Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению

Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению

Введение

Энергоснабжающей организацией Олонецкого района является Олонецкая РЭС-2. (РЭС-2). РЭС-2 входит в состав предприятия Южно-Карельские электрические сети (ЮКЭС), которое находится в юго-восточной части Республики Карелия с центральной базой в г. Петрозаводске и является самым большим сетевым предприятием в системе ОАО «Карелэнерго».

В состав ЮКЭС входят еще три сетевых района: Прионежский РЭС-4, Кондопожский РЭС-1, Пряжинский РЭС-3; высоковольтные сети, группа подстанций, электроремонтный цех, службы и отделы. На севере и западе Южно-Карельские электрические сети граничат с Северными и Западно-Карельскими электрическими сетями ОАО «Карелэнерго». На юге и юго-востоке - с. Ленэнерго и Вологдаэнерго. Основная задача РЭС-2 - обеспечение бесперебойного электроснабжения Олонецкого района, осуществление технического надзора за энергообъектами, ремонт оборудования. Общая численность работников на предприятии - 183 человека. Из них инженерно-технический персонал - 22 человека, служащие - 18 человек, рабочие - 143 человека.

За последние годы полезный отпуск электроэнергии в сети Олонецкой РЭС составлял 45…51 млн.кВт∙ч/год, а потери - 20…23%. При этом доля потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 составляет около 9% от суммарных потерь ЮКЭС. С каждым годом увеличивается полезный отпуск электроэнергии в сеть, и увеличиваются потери электроэнергии. В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Стоимость потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию. Поэтому снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до экономически обоснованного уровня - одно из важных направлений энергосбережения.

Цель данной работы: рассчитать технические потери и выбрать экономически обоснованные мероприятия по их снижению.

1. Общая характеристика РЭС-2

Численность населения Олонецкого района составляет 24962 чел.

Количество потребителей по данным отдела Центра расчетов ОАО «Карельская энергосбытовая компания» составляет:

Таблица 1 - Количество потребителей

Фактическое количество потребителей составляет 7481 ед.

Количество трансформаторных подстанций 35кВ 10шт (суммарная установленная мощность 26800 кВ∙А).

Количество трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ: 336 шт., в том числе однотрансформаторные - 329шт. (суммарная установленная мощность 49336кВА), двухтрансформаторные - 6 шт. (суммарная установленная мощность 4820кВА)

Суммарная установленная мощность трансформаторов ТП составляет 80956 кВА.

Количество воздушных линий напряжением 35 кВ - 5 единиц, общей протяженностью 176,34км, период ввода в эксплуатацию 1964...1980г.г., сечения проводов 95-120 мм2, провод марки АС, деревянные опоры с ж/б приставками.

Количество воздушных линий напряжением 10 кВ - 32 единиц, общей протяженностью 446,48км, период ввода в эксплуатацию 1964…1980, сечения проводов 35-70 мм2, провод марки АС на деревянных опорах с ж/б приставками.

Количество воздушных линий 0,4 кВ- 340 единиц, общей протяженностью 312,6км, годы ввода в эксплуатацию 1962..1990, сечения проводов 25мм2, провод марки А на деревянных опорах и деревянных опорах с ж/б приставками.

2. Данные оборудования и потребителей РЭС-2, необходимые для проведения расчетов

.1 Информация об оборудовании и потребителях РЭС-2

Для расчетов потерь электрической энергии используется утвержденная принципиальная схема питающей и распределительной сети 110-35 кВ и 10-0,4кВ в нормальном режиме ее работы с указанием на ней всех центров питания, распределительных пунктов, марок, сечений и длин всех кабельных и воздушных линий, номеров сетевых и абонентских трансформаторных подстанций.

При расчете потерь электрической энергии используются фактические технические данные, имеющиеся в производственно-техническом отделе и диспетчерской службе ЮКЭС ОАО «Карелэнерго».

2.2 Перечень потребителей РЭС-2

Перечень потребителей РЭС-2 с разбивкой по категориям и указанием количества трансформаторов на питающей подстанции приведены в Приложении А таблица П.1.1.

Данные получены в ОАО «Карельская энергосбытовая компания».

2.3 Данные об отпуске электроэнергии в линии 35-10кВ РЭС-2

, (2.1)

где  - отпуск электроэнергии в сеть, кВт·ч;

 - электроэнергия полученная потребителями;

 - потери электроэнергии, кВт·ч.

Таблица 2- Перечень линий 35-10 кВ с указанием отпущенной электроэнергии

Данные составлены на основе Базы точек учета ОАО «Карелэнерго».

2.4 Данные о трансформаторных подстанциях

Данные о трансформаторных подстанциях приведены в Приложении А таблица П.1.2.

3. Выбор метода и программы расчета потерь

.1 Общие сведения о методах расчета потерь

Исторически методы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях начали разрабатываться с появлением первых электрических сетей в конце девятнадцатого века. Все эти методы основываются на законе Джоуля - Ленца и других электротехнических законах. Различия методов и направления их совершенствования определяются в основном информационной обеспеченностью расчетов потерь электроэнергии - чем выше эта обеспеченность, тем более точные методы расчетов могут применяться.

Расчеты технических потерь электроэнергии и их структуры выполняются для:

Нормирования потерь, выбора и оценки эффективности мероприятий по их снижению;

Расчета и анализа фактических небалансов электроэнергии в электрических сетях, выявления и локализации коммерческой составляющей потерь, разработки и внедрения мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии;

Учета потерь в тарифах на электроэнергию для потребителей, присоединенных к электрическим сетям различных ступеней напряжения: ВН (110кВ и выше), СН1 (35-60 кВ), СН2 (1-20 кВ), НН (0,4 кВ и ниже).

