Минимизация потерь активной мощности в электрической сети за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой

Минимизация потерь активной мощности в электрической сети за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика Украины - это мощный, сложный и многогранный технологический комплекс, цель которого производство, передача и распределение электроэнергии между отдельными потребителями.

Основой электроэнергетики Украины является объединенная электроэнергетическая система (ОЭС) которая осуществляет централизованное энергообеспечение собственных потребителей и взаимодействует с энергосистемами соседних стран, обеспечивая импорт и экспорт электроэнергии.

В соответствие с законом Украины «Про электроэнергетику» одним из основных направлений государственной политики в электроэнергетике является сохранение целостности и обеспечение надежного и эффективного функционирования ОЭС Украины, единого диспетчерского (оперативно технологического) управления ею. Обеспечение выполнения этих функций в Украине возложено на Государственное предприятие НЭК «Укрэнерго».

Основу компании составляют восемь энергетических систем, которые выполняют производственные задания компании на закрепленной территории. Энергетическая система любой страны представляет собой распределенный в пространстве сложный многоуровневый объект управления, описываемый в процессе своего функционирования множеством различных параметров.

Под энергетической системой понимается объединение электрических станций с помощью электрических сетей, обеспечивающих достаточно надёжное и экономическое электроснабжение потребителей.

Территорию Харьковской, Сумской, Полтавской областей, площадь которых составляет 84 тыс. км2 с населением 5,84 млн. человек. Обслуживает Северная электроэнергетическая система (Северная ЭС).

Основными ее задачами являются создание необходимых условий для функционирования объектов энергетики региона; организация централизованного диспетчерского управления в части магистральных электросетей напряжением 330-752 кВ, межгосударственных электросетей, сетей 110-150 кВ, областных энергоснабжающих компаний, электростанций разной мощности всех форм собственности; обеспечение надежной параллельной работы с соседними энергосистемами, предупреждение нарушений режима и аварий системного значения; проведение необходимых технико-экономических расчетов электросетей региона оборудования и воздушных линий электропередачи (ВЛ) и межгосударственных сетей.

В зоне обслуживания Северной ЭС размещены энергогенерирующие источники установленной мощностью 3314 мВт, в том числе:

Змиевская ТЭС-2150 МВт,

Харьковская ТЭЦ-5-470 МВт,

Кременчугская ТЭЦ-255 МВт,

ТЭЦ-2 «Эсхар»-74 МВт,

Ахтырская ТЭЦ-12 МВт,

Блок станций и малые ТЭЦ суммарной мощностью 267МВт.

На балансе в оперативном управление находится :

одна подстанция 750кВ,

14 подстанций 330кВ суммарной мощностью 6462 МВА,

одна ВЛ 750 кВ,

27 ВЛ 330кВ суммарной протяженностью 2379км.

Основной целью планирования и внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является выполнение планового задания по потерям и по возможности доведение фактического значения технических потерь электроэнергии до их оптимального для данных сетей уровня и фактического значения коммерческих потерь до значения, не превышающего их допустимого уровня.

Целью данной дипломной работы является минимизация потерь активной мощности в электрической сети Северной ЭС за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой.

1. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

.1 Потери как составляющая тарифа

Затраты на производство и поставку потребителям электроэнергии включают в себя стоимость электроэнергии, расходуемой на ее передачу по электрическим сетям (потери). При установлении тарифа на электроэнергию региональные энергетические комиссии анализируют обоснованность уровня потерь, включаемых в тариф. Очевидно, что в энергоснабжающих организациях существуют резервы снижения потерь, и включение в тариф фактического уровня потерь не стимулировало бы проведения экономически обоснованных мероприятий по их снижению. В связи с этим возникает задача определения нормативных значений потерь, включение которых в тариф обосновано. Сверхнормативные потери должны покрываться за счет прибыли энергоснабжающих организаций.

В силу существующих отличий структуры сетей и их протяженности норматив потерь для каждой энергоснабжающей организации представляет собой индивидуальное значение, определяемое на основе схем и режимов работы электрических сетей и особенностей учета поступления и отпуска электроэнергии.

Фактические (отчетные) потери, как известно, определяются разницей показаний счетчиков поступления электроэнергии в сеть и ее полезного отпуска потребителям. Очевидно, что они включают в себя не только технические потери, но и потери коммерческого характера, обусловленные несовершенством способов определения полезного отпуска электроэнергии потребителям (в том числе и хищениями). Для обоснования норматива потерь необходимо определить их структуру, оценить резервы снижения каждой составляющей и реальные объёмы их возможной реализации в планируемом периоде.

Фактические потери могут быть разбиты на четыре укрупненные составляющие, каждая из которых имеет свою физическую природу (см. рисунок 1.1):

1) технические потери электроэнергии - ∆Wт, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло элементов электрических сетей;

) расход электроэнергии на собственные нужды подстанции - WПС, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала;

) недоучет электроэнергии - ∆Wу, обусловленный большими отрицательными погрешностями приборов её учёта у потребителей по сравнению с аналогичными потребностями приборов, фиксирующих её поступления в сеть. Погрешности приборов учета (включая трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), и соединительные провода (кабели), как составляющие измерительного комплекса) в паспортных данных характеризуются двусторонними погрешностями (плюс-минус), однако в силу ряда причин, о которых будет сказано ниже, возникает систематическая отрицательная погрешность системы учёта электроэнергии на объекте, включающей сотни и тысячи измерительных комплексов. Эта погрешность приводит к недоучёту электроэнергии, поэтому к ней применяется термин «потери». Следует отметить, что в нынешних условиях эксплуатации приборов учета, недоучет электроэнергии оказывается существенным;

) коммерческие потери - ∆Wк, обусловленные хищением электроэнергии, несоответствием между показаниями счетчиков и оплатой за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Рисунок 1.1 - Структура отчетных потерь электрической энергии

В настоящие время расход электроэнергии на собственные нужды подстанции отражается в отчетности в составе технических потерь, а потери, обусловленные погрешностями системы учёта электроэнергии - в составе коммерческих потерь. Это является недостатком существующей системы отчётности, так как не обеспечивает ясного представления о структуре потерь и о целесообразных направлениях работ по их снижению.

Технические потери могут быть рассчитаны на основании известных законов электротехники, так как все их составляющие имеют математическое описание и алгоритмы расчета. Применение известных методов оптимизации позволяет количественно определить их экономически обоснованный уровень и оценить имеющиеся резервы снижения.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счётчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд. Имеется и нормативный документ, устанавливающий нормы расхода, хотя и достаточно старый. Разность между этими величинами является резервом снижения этой составляющей потерь.

Потери, обусловленные погрешностями учёта, также могут быть рассчитаны на основе данных о метрологических характеристиках и условиях работы используемых приборов. Разработанная методология таких расчетов позволяет определить их экономически обоснованный уровень и оценить резервы снижения.

Сумму описанных трех составляющих потерь, обусловленных технологией производственного процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учёта её поступления и отпуска, назовём технологическими потерями. Четвёртая составляющая - коммерческие потери - представляют собой воздействие «человеческого фактора» и включают в себя все проявления такого воздействия: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счётчиков, определение расчетным путём полезного потребления электроэнергии абонентами, временно подключаемыми без счетчиков, и т.п.

Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и рассчитанными технологическими потерями. Определить экономически обоснованный их уровень математическими способами крайне сложно, так как эти потери в значительной степени определяются плохо формализуемыми факторами. Вместе с тем известно, что, например, в США и Франции хищения, не превышающие 1 -1,5% потребления энергии физическими лицами, включаются в тариф. Считается экономически целесообразным искать конкретные места хищений в таких объёмах, так как затраты на их поиск оказываются больше стоимости найденной электроэнергии. Законопослушная часть потребителей (все потребители, а не только население) фактически оплачивают хищения и, хотя это представляется несправедливым, справедливый путь оказывается “себе дороже”.

Рассмотрим подробнее техническую составляющую потерь.

Эта составляющая потерь наиболее существенна и не может быть измерена, а может быть определена только с помощью расчета. Она является наиболее сложной для оценки ее достоверности сотрудниками контролирующих органов, так как представляет собой сумму потерь в сотнях и тысячах элементов, для расчета которых необходимо владеть электротехническими знаниями. Выходом из положения является использование нормативных характеристик технических потерь (НХТП), представляющих собой зависимости потерь от основных факторов, определяющих их значение (отпуск электроэнергии в собственную сеть, получение энергии от собственных станций, межсистемные перетоки электроэнергии и т.п.). Такие характеристики получают на основе вариантных расчетов технических потерь. Параметры НХТП достаточно стабильны и поэтому, однажды рассчитанные, проверенные экспертами, согласованные и утвержденные, они могут использоваться в течение длительного периода - до тех пор, пока не произойдут существенные изменения схем сетей. При существующем уровне сетевого строительства нормативные характеристики, рассчитанные при существующих схемах сетей, могут использоваться в течение 5-7 лет. При этом погрешность отражения ими потерь не превышает 4 - 6%. В случае же ввода в работу или вывода из работы в этот период существенных элементов электрических сетей такие характеристики дают надежные базовые значения потерь, относительно которых может оцениваться влияние проведенных изменений схемы.

Для всех составляющих отчетных потерь имеются свои механизмы их снижения, но приоритетными являются организационные мероприятия, поскольку не требуют капитальных вложений. Одним из таких мероприятий для снижения технологических потерь является оптимизация режима сети энергосистемы по напряжению. Регулирование напряжения - это одна из наиболее эффективных мер снижения потерь активной мощности питающей сети, Это мероприятие и будет в дальнейшем рассмотрено в данном дипломном проекте.

.2 Энергетический менеджмент

Основным инструментом сокращения потребления энергии и, соответственно, повышения эффективности использования энергии на промышленных предприятиях является энергетический менеджмент. Путем внедрения энергетического менеджмента можно получить более подробную картину потребления энергии, что позволит произвести сравнение уровней потребления с потреблением энергии на других предприятиях для точной оценки проектов экономии энергии, планируемых для внедрения на данном предприятии.

Необходимо отметить, что успешное внедрение энергетического менеджмента в большей степени зависит от отношения к нему руководства предприятия. В случае если отношение положительное, и руководство проявляет инициативу, могут быть получены ощутимые результаты.

Энергетический менеджмент - это система управления, основанная на поведении типовых измерений и проверок, обеспечивающая такую работу предприятия, при которой потребляется совершенно необходимое для производства количество энергии.

Энергетический менеджмент - это инструмент управления предприятием, который обеспечивает постоянное исследование и, стало быть, знание о распределении и уровнях потребления энергоресурсов на предприятии, а также об оптимальном использовании энергоресурсов, как для производства, так и для потребностей отопления и иных производственных нужд.

Энергетический менеджмент начинается с назначения руководством предприятия в должности лица, ответственного за внедрение энергетического менеджмента на предприятии - энергетического менеджера. На этом же этапе формулируются основные цели и предполагаемые результаты, ожидаемые в последующие несколько лет.

.2.1 Многоуровневая система подготовки принятия энергосберегающих решений

Решение прикладных задач повышения энергоэффективности производственной и социальной инфраструктуры происходит в условиях действия различных влияющих факторов, причем решения, связанные с энергосбережением, как правило, принимаются в условиях многих альтернатив и ограничений, определяемых технологическими и финансовыми возможностями их практической реализации. Проблема возрастает в условиях конфликтной конкурентной среды, когда действующие ограничения могут зависеть (в динамике) от многих внешних и внутренних влияющих факторов. В этих случаях расчет только на опыт и интуицию энергоменеджеров нередко приводит к существенным потерям.

Принципиальной особенностью развиваемых подходов к построению многоуровневой системы подготовки принятия энергосберегающих решений является то, что критерии, на основании которых на разных уровнях формулируются соответствующие задачи, интегрированы в единое функциональное пространство, что позволяет обеспечивать взаимные переходы от региональных задач к частным (на уровне предприятий, проектов и т.п.) и наоборот. Так, например, на основе региональных индикаторов (энергоемкость валового регионального продукта (ВРП), энергообеспеченность региона как показатель энергетической безопасности экономики, удельное потребление тепловой и электрической энергии и т.п.) целевая функция энергосбережения может быть определена как достижение требуемой удельной энергоемкости регионального валового продукта (доля потребляемых энергоресурсов в распределенном ВРП) при заданных начальных условиях и имеющихся ограничениях (технологических, финансовых, ресурсных и др.). В результате может быть создана основа для системной реализации энергосберегающих проектов как непрерывного процесса, связывающего производственно-финансовую деятельность предприятий с энергосберегающим бизнесом.

Информационно-аналитическое обеспечение таких задач осуществляется на основе технологий, обеспечивающих поддержку подготовки принятия оперативных и стратегических энергосберегающих решений. Практическая реализация таких технологий позволяет свести вероятность ошибки в принимаемых решениях к минимуму - достигаются существенные улучшения в ключевых показателях, обеспечивающих энергоэффективность производства - один из основных факторов конкурентоспособной деятельности.

Технологии основаны на интеграции отдельных операций в единые бизнес - процессы - совокупность различных видов энергосберегающей деятельности, которые, взятые вместе, участвуют в создании конечного продукта. На практике эти методы пока почти не применяются, причем одной из субъективных причин этого является неочевидность последствий принимаемых решений. С другой стороны, оценки зарубежных аналитиков свидетельствуют, что один доллар, вложенный в поддержку принятия решений, приносит в среднем три доллара прибыли. Если учесть, что подобные выводы сделаны для стабильных экономик, то в условиях переходной экономики Украины эффективность может быть в несколько раз большей.

В принятии решений (оперативных, стратегических) в производственной сфере ключевая роль отводится нахождению оптимального баланса между задачами максимальной загрузки производственных мощностей, имеющихся энергетических и материальных ресурсов и получения максимального дохода. Очевидно, что процесс принятия решения в реальном масштабе времени в каждом конкретном случае потребует оперирования с множеством показателей, как правило, построенных произвольным образом, и нередко оцениваемых на основании субъективных представлений лица, принимающего решение (ЛПР) о тех или иных предпочтениях в решаемой проблеме.

