 году в состав дивизиона входят сразу несколько активов: производитель установок электроцентробежных насосов – «Алнас»; предприятия, оказывающие услуги по геофизическому исследованию скважин в Западной Сибири, а также «Ижнефтемаш», ведущий российский производитель глубинных штанговых насосов.
В 2010-2011 г структура группы «Римера» существенно меняется. Сервисные предприятия объединяются в сеть филиалов «Римера-Сервис»; предприятия «СОТ» и «МЗМЗ» – в компанию «Соединительные отводы трубопроводов»; предприятия, оказывающие геофизические услуги становятся единой компанией «Юганскнефтегазгеофизика» с филиалом в г. Томск.
В 2011 года в состав компании входит «Ноябрьская центральная трубная база». Это делает группу компаний «Римера» одним из крупнейших независимых участников рынка нефтесервиса.
Сегодня «Римера-Сервис» – единственная компания на территории ХМАО и ЯНАО, оказывающая комплексные услуги по обслуживанию электропогружного оборудования и насосно-компрессорных труб.
Миссия ГК «Римера» – максимально расширить возможности всех заинтересованных сторон:
– Клиентов, предприятий ТЭКа, которые получают возможность повысить эффективность своего бизнеса, используя предложения группы «Римера»
– ЧТПЗ и ее акционеров, заинтересованных в создании дополнительной стоимости за счет развития нового направления бизнеса
– Сотрудников, получающих возможность обучения и профессионального роста в рамках группы компаний» [10].
1 ТРАНМФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
1.1 Типы подстанций
В зависимости от назначения и размера первичных и вторичных напряжений понижающие трансформаторные подстанции делятся на районные, основные понижающие, распределительные и преобразовательные станции.
Районные (узловые) трансформаторные подстанции получают электроэнергию от электрических сетей напряжением 110 кВ и выше и транспортируют ее на основные городские понижающие подстанции.
Основные понижающие подстанции (опорные) получают питание от региональных подстанций, преобразуют напряжение питания в напряжение распределения (10 кВ) и распределяют его по городским сетям.
Для обеспечения отдельных энергоемких районов города строятся подстанции 110 (220) кВ с глубоким вводом в эксплуатацию (ГРП).
Согласно «Своду правил по проектированию и строительству» [3], в районах новой застройки наибольшее напряжение трансформаторов городских распределительных подстанций трансформаторных подстанций и распределительных сетей предполагается равным 10 кВ.
Распределительные подстанции, где осуществляется последний этап трансформации с преобразованием напряжения 10 кВ в напряжение 0,4 кВ и распределением электроэнергии между потребителями.
Преобразовательные (тяговые) подстанции получают (как правило, 10 кВ) преобразование и распределение электрической энергии для питания через контактную сеть транспортных средств на электрической тяге.
Для наземного городского электрического транспорта – трамвая и троллейбуса – используется тяговая система электропитания постоянного тока напряжением 600 В.
Питание подвижного состава на действующих линиях отечественного метрополитена осуществляется при постоянном токе 825 В.
1.2 Маркировка распределительных подстанций и их назначение
КТПГС.
«Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки непрерывного или тупикового типа с кабельным или воздушным вводом на стороне высокого напряжения 10 кВ мощностью 100 ... 1000 кВ А, предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии по номинальной мощности напряжения 0,4 кВ в однолучевой и петлевой схемах электроснабжения городских электрических сетей» [5].
2 РЕМОНТ И ОБСЛУЖИВАНИЕ КТП (ТП)
Техническое обслуживание – это надежный, проверенный временем и экономически эффективный комплекс мер по продлению срока службы всего электрооборудования высокого и низкого напряжения при эксплуатации трансформаторной подстанции.
Правильно спланированное техническое обслуживание является основой безопасной эксплуатации трансформаторной подстанции, которая является одной из основных частей системы электроснабжения.
Выполнение технического обслуживания является одним из условий по оперативному восстановлению электрической схемы во время аварийной ситуации.
Предназначение технического обслуживания
• Обеспечение надежности электроснабжения потребителей.
• Минимизация времени простоя бытовых объектов при отключении электроэнергии.
• Предотвращение выхода из строя электрооборудования из–за износа или неправильного использования путем своевременного ремонта.
• Улучшение качества ремонтных работ при низких затратах на финансы, время и рабочую силу.
При обслуживании комплектных трансформаторных подстанций они руководствуются стандартами ГОСТ 14695–80 [4]. Мощность от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ.
Для технического обслуживания важны периодические и внеочередные проверки обслуживающим персоналом, а также плановые или внеочередные, при необходимости, ремонтные работы.
Во время осмотров и ремонта они соответствуют правилам безопасности, указанным в стандартных инструкциях по охране труда для электрика по обслуживанию подстанции. Стандарты TI R M–068–2002 и ПТЭЭП (глава 2.2.) И PTB (глава 1.3) [4].
Работы по техническому обслуживанию выполняются в соответствии с правилами ПУЭ–7, указанными в разделе 4.2. 1–4.2.16 Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ [4].
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Анализ теоретических положений организации позволил заключить, что схемы подстанции связаны с назначением и способом подключения к электрической сети и должны:
– обеспечивать надежность электроснабжения потребителей и прохождения электричества по межсистемным или центральным соединениям в нормальных и послеаварийных условиях;
– обеспечивать будущие разработки и требования к аварийному управлению.
Расположение трансформаторной подстанции определяется ее назначением и характером нагрузок трансформаторной подстанции с вторичными напряжениями 6, 10, 35 и 110 кВ.
Во время практики была проделана следующая работа:
– изучение типов оборудования, их практическое применение для подготовки и монтажа электрических подстанций и линий электропередач;
– разборка, ремонт и сборка компонентов, приборов; текущий ремонт разъединителей, выключателей переменного тока, трансформаторов тока и напряжения, силовых трансформаторов;
– разборка, капитальный ремонт электрооборудования, устранение дефектов аккумуляторных батарей, методы их устранения, идентификация и устранение последствий для электрооборудования;
– подготовка рабочих мест и создание условий безопасности при ремонте различного оборудования в электроустановках тяговых подстанций и контактной сети;
В результате этой практики был приобретен практический опыт подготовки плановых ремонтов оборудования; организация работ по ремонту электрооборудования; обнаружение и устранение дефектов и электрооборудования; поиск неисправностей; подготовка работы к безопасной работе; ознакомился с должностными инструкциями электротехнического персонала; познакомился с организационной структурой предприятия.