Главная цель совершенствования методов расчета потерь электроэнергии на современном этапе - повышение точности и достоверности результатов расчетов потерь и их структуры.

Основные направления совершенствования методов расчетов потерь электроэнергии:

Использование всей имеющейся в электросетевых организациях информации для расчетов потерь;

Учет максимально-возможного количества составляющих технологических потерь электроэнергии;

Максимальное использование возможностей современных вычислительных средств для расчета потерь.

Сложившаяся в последние годы процедура формирования нормативов потерь и завершение формирования рынка электроэнергии вызвали усиление внимания со стороны персонала сетевых компаний к проблеме корректного определения, нормирования и снижения потерь электроэнергии. Сейчас наступает время, когда остро встает необходимость создания интегрированных систем не просто расчета потерь, а управления уровнем потерь электроэнергии.

В настоящее время существует ряд программных комплексов, которые помогают эффективно решать эти задачи. Рассмотрим два из них: РТП-3 и РАП-95.

3.1.1 Расчет потерь методом средних нагрузок

Метод широко распространен для расчета потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях напряжением 110кВ и ниже. Возможно применение этого метода для электрических сетей 220-110 кВ при отсутствии исходных данных, необходимых для расчета потерь электроэнергии по методам оперативных расчнетов и контрольных суток.

При отсутствии необходимых исходных данных для расчета потерь электроэнергии в электрической сети 0,4 кВ допускается использовать метод средних нагрузок для случайной выборки распределительных линий, питающихся от не менее, чем 20% суммарного количества распределительных трансформаторов 6-20/0,4кВ.

Расчет потерь электроэнергии по методу средних нагрузок выполняется по показаниям счетчиков электроэнергии (за месяц, квартал, полугодие, год).

В качестве уточняющей информации для расчетов можно использовать нагрузки на трансформаторных подстанциях в виде: активной и реактивной мощности, тока на шинах ВН или НН, коэффициента загрузки, потребление электроэнергии за расчетный период.

Перечень исходных данных для расчета:

Схема электрической сети с указанием на ней:

наименований центров питания (ЦП);

отходящих от ЦП линий;

номеров (наименований) ПС и трансформаторных пунктов и номинальных мощностей установленных в них силовых трансформаторов;

нормальных точек деления сети;

марок, сечений и длин воздушных и кабельных линий;

мест установки счетчиков расчетного и технического учета электроэнергии, фиксирующих отпуск электроэнергии в электрическую сеть;

элементов электрической сети, находящихся на балансе потребителя

Отпуск активной и реактивной электроэнергии по головным участкам

Зимний и летний суточные графики нагрузок головного участка линий, полученные по часовым расходам электроэнергии в дни системных измерений нагрузок либо по результатам измерений почасовых значений токов;

Информация о нагрузках трансформаторов, подключенных к электрической сети.

3.1.2 Метод расчета потерь по обобщенным параметрам в сети 0,4кВ

Метод применяется для укрупненной оценки потерь электроэнергии в совокупности воздушных и кабельных линий сети 0,4 кВ, объемом не меньше района электрических сетей.

Метод применяется при отсутствии исходной информации для расчета технических потерь, с использованием метода оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Перечень исходных данных для расчета:

Суммарная длина электрических сетей;

Количество фидеров 0,38 кВ;

Среднее сечение фазных проводов;

Среднее фазное напряжение в течение года на стороне 0,4 кВ распределительного трансформатора;

Средний коэффициент мощности нагрузки (tg). При отсутствии данных применяется равным 0,5 о.е.

Продолжительность расчетного периода в часах;

Отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ, определенный по показаниям счетчиков электроэнергии, установленных на стороне 0,4 кВ ТП 6(10)/0,4 кВ или на головных участках линий 0,38 кВ, или, определенный расчетным путем с использованием информации об отпуске электроэнергии в сеть 6 (10) кВ и технических потерь в этой сети.

3.1.3 Метод расчета потерь в дополнительном оборудовании

Расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании в комплексе программ разделены на три блока:

расчет потерь от токов утечки по изоляторам;

расчет потерь в измерительных приборах учета: счетчиках, измерительных трансформаторах тока и напряжения;

расчет потерь в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанций, синхронных компенсаторах, шунтирующих реакторах.

3.2 Программные средства расчета и нормирования потерь

.2.1 Характеристика программного комплекса РТП-3

Комплекс программ РТП 3 предназначен для расчета режимных параметров, технических потерь мощности и электроэнергии, нормативных потерь в электрических сетях 0,38-220 кВ, а также для расчета допустимых и фактических небалансов, количества неучтенной электроэнергии в сети.

В состав программного комплекса входят три программы, каждая из которых предназначена для решения своего конкретного комплекса задач:

РТП 3.1

Расчет установившегося режима с определением токов и потоков

мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

Расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;

Расчет потерь электроэнергии за год с делением по месяцам в замкнутых сетях методом характерных суток, с использование результатов расчетов режимов программного комплекса «Rastr Win»;

Расчет двухфазных и трехфазных токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях;

Оценка режимных последствий оперативных переключений в ремонтных и послеаварийных режимах распределительных сетей;

Расчет потерь в дополнительном оборудовании: в приборах учета (ТТ, ТН, счетчики), в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, в ограничителях перенапряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанций, от токов утечки по изоляторам воздушных линий;

Формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие;

Формирование отчетных таблиц в соответствии с требованиями Положения о нормировании.

РТП 3.2

Расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в электрических сетях 0,38 кВ;

Расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ;

Расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ без ввода схем (по обобщенным параметрам или потери напряжения).