Решение задачи базируется на формализованном описании функционирования предприятия (города, региона) - интеграции разнородных данных в рамках единой бизнес - модели, позволяющей проводить оперативную оценку и многофакторный анализ параметров, влияющих на установленные результирующие, в том числе энергетические, показатели (статические, динамические).

Основная цель технологии - информационная поддержка количественно обоснованных оптимальных решений, т.е. таких решений, которые, по тем или иным соображениям (критериям), считаются (принимаются) предпочтительнее других. Само принятие решения относится к компетенции ЛПР, которому предоставлено право окончательного выбора.

В рамках технологии должно быть обеспечено формализованное описание системы структурированных взаимосвязанных бизнес - процессов объектов. Системные задачи должны быть рассмотрены в постановке, предусматривающей требование достижения интегральной эффективности с учетом имеющихся ограничений (технологических, ресурсных, финансовых, экологических, рыночных). Здесь учитывается, что технико-экономические показатели, характеризующие энергоэффективности, могут описываться множеством несовместимых показателей, из которых некоторые желательно максимизировать, а другие минимизировать - решение, обращающее в максимум один какой-то показатель, как правило, не обращает ни в максимум, ни в минимум другие показатели.

Соответствующие данные базируются на первичных документах, установленных нормативах, регламентах, показателях, других данных, формируемых на всех уровнях управления и контроля производственных процессов. Тем самым исключается возможное влияние промежуточных звеньев на формирование достоверной информации - для ЛПР обеспечивается возможность оперирования данными с любой степенью детализации (в зависимости от содержания и цели решаемой задачи). В производственной сфере для этого должны быть предварительно формализованы и увязаны в рамках единого функционального описания разнообразные операции, связанные с технологическим и финансовым обеспечением производства и реализации продукции.

Операционный анализ данных должен обеспечить (в динамике) возможность оценки управляемости энергетическими факторами, непосредственно влияющими на себестоимость продукции - влияние изменение объема и структуры производства, технического уровня, организации и управления производством, показателей использования ресурсов, норм расхода энергоресурсов и материалов, общепроизводственных расходов. Выделяются задачи поддержания ресурса основных фондов (текущие и капитальные затраты).

Еще одну проблему составляют многопараметрические задачи прогноза потребления электроэнергии, не имеющие строгого формального описания. При-менение классических методов прогнозирования, разработанных для анализа динамики временных рядов, для реальных систем, функционирующих в условиях неопределенности о влияющих факторах, вызывает очевидные затруднения. Поэтому такая задача должна решаться с привлечением специальным образом сконструированной динамической бизнес-модели, на основании многофакторного анализа параметров которой сначала определяется устойчивость показателей к вариации влияющих факторов, а затем формируются соответствующие оценки показателей.

Дальнейшее развитие методов решения таких задач связывается с применением специальных алгоритмов адаптивного управления, а также искусственных нейронных сетей, показывающих высокую эффективность работы с нечеткими исходными данными.

Подсистему мониторинга потребления электрической и тепловой энергии можно реализовать с использованием OLAP-приложений, а картографические задачи - на основе геоинформационных технологий, например, на основе интеграции Maplnfo MapX и Oracle Express Objects с организацией хранения показателей в многомерной базе данных Oracle Express. Обеспечивается представление информации на электронной карте, а также традиционные средства графического представления данных в произвольных разрезах (пространственных, временных, объектных), устанавливаемых пользователем.

Практическая реализация многоуровневой системы подготовки принятия энергосберегающих решений в региональном масштабе могла бы быть, например, осуществлена по известной схеме создания демонстрационных зон высокой энергоэффективности, получивших распространение в России. Такие экспе-риментальные полигоны призваны отрабатывать нормативно-правовую базу энергосбережения, создавать организационную и финансовую базу реализации современных проектов внедрения энергоэффективных технологий и оборудования. Некоторые работы ведутся по Международному проекту «Энергетическая эффективность-21» Европейской экономической комиссией ООН в странах СНГ и Восточной Европы, причем наличие международных сертификатов способствует привлечению инвестиций в энергосберегающие проекты.

Практика свидетельствует, что реализации подобных технологий позволяет решать принципиально новые задачи управления, в том числе связанных с энергосбережением, обеспечивает оперативность выполнения возникающих задач с учетом рисков и неопределенности в принимаемых решениях; адаптацию к внутренним и внешним влияющим факторам, реализует достаточный набор выполняемых функций при минимуме сложности структуры управления, структурно-технологическую оптимизацию решаемых задач.

.3 Решения проблемы потерь электроэнергии в сетях в Европейском Союзе

Спрос на электроэнергию в Европе составляет около 2500 млрд. кВт*час в год. На долю четырех стран (Германия, Франция, Италия, Великобритания) приходится 2/3 общего спроса. Несмотря на то, что спрос рос в 60-е и 70-е годы, к настоящему времени темпы его роста значительно снизились. На сегодняшний день темпы ежегодного роста спроса на электроэнергию в Европе составляют около 1,7% против, например, 4,3% в 70-х или 2,7% в 80-х годах. Разумеется, достоверно предсказать изменение темпов роста невозможно, но объединение компаний производителей и распределителей электроэнергии (UNIPEDE) полагает, что в ближайшие 15 лет эта величина будет мало отличаться от упомянутых 1.7%.

Общая величина потерь составляет около 150 млрд. кВт*час, или около 6,5% от всей произведенной электроэнергии, что примерно равно работе вхолостую 15 крупных электростанций. Но величина потерь устойчиво снижалась с уровня 7,5% в 1970 году. Наименьшие потери в Германии, где данной проблемой системно занимались с 70-х годов. В свою очередь, в странах Восточной Европы средние величины потерь примерно в 2 раза выше средних значений Западной Европы. Так, в бывшей ГДР в 1992 году величина потерь составляла около 10,2% против 4,7% в ФРГ, хотя уже с 1995 года она снизилась до уровня 9,5%.

Общее численное выражение ресурса энергосбережения в Европейском Союзе при применении энергосберегающих трансформаторов составляет 22 млрд. кВт*час в год, что в ценах 1999 года составляло около 1,171 млрд. евро в денежном выражении. Несмотря на эффективность отдельных установок, в целом потери в распределительных трансформаторах составляют 2% от всей произведенной электроэнергии, или 1/3 от всех потерь вообще. Потенциал энергосбережения в области распределительных трансформаторов соизмерим с потенциалом сбережения электропривода (электродвигателей) и бытовых электроприборов.

Для оценки размера потерь достаточно сказать, что они соизмеримы с годовым потреблением электроэнергии 5,1 млн. домов или годового производства трех самых крупных европейских угольных ГРЭС.

Из-за долгого жизненного цикла распределительных трансформаторов обновление происходит достаточно медленно, но даже при этом к 2010 году ожидается эффект энергосбережения в размере 7,3 млрд. кВт*час за счет применения новых энергосберегающих моделей.

Примером активной политики в области энергосбережения по снижению непроизводительных потерь в трансформаторах можно считать США, где такие организации, как Министерство энергетики (DOE) и Агенство по охране окружающей среды (US EPA), системно взаимодействуют с энергетическими компаниями, распространяют информацию и соответствующее математическое обеспечение.

Одним из естественных препятствий на пути широкого и быстрого внедрения энергосберегающих моделей распределительных трансформаторов является высококонкурентный рынок. При этом замечено, что профессиональные участники рынка, как правило, восприимчивы к рациональной аргументации при наличии точного экономического расчета и достоверных методик измерения и оценки параметров конкретной модели трансформатора. Другими словами, когда им убедительно демонстрируют экономические преимущества энергосбережения.

2. АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ СЕВЕРНОЙ ЭС

.1 Обобщенный анализ энергетической системы

Энергетическая система любой страны представляет собой распределенный в пространстве сложный многоуровневый объект управления, описываемый в процессе своего функционирования множеством различных параметров.

Электроэнергетика Украины - мощный, сложный и разветвленный технологический комплекс, являющийся основой функционирования всего общественного производства, для обеспечения условий цивилизованной жизни населения Украины.

Функционирование этой системы является базой для развития национального хозяйства. Не для кого не секрет, что наша страна переживает в настоящее время сильный энергетический кризис. Решение проблем с энергетической ситуацией очень сильно влияет на экономическое и политическое состояние как сейчас, так и в будущем.

Вся система энергетики как отрасль производства не похожа на другие отрасли по виду продукции и, особенно, по технологическим процессам. В связи с этим существуют отраслевые особенности, которые помогают раскрыть понимание сущности экономических проблем энергетических предприятий в условиях реформ, предупредить ошибки при анализе хозяйственной деятельности энергетического предприятия, при формировании новых экономических взаимоотношений в отрасли.

Особенностями энергетики являются то, что, во-первых, процесс производства, транспортирования и использования электроэнергии не может быть физически разделен, он непрерывен; во-вторых, продукция отрасли не может складироваться, и зависит от объема максимальных нагрузок в режиме потребления по сезонам года.

Исходя из главной задачи - развития бесперебойного энергоснабжения, актуальным является выявление положительных и отрицательных сторон деятельности предприятия, исследование затрат, пути поиска резервов для уменьшения себестоимости продукции, планирование деятельности предприятия в новых экономических условиях для повышения эффективности работы отрасли в целом.

Экономический анализ является важным фактором для повышения эффективности работы и улучшения ее качества. С течением времени и с применением различных видов анализа предприятие может выбрать определенную стратегию обосновывать свои управленческие решения и убедиться в их правильности с помощью проверки.

Современный этап развития экономики страны характеризуется ее переходом к рыночным отношениям. Произошли глубокие экономические изменения. В связи с этим на смену административно-командной системе управления пришли рыночные механизмы. В этих условиях существенно возросла роль управляющих структур - менеджмента.

.2 Анализ производственно-технологической базы предприятия

Любой экономический субъект является сложной системой с множеством взаимосвязей, как между его собственными составляющими, так и с внешней средой. Гораздо важнее другое: с помощью аналитических процедур выявляются наиболее значимые характеристики и стороны деятельности предприятия и делаются прогнозы его будущего состояния, после чего на основе этих прогнозов строятся планы производственной и рыночной активности и разрабатываются процедуры контроля за их исполнением.

2.2.1 Анализ состояния предприятия

Северная энергетическая система (далее - Северная ЭС) это отдельная структурная единица Государственного предприятия «Национальная энергетическая компания «Укрэнерго», и создана соответственно указа Министерства энергетики Украины от 02 июня 1998 года №107 «Про создание обособленных структурных единиц Государственного предприятия НЭК «Укрэнерго» на базе регионального северного диспетчерского центра электроэнергетики Украины и Северных магистральных электрических сетей.

Северная ЭС основана на государственной собственности и подотчетно Государственной компании НЭК «Укрэнерго». В своей деятельности предприятие руководствуется данным законодательством Украины и уставом НЭК «Укрэнерго».

.2.2 Цель и направление деятельности энергосистемы

Северная ЭС создана с целью обеспечения функционирования электроэнергетической системы региона на территории Харьковской, Полтавской и Сумской областей Украины как составляющей части целостной объединенной энергосистемы Украины, удовлетворение интересов энергоснабжающих предприятий всех форм собственности в сфере обеспечения их электроэнергией по электросетям 330 кВ и выше, а также по электросетям, по которым осуществляется обмен электроэнергией с другими государствами.

Данная ЭС занимается осуществлением таких видов деятельности, как:

) Осуществление централизованного диспетчерского (оперативно-технологического) управления энергосистемой региона в части Магистральных и Межгосударственных электросетей, основной электросети 110-150кВ, электростанций всех форм собственности и различной мощности, с обеспечением надёжной работы прилегающих энергосистем, предотвращение нарушений режима и аварий системного значения, а также ликвидация возможных аварий с наименьшими потерями.

) Обеспечение надёжной и эффективной работы электросетей региона напряжением 330 кВ и выше, а также электросетей, по которым осуществляется обмен электроэнергией с другими государствами, как составляющей части инфраструктуры рынка электроэнергетики Украины.

) Выполнение необходимых технико-экономических расчётов электрических режимов региона, их оптимизация и разработка мероприятий по снижению потерь электроэнергии в основной сети.

) Обеспечение надёжной передачи электроэнергии согласно диспетчерскому графику по Магистральным и Межгосударственным электросетям.

) Обеспечение в границах своих полномочий функционирование оптового рынка электроэнергии касательно диспетчеризации, ведение расчётных платежей участников ОРЭ согласно договору между ними, учёт расчётов за поставленную в ОРЭ и отпущенную с ОРЭ электроэнергию, отпуск электроэнергии оптовым потребителям, а также по прямым договорам.

) Основные направления деятельности Северной ЭС - это удовлетворение потребностей энергоснабжающих предприятий и предприятий, которые подписали договора с Северной ЭС на поставку электроэнергии, всех форм собственности, в электрической энергии и мощности при условии полной оплаты, путём оперативного диспетчерского управления энергоснабжающими и энергогенерирующими предприятиями региона и притоками мощности по Магистральным и Межгосударственным электросетям.

) Организация надёжной и эффективной работы энергосистемы и региона как составляющей части целостной объединенной энергосистемы Украины путем управления процессом балансирования производства электроэнергии в регионе и сальдового перетока с энергопотреблением.

) Обеспечение оперативно-технологичного управления энергосистемой региона в условиях ликвидации системных аварий, нарушение режима и последствий стихийного бедствия.

) Выполнение ремонта, наладочных работ по обслуживанию энергетического оборудования распределительных устройств и воздушных линий магистральных электрических сетей и производство необходимых запасных частей.