РТП-3.3

Ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;

Расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых сетях с учетом фактического потребления присоединенных абонентов к узлам сети и допустимой метрологической составляющей потерь электроэнергии.

Комплекс программ РТП-3 разработан в соответствии с отраслевыми документами, на комплекс получены экспертные заключения РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым требованиям, получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU. СП12.С005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОС Р.

3.2.2 Характеристика программного комплекса РАП-95

Комплекс предназначен для расчета всех составляющих детальной структуры технологических потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, фактических и допустимых небалансов электроэнергии на энергообъектах, а также нормативных характеристик потерь мощности и электроэнергии.

Областью применения комплекса являются оперативно-диспетчерские, сбытовые и метрологические службы АО-энерго, ПЭС, РЭС и муниципальных электрических сетей, региональные энергетические комиссии и территориальные отделения Госэнергонадзора.

Программный комплекс состоит из семи программ:

РАП-ОС, предназначенной для расчета технических потерь в замкнутых сетях 110кВ и выше, включая потери на корону, и автоматического проведения вариантных расчетов потерь для последующего расчета коэффициентов нормативной характеристики;

НП-1, предназначенной для расчета коэффициентов нормативных характеристик технических потерь в замкнутых сетях 110кВ и выше на основе результатов вариантных расчетов, проведенных по программе РАП-ОС;

РАП-110, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в радиальных сетях 35-110 кВ;

РАП-10, предназначенной для расчета технических потерь и их нормативных характеристик в распределительных сетях 6-20 и 0,4кВ;

РОСП, предназначенной для расчета технических потерь в оборудовании сетей и подстанций - трансформаторах собственных нужд, синхронных компенсаторах, батареях конденсаторов, шунтирующих и токоограничивающих реакторах, измерительных трансформаторах и счетчиках прямого включения, устройствах присоединения ВЧ-связи, потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий и потерь в изоляции кабельных линий, а также для расчета нормативного расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

РАПУ, предназначенной для расчета потерь, обусловленных погрешностями приборов учета электроэнергии (включая измерительные трансформаторы и цепи соединения), а также фактических и допустимых небалансов электроэнергии на объектах (фидер, подстанция, РЭС, ПЭС, АО-энерго);

СП, предназначенной для расчета показателей отчетных форм РАП-1с, РАП-2с, РАП-3с, на основе данных об отпуске электроэнергии в сети разных напряжений и результатов расчета по программам 1-6.

Области применения перечисленныз программ приведены ниже на рис.1, на котором обозначено:

 - технические потери электроэнергии;

 - расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;

 - недоучет электроэнергии (потери), обусловленный отрицательными систематическими погрешностями приборов ее учета;

 - коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаниям счетчиков оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Эта составляющая потерь рассчитывается как разница между отчетными потерями и суммой трех описанных выше составляющих.

Рисунок 1 - Область применения программ комплекса РАП-95

Программный комплекс имеет сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Депортаментом электрических сетей РАО «ЕЭС России».

3.4 Сравнение описанных программных комплексов и выбор их для расчета потерь в сетях РЭС-2

Проведем сравнительный анализ описанных программных комплексов.

РТП-3: быстрый поиск линий и фидеров с помощью оглавления, представленного в виде иерархического дерева;

РТП-3: выполнение расчетов потерь электроэнергии рассчитываемой сети за любой расчетный период;

РАП- 95: основной расчетный период - месяц, что является существенным недостатком;

РТП-3 и РАП-95: использование различных методов для расчета нормативных потерь электроэнергии в зависимости от имеющейся информации для расчетов;

РТП-3: использование справочников при формировании расчетных схем, сортировка наименований оборудования в справочнике по ступеням напряжения;

дополнительная сортировка наименований оборудования в справочнике по всем параметрам;

возможность исключения для отображения типов трансформаторов и марок проводов, не используемых при кодировании схем и редактировании свойств элементов, без удаления их из справочников - достоинство;

РАП-95: справочники не используются - недостаток;

РТП-3: гибкий режим редактирования - достоинство; РАП-95: в архиве хранятся только результаты расчета (выходная печать), но не исходные данные. Поэтому вернуться через архив к прошлому расчету, скорректировать исходные данные и провести расчет вновь нельзя - недостаток.

РТП-3: параметры расчетной схемы или свойства любого элемента доступны для просмотра в любом режиме;

возможность выполнения переключений между схемами фидеров без необходимости их редактирования через точки токораздела и анализ режимных последствий таких переключений;

возможность выполнения расчетов по каждому фидеру отдельно или по выбранной группе фидеров по предварительно введенным исходным данным;

учет балансовой принадлежности линий и трансформаторов при расчете нормативных потерь мощности и электроэнергии;

возможность просмотра результатов расчета не только в элементах сетей, находящихся на балансе предприятия, но и в абонентских линиях и трансформаторах, а также их суммарного значения;

наглядность получаемых результатов расчетов;

вывод на схему электрический сети результатов расчета токов в ветвях, уровней напряжения в узлах, токовых нагрузок на трансформаторах, токов короткого замыкания, потоков электроэнергии - достоинства;

РТП-3: хранение результатов расчета в сводных таблицах, где они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и АО-энерго в целом - достоинство;

РТП-3: сохранение дополнительной информации в сводных таблицах с результатами расчета потерь электроэнергии, коэффициентов загрузок трансформаторов и объема оборудования, участвующего в расчетах (количество и протяженность линий, количество и установленная мощность трансформаторов) - достоинство;

РТП-3: сохранение всех результатов расчетов (по одной расчитанной линии или сводных таблиц) в стандартных форматах Windows - приложений (Microsoft Excel) - достоинство комплекса;

РАП-95: комплекс разработан для работы в среде Windows-95 и выше на основе системы управления базами данных FoxPro 6.