) Проведение проектно-изыскательных и ремонтно-строительных работ на производственных и социально-бытовых объектах, которые имеют отношение к Магистральным и Межгосударственным электросетям, а также разработка и реализация программ модернизации, технического преобразования и реконструкции этих электросетей, разработка и реализация соответствующих технологий и нормативно-технической документации, другие направления и формы инновационной деятельности.

) Северная ЭС проводит необходимые противоаварийные работы, разрабатывает методы повышения стойкости электрических сетей региона, обеспечивает проведение аварийно-восстановительных работ, занимается организацией выпуска технологической оснастки необходимой для проведения аварийно-восстановительных работ.

) Также одним из направлений деятельности компании является разработка по мере своих полномочий перспективных, методических и инструктажных материалов, обязательных для руководства энергокомпаний и электростанций региона всех форм собственности и различной мощности. Осуществление деятельности и организации сбора и обработки информации и прогноза объёмов и режимов потребления электрической энергии и мощности. Осуществление государственного надзора за режимами потребления электрической и тепловой энергии проводится согласно Закону Украины «Про электроэнергетику» и Положением, утверждённым Кабинетом Министров Украины. Проводится осуществление контроля энергоснабжающих предприятий всех форм собственности по организации сбора и обработки информации, прогноза объёмов и режимов потребления электроэнергии и мощности по отраслевым и режимным признакам для обработки режимов потребления, прогнозирования спроса на электроэнергию, и её отпуск в ОРЭ.

) Деятельность компании также направлена на удовлетворение экономических и социальных потребностей сотрудников, предусмотренных коллективным договором: подготовку и повышение квалификации специалистов для потребностей Северной ЭС, организацию и проведение работы по охране труда и пожарной безопасности, обеспечение безопасных условий труда, расследование, учёт и анализ случаев травматизма, разработку и реализацию необходимых мероприятий по повышению безопасности эксплуатации Магистральных и Межгосударственных электросетей.

.2.3 Краткая характеристика отчетных энергетических показателей (электропотребление, электрические нагрузки, генерирующие мощности)

На 01.01.2004 г. электроэнергетика Северного региона (Харьковская, Полтавская и Сумская области) характеризуется следующими отчетными показателями:

1 электропотребление, млрд. кВт-ч15,5

2 максимум электрической нагрузки, МВт2900

3 установленная мощность электростанций, МВт3313

За прошедший десятилетний период (с 1991 по 2000 гг.) энергетическая ситуация в Северной энергосистеме (СЭС), как и в целом по энергообъединению Украины, характеризуется продолжающимся спадом электропотребления и электрических нагрузок. Причём величина снижения этих показателей в СЭС существенно выше, чем в объединении - если по ОЭС уменьшение суммарного электропотребления и максимума электрических нагрузок составило 38% и 36%, то по Северной энергосистеме, соответственно, 46% и 45%.

В 2001 году в Украине наметилась некоторая стабилизация энергетической ситуации с незначительным увеличением электропотребления (на 1%) и максимума нагрузки (на 6%), а по Северному региону эти показатели возросли на 1% и 4% соответственно. Даже учитывая этот прирост, уменьшение электропотребления по СЭС, по сравнению с 1990 г., составило 1,8 раза, а максимума нагрузки - 1,7 раза.

Такой спад энергетических показателей определяется как снижением спроса на электроэнергию из-за затянувшегося общеэкономического кризиса, так и вынужденным лимитированием нагрузок в связи с массовыми неплатежами за потребленную электроэнергию, и, следовательно, отсутствием средств на закупку топлива для электростанций.

Несмотря на снижение электропотребления и наличие большого объёма установленной мощности, Северная энергосистема является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии. Так на протяжении 2001 г. величина дефицита мощности составляла от 400 до 1400 МВт. Это определяется, в основном, следующими причинами:

-    отсутствием средств на покупку топлива для электростанций в необходимом объёме (так из-за отсутствия топлива из 10-ти энергоблоков Змиевской ТЭС одновременно участвуют в покрытии нагрузок всего от 2-х до 6-ти блоков);

-         высокий износ основного энергетического оборудования и, соответственно, простой в различного рода ремонтах;

          работа ТЭЦ по тепловому графику.

Ниже дана краткая характеристика основных генерирующих источников региона. Все электростанции региона работают на органическом топливе.

Наиболее мощные станции, Змиевская ТЭС и ТЭЦ-5, расположены на территории Харьковской области. Всего на территории этой области сосредоточенно более 85% установленной мощности региона.

На Змиевской ТЭС эксплуатируется 10 энергоблоков (6x200 МВт и 4x300 МВт), введенные в период с 1960 по 1969 гг. Наработка по времени (при расчетном ресурсе 100 тыс. часов) для блоков 200 МВт превышает 250 тыс. часов (наибольшая по ТЭС ОЭС Украины), для блоков 300 МВт - более 200 тыс. часов. Высокий износ оборудования, а также использование низкосортного топлива определили снижение мощности энергоблоков 200 МВт до 175 МВт, а блоков 300 МВт - до 275 МВт. Однако часть энергоблоков не может обеспечить сколь либо длительную рабочую кампанию. Коэффициент использования блоков снизился до 30-35% (по сравнению с 75% в период до 1990 г.).

В настоящее время на Змиевской ТЭС ведутся работы по поддержанию энергетического оборудования в рабочем состоянии. В апреле 2003 года закончена реконструкция энергоблока №8, в результате чего улучшены его технико-экономические показатели и мощность доведена до номинальной - 300 МВт.

В 2000-2001 гг. выполнены также работы по замене двух энергоблоков по 24 МВт на Харьковской ТЭЦ-3, отработавших свой физический и моральный ресурс (время наработки -400 тыс. часов с 1949 г.), на современное оборудование.

Следует отметить, что, учитывая значительный износ оборудования, для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, работы по реконструкции электростанций региона должны вестись более интенсивно.

Перечень электростанций Северной энергосистемы с указанием установленной и располагаемой мощности по состоянию на 01.01.2002 г приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1- Перечень электростанций Северной ЭС с указанием установленной и располагаемой мощности

Дефицит мощности Северной энергосистемы покрывается по связям региона со смежными энергосистемами: Днепровской, Донбасской, Центральной и ЕЭС России (при условии параллельной работы).

.2.4 Электрические сети региона

На территории Северной энергосистемы получили развитие сети напряжением, в основном, 110 и 330 кВ. В приграничных районах с Днепровской энергосистемой расположена зона ограниченного развития сетей 150 кВ. На территории региона эксплуатируется одна ПС 750/330 кВ - Североукраинская, связанная по ВЛ 750 кВ с Курской АЭС (ЕЭС России).

Системообразующая сеть Северной энергосистемы имеет конфигурацию нескольких колец, связанных с сетями соседних регионов:

- Днепровским - по двум ВЛ 330 кВ (Кременчуг - Кременчугская ТЭЦ и Кременчуг- шины 330 кВ ПС 750/330 кВ Днепровская);

-         Донбасским - по трем ВЛ (Лозовская - Центральная, Змиевская ТЭС - Славянская ТЭС, Купянск - Славянская ТЭС);

          Центральным - по ВЛ Конотоп - Нежин.

Наиболее мощные связи сформированы между Северной энергосистемой и ОЭС Центра ЕЭС России - пять линий напряжением 330 кВ и одна - на напряжении 750 кВ. Сооружение этих связей было осуществлено в период до 1990 г. в условиях единого государства. При этом наличие в непосредственной близости такого мощного генерирующего источника, как Курская АЭС, определило ориентацию электроснабжения региона на получение мощности от этой станции. Практически все ВЛ, связывающие Северный регион с энергообъединением России, связаны с Курской АЭС непосредственно (Шостка - КАЭС, Сумы Северная - КАЭС, Североукраинская - КАЭС) или через промежуточные подстанции (Змиевская ТЭС - Белгород - Южная - КАЭС, Змиевская ТЭС - Лосево - ШБХЗ - Белгород - Южная - КАЭС). В настоящее время эти линии являются межгосударственными связями Украины с Россией и режимы их работы зависят от договорных отношений между странами.

3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ

.1 Энергосистема как звено энергоснабжения

Под энергетической системой понимается объединение электрических станций с помощью электрических сетей, обеспечивающих достаточно надёжное и экономическое электроснабжение потребителей. Электрическая часть энергетической системы называется электрической системой. Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями. Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения, поскольку является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменения показателей качества электроэнергии. Поэтому электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требования экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использования применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете, требования обоснованной надёжности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности.

Для характеристики экономичности работы электрических сетей определяются относительные значения наибольших потерь электроэнергии за год. При заданном составе оборудования электрическая сеть может работать с разными технико-экономическими показателями. Задача эксплуатационного персонала состоит в том, чтобы при выполнении всех технических требований обеспечить наиболее экономичную работу электрических сетей. Для энергетической системы в целом наивыгоднейшим является такой режим её работы, при котором суммарные затраты за длительный период времени на энергоснабжение потребителей с выполнением всех технических требований получаются наименьшими. При этом наименьшей получается удельная себестоимость отпущенной абонентам электроэнергии.

Строго говоря, условие экономичности работы должно распространяться на всю энергетическую систему, в состав которой входят все её элементы. Однако между некоторыми задачами имеется сравнительно слабая связь, поэтому они могут решаться взаимно независимо. К числу их относится: наивыгоднейшее распределение активной мощности нагрузки энергетической системы между её электрическими станциями, наивыгоднейшее распределение реактивной мощности нагрузки энергетической системы между источниками питания, улучшение условий работы неоднородных замкнутых частей электрической сети или её отдельных частях, выбор состава включённого в работу оборудования.

В значительной мере независимыми можно считать задачи снижения потерь активной мощности изменением условий работы неоднородных замкнутых частей сети и регулирования уровня напряжения в отдельных частях сети. Это справедливо в тех случаях, когда заметного влияния на распределение активной и реактивной мощности между источниками питания при этом не получается.

.2 Принцип формирования цен энергорынка

Основополагающий принцип энергорынка - это то, что оптовая цена на электроэнергию не устанавливается "сверху" государством, а образуется непосредственно в процессе производства.

Каждый день в Национальный диспетчерский центр электроэнергетики Украины (НДЦ) от всех электростанций поступают ценовые заявки - т.е. сообщения, сколько будет стоить электроэнергия в следующие сутки. А это зависит от многих показателей - стоимости топлива, состояния оборудования, загрузки мощностей и т.д. На основании ценовых заявок, которые подаются генерирующими компаниями, и заявок рабочей мощности в соответствии с правилами рынка определяется предельная цена системы и плата за рабочую мощность, то есть плата за электрическую энергию, которая отпускается в энергорынок. Затем по принципам оптимизации разрабатывается и осуществляется режим работы не только каждой электростанции, но и каждого энергоблока.

В энергорынке формируется оптовая цена на электроэнергию на почасовой основе исходя из платежей:

-        производителями электроэнергии;

-        импортерами электроэнергии;

-        предприятию, которое осуществляет диспетчерское управление объединенной энергосистемой и передачу электроэнергии магистральным и межгосударственным сетям;

-        другим лицам, которые имеют право на получение средств относительно законодательства.

И уже потом по этой цене поставщики покупают ее и далее продают по розничным ценам непосредственно потребителям. Розничная цена на электроэнергию формируется поставщиками электроэнергии согласно условиям и правилами осуществления предпринимательской деятельности и поставки электроэнергии.

Непосредственным "прилавком" на оптовом рынке электроэнергии выступает Государственное предприятие "Энергорынок", создающееся на базе Национального диспетчерского центра. Его основные функции - это:

-        диспетчеризация, т.е. оперативное управление выработкой и потреблением электроэнергии в стране;

-        формирование оптовой цены на электроэнергию;

-        организация приема и выхода субъектов предпринимательской деятельности в члены Энергорынка, а также некоторые другие функции.

Очевидно, что соблюдение подобных правил, возможно, при наличии элементарной платежеспособности потребителей и, как следствие, производителей электроэнергии. Отсутствие таковой лишает электростанции самого первого и необходимого условия существования энергорынка - живых денег для закупок топлива.

.3 Основные цели мероприятий по снижению потерь

Основной целью планирования и внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является выполнение планового задания по потерям и по возможности доведение фактического значения технических потерь электроэнергии до их оптимального для данных сетей уровня и фактического значения коммерческих потерь до значения, не превышающего их допустимого уровня.

Оптимальный уровень технических потерь электроэнергии - разность между техническими потерями электроэнергии в электрической сети за расчетный период и суммарным снижением технических потерь электроэнергии от внедрения всех технико-экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь, а также технических мероприятий с сопутствующим снижением потерь, предусмотренных схемами развития сетей. Оптимальный уровень технических потерь является тем пределом, к которому должен стремиться персонал энергосистемы, разрабатывая и выполняя план мероприятий по снижению потерь.

Из организационных мероприятий наиболее эффективным считаются те, выполнение которых дает большее абсолютное снижение потерь электроэнергии, из технических - мероприятий с меньшим сроком окупаемости затрат на их внедрение.

Организационные мероприятия - мероприятия, обеспечивают снижение потерь электроэнергии за счет оптимизации схем и режимов работы электрических сетей и электростанций, совершенствования их технического обслуживания.

.4 Порядок разработки, планирования и очередность внедрения мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Мероприятия по снижению потерь разрабатываются в виде долгосрочных пятилетних планов, а так же годовых планов, с разбивкой по кварталам.

Основой для разработки проектов планов мероприятий по снижению потерь являются проекты планов по потерям электроэнергии, результаты расчетов потерь, нормальных режимов электрических сетей за отчетный и планируемый период, предложения к проектам планов мероприятий по снижению потерь нижестоящих подразделений, схемы развития электрических сетей, проекты планов по капитальному строительству, ремонту и реконструкции электрических сетей.

Существует следующая последовательность включения мероприятий в проекты планов.

В первую очередь планируется выполнение организационных мероприятий по оптимизации режимов, а также мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии.

В пределах выделенных фондов, материальных и трудовых ресурсов планируется технические мероприятия, предусмотренные планами капитального строительства и реконструкции электрических сетей, обеспеченные проектно-сметной документацией и согласованные с подрядчиками. Преимущество первоочередного включения в проекты планов и последующего внедрения имеет технические мероприятия с меньшим сроком окупаемости затрат на внедрение.

После проведения технических мероприятий, существенно изменяющих схему сети и режим ее работы, годовой экономический эффект должен оптимизироваться по новой схеме.

Мероприятия по оптимизации схем и режимов электрических сетей включаются в проект плана ежегодно, если по ним проводятся оптимизационные расчеты и если имеется дополнительный эффект от внедрения планируемых мероприятий по оптимизации по сравнению с существующим оптимальным режимом.

Эффективность каждого последующего мероприятия определяется с учетом уже достигнутого эффекта, полученного от внедрения всего предшествовавшего комплекса организационных и технических мероприятий.

Технические мероприятия, связанные с капитальным строительством линий и подстанций, вводом компенсирующих устройств, приводящие к снижению потерь в сетях более 500 тыс. кВт.час в год, приводятся в приказах пообъектно с указанием конкретного места внедрения.

Основные технические мероприятия, связанные с вводом линий, подстанций, батарей статических конденсаторов 35кв и выше и синхронных компенсаторов, требующие привлечения подрядных организаций, утверждаются также в составе ежегодного приказа о выполнении плана электросетевого строительства.

Для планирования режимов работы энергосистем на долгосрочные и краткосрочные периоды проводят контрольные измерения перетоков мощности, нагрузки и уровней напряжения в контрольных узлах энергосистемы, которые должны проводиться два раза в год в рабочие дни июня и декабря.

4. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ В АСДУ

.1 Оптимизация режимов электроэнергетических систем

Проблема оптимизации режимов энергосистем получила полное становле-ние и развитие за последние 30 лет, хотя первые теоретические исследования в этой области были начаты в Советском Союзе значительно раньше. Еще тогда были установлены принципы оптимального распределения активных мощностей между агрегатами на станциях и станциями в системе, базирующиеся на сопоставлении удельных приростов расходов условного топлива. Были установлены критерии оптимального распределения активных мощностей в энергосистемах при учете влияния потерь активной мощности в сетях и при ограничении энергоресурсов.

Уже на этапе, когда была признана необходимость учета потерь активной мощности в сетях при оптимизации режима, стала очевидной невозможность не только оперативной оптимизации, но даже и предварительных расчетов оптимального режима энергосистем без применения вычислительной техники. В связи с этим много внимания уделялось специализированным аналоговым вычислительным устройствам, которые, однако, были вытеснены универсальными цифровыми вычислительными машинами.

В настоящее время для различных задач оптимизации режима накоплен определенный опыт разработки и сопоставления методов, а также практических расчетов в электроэнергетических системах. Наиболее часто решаются задачи оптимизации режима систем по активной мощности и режима электрической сети, т.е. оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации (U, Q и Кт), а также более общая задача комплексной оптимизации режима электроэнергетических систем. Эти задачи решаются при оперативном и автоматическом, т.е. в темпе процесса, управлении режимами электроэнергетических систем и сетей.

Накопленный опыт решения задач оптимизации режима на ЭВМ показывает, что для этих задач наиболее эффективно применение метода приведенного градиента при расчете установившегося режима методом Ньютона.

.2 Задачи оптимизации режимов

Оптимальное управление нормальными режимами в энергетической системе заключается в том, чтобы за рассматриваемый отрезок времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя электрической энергией требуемого качества (т.е. при соблюдении требуемых ограничений) при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе.

Исключительная сложность оптимального управления режимами определяется не только чрезвычайно большим количеством управляемых элементов, но и тем, что разные регулируемые и настраиваемые параметры следует поддерживать в процессе работы системы оптимальными на большой территории.

Оптимизация режима электроэнергетических систем производится всеми инженерами, связанными с расчетами и практической реализацией функционирования электрической системы. Этим занимаются проектировщики, работники служб режимов, диспетчеры энергосистем, оперативный технический персонал электростанций и электросетей.

Задача комплексной оптимизации режима состоит в определении оптимальных значений всех параметров режима при учете технических ограничений. Это задача нелинейного программирования с ограничениями в виде уравнений установившегося режима и нелинейных неравенств. Переменные в задаче этого типа непрерывны.

При комплексной оптимизации режима определяются оптимальные значения активных и реактивных мощностей генерирующих источников, модулей и фаз напряжений в узлах, коэффициентов трансформации при учете технических ограничений на значения модулей узловых напряжений, углов сдвига фаз на дальних передачах, токов и потоков мощности в линиях, Р и Q генераторов и т.д.

Оптимальный режим должен быть допустимым, т.е. удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитывают ограничения в виде равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичный режим - это такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (или издержек) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей, т.е. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

.3 Задачи оперативно-диспетчерского управления в АСДУ

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами разделяется на четыре временных уровня: долгосрочное, краткосрочное планирование, оператив-ное управление в темпе процесса. В данной дипломной работе рассматривается только пример краткосрочного планирования (сутки) и долгосрочного планирования на летний период (квартал).

Регулирование напряжения в электрических сетях в первую очередь определяется тем, чтобы отклонения напряжения у потребителей электроэнергии были ограничены допустимыми пределами, при которых обеспечивается эффективная работа потребителей, и удовлетворяются требования надежности их работы (достаточный срок службы). Эти условия определяют графики желательных и предельно допустимых напряжений в контрольных узлах основной сети и соответствуют ограничениям на напряжения при решении задачи оптимизации режима. Контрольные узлы определяются соответствующими службами НЭК «Укрэнерго» и энергосистемы, в зависимости от степени влияния напряжения в этих узлах на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме.

Оперативный персонал обеспечивает поддержание напряжения в контролируемых точках в соответствии с заданными графиками, это осуществляется в настоящее время с помощью местных устройств автоматики воздействием на возбуждение синхронных машин, изменением коэффициентов трансформации силовых трансформаторов и линейных регуляторов, включением и отключением батарей конденсаторов. Иерархия управления проявляется в том, что оперативный персонал каждой ступени управления обеспечивает поддержание напряжения в контрольных точках сети или участка сети, находящегося в его ведении.

.4 Расчеты установившихся, допустимых и оптимальных режимов в АСДУ

Задачи расчета установившегося, допустимого и оптимального режимов электрической системы используют общую исходную информацию. Методика расчета, алгоритмы и основанные на них программы применимы для расчетов на всех временных уровнях и территориальных ступенях иерархической системы диспетчерского управления. Расчет режимов - задача, наиболее часто используемая в диспетчерском управлении. Она применяется как в качестве самостоятельной задачи, так и в качестве модулей в более сложных комплексах алгоритмов задач АСДУ.

Особенности решения задач расчета режимов питающей электрической сети на разных временных уровнях и ступенях диспетчерского управления определяются в основном различиями в степени эквивалентирования и в виде исходной информации о мощностях электростанций, эквивалентных генераторах, нагрузках узлов потребления, а также в форме представления результатов расчета диспетчеру.

Расчет делится на два этапа:

1)  расчет установившегося режима;

2)       его оптимизация.

Для расчета установившегося режима применяются методы Зейделя, Ньютона и по параметру, для комплексной оптимизации - метод приведенного градиента, а также раздельная оптимизация активных мощностей и оптимизация режима по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации.

Критерием оптимизации является минимум потерь активной мощности в сети при соблюдении всех режимных ограничений.

Расчеты установившегося режима необходимы для проверки осуществимости намечаемых режимов по загрузке сети и по условиям регулирования напряжения. Введение балансирующего узла - это допущение, вызванное особенностью нелинейных уравнений установившегося режима. Эта особенность заключается в том, что невозможно точно задать мощности во всех узлах, удовлетворяющие условию баланса активной мощности в системе, т.к. потери мощности не могут быть точно определены до расчета установившегося режима. Балансирующий узел соответствует электростанции, ведущей по частоте, т.е. принимающей на себя небалансы активной мощности и поддерживающей при этом постоянную частоту в системе.

Расчеты оптимальных режимов применяются для определения оптимальных напряжений в узлах и положений ответвлений регулировочных трансформаторов (результаты расчета представлены в приложении 1).

В расчетах наиболее достоверных режимов работы сети на основании неточных телеизмерений, а также определения наличия и источников погрешностей в схеме замещения сети используются алгоритмы, базирующиеся на методах оценивания состояния и идентификации. К этим алгоритмам относятся: собственно оценивание состояния - получение наиболее достоверных значений параметров текущего режима работы сети, детекция - выявление грубых ошибок в измерениях параметров режима сети, идентификация - корректировка параметров математической модели сети.

Оперативная корректировка режима требует в случаях значительного отклонения нагрузок от прогноза (более 3%) существенного изменения состава работающего оборудования или значительного изменения перетоков обменной мощности диспетчером вышестоящей ступени управления. После принятия первоначальных мер для ввода режима в допустимую область задачей корректировки режима на заданные моменты времени является дальнейшее повышение экономичности, т.е. оптимизации режима.

.5 Управление напряжением и реактивной мощностью в АСДУ в темпе процесса

Оптимизация режима электрической сети, т.е. оптимизация режима по реактивной мощности Q, напряжению U и коэффициентам трансформации Кт, должна решаться на трех уровнях регулирования U,Q и Кт:

1)  генераторы, синхронные компенсаторы и конденсаторы, а также трансформаторы с регулированием под нагрузкой;

2)       контрольные точки сети, т.е. регулирование в отдельных районах в целом;

)         регулирование на диспетчерских центрах.

Автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности, осуществляемое в энергосистемах, как правило, с помощью местных устройств, установленных на электростанциях и подстанциях, призвано обеспечить следующее: поддержание заданного уровня напряжения в контрольных точках электрической сети; предотвращение повышения напряжения (например, на оборудовании электропередач сверхвысокого напряжения) или тока (генераторов и синхронных компенсаторов) с целью обеспечения сохранности оборудования; уменьшение потерь активной мощности, т.е. оптимизацию режима по U и Q с учетом заданных ограничений. Изменение напряжения и реактивной мощности осуществляется плавно (автоматическими регуляторами возбуждения, АРВ, установленными на синхронных машинах) или ступенями (автоматическими регуляторами, установленными на подстанциях и осуществляющими изменение коэффициентов трансформации силовых трансформаторов, т.е. РПН, оснащенными автоматическими регуляторами напряжения, а также включением и отключением конденсаторов и шунтирующих реакторов).

Наиболее эффективно методы оптимизации режима по U, Q и Кт в темпе процесса разрабатываются во Франции и США. В этих странах задача оптимизации решается с помощью ЭВМ на национальном уровне, т.е. регулированием на диспетчерском центре страны.

.6 Определение планируемого и фактического снижения потерь электроэнергии от внедрения этого мероприятия по снижению потерь

Планируемое и фактическое снижение потерь электроэнергии при проведении организационных мероприятий рассчитывается следующим образом:

.Мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности.

Оптимизация режимов осуществляется с помощью программы WinSKANER, разработанной на Украине специально для электрических сетей. Целью расчетов является выбор близких к оптимальным законов регулирования имеющихся в энергосистеме источников реактивной мощности и законов регулирования коэффициентов трансформации трансформаторов связи (трансформаторов, работающих в замкнутых контурах).

Эффективность оптимизации режимов зависит от частоты проведения расчетов, их информационной обеспеченности и степени практической реализации результатов расчетов. Практически необходимым является проведение не менее 16 расчетов в год: для каждого из четырех характерных периодов (зима, весна, лето и осень) рассчитываются оптимальные режимы для часов максимальных суточных нагрузок и ночных провалов нагрузок для двух типов суток - рабочих и нерабочих.

При отсутствии информации о нагрузках подстанций для некоторых из указанных 16 режимов ( например, весеннего или осеннего периодов ) расчеты для них целесообразно производить по приближенно вычисленным нагрузкам.

Неизвестные нагрузки Рпс (Рiпс, Qiпс) подстанций в промежуточных режимах (характерных весенних и осенних дней) при отсутствии более точных методик определяются корректировкой известных максимальных Рпс (Рjпс, Qjпс) нагрузок в часы максимальных суточных нагрузок и минимальных - в часы ночных провалов нагрузок (за те же характерные дни) пропорционально изменению общесистемной нагрузки Pсист и Qсист по формулам:

Рiпс = Рjпс* Piсист/ Pjсист(4.1)

Qiпс = Qiсист/ Qjсист (4.2)

где индексом j обозначен режим, для которого известны нагрузки на подстанциях, индексом i - режим, для которого нагрузки подстанции определяются.

Более точно неизвестные нагрузки промежуточных i-ых режимов можно определить по графикам, формируемым на основании результатов общесистемных измерений с использованием универсальных аппроксимирующих зависимостей.

Рассчитанные зависимости представляют собой годовые графики активных и реактивных нагрузок, ординатами которых является характерные значения указанных нагрузок за каждый месяц года для i-го режима.

Степень практической реализации результатов расчета определяется степенью соответствия действительных изменений реактивной мощности ее источников и коэффициентов трансформации трансформаторов связи изменениям, определенным при расчете. В первом приближении это соответствие может быть оценено числом переключений трансформаторов связи.