Система управления базами данных FoxPro 6 не идеальна: может испортиться при корректировке ее содержания (переиндексации или изменение каких-либо параметров) - недостаток комплекса;

РТП-3: проверка результатов расчета и исходных данных на корректность) - достоинство комплекса;

РТП-3: предварительный просмотр расположения расчетной схемы на листе перед печатью) - достоинство комплекса;

РТП-3: хранение ретроспективы результатов расчетов за любой расчетный период) - достоинство комплекса; РАП-95: в архиве хранятся результаты расчета за месяц, а также суммарные результаты за любое количество месяцев.

РТП-3: современный и удобный интерфейс, который позволяет значительно сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети;

Также программный комплекс РТП-3 используется в ОАО «Карелэнерго» для расчетов, анализа и нормирования потерь. Он успешно опробирован на местных сетях, в том числе и в Олонецкой районной электросети.

Поэтому в данной дипломной работе все расчеты приведены с использованием программного комплекса РТП-3.

4. Расчет технических потерь электроэнергии в РЭС-2

.1 Расчет технических потерь в сети 35-10 кВ

Для расчета технических потерь электроэнергии в сети 35-10 кВ применяем метод средних нагрузок.

Технические потери электроэнергии равны сумме условно-постоянных и нагрузочных потерь.

Условно-постоянные потери электроэнергии (практически не зависящие от нагрузки потери электроэнергии) в :

стали силовых трансформаторов и автотрансформаторов 6-1150 кВ;

на корону в воздушных линиях 110 кВ и выше;

от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6 (10) кВ и выше;

шунтирующих реакторах;

батареях статистических конденсаторов;

синхронных компенсаторах;

изоляции кабельных линий электропередач 6 (10) кВ и выше;

измерительных трансформаторах тока и напряжения, счетчиках непосредственного включения;

ограничителях перенапряжения;

вентильных разрядниках;

устройствах присоединения высокочастотной связи;

соединительных проводах и сборных шинах подстанций;

на собственные нужды подстанций.

Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии (зависящие от нагрузки) :

в воздушных и кабельных линиях 0,4-1150 кВ;

в обмотках силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

токоограничивающих реакторах подстанций.

Для расчетов вводим расчетные схемы фидеров. Схемы по каждому фидеру приведены в приложении 2.

Элементами фидера являются узлы (центры питания, отпайки, трансформаторы (двухобмоточные, трехобмоточные и автотрансформаторы), потребители и линии (провода, кабели, соединительные линии), предусмотрен ввод переходных трансформаторов. Количество присоединений к узлу не ограничено. Нет ограничений по количеству узлов и линий в расчетной схеме. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников.

Расчет потерь в сети 10-35 кВ выполнен для линий:

Таблица 3 - Характеристика линий 35кВ

Таблица 4 - Характеристика линий 10кВ

В зависимости от типа оборудования для определения численных значений суммарных технических потерь электрической энергии, в элементах электрической сети, используются следующие формулы:

Потери электрической энергии в воздушной линии:

, (4.1.1)

где  - переменные потери электрической энергии в ВЛ;

 - потери электрической энергии на корону ВЛ номинальным напряжением 110 кВ и выше;

 - потери электрической энергии от токов утечки по изоляторам ВЛ номинальным напряжением 6(10) кВ и выше.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

Суммарные потери электроэнергии в двухобмоточных трансформаторах, автотрансформаторах за расчетный период Т определяются :

, (4.1.2)

где  - переменные потери электрической энергии в трансформаторах;

 - потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов.

Условно - постоянные технические потери

Потери на корону определяются только в линиях 110-1150 кВ, в данной работе линии этого напряжения не рассматриваются.

, кВт∙ч, (4.1.3)

где  - номинальное значение потерь мощности холостого хода в силовом трансформаторе, определяемое по его паспортным данным, кВт;

 - число часов работы силового трансформатора в расчетном периоде, ч;

 - число трансформаторов, шт;

 - среднее напряжение фактического напряжения обмотки высшего напряжения трансформатора за расчетный период Т, кВ;

 - номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Переменные потери

Расчет переменных потерь электроэнергии в элементах электрической сети (ВЛ, КЛ, трансформаторах, автотрансформаторах, токоограничивающих реакторах) выполняется по формуле:

, кВт∙ч, (4.1.4)

где  - потери мощности в элементе сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт;

 - коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный период, о.е.;

 - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети (принимается равным 0,99), о.е.;

 - число часов в расчетном периоде,ч.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки для элементов электрической сети с нереверсивными потоками электроэнергии принимаем  =1,3.

Переменные потери мощности при средних нагрузках определяются:

 (4.1.5)

где  - средние значение активной и реактивной мощности за расчетный период , кВт, квар;

 - коэффициент реактивной мощности, о.е.;

 - среднее напряжение элемента сети за расчетный период, кВ;

 - среднее значение токовой нагрузки, А;

- активное сопротивление элемента.

Средняя нагрузка определяется:

,  (4.1.6)

где  - электроэнергия, потребленная в узле за расчетный период .

Результаты по каждой рассчитанной линии сохраняются в сводных таблицах, в которых они суммируются по центрам питания, районам электрических сетей и всем электрическим сетям в целом, что позволяет проводить подробный анализ результатов (Приложение В Таблица П.3.1., Таблица П.3.2.)