Фактическое снижение потерь электроэнергии при оптимизации режима сети по реактивной мощности определяется по формуле

ΔWф=∑[δPjмакс*tjмакс+ δPjмин*(24- tjмакс)] dj*K1j*K2j, (4.3)

где δPjмакс и δPjмин - снижение потерь мощности (МВт) (со своими знаками) при оптимизации режимов для часов максимальных суточных нагрузок и ночных провалов нагрузок характерных суток j-го периода. При недопустимо завышенных напряжений в исходном режиме снижение потерь мощности (особенно в минимум нагрузки) может оказаться отрицательным. Это является дополнительным доказательством недопустимости оптимизации лишь одного режима;

dj - продолжительность в году j-го периода, дн.;

tjмакс - эквивалентное время режима максимальных нагрузок за сутки, рассчитываемое по формуле

tjмакс = 24*К3-Кмин/1-Кмин, (4.4)

где Кмин - отношение минимальной суточной нагрузки энергосистемы к максимальной;

К3 - коэффициент заполнения графика (К3=Т макс.сут/24);

К1 - коэффициент информационной обеспеченности, принимаемый равным единице для периодов с нагрузками, определенными путем измерений;

К2 - коэффициент, учитывающий точность совпадения закона регулирования, обеспечиваемого устройствами РПН трансформаторов связи. Коэффициент определяется для каждого периода по формуле:

Кj2=nJпс / 15(1-Кмин), (4.5)

где nJпс - среднее число переключений ответвлений трансформаторов связи с РПН за характерные сутки J-го периода, определяемого по формуле:

nJпс =∑ njoi / Nт∑ (4.6)

где njoi - число переключений ответвлений i-го трансформатора с РПН за характерные сутки i-го периода;

Nт∑ - суммарное количество трансформаторов с РПН.

2.Оптимизация ведения режимов работы основной сети по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности.

Расчет текущих и оптимальных режимов максимума и минимума нагрузок осуществляется по одному из комплексов программ с использованием информации о графиках узловых нагрузок, получаемых в дни контрольных замеров. Конфигурация графиков нагрузки узлов изменяется от сезона к сезону, поэтому целесообразно использование контрольных замеров, не вводя каждый раз конкретные графики.

Оптимизация режима производится выбором оптимальных ответвлений на регулируемых под нагрузкой автотрансформаторов, а также оптимизация загрузки источников реактивной мощности. Расчётная схема должна включать в себя всю основную неэквивалентируемую сеть 110 - 750 кВ.

Переменной информацией для расчетных режимов служат телеизмерения и оперативные данные состояния оборудования, получаемые от дежурных диспетчеров. На основе результатов расчетов выбираются наиболее эффективные мероприятия для реализации. Реализуются мероприятия с оптимизационным эффектом 1 мВт и более. Выбранные для реализации мероприятия вносятся как изменения в дооптимизационный режим и он перерасчитывается в 2-х вариантах:

исходный режим до реализации оптимизационных мероприятий;

режим с внедренными оптимизационными мероприятиями (оптимальный).

Перерасчет режимов производится при каждом существенном изменении режима энергосистемы (расчетный период): выводе в ремонт и включении после ремонта крупных генерирующих мощностей 800-1000 мВт, выводе в ремонт и включении после ремонта ВЛ 750 кВ и наиболее влияющих на режимы ВЛ 500-300 кВ, изменении режима внешних связей энергосистемы, изменения топологий схемы электрических соединений. Оптимизируются режимы, существующие не менее суток.

Приоритетным направлением усовершенствования методов расчётов потерь электроэнергии в системообразующих элементах сети можно назвать метод прямого расчёта потерь электроэнергии, соответственно положению существующему в Северной ЭС, с использованием информации про потоки активной и реактивной энергии (мощности), полученной с помощью автоматизированных систем учёта электроэнергии (АСУЭ) верхнего уровня.

Расчёт производится на основе отчетных (реальных) данных про потоки мощности и энергии за месяцы зимнего максимума нагрузки, с помощью ПВК WinSKANER (программно вычислительный комплекс), исходные данные представлены в таблице 4.1.

ПВК WinSKANER представляет много функциональную вычислительную систему нового поколения с реализацией оригинальных технологий моделирования электрических режимов иерархических электроэнергетических систем, в том числе с представлением коммутационных схем объектов, и высокой степенью интеграции технологических программ и специализированного графического интерфейса. Расчет представлен в приложении (1).

Таблица 4.1- Исходные показатели потерь активной и реактивной мощности в сети Северной ЭС

После внедрения мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей, получим следующие параметры активной мощности, рассчитанные для режимов максимальных и минимальных нагрузок по трем видам оптимизации (см. таблицу 4.2):

1-  оптимизация только генерируемых реактивных мощностей блоков электростанций;

2-       оптимизация генерируемых реактивных мощностей и коэффициентов трансформации;

-         оптимизация только коэффициентов трансформации АТ.

Таблица 4.2-Соптимизационные параметры системы

Как видно из данных таблиц благодаря внедрению технического мероприятия произошло максимальное снижение суммарных потерь электроэнергии при втором виде оптимизации с 38,257МВт до 37,301МВт в режиме минимальных нагрузок, и до 37,243 в режиме максимальных нагрузок. Таким образом, зная разницу между этими величинами можно произвести расчёт экономической эффективности от внедрения мероприятия. Необходимо помнить что годовой экономический эффект посчитать не возможно, так как показания сняты в период летних нагрузок, а весной, летом и осенью они будут иными, поэтому целесообразно посчитать экономию за 3 зимних месяца - квартал.

5. МЕТОДИКА, АЛГОРИТМ И ПРОГРАММНАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ОПЕРАТИВНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМА ПО РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Целью решения задачи является минимизация потерь активной мощности в электрической сети за счет изменения загрузки источников реактивной мощности и коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой.

В последнее время в связи с быстрым прогрессом средств вычислительной техники и, в первую очередь, в связи с предоставившейся возможностью работать с практически неограниченной оперативной памятью, возникли предпосылки реализации методик, для которых еще не так давно не было условий.

Постановка задачи

Потери локализуются в активных сопротивлениях ветвей и шунтов схемы замещения. В связи с этим в качестве целевой функции задачи используется следующая:

(5.1)

где  - число узлов в схеме замещения;

 - число ветвей в схеме замещения;

 - величина тока в i-ой ветви;

- активное сопротивление i-ой ветви;

 - величина напряжения в j-ом узле;

 - активная проводимость шунта в j-ом узле.

Систему ограничений задачи составляют уравнения балансов активных и реактивных мощностей в узлах схемы замещения:

 ;(5.2)

.(5.3)

Ограничения, соответствующие уравнениям балансов активных мощностей, имеют вид равенств. Также вид равенств имеют ограничения, соответствующие уравнениям балансов реактивных мощностей в узлах схемы, в которых нет регулируемых источников реактивной мощности. В тех узлах, где имеются регулируемые источники реактивной мощности, ограничения имеют вид двусторонних неравенств. Однако, с точки зрения используемых алгоритмов, целесообразно неравенства превратить в равенства, добавив к каждому из них балансную переменную. При этом диапазоны изменения балансных переменных будут соответствовать диапазонам регулирования соответствующих источников. В одном из узлов схемы (балансирующем) фиксируются модуль и фаза напряжения и ограничения балансов активной и реактивной мощности для этого узла отсутствуют. Таким образом, общее число ограничений типа равенств в системе ограничений (5.2,5.3) равно .

Вектор  независимых переменных задачи составляют следующие параметры:

модули напряжений в узлах схемы замещения;

фазы напряжений в узлах схемы замещения;

продольные составляющие коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой;

поперечные составляющие коэффициентов трансформации трансформаторов с регулированием под нагрузкой;

мощности источников реактивной мощности.

Ограничения на диапазон изменения независимых переменных в общем случае имеют вид двусторонних неравенств:

 ,(5.4)

.1 Методика решения задачи

Целевая функция (5.1) является нелинейной. Аналогичный характер имеют ограничения типа равенств. С учетом этих обстоятельств, минимизация целевой функции осуществляется в виде итерационного процесса, на каждом шаге которого решается задача квадратичного программирования. При этом предполагается замена в точке очередного приближения к решению исходной целевой функции квадратичной и линеаризация ограничений. Квадратичная целевая функция является по сути первыми двумя членами разложения в ряд Тейлора и имеет следующий вид:

 (5.5)

где - вектор - градиент целевой функции;

- матрица Гессе, расчитанная на k-ой итерации.

; (5.6)

После линеаризации система ограничений имеет следующий вид:

, (5.7)

где - прямоугольная матрица размерности  (, - число независимых переменных);

 - вектор невязок узловых мощностей.

На начальном этапе оптимизации матрица  формируется в виде, представленном ниже. В дальнейшем порядок следования столбцов может меняться.

(5.8)

5.2 Первый подход к решению задачи квадратичного программирования

Прямоугольная матрица  разбивается на две подматрицы, именуемые базисной и небазисной, и, соответственно, вектор  - на два подвектора:

,(5.9)

где  - базисная матрица размерности ;

 - небазисная матрица размерности ;

 - - мерный вектор базисных переменных;

 -  - мерный вектор небазисных переменных.

Если базисная матрица является неособенной, базисные переменные могут быть выражены через небазисные:

. (5.10)

Подстановка выражения (5.10) в (5.5) эквивалентна преобразованию исходной системы к следующему виду:

, (5.11)

где  - проектирующая матрица размерности :

.(5.12)

Матрица  в явном виде не формируется. С точки зрения экономии памяти более эффективно разложение исходной матрицы на треугольные сомножители, хранимые в виде связанных списков ненулевых элементов:

,(5.13)

где  - нижняя треугольная матрица;

 - верхняя треугольная матрица.

Для обеспечения вычислительной устойчивости разложение ведется с частичным выбором ведущего элемента. При этом в каждом столбце определяется максимальный по модулю поддиагональный элемент и строки матрицы меняются таким образом, чтобы выбранный элемент стал диагональным.

В результате преобразования (5.11) исходная задача с линейными ограничениями сводится к решению задачи безусловной оптимизации целевой функции (5.14):

,(5.14)

где  - спроектированный градиент ;

 - спроектированная матрица Гессе;

Очевидно, если матрица является положительно определенной, экстремум функции (5.14) достигается при следующем условии:

. (5.15)

Для решения системы линейных уравнений (5.15) применяется модифицированное разложение Холесского:

 ,(5.16)

где  - нижняя треугольная матрица;

 - диагональная матрица.

Суть модификации заключается в том, что в процессе разложения контролируется положительная определенность матрицы  и выполняется ее коррекция, если условие положительной определенности не соблюдается. В результате формируется разложение некоторой положительно определенной матрицы, отличающейся от  элементами главной диагонали.

Разложение (5.16) позволяет определить компоненты вектора  в результате решения систем линейных уравнений сначала с нижней треугольной матрицей, затем с диагональной и, в завершение, с верхней треугольной матрицей.

После вычисления вектора , компоненты вектора  определяются в соответствии с выражением (5.10).

Необходимо отметить, что в отличие от исходной, спроектированная матрица Гессе не является слабозаполненной и ее целесообразно хранить в памяти полностью. Этот недостаток компенсируется тем, что размерность спроектированной матрицы значительно меньше исходной - число строк и столбцов первой соответствует числу параметров регулирования.

При запуске описанного алгоритма оптимизации необходимо быть уверенным в том, что исходное решение находится внутри допустимой области, то есть не нарушены ограничения на диапазон изменения независимых переменных (5.4). Поскольку в исходной точке данное условие может не соблюдаться, применяется специальная процедура ввода режима в допустимую область. Описание этого алгоритма будет дано ниже. Сейчас же отметим, что вычисленные компоненты вектора  могут находиться вне допустимого диапазона, поэтому в большинстве случаев приходится ограничивать движение вдоль вектора  до первого нарушенного ограничения.

Если одной из переменных достигнута верхняя или нижняя граница, она должна быть зафиксирована на ограничении и выведена из оптимизации (число параметров оптимизации в связи с этим уменьшается на единицу). При этом возможны следующие ситуации:

) На ограничение вышла небазисная переменная. Расширение списка активных ограничений не приводит к пересчету спроектированной матрицы Гессе, а лишь к вычеркиванию соответствующих столбца и строки, повторному разложению (5.16) и вычислению компонент вектора .

) На ограничение вышла базисная переменная. В этом случае требуется смена базиса. Соответствующая переменная выводится из базиса, а ее место занимает небазисная переменная, находящаяся внутри допустимого диапазона. Процедура смены базиса заключается в следующем:

-        меняются местами две строки и два столбца исходной матрицы Гессе;

-        меняются местами два столбца матрицы ограничений;

-        выполняется коррекция разложения базисной матрицы;

-        осуществляется пересчет спроектированной матрицы Гессе и cпроектированного градиента;

-        выполняется разложение Холесского и вычисляются новые значения компонент вектора .

Очевидно, с точки зрения объема вычислений, второй случай расширения состава активных ограничений является более тяжелым.

Упомянутая коррекция обратной базисной матрицы заключается в расчете дополнительной матрицы - мультипликатора к уже существующему разложе-нию. В результате после k+1 шагов коррекции обратная базисная матрица будет рассчитана в соответствии с (5.17):

, (5.17)

где ,  - соответственно исходная базисная матрица и матрица после  шага смены базиса;

... - матрицы-мультипликаторы, учитывающие смену столбцов в базисной матрице.

Каждая матрица-мультипликатор имеет простую структуру и отличается от единичной лишь одним столбцом.

После того, как найдена точка оптимума с учетом ограничений на диапазон изменения независимых параметров, проверяется возможность сокращения числа переменных, находящихся в списке активных. Судить о целесообразности снятия ограничений можно по вспомогательной функции, являющейся по существу спроектированным градиентом. Величина целевой функции может быть уменьшена при движении в сторону антиградиента. Естественно, вывести из активного набора можно лишь те переменные, для которых соответствующая компонента антиградиента указывает направление внутрь допустимой области.

Реализованная стратегия снятия ограничений предполагает последовательный вывод из набора переменных в очередности, определяемой величинами компонент градиента. Как и в случае выхода на ограничение небазисной переменной, при снятии ограничения не требуется коррекция разложения базисной матрицы, а необходимо лишь восстановить столбец и строку спроектированной матрицы Гессе, вычеркнутые при наложении соответствующего ограничения.

Главный недостаток описанного алгоритма связан со значительными затратами времени на выполнение расчета, если число учитываемых ограничений оказывается большим. Причем, как показывает опыт, основные затраты времени приходятся на расчет спроектированной матрицы Гессе после коррекции обратной базисной матрицы. Ниже приведено описание второго подхода, позволившего существенно увеличить быстродействие программы оптимизации режима.

.3 Второй подход к решению задачи квадратичного программирования

Для сокращения затрат времени на проведение расчета необходимо, прежде всего, отказаться от пересчета спроектированной матрицы Гессе, связанного с учетом ограничений. Эффективное решение получено при использовании штрафных функций, вводимых в случаях нарушений допустимых диапазонов изменения каждой из переменных. Привлекательность подхода в значительной степени объясняется тем, что ограничения типа неравенств связаны лишь с независимыми переменными и добавка штрафного слагаемого затрагивает только один диагональный элемент исходной матрицы Гессе и одну компоненту вектора-градиента.

Введение штрафных слагаемых преобразует квадратичную аппроксимацию целевой функции (5.5) к следующему виду:

,(5.18)

где - вектор значений нарушенных ограничений (либо минимальных, либо максимальных);

 - диагональная матрица весовых коэффициентов штрафных слагаемых (, если  находится внутри допустимого диапазона).

Очевидно, функция (5.18) легко может быть представлена в виде (5.19):

,(5.19)

(5.20)

(5.21)

Увеличение го из диагонального элемента на величину  при учете очередного ограничения приводит к следующему пересчету спроектированной матрицы Гессе :

 ,(5.22)

где  - вектор - строка, полученная из -й строки проектирующей матрицы .

(5.23)

Специальный вид добавки (5.20) в спроектированную матрицу Гессе позволяет организовать пересчет сомножителей разложения Холесского. Очевидно:

 ,(5.24)

где  - решение треугольной системы .

Матрицу  в свою очередь можно представить в виде сомножителей разложения Холесского:

 (5.24)

Алгоритм вычисления  и  выглядит следующим образом:

устанавливается:  и ;

для  ( - число строк и столбцов матрицы ) рассчитывается:

При снятии ограничений используется тот же подход, что и при наложении - вносимая добавка в спроектированную матрицу Гессе компенсирует влияние соответствующего штрафного слагаемого и коррекция разложения Холесского выполняется аналогично тому, как это происходит при наложении.

Общая стратегия учета и снятия ограничений во втором подходе полностью соответствует изложенному при описании первого подхода.

5.4 Ввод режима в допустимую область

При использовании первого подхода к решению задачи квадратичного программирования необходимо, чтобы каждая точка удовлетворяла следующим требованиям:

) Все базисные переменные должны находиться внутри допустимых диапазонов их изменения;

) Каждая из небазисных переменных должна находиться либо внутри допустимого диапазона, либо на одной из его границ.

При использовании второго подхода перечисленные требования не являются необходимыми, но их учет положительно сказывается на работе алгоритма.

Если на начальном этапе эти условия не соблюдаются, запускается стартовый алгоритм, основанный на использовании подхода, традиционного для линейного программирования (обычно называется первой фазой симплекс-метода). При этом минимизируется вспомогательная линейная целевая функция , представляющая собой сумму модулей отклонений между значениями независимых переменных и нарушенными граничными величинами:

 (5.25)

где  - вектор коэффициентов:

, если переменная находится внутри диапазона;

, если превышена верхняя граница;

, когда нарушена нижняя граница.

При оптимизации на переменные  накладываются следующие ограничения. Если переменная находится внутри допустимого диапазона, то в процессе минимизации она не должна выходить за установленные ограничения (5.4). Если -ая переменная нарушила нижнюю границу, то для нее устанавливается диапазон;если же переменной нарушена верхняя граница, диапазон ее изменения задается в виде.

В качестве ограничений для вспомогательной задачи линейного программирования используется та же система (5.7), что и при решении основной задачи.

Алгоритм решения задачи ввода режима в допустимую область имеет много общего с оптимизацией режима по первому методу. В соответствии с описанным выше (5.9), матрица коэффициентов системы линейных ограничений разбивается на две подматрицы - базисную и небазисную. Выражение небазисных переменных через базисные (5.10) позволяет перейти от исходной целевой функции (5.25) к приведенной:

 . (5.26)

Поскольку постоянная величина  не оказывает влияния на оптимизацию, ее можно опустить и переписать функцию (5.26) в следующем виде:

 . (5.27)

Коэффициенты приведенной целевой функции  показывают скорость убывания целевой функции при изменении небазисной переменной. В связи с этим, в качестве ведущей выбирается переменная, имеющая наибольшую по модулю величину коэффициента при условии, что предполагаемое изменение переменной не нарушит ее допустимый диапазон. Иными словами, если небазисная переменная находится на верхней границе, то она может быть выбрана в качестве ведущей при положительном коэффициенте; если же переменная находится на нижней границе, то приемлемым для выбора переменной в качестве ведущей является наличие соответствующего положительного коэффициента.

Изменение ведущей переменной ограничивается наступлением одного из следующих событий:

на ограничение выходит базисная переменная;

ведущая небазисная переменная переходит с одной границы на другую.

Очевидно, во втором случае необходимо найти новую ведущую переменную. Пересчет коэффициентов приведенной функции (19) при этом не требуется. В первом случае необходима смена базиса: вышедшая на ограничение переменная должна быть выведена из базы, а ее место следует занять ведущей переменной. Смена базиса предполагает перемещение двух столбцов матрицы, коэффициентов системы ограничений и соответствующих компонент векторов  Изменение одного из столбцов исходной базисной матрицы приводит к необходимости коррекции ранее рассчитанной обратной базисной матрицы. Последнее реализуется путем расчета матрицы-мультипликатора в соответствии с (5.17). Завершается смена базиса пересчетом коэффициентов приведенной целевой функции (5.27) и выбором новой ведущей переменной.

После того, как исчерпаны все возможности минимизации целевой функции (на очередном шаге не найдена подходящая ведущая переменная), проверяется, все ли переменные, у которых были нарушены границы, вошли в допустимую область. Если все переменные вошли внутрь допустимой области, осуществляется переход к одной из описанных процедур собственно оптимизации режима. Определяемый к концу работы стартового алгоритма состав активных ограничений используется в качестве начального процедурами оптимизации. Если некоторые переменные не удалось ввести в допустимую область, значит среди ограничений задачи есть несовместные. В таком случае дальнейший расчет блокируется и выдаются соответствующие сообщения.

После каждой из итераций оптимизации режима, связанной с решением задачи квадратичного программирования, выполняется проверка нахождения режима в допустимой области. При использовании первого подхода выход за допустимые границы может быть связан с линеаризацией ограничений; если используется второй подход, то, кроме отмеченного, к нарушению ограничений могут приводить не слишком жесткие коэффициенты штрафных функций. Если в процессе оптимизации режима обнаруживается выход за установленные границы, процедура ввода режима в допустимую область запускается повторно. Опыт расчетов показывает, что лучше повторно обращаться к процедуре ввода в допустимую область, чем устанавливать слишком жесткие коэффициенты для штрафных слагаемых, т. к. это приводит к ухудшению обусловленности задачи и снижению эффективности расчетов.

.5 Программная реализация

Описанные методики и алгоритмы оптимизации реализованы в виде программы, включенной в состав комплекса WinSKANER. Предполагается, что эта программа должна использоваться для оперативных расчетов оптимальных режимов на основе моделей, формируемых в результате оценивания состояния с использованием телеметрической информации. Программа не накладывает ограничений по числу узлов и ветвей схемы замещения - объем рассчитываемых схем определяется наличием доступной оперативной памяти.

Результаты расчета представлены в виде листингов модуля программы оптимизации.

Исходные данные по расчетной схеме для оптимизации режимов электрических систем представляются в форматах ЦДУ и хранятся на жестком диске в файлах ***.dat. Выбор конкретной расчетной схемы осуществляется из диалоговой оболочки WinSKANER. По сравнению с расчетом установившегося режима, при оптимизации режимов предусмотрено задание следующих дополнительных условий расчета, которые задаются последовательным вызовом команд “Расчетные задачи” - ”Оптимизация режима” - “Условия расчета” или кликаньем правой клавиши манипулятора “мышь” на соответствующей кнопке панели.

Тип оптимизации. Этим расчетным условием определяется функционирование программы в каждом конкретном случае. 0 - расчет установившегося исходного режима (без оптимизации). 1 - оптимизация только генерируемых реактивных мощностей. 2 - оптимизация генерируемых реактивных мощностей и коэффициентов трансформации (по сути программа оптимизирует продольные и поперечные э.д.с. трасформатора). 3 - оптимизация только коэффициентов трансформации.

Точность оптимизации. Число, при достижении которого разницей целевой функции на смежных шагах оптимизации, процесс оптимизации заканчивается.

Коэффициент веса (Uн). Коэффициент, с которым входят в целевую функцию штрафные функции, соответствующие нарушению пределов по напряжению в нагрузочных узлах.

Коэффициент веса (Uг). Коэффициент, с которым входят в целевую функцию штрафные функции, соответствующие нарушению пределов по напряжению в генерирующих узлах.

Коэффициент веса (Qг). Коэффициент, с которым входят в целевую функцию штрафные функции, соответствующие нарушению пределов по генерируемой реактивной мощности.

Коэффициент градиента по U. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым модулям напряжений.

Коэффициент градиента по Q. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым реактивным мощностям.

Коэффициент градиента по KTa. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым активным составляющим коэффициентов трансформации (по сути по продольным э.д.с. трансформаторов).

Коэффициент градиента по KTr. Коэффициент, корректирующий градиент целевой функции по оптимизируемым реактивным составляющим коэффициентов трансформации (по сути по поперечным э.д.с. трансформаторов).

Предельное число шагов оптимизации. Число шагов оптимизации, при достижении которого процесс оптимизации заканчивается. В этом случае окончание расчета считается неуспешным.

Количество шагов смены пределов. Число шагов, после которого происходит изменение пределов на величину текущего нарушения в сторону их ужесточения (параллельный перенос).

Оптимизация режимов электрических систем производится путем запуска из диалоговой оболочки WinSKANER программного модуля Optr.exe. Это может быть выполнено последовательным вызовом команд “Расчетные задачи” - ”Оптимизация режима” - “Расчет” или кликаньем правой клавиши манипулятора “мышь” на соответствующей кнопке панели. После запуска рассматриваемой программы появляется диалоговое окно оптимизации режима в котором на каждом шаге оптимизации выводятся значения целевой функции и потерь активной мощности в расчетной схеме и их значения в исходном режиме.

Окончание расчета сигнализируется появлением соответствующего сообщения в диалоговом окне. “Расчет завершен успешно!” или “Расчет завершен неуспешно!”. Кроме того, результаты оптимизации записываются в файлы ***.out, ***.rur, ***.tab.

В настоящее время программа оптимизации режима по реактивной мощности внедрена в Северной энергетической системе.

6. ЭКОНОМИКА

В этом разделе дипломной работы предпринята попытка экономического обоснования оптимизации режимов работы основной сети по напряжению, коэф-фициентам трансформации и реактивной мощности.

Экономический эффект определяется на основании результатов сравнения расчетов текущих и оптимальных режимов энергосистемы в 2-х зонах суточного графика потребления: за часы максимума и минимума нагрузок.

Начало расчетов по определению экономического эффекта за месяц производится 1-го числа каждого месяца из расчета текущего исходного режима. Величина потерь мощности в просчитанном режиме является началом координат графика с ординатой суммарных потерь мощности и абсциссой - по времени. Этот же режим просчитывается по программе оптимизации и по полученным результатам выбираются мероприятия, подлежащие реализации. Выбранные к реализации мероприятия вносятся как изменения в исходный режим и перерасчитываются по программе нормального потокораспределения. Разница суммы потерь мощности в дооптимальном (текущем) режиме и оптимальном режиме является экономическим эффектом оптимизации по мощности.

Полный экономический эффект снижения потерь за месяц определяются сложением суммарных экономических эффектов режимов максимальных и минимальных нагрузок.

.1 Расчёт экономической эффективности мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности

Расчёт производится на основе отчетных (реальных) данных про потоки мощности и энергии за месяцы летнего максимума и минимума нагрузки, с помощью ПВК WinSKANER (программно вычислительный комплекс), исходные данные смотреть приложение (1).

Благодаря внедрению мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по напряжению, коэффициентам трансформации и реактивной мощности произошло снижение суммарных потерь электроэнергии в режиме минимальных нагрузок с 38,257 МВт до 37,301МВт, и до 37,243 МВт в режиме максимальных нагрузок, таким образом зная разницу между этими величинами производится расчёт экономической эффективности от внедрения мероприятия.

Снижение потерь активной мощности в режиме минимальных нагрузок равны:

,257 - 37,301 = 0,956 МВт

Снижение потерь активной мощности в режиме максимальных нагрузок равны:

,257 - 37,243 = 1,014 МВт

Среднее снижение потерь мощности:

(0,956+1,014)/2 = 0,985 МВт

Снижение потерь электрической энергии за сутки:

,985*10* 24 = 23640 кВт*ч

Таким образом снижение потерь электрической энергии за летний период (92 суток) составит:

*92 = 2174,88*10кВт*ч

Зная суммарное снижение потерь за квартал в кВт*ч можно посчитать экономический эффект в денежном эквиваленте, то есть умножить приведенное к кварталу снижение потерь электроэнергии кВт*ч на удельные затраты на потери электроэнергии.

Удельные затраты на потери электроэнергии определяем исходя из средней стоимости одного кВт*ч электроэнергии на ОРЭ.

Таким образом экономический эффект от внедрения мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей при средней стоимости одного кВт*ч 8,73 коп. на ОРЭ составит:

,88*10*8,73*10ˉ ≈ 190 тыс.грн.