4.2 Расчет технических потерь в сети 0,38 кВ

Полезный отпуск в сеть 0,38 кВ за 2011 год составил 45048,589 тыс. кВт∙ч. Среднее сечение головного участка - 25мм2. Количество линий - 340 штук.

Потери электроэнергии в одной линии 0,38 кВ с сечение головного участка , мм2, отпуском электроэнергии в линию , за период , дней, рассчитывают по формуле:

 (4.2.1)

где  - эквивалентная длина линии ;

- коэффициент реактивной мощности;

 - коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине и неодинаковость нагрузок фаз.

Эквивалентную длину линии определяют по формуле:

 (4.2.2)

где  - длина магистрали;

 - длина двухфазных и трехфазных ответвлений;

 - длина однофазных ответвлений.

Под магистралью понимают наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.

Коэффициент определяют по формуле:

 (4.2.3)

где  - доля энергии, отпускаемая населению;

 - коэффициент, принимаемый равным 1 для 380/220 В и равным 3 для линий 220/127 В.

Расчет потерь в сети 0,38 кВ сведен в таблицу 5.

Таблица 5 - Результаты расчетов потерь в сети 0,38 кВ

4.3. Расчет потерь в дополнительном оборудовании

.3.1 Расчет потерь от токов утечки по изоляторам

Для расчета потерь от токов утечки по изоляторам воздушных линий необходимо в соответствующие номинальному напряжению ячейки ввести суммарные длины воздушных линий этого класса напряжения РЭС-2 за каждый месяц.

Таблиц 6 - Потери от токов утечки по изоляторам ВЛ «РЭС-2»за 2011

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий 6(10)-1150 кВ определяются для каждой линии, находящейся под напряжением:

, кВт∙ч (4.3.1)

где - удельные потери мощности от токов утечки i-го вида погоды, кВт/км;

 - протяженность j-й ВЛ, км;

- продолжительность i-го вида погоды расчетном периоде , ч;

- количество линий, в которых рассчитываются потери электроэнергии от токов утечки, шт.

4.3.2 Расчет потерь в приборах учета

Для расчета потерь в приборах учета необходимо осуществить ввод информации по приборам учета. В зависимости от типа прибора учета и его класса напряжения заполняются соответствующие поля количества таких приборов учета.

Таблица 7 - Данные о приборах учета

Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока и напряжения, электрических счетчиках 022-066 кВ принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования:

 (4.3.2)

где  - потери мощности i-го вида оборудования в соответствии с данными заводов- изготовителей, кВт;

- количество оборудования, шт

4.3.3 Расчет потерь в дополнительном оборудовании

Для расчета потерь в дополнительном оборудовании вводится суммарное количество по РЭС-2 оборудования каждого класса напряжения.

Расчет потерь в шинах и соединительных проводах подстанций выполняется по количеству подстанций для данной ступени напряжения.

Таблица 8 - Данные об оборудовании.

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ-связи принимают в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования:

 (4.3.4)

где  - потери мощности i-го вида оборудования в соответствии с данными заводов- изготовителей, кВт;

- количество оборудования, шт.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции определяют:

, (4.3.5)

где  - потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах одной подстанции i-го класса напряжения, кВт∙ч;

 - количество подстанций i-го класса напряжения, шт.

4.3.4 Потери на собственные нужды подстанций

Таблица 9 - Данные по потерям на собственные нужды подстанций

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяют по показаниям счетчиков, установленных на присоединениях трансформаторов СН, в сумме и с разбивкой по ступеням напряжения.

Технические потери в Олонецком РЭС-2 от отпуска в сеть составили 21,91%.

Результат расчета потерь по Олонецкому РЭС представлен в Приложении В таблица П.3.3, на рисунке 2 и таблице 10.

Рис. 2 - Структура потерь активной электроэнергии в Олонецкой РЭС-2 за 2011 год

Таблица 10 - Структура потерь активной электроэнергии

5. Разработка мероприятий по снижению потерь

Из структуры потерь электроэнергии видно, что их снижение - сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, постоянного внимания персонала, высокой его квалификации и заинтересованного участия в эффективном решении задач.

Основной эффект в снижении технических потерь электроэнергии может быть получен за счет технического перевооружения, реконструкции, повышения надежности работы и пропускной способности электрических сетей, сбалансированности их режимов, т.е. за счет внедрения капиталоемких мероприятий.

К приоритетным мероприятиям по снижению потерь электроэнергии распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

Использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

Увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;

Сокращение радиуса действия и строительство ВЛ-,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

Использование максимального допустимого по механической прочности опор сечения провода в электрических сетях 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течении всего срока службы;

Разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности: распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода; встроенных КТП и ЭТП конденсаторных батарей;

Применение столбовых трансформаторов малой мощности 6-10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

Более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтдобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

Комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

Повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

Типовой перечень мероприятий состоит из трех групп:

организационные мероприятия - практически не требуют дополнительных капиталовложений и должны внедряться в условиях эксплуатации и оперативного управления электрических сетях;

технические мероприятия- требуют дополнительных капиталовложений на их внедрение, разрабатываемые в составе схем развития, проектов реконструкции или технического перевооружения электрических сетей;

мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии - направлены на снижение коммерческих потерь электроэнергии.

По результатам определения очередности внедрения мероприятий и объемов финансирования формируется программа снижения потерь электроэнергии с результирующим перечнем мероприятий. Для каждого мероприятия в программе должны быть указаны:

срок исполнения;

объем мероприятий;

затраты на внедрение;

годовое снижение потерь электроэнергии по результатам внедрения.

5.1 Организационные мероприятия

. Оптимизация уровней напряжений на шинах 10 кВ ТП с помощью использования общесетевых регулирующих средств.

Регулирование напряжения на шинах ТП по результатам замеров в режимах максимума и, соответственно, на шинах 10 кВ ПС, может быть осуществлено изменением регулировочных ответвлений на трансформаторах 35/10 кВ ПС, имеющих регулирование типа РПН с широким диапазоном 36,75±8∙1,5 %. Вопросы регулирования напряжения на ПС 35/10 кВ находятся в компетенции ОАО « Карелэнерго». В результате, проведя соответствующую работу по разработке совместной программы по изменению положений переключателей РПН с помощью службы режимов ОАО « Карелэнерго» и обеспечив на шинах ТП напряжение близкое к Uном = 10 кВ в максимальных режимах, возможно существенно снизить потребление активной и реактивной мощности и энергии из сети энергосистемы и их потери. Следует отметить, что его реализация не требует никаких затрат.

. Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды обеспечивается рационализацией режимов работы электрообогрева производственного помещения подстанций и обогрева приводов выключателей в ОРУ, оптимизацией режимов работы вентиляторов обдува трансформаторов.

Планируемое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется, исходя из опыта прошлых лет и предполагаемого объема мероприятий по экономии расхода электроэнергии на собственные нужды на планируемый период.

Фактическое снижение расхода электроэнергии на собственные нужды определяется как разница между установленной нормой расхода - 152,61 тыс.кВт∙ч и фактическим расходом электроэнергии (), определяемым по показаниям счетчиков собственных нужд:

 тыс. кВт∙ч(5.1)

. В качестве одного из основных практических мероприятий по снижению величины потерь следует рекомендовать устранение неравномерности загрузки фаз распределительной сети 0,4 кВ путем выравнивания фазных токов у потребителей по результатам измерений в часы максимума.

В качестве примера рассмотрим типовой случай электроснабжения жилого 120-квартирного дома. На вводе в дом замеры фазных токов в часы максимума дали следующие показания: Iа = 61А; Iв =87 А; Iс =120 А.

Сопротивление фазных проводов (на участке от ТП 10/0,4 кВ до ввода в дом) составляет  = 0,046 Ом, сопротивление нулевого провода =0,092 Ом. Они определяются по справочным данным при известной марке питающего кабеля или провода ВЛ-0,4 кВ ( - Ом/км) и строительной длине линии  по формулам:

 (5.2)

Обычно сечение нулевого провода кабельных линий составляет половину сечения фазного.

Увеличение потерь мощности за счет несимметрии нагрузок оценивают коэффициентом К дин:

 (5.3)

где  - потери мощности в сети, соответственно, при неравномерной и равномерной нагрузках фаз.

Для типовых четырехпроводных линий:

 (5.4)

где  - коэффициент неравномерности нагрузки фаз.

Для трехпроводной сети , для двухпроводной  не имеет физического смысла.

Коэффициент  вычисляют по формуле:

 (5.5)

где , ,  - средние измеренные токи в фазах А,В.С в часы максимума нагрузки;

 - среднее арифметическое значение фазных токов.

Для вышеизложенных данных замеров фазных токов в доме имеем:

 А (5.6)

 (5.7)

 (5.8)

Таким образом, несимметрия фазных токов приводит к росту потерь мощности на 30%.

Потери мощности при несимметрической токовой нагрузке составят:

 кВт (5.9)

значение числа часов потерь) составляет:

 кВт∙ч (5.10)

т.е. потери электроэнергии в питающем вводе к жилому дому при неравномерной загрузке фаз. Устранение несимметрии токов фаз позволит снизить величину технических потерь только на этом вводе на величину 600 кВт∙ч.

Распространяя полученные результаты на 50 вводов сети 0,4кВ Олонецкой РЭС, получаем:

 кВт∙ч /год(5.11)

Переключение нагрузок, вследствие их вероятностного характера, следует осуществлять с одной фазы на другую только по результатам нескольких повторных замеров нагрузки в период вечернего максимума, сопоставляя результаты этих замеров с уровнями электропотребления отдельных квартир и другими потребителями.

Другим важным мероприятием по снижению потерь и улучшению качества напряжения потребителей является поддержание оптимального уровня напряжения в распределительной сети, близкого к номинальному (0,22 и 0,38 кВ). Анализ показателей токовой нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП свидетельствует о существенном отклонении (как правило, в сторону увеличения) уровней напряжений до +10% и более в часы максимума относительно номинальных значений. В то же время требования действующего ГОСТ13109-87 допускают отклонения напряжения ±5 % от номинала в нормальных режимах.

Оптимизация уровней напряжений до значений, близких к номинальному, может быть осуществлена путем применения средств регулирования напряжения на трансформаторах 10/0,4 кВ (регуляторы типа ПБВ с диапазоном регулирования ±2…2,5%) с помощью переключения регулировочных ответвлений.

Как отмечалось выше, напряжения сети 0,4 кВ, к которой подключены основные потребители, определяют величины активной и реактивной мощности (энергии) этих потребителей, потребляемой из сети. Так, для ламп накаливания, обычно применяемых в домах и включенных длительное время при значительной их суммарной мощности, при изменении (повышении) напряжения на 1% (фактически на 2 Вольта) мощность и энергия, потребляемая из сети, изменяются (повышаются) на 2 %. При реально зафиксированных замерах в сети 0,4 кВ отклонения напряжения до ±10 % от Uн имеем широкий диапазон изменения потребляемой мощности и энергии.

Таким образом, с учетом реальных значений напряжения в узлах распределительной сети 0,4 кВ, превышающих обычно номинальную величину 0,8 и 0,22кВ, оптимизация уровней напряжений позволит не только снизить технические потери в сети, но и улучшить качество напряжения у потребителей.

В числе мероприятий по снижению потерь в сетях 0,4 кВ следует также отметить уменьшение числа отключений линий или участков на ремонт; сокращение времени, необходимого для проведения ремонта. Это подразумевает обеспечение высокого уровня эксплуатации и технического состояния сети 0,4 кВ, проведение работ в соответствии с планом профилактики оборудования.

5.2 Технические мероприятия

Так как технические мероприятия требуют дополнительных капиталовложений на их внедрение, рассмотрим те объекты которые заложены в ремонтную и инвестиционную программу, соответственно выполнение работ на которых позволит снизить потери электроэнергии, а затраты на эти работы не будут относиться к мероприятиям по снижению потерь, так как они заложены в вышеупомянутых программах.

Из расчета потерь в Олонецком РЭС видно, что наибольшие потери составляют в сети 0,4 кВ.

Проведем замену провода на СИП на следующих линиях: ВЛ-0,4 ТП-317, ВЛ-0,4 ТП-470, ВЛ-0,4 кВ от ТП-406, ВЛ-0,4 кВ от ТП-371, результаты запишем в таблицу 11.

Таблица 11 - Характеристики ВЛ 0,4 кВ

Снижение потерь электроэнергии в год от внедрения мероприятия посчитаем по «Усредненным нормам для приближенной оценки эффективности мероприятий», согласно «Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений» 22 2200=48400 кВт∙ч /год- составит снижение потерь.(3)

Рассмотрим плюсы и минусы применения проводов СИП.

. Высокая надежность в обеспечении электрической энергией.

. Резкое снижение (до 80%) эксплуатационных затрат, вызванное высокой надёжностью и бесперебойностью энергообеспечения потребителей, а также отсутствием необходимости в широких просеках для прокладки ВЛИ в лесных массивах и расчистки просек в процесс эксплуатации линии.

. Отсутствие или незначительное обрастание гололедом и мокрым снегом изолированной поверхности проводов. Это объясняется тем, что ПЭ является не полярным диэлектриком и он не образует ни электрических, ни химических связей с контактирующими с ним веществом в отличие, например, от ПВХ. Кабельщики хорошо знают эту особенность ПЭ. Например, при попытках маркировать изолированное ПЭ изделие каплеструйным способом краска легко оттирается, в отличие, от ПВХ, и требуется специальная эл. статическая обработка поверхности ПЭ для удержания краски. Именно по этой причине мокрый снег легко стекает с круглой поверхности изолированных ПЭ проводов. В проводах марки А и АС мокрый снег может удерживаться в канавках между проволоками, являясь первопричиной обрастания.

. Уменьшение затрат на монтаж ВЛИ, связанное с вырубкой более узкой просеки в лесной местности, возможностью вести монтаж проводов по фасадам зданий в условиях городской застройки, применением более коротких опор, отсутствием изоляторов и дорогостоящих траверс (для ВЛИ-0,4 кВ).

. Снижение энергопотерь в линии из-за уменьшения более чем в три раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными.

. Простота монтажных работ, возможность подключения новых абонентов под напряжением, без отключения остальных от энергоснабжения и как следствие сокращение сроков ремонта и монтажа.

. Значительное снижение несанкционированных подключений к линии и случаев вандализма и воровства.

. Улучшение общей эстетики в городских условиях и значительное снижение случаев поражения электротоком при монтаже, ремонте и эксплуатации линии.

. Возможность прокладки СИП по фасадам зданий, а также совместной подвески с проводами низкого, высокого напряжения, линиями связи, что дает существенную экономию на опорах.

Среди множества безусловных преимуществ СИП можно выделить для объективности и некоторые недостатки:

. Незначительное увеличение стоимости (не более 1,2) изолированных проводов по сравнению с традиционными неизолированными проводами А и АС.

Замена трансформаторов

Наибольшие потери в трансформаторах выявлены на следующих линиях:

Таблица 12 - Результаты расчетов потерь в ВЛ 10 кВ

Рассмотрим замену трансформаторов ТМ-250/10-250 на ТП-498, ТП-423 (Л-15п-15) на ТМ-100/10-100 и трансформатора ТМ-250/10-250 на ТП-420 (Л-15П-2) на ТМ-63/10-63. Затраты на эти работы заложены в инвестиционную программу.

Согласно Инструкции по снижению технологического расхода электроэнергии, снижение потерь электроэнергии в год от замены недогруженных трансформаторов в среднем составляет 12000 кВт∙ч на 1 МВ∙А заменяемого трансформатора.

Снижение потерь составит:

кВА · 12000 = 9000 кВт·ч/год.(4)

6. Экономический эффект от внедрения мероприятий

Тариф покупки электроэнергии на возмещение потерь электроэнергии составляет - 0,72766 руб.

Соответственно экономия составит:

Замена провода на СИП в сети 0,4 кВ из (3):

· 0,72766 =35218,74 руб./год

Замена трансформаторов из (4):

· 0,72766 = 6548,94 руб./год

Снижение расхода на СН ПС из (1):

· 0,72766 = 24740,44 руб./год

Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ из (2):

· 0,72766 = 21829,80 руб./год

Все предложенные мероприятия по снижению потерь сведены в таблицу 15.

, (6.1)

где  - экономический эффект за год от внедрения мероприятий;

 - потери электроэнергии за год до мероприятий;

 - потери электроэнергии за год после проведенных мероприятий.