Выводы

Для энергетической системы в целом наивыгоднейшим является такой режим работы, при котором суммарные затраты, за длительный период времени, на энергоснабжение потребителей с выполнением всех технических требований получается наименьшим. Поэтому любые организационные мероприятия по снижению потерь, не требующие капитальных вложений, обеспечивающие положительный экономический эффект, будут предпочтительными.

Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятия по оптимизации установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности показал что, благодаря внедрению этого организационного мероприятия в сети Северной ЭС, за период летних месяцев (квартал), снизятся потери электроэнергии на 2174,88 тыс.кВт*ч, или если учитывать среднюю стоимость 1кВт*ч электроэнергии на ОРЭ экономия составит ≈ 190 тыс.грн.

7.ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

7.1 Здачи в области охраны труда

Задачи в области охраны труда определены Конституцией Украины, Законом Украины «ОБ охране труда», Кодексом законов о труде Украины, Национальной программой по охране труда на 2000-2004 г.г., ГОСТом 12.0.003-74, ПУЭ и др.

Согласно Конституции Украины от 28.06.96 г. (ст.3) каждый гражданин имеет право на труд, которое включает возможность зарабатывать себе на жизнь работой, которую он себе свободно выбирает и на которую он свободно соглашается. Каждый имеет право на надлежащие безопасные и здоровые условия труда.

Национальная программа в области охраны труда предусматривает усовершенствование и дальнейшее развитие государственной системы управления охраной труда, которая будет способствовать решению вопросов организационного, материально-технического, научного и правового обеспечения работой по охране труда, предупреждению несчастных случаев на производстве, профессиональных заболеваний и пожаров.

В соответствии со ст. 4 Закона Украины «Об охране труда», который принят 14 октября 1992 года, государственная политика в области охраны труда базируется на принципах:

приоритета жизни и здоровья работников по отношения к результатам производственной деятельности предприятия, полной ответственности собственника за создание безопасных и безвредных условий труда;

комплексного решения задач охраны труда на основе национальных программ по этим вопросам и с учетом других направлений экономической и социальной политики, достижения в области науки и техники и охраны окружающей среды;

социальной защиты работников, полного возмещения ущерба лицам, потерпевшим от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний;

установление единых нормативов по охране труда для всех предприятий, независимо от форм собственности и видов деятельности;

использование экономических методов управления охраной труда, проведение политики льготного налогообложения, что способствует созданию безопасных и безвредных условий труда;

осуществления обучения населения, профессиональной подготовки и повышения квалификации работников по вопросам охраны труда.

Основная задача охраны труда - сведение к минимуму вероятности травм и заболеваний, работающих с одновременным обеспечением безопасности при максимальной производительности труда

Охрана труда должна осуществляться на глубоко научной основе, которую составляют следующие условия - внедрение новой безопасной техники, прогрессивные методы организации труда и технологии производства, комплексная механизация, применение защитных средств и приспособлений, обеспечивающих снижение травматизма. В условиях полной электрификации особенное значение приобретает проблема электробезопасности.

Объектом дипломного проектирования является Северная электроэнергетическая система (зал вычислительного центра ВЦ).

.2 Анализ микроклиматических условий в ВЦ Северной ЭС

Производственная санитария - система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на производственный персонал вредных факторов.

В производственных помещениях микроклимат определяется действием на организм человека таких факторов, как температура, влажность и скорость движения воздуха в помещении. Эти параметры воздействуют на человека, определяя его самочувствие и работоспособность (см. табл. 7.1). Результаты, полученные при выполнении данной работы, используются при определении профилактических мероприятий для обеспечения условий функционирования производственного персонала в помещении диспетчерского пункта «вставки постоянного тока».

Таблица 7.1 - Перечень опасных и вредных факторов

Категория зрительных работ IVB

Работа производится в помещении с повышенной опасностью поражения электрическим током, так как помещение характеризуется возможностью одновременного прикосновения человека к имеющим соединения с землей металлоконструкциям здания, с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования, с другой (ПУЭ-87).

По характеру окружающей среды помещение лаборатории относится к классу средних, так как в нем присутствуют признаки, свойственные помещениям жарким, пыльным и с химически активной средой ОНТП-24-86.

Комфортной рабочей средой оператора ПЭВМ можно назвать такое состояние внешней среды на рабочем месте, которое обеспечивает оптимальную динамику работоспособности оператора, хорошее самочувствие и сохранение его здоровья.

Категория работы оператора по энергозатратам организма относится к группе 1а - легкая физическая, так как выполняется сидя и не требует систематического фи-зического напряжения или поднятия и переноса тяжестей (ГОСТ 12.1.005-88). Снижение мышечного дискомфорта обеспечивается эргономическим расположением периферийных средств ПЭВМ, использованием мебели, предназначенной для работы за ПЭВМ.

При работах операторского типа, связанных с нервно-эмоциональным напряжением, предусматриваются оптимальные значения ГОСТ 12.1.005-88. Реализация этих условий осуществляется путем использования кондиционеров в помещении.

Поддержание на заданном уровне параметров, определяющих микроклимат в лаборатории, осуществляется системой отопления и кондиционирования.

В верхней части окон установлены кондиционеры, которые работают в жаркое время года, а в холодный период включается в работу система центрального отопления.

Мощность дозы рентгеновского излучения трубки перед экраном на расстоянии 10 см от его поверхности не должна превышать 100 мкР/ч.

.3Анализ шума и вибрации

Шум создают, в основном, дополнительные устройства (устройства вентиляции и др.). Уровень звукового давления в помещении на рабочем месте оператора не превышает 50 дБ. Меры по обеспечению норм выполняет шумопоглощающее покрытие стен ГОСТ 12.1 .003-83.ССБТ.

Защита от вибрации и ультразвука не рассматривается, так как отсутствуют источники этих вредных факторов.

7.4 Анализ условий освещённости рабочей зоны

Освещение ВЦ осуществляется естественным (в светлое время суток) и искусственным (в темное время суток) освещением. Освещение регламентируется СНиП-П-4-79.

Естественное освещение

Все производственные помещения с постоянным нахождением в них людей в соответствии с санитарными нормами и правилами должны иметь естественное освещение.

В нашем случае используется боковое одностороннее естественное освещение.

Нормированные значения КЕО (ен) для зданий, расположенных в IV поясе светового климата определяется по следующей формуле:

eнI,II,III,IV = eнIV * m * c, (7.1)

где eнIV - значение КЕО для пояса IV светового климата,

m - коэффициент светового климата (0,9 для г. Харьков),

с-коэффициент солнечности климата (1).

ен =1,5*0,9*1=1,35

Искусственное освещение

В ВЦ применяется комбинированное искусственное освещение, то есть общее и местное освещение, а также - смешанное.

Для работ высокой точности размер объекта различения 0,3-0,5 мм, фон - средний, контраст объекта различения с фоном средний - принимаем минимальную освещенность Е=300Лк [15].

Расчет искусственного освещения выполняется методом коэффициента использования светового потока. Основная расчетная формула рассматриваемого метода имеет вид:

 (7.2)

где Ф световой поток лампы (или ламп) в светильнике,Е - минимальная нормированная освещенность,

k - коэффициент запаса,- число светильников,

ή- коэффициент использования светового потока в долях единицы,

z - коэффициент использования минимальной освещенности,

S - площадь помещения в метрах квадратных,

n - количество ламп в светильнике.

Индекс помещения вычисляется по формуле:

(7.3)

где S - площадь помещения в метрах квадратных;

А,В - длина и ширина помещения, м;

h - расчетная высота, м.

Расчетная высота - это высота подвеса светильника над рабочей поверхностью. Она определяется из такого соотношения:

h= H-hсв- hp= hп-hp, (7.4)

где H - высота помещения, м;

hсв - длина светильника, м;

hp- высота рабочей поверхности, м;

hп- высота подвеса над полом, м.

Высота рабочей поверхности принимается равной 0,8м.

При освещении рядами люминесцентных светильников до расчета намечается число рядов, а также тип и мощность ламп, что определяет их световой поток Фл. Необходимое число светильников определяют по формуле, вытекающей из предыдущего выражения:

 (7.5)

Делением N на число рядов определяется число светильников в каждом ряду. Расстояние 1 от крайних рядов светильников до стен принимается 1/3 или 1/2L (L - расстояние между рядами светильников) в зависимости от того, что расположено у стен: рабочее место или проходы.

Для освещения выбранного зала с размерами А=6м, В=4,5м и высотой H=3,5м предусмотрены потолочные светильники типа УСП 35 с двумя люминесцентными лампами типа ЛБ-40.

Коэффициенты отражения светового потока, стен и пола соответственно ρ=50%; ρ=30%; ρ=10%. Затемнения рабочих мест нет.

Для нашего производственного помещения уровень рабочей поверхности над полом составляет 0,8м. Тогда h=H-0,8=3,5-0,8=2,7 (м).

У светильников УСП 35 оптимальное отношение Е=1,4. отсюда расстояние между рядами светильников:

L= E*h=1,4*2,7=3,78 (м).

Располагаем светильники вдоль длинной стороны помещения.

Расстояние между стенами и крайними рядами светильников принимаем равными 1=(0,3…0,5)L. При ширине отдела В=4,5м имеем число рядов светильников n=B/L=2.

Рабочее место оператора ПЭВМ не является источником механических и тепловых опасностей, но является потребителем электрической энергии. Поэтому при рассмотрении вопросов обеспечения безопасности труда ограничимся рассмотрением электробезопасности.

Рассмотрим возможные меры электробезопасности. Предусмотрены следующие меры безопасности:

-        конструктивные меры электробезопасности;

-        схемно-конструктивные меры электробезопасности,

-  эксплуатационные меры электробезопасности.

Для устранения возможности прикосновения оператора к токоведущим частям все детали устанавливаются в закрытых корпусах. Применяется блочный монтаж. ПЭВМ соответствует стандарту (техническим условиям) ТУ У 05837085.001-97.

.5.1 Схемно-конструкторские меры электробезопасности

Согласно ГОСТ 12.2.007.075 принимаем 1 класс защиты от поражения электрическим током оператора - изделия, по крайней мере, рабочую изоляцию и элемент заземления.

Данные меры обеспечивают безопасность прикосновения человека к токопроводящим частям при случайном пробое изоляции и потенциале на нетоковедущих частях используемого оборудования. Питание системы от сети с глухо заземленной нейтралью напряжением 220 В и частотой 50 Гц. Так как напряжение меньше 1000 В, но больше 42 В, то, согласно ГОСТ 12.1.030-81, в качестве конструктивной меры применяем зануление, потому, что в Северной ЭС имеются помещением с повышенной опасностью поражения человека электрическим током.

Зануление - присоединение металлических нетоковедущих частей электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением, к неоднократно заземленному нулевому проводу питающей сети.

Принцип действия зануления - превращение пробоя на корпусе в однофазное короткое замыкание с целью вызвать большой ток, способный обеспечить срабатывание защиты и, тем самым, автоматически отключить поврежденную установку от питающей сети.

Зануление требует наличия в сети нулевого провода, глухого заземления нейтрали источника тока и повторного заземления нулевого провода.

Повторное заземление нулевого провода в период замыкания фазы на корпус снижает напряжение прикосновения к зануленному оборудованию, как при исправной схеме, так и в случае обрыва нулевого провода.

В соответствии с требованиями ПУЭ-87 сопротивление растеканию заземлителя каждого из повторных заземлений при линейном напряжении источника трехфазного тока 380 В не должно превышать 10 Ом.

.6 Эксплуатационные меры безопасности

Меры по обеспечению электробезопасности при работе в Северной ЭС.

1. К работе допускаются лица, прошедшие инструктаж по технике безопасности с отметкой в журнале инструктажей;

2. К работе допускаются лица, ознакомившиеся с правилами работы на ПЭВМ;

3. Зануление проверяется при вводе электроустановки в эксплуатацию, периодически и после ремонта;

4. Постоянный контроль изоляции.

В случае поражения электрическим током необходимо:

5. освободить пораженного из-под напряжения;

6. вызвать врача;

7. оказать пострадавшему доврачебную помощь.

.7 Пожарная безопасность

В системе сети пожарная безопасность обеспечивается техническими средствами и организационными мерами.

.7.1 Организационные меры по пожарной профилактике

К организационным мерам относятся:

1 обучение персонала правилам пожарной безопасности;

2 наличие необходимых инструкций и плакатов, плана эвакуации персонала в случаепожара.

.7.2 Технические средства пожарной безопасности

Причинами, которые могут вызвать в рассматриваемом помещении пожар, являются:

3 неисправность электропроводки и приборов;

4 короткое замыкание электрических цепей;

5 перегрев аппаратуры;

6 молнии;

7 несоблюдение правил пожарной безопасности.

Система предотвращения пожара предусматривает:

8 контроль и профилактику изоляции;

9 наличие плавких предохранителей;

10 использование заземления для защиты от статического электричества;

11 молниезащита зданий, оборудования согласно РД 34.21.122-87. 9. Для данного класса зданий и местности со средней грозовой деятельностью 10 и более грозовых часов в год, то есть для условий г. Харьков, установлена III категория молниезащиты. То есть защита от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов через наземные металлические коммуникации;

- исполнение аппаратуры соответственно классу помещений по пожарной опасности П-Iia. Степень защиты оборудования IP43, светильников - IP2X согласно ПУЭ-87.

-        аварийное отключение и переключение аппаратуры;

-        наличие первичных средств пожаротушения, огнетушителей ОУ-8, которые должны находится на видном и легкодоступном месте;

-        вызов пожарной службы по телефону;

-        систему автоматической пожарной сигнализации типа «Рябина».

.8 Защита окружающей среды

Так как данная организация не является источником выделения вредных веществ, вопросы защиты окружающей среды, а также защита от шумов не рассматриваются в дипломной работе.