руб./год

руб./год

руб./год

Посчитаем теперь размер упущенной выгоды:

руб/год

Таблица 13 - Предложенные мероприятия по снижению потерь

7. Безопасность жизнедеятельности специалистов работающих с ПЭВМ

.1 Анализ вредных и опасных производственных факторов при эксплуатации ПЭВМ

Бурное развитие вычислительной техники сделало широкодоступным огромные информационные ресурсы, имеющиеся в обществе, вовлекло в индустрию переработки информации миллионы людей. Сейчас трудно найти отрасль науки и техники, где не использовались бы компьютеры. Видоизменяя практическую деятельность человека, они породили большое число технических, психофизиологических и медицинских проблем, без современного решения которых невозможно полно реализовать потенциальные возможности как современной вычислительной техники, так и работающего на ней человека.

Работа пользователя ПЭВМ, помимо напряженного нервно-эмоционального характера труда, повышенной нагрузки на зрительные органы, ограниченной подвижности и физической активности, сопровождается также воздействием на его организм целого ряда вредных факторов, обусловленных спецификой ПЭВМ.

Рассмотрению особенностей работы на ПЭВМ и разработке практических рекомендаций по организации комфортабельных условий их эксплуатации посвящен данный раздел дипломной работы.

К числу вредных и опасных производственных факторов, обусловленных спецификой широко используемых в настоящее время ПЭВМ, следует отнести:

. Электромагнитные излучения

Опыт эксплуатации ПЭВМ показал, что видеотерминалы являются источником широкополосного спектра электромагнитных излучений: рентгеновского, ультрафиолетового (УФ), видимого спектра, инфракрасного излучения, электромагнитных полей (ЭМП) разно частотного спектра, электромагнитных излучений промышленной частоты. Кроме того, они создают аэроионные потоки и электростатические поля.

В настоящее время широко известны случаи возникновения различных форм патологии, причина которых связана с работой на ПЭВМ (боли в спине, шее, стенокардия, стрессовые состояния, хронические боли в голове, депрессия, повышенная раздражимость и т. п.). Все это ведет к снижению работоспособности и подрывает здоровье людей.

. Костно-мышечные заболевания

Весь набор подобного рода болезней, связанных с работой на компьютерах в статическом положении, получил общепризнанный технический термин - синдром длительных статических нагрузок (СДСН). Сюда следует отнести хронические мучительные и часто приводящие к нетрудоспособности болезни рук, спины, плеч и шеи, а также тендениты (воспалительные процессы тканей сухожилий). Это послужило причиной того, что во многих странах мира работа за дисплеем компьютера входит в список наиболее вредных и опасных профессий.

. Заболевания органов зрения

Основная причина этих заболеваний - повышенное зрительное напряжение, обусловленное необходимостью слежения за информацией на дисплее. Поэтому следует обращать самое пристальное внимание на технические характеристики дисплеев: разрешающая способность, яркость, контрастность, частота мелькания, что может крайне отрицательно сказаться на зрении. Исследования показали, что у операторов ПЭВМ снижается устойчивость ясного видения, чувствительность зрительного аппарата, учащаются случаи конъюнктивита, а также специфических проявлений катаракты. Ухудшение зрения приводит к необходимости пользоваться очками, что является характерным для большинства операторов ПЭВМ.

4. Переутомление и стрессы

Сложность и специфика работы операторов ПЭВМ, требующая постоянного активного внимания, высокой ответственности за результат, который может привести к крупным потерям технических средств и экономических ресурсов, а в ряде случаев к авариям и гибели людей, вызывают состояние психического напряжения (стресса).

Оказывая положительное влияние на начальных стадиях работы с ПЭВМ, такие стрессовые состояния в итоге приводят к психическим срывам и переутомлением человека. Стрессы являются причиной головокружения, тошноты, депрессии, стенокардии, повышенной возбудимости, нарушений сна, отсутствия аппетита.

В результате значительная часть пользователей ПЭВМ страдает компьютерофобией - страхом общения с машиной вследствие ее отрицательного влияния на организм.

. Изменение в женском организме

Сюда следует отнести отклонения беременности и увеличение возможности рождения детей с врожденными пороками, а также последующее отрицательное воздействие на развитие организма.

. Изменения в тканях

При работе с ПЭВМ имеют место нарушения кожного покрова лица и открытых частей тела, связанные с аллергической реакцией организма человека. В результате излучение дисплея приводит к появлению сыпи, морщин и дряблости кожи. При ухудшении качества воздуха вблизи дисплея происходят биохимические изменения в крови, что может быть причиной лейкемии. Вследствие электромагнитного излучения дисплеев возможны также изменения в клетках на молекулярном уровне, а также подавление иммунной системы человека, что может привести к образованию опухолей, в том числе и злокачественных.

Все вышеперечисленные факторы требуют самого пристального внимания и должны учитываться путем правильной организации рабочих мест, соблюдения правил техники безопасности и разумного распределения рабочего времени.

7.2 Определение параметров защитного экрана

С целью повышения комфортности, надежности и эффективности работы пользователей ПЭВМ параметры экрана дисплея должны удовлетворять необходимым эргономическим нормам и требованиям.

Рекомендуемые параметры экранов дисплеев ПЭВМ, соответствующие практически по всем параметрам международным нормам и требованиям, приведены в табл.19.

С целью снижения излучения и влияния на организм человека электромагнитных полей (ЭМП) рекомендуется устанавливать на экран монитора специальные экранирующие фильтры и экраны.

Рассмотрим ряд наиболее распространенных типов защитных экранов.

Экраны типа поляроид полностью устраняют блики и рассеяние света на экране монитора, максимально увеличивают контрастность изображения. Эти экраны пленочного типа и требуют бережного отношения. Так, экраны типа СП-50 и СП-60 снимают блики