Выводы

В качестве объекта проектирования для усовершенствования организации труда был рассмотрен зал ВЦ, также были рассчитаны меры безопасности проведения технических работ в Северной ЭС. В данном разделе были изучены условия работы, которые влияют на самочувствие и трудоспособность работников, выявлены опасные и вредные факторы производственной среды и предложены меры и средства защиты работников от их воздействия.

Рекомендуется установить дополнительную вентиляцию для очистки воздуха от микробных тел и других загрязнителей. Установка люминесцентных ламп даст возможность довести освещенность до оптимального уровня. Таким образом, разработанные в данном разделе мероприятия позволяют улучшить социальные условия труда в ВЦ и организации в целом, снизить пажаробезопасность и повысить производительность труда работников.

8. ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА

Одной из главных задач гражданской обороны является защита населения при чрезвычайных ситуациях. В данном дипломном проекте рассматривается вопрос оценки радиационной обстановки, образовавшейся в результате аварии на АЭС.

.1 Оценка радиационной обстановки

Среди потенциально-опасных производств особенное место занимают радиактивно-опасные объекты (РОО). К типовым РНО относятся: атомные электростанции (АЭС); предприятия по производству ядерного топлива, по переработке отработанного ядерного топлива и захоронения радиоактивных отходов; научно-исследовательские и проектные организации, работающие с ядерными реакторами; ядерные энергетические установки.

Радиационные аварии - это аварии с выбросом (выходом) радиоактивных веществ (радионуклидов) или ионизирующих излучений за пределы, непредусмотренные проектом для нормальной эксплуатации радиоактивно-опасных объектов, в количестве больше установленных пределов их безопасной эксплуатации.

Радиационные аварии на РОО могут быть двух видов: когда выброс радионуклидов в окружающую среду происходит вследствие аварии или теплового взрыва и разрушения РОО; когда авария происходит вследствие взрывной ядерной реакции. В этом случае заражение окружающей среды будет таким, как при наземном ядерном взрыве.

Самыми опасными из всех аварий на РОО, являются аварии на АЭС. Характер и масштабы радиоактивного загрязнения местности при аварии на АЭС зависят от характера взрыва (тепловой или ядерный), типа реактора, степени его разрушения, метеоусловий и рельефа местности. В ядерных реакторах на тепловых нейтронах как топливо используется слабо обогащенный природный уран-235.

Такие реакторы разделяются на: водо-водородные энергетические реакторы (ВВЕР-600, ВВЕР-1000) , в которых вода является одновременно и теплоносителем

и замедлителем, и реакторы большой мощности канальные (РБМК-1000, РБМК-1500), в которых графит используется как замедлитель, а вода - теплоноситель, циркулирует по каналам, которые проходят через активную зону.

Для характеристики радиоактивного загрязнения используют степень (плотность) загрязнения, который характеризуется поверхностной плотностью заражения радионуклидами и измеряется активностью радионуклида на единицу площади (объема).

Основной дозиметрической величиной, с помощью которой оценивается влияние радиации является доза излучения - количество энергии, поглощенная единицей массы облученной местности.

Эквивалентная доза - это дозиметрическая величина для оценки вреда, нанесенного здоровью человека от действия ионизирующего излучения любого состава. Она равняется произведению поглощенной дозы на коэффициент качества.

Местность, загрязненная вследствие радиационной аварии, за плотностью загрязнения радионуклидами условно разделяют на зоны: зону отчуждения, зону

обязательного отселения, зону гарантированного (добровольного) отселения и зону повышенного радиоэкологического контроля.

По дозам облучения зону заражения разделяют на такие зоны: черезвычайно-опасного загрязнения (зона Г), опасного загрязнения (зона В), сильного загрязнения (зона Б), умеренного загрязнения (зона А) и зону радиационной опасности (зона М).

При ликвидации последствий в зоне «М» и других зонах должны выполнятся основные мероприятия по защите: радиационный и дозиметрический контроль, защита органов дыхания, профилактическое использование препаратов йода, санитарная обработка людей, дезактивация одежды, техники. В зоне «А» при выполнении спасательных и других работ перемещения людей нужно проводить с использованием броневой техники. В зонах «Б», «В», «Г» никакие работы в мирное время, как правило, выполняться не должны.

Радиоактивные продукты, определяющие радиационную обстановку в районе радиационной аварии создают существенное влияние на действие формирований, режимы проживания и работы населения и на проведение аварийно-восстановительных работ.

Выявление радиационной обстановки предусматривает определение методом прогнозирования или по фактическим данным (данными разведок) масштабов и степени радиоактивного загрязнения местности и атмосферы с целью определения их влияние на жизнедеятельность населения , действия формирований или обоснование оптимальных режимов деятельности рабочих и служащих объектов хозяйственной деятельности.

Предварительный прогноз радиационной обстановки осуществляется путем

решения формализованных задач, которые позволяют предусмотреть возможные последствия влияния аварии на населения, личный состав формирований при всех видах их действий и оптимизировать режимы работы на загрязненной местности, режим работы предприятий.

Составляя прогноз достоверной радиационной обстановки, выполняют несколько задач:

определение зон радиационного загрязнения и нанесение их на карту (схему);

определение времени начала выпадения радиационных осадков на территории объекта;

установление доз облучения, которые может получить человек на зараженной территории;

определение продолжительности пребывания на загрязненной территории;

определение возможных санитарных потерь при радиационной аварии.

Исходными данными для проведения такого прогноза являются:

тип и мощность ядерного реактора (РБМК-1000, ВВЕР-1000);

количество аварийных ядерных реакторов - n;

доля выброшенных радиоактивных веществ (РР) - h (%);

координаты РОО;

астрономическое время аварии - Тав;

метеоусловия;

расстояние от объекта до аварийного реактора - Rк (км);

время начала работы рабочих и служащих объекта - Тнач. (час);

продолжительность действий (работы) - Траб. (час);

коэффициент послабления мощности дозы облучения - Кпосл..

Порядок расчетов при оценке радиационной обстановки при аварии на АЭС.

1.  Определение размеров зон радиоактивного заражения, для этого:

- определяем категорию устойчивости атмосферы;

определяем скорость переноса облака;

определяем размеры прогнозированных зон загрязнения и наносим их в масштабе карты в виде правильных эллипсов;

исходя из заданного расстояния объекта от аварийного реактора и учитывая образованные зоны загрязнения, определяем зону загрязнения, куда попал объект.

. Определение времени начала формирования следа радиоактивного загряз-

нения после аварии на АЭС (время начала выпадения радиоактивных осадков на территории объекта) .

. Определение дозы облучения, полученную работниками и служащими объекта (личный состав формирований).

Дозы облучения определяются по формуле:

 (бер), (8.1)

где Доткр - доза при открытом расположении;

Кз - коэффициент, учитывающий отклонения места расположения от середины зоны,

Кпосл - коэффициент послабления радиации.

. Определение продолжительности работы работников в условиях загрязнения, зная время начала облучения и данную дозу облучения.

. Зная дозу облучения и необходимую продолжительность проведения ра- бот, определяем начало работы формирований на загрязненной территории.

8.2Оценка радиационной обстановки при использовании современных средств поражения.

Оценка радиационной обстановки, как правило, проводится с использованием карты, на которую наносятся зоны загрязнения или уровни радиации, а также данные о местонахождении или маршруты движения формирований ГО.

Для оценки радиационной обстановки необходимо иметь следующие исходные данные:

время ядерного взрыва, от которого произошло радиоактивное загрязнение;

уровни радиации в районе действий;

коэффициенты послабления защитных сооружений, зданий, техники, транспорта;

допустимая доза облучения людей (с учетом полученной раньше);

поставленные задачи и термины их выполнения (время начала работы).

Оценка радиационной обстановки предполагает решения следующих задач:

1.       Определение возможных доз облучения при действиях в зонах загрязнения;

2.       Определение возможных доз облучения во время преодоления зон загрязнения;

.         Определение допустимого времени нахождения в зонах заражения при заданной дозе облучения;

.         Определение допустимого времени работы в зоне заражения по заданной дозе облучения;

.         Определение допустимого времени начала преодоления зон загрязнения (начало выхода из зоны) при заданной дозе облучения;

.         Определение количества изменений для выполнения работ в зонах загрязнения.

. Определение возможных радиационных потерь во время действий в зоне заражения.

Задачи по оценке радиационной обстановке решают аналитическим и графико-аналитическим способами, с помощью таблиц или специальных линеек.

Для решения этих задач сначала необходимо знать радиационную обстановку, которая может быть определена методом прогнозирования и методом разведки.

Таким образом, в данном разделе дипломного проекта была поведена оценка радиационной обстановки, образовавшейся при аварии на АЭС.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

электрическая сеть трансформатор реактивный мощность

1.       Индрисов А.Б., Картышев С.В., Постников А.В. стратегическое планирование и анализ эффективности инвестиций. - М.: ИИД, 1998. - 267 с.

.         Норкот Д. Принятие инвестиционных решений. Перевод с английского под редакцией А.Н. Шокина. - М. «Банки и кредиты», ЮНИТИ, 1997. - 247.

3.       Пелихов Е.Ф., Довгаль Г.В. Конкурентоспособность фирмы и продукции и эффективность инновационно-инвестиционной деятельности: Учебное пособие. - Харьков: ХГИ «НУА», - 2000. -46с.

.         Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебное пособие для вузов - М.: Экоперспектива, 1999. - 258с.

.         Тарасевич В.М. Ценовая политика предприятия. - СПб.: Питер, 2001.- 272 с.

.         Тян Р.Б. Планирование деятельности предприятия. - К.: МАУП, 1998.-156 с.

.         Бланк И.А. Инвестиционный менеджмент. Учебный курс. - К.: Эльга - Н. Ника-центр, 2001.-448 с.

.         Бажин И.И. Информационные системы менеджмента. Новая эра управления. -М: ГУ-ВШ Экономики.-2000, 688с.

.         Виханский О.С., Наумов А.И. Менеджмент: Учебник. - 3-е издание. - М.: Гардарики, 2001.-528с.

.         Котлер Ф. Основы маркетинга. Перевод с английского./ Общ. ред. и вступ. Стат. Е.М. Пеньковой. -М.: Прогресс, 1990.-736с.

.         Портер М. Международная конкуренция. - М: Международные отношения, 1993.-896с.

.         Бирман Г., Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов /Пер. с англ./ Под. ред. Л.П. Белых. -М.: «Банки и биржи». ЮНИТИ. 1997.-631с.

.         Бранвич М. Анализ экономической эффективности капиталовложений. /Пер. с англ. - М.: «ИНФРА-М», 1996-432с.

.         Закон України “Про підприємництво”// Відомості Верховної Ради України. -1991. -№14.

15.     Закон України “Про господарчі товариства”// Відомості Верховної Ради України. - 1991.- №20.

16.     Закон України “ Про підприємництво в Україні” // Відомості Верховної Ради України. -1991. -№24.

.         Закон України “Про електроенергетику” із змінами і доповненнями, внесеними Законами України від 16 жовтня 1997 року.

.         Закон України “ Про енергозбереження” // Постанова Верховної Ради України № 75/94-ВР від 01 липня 1994 року.

.         Закон Украины “Об охране труда”.

.         Ковалко М.П., Денисюк С.П. Енергозбереження - пріоритетний напрямок державної політики України - Київ: УЕЗ, 1998. - 506с.

.         Конституція України/ Відомості ВР України.

22.     КЗоТ Украины.

.         Постанова Кабінету Міністрів від 22.02.95 р. № 135 “Про положення про державне регулювання цін (тарифів) на продукцію виробничо-технічного призначення, товари народного споживання, роботи і послуги монопольних утворень”.

.         Веников В.А., Журавлев В.Г., Филипова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоиздат, 1982.-279с.

25.     Поспелов Г.Е., Сыч Н.Д. Потери мощности и энергии в электрических сетях/ Под редакцией Г.Е. Поспелова М.: Энергоиздат, 1981 - 485с.

26.     Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем/ В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др.; Под редакцией В.Н. казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983.-386с.

27.     Справочник по проектированию электрических систем. Под редакцией С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро. - М.: Энергия. 1987.-284 с.

.         ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление. -Введ. 01.01.82.

.         ДСанПИН 3.3.2.007-1998. Государственные санитарные правила и нормы работы с визуальными дисплеями терміналами ЭВМ.-К, 1998.

.         Державний стандарт України. Енергозбереження. Методи визначення економічної ефективності заходів по енергозбереженню. ДСТУ 2155-93.-К.: ДУ,1993.

.         СНиП 2.04.05-91. Нормы проектирования. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. -М., Стройиздат,1991.-45с.

32.     СНиП 11-4-79. естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования. - М., Стройиздат,1980.-110с.

33.     СНиП 2.01.02-85. Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений. Нормы проектирования. - М.: Стройиздат. 1998.-16с.

.         Домин П.А. Справ очник по технике безопасности. - Энергоатомиздат. 1984.

.         Дупак О.С. Технологічні витрати електроенергії в електричних мережах // Енергетика та ринок. -2002.-№1.- с.8-9.

36.     Зикеев П.Е. многоуровневая система подготовки и принятия энергосберегающих решений // Энергосбережение.-2004.-№3.-с. 21-23.

37.     Масленников Г.К., Западнов В.А., Васильев В.В. Первоочередные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в муниципальных электрических сетях // Энергосбережение. - 2002. -№2.- с.42-43.

38.     Мельникова Е.В., Ионов В.С. Энергосбережение в Европе: применение энергоэффективных распределительных трансформаторов // Энергосбережение. -2003. -№6.-с.66-70.

39.     Сафьянин С.М., Грицин С.В. одна из важнейших специальностей в Украине // Энергосбережение .-2004.-№2.-с.3-5.

.         Шмідт К., Кремер Ю., Бакер Х. Українська енергетика після закриття ЧАЕС // Енергетика та ринок 2002.-№1.-с.37-42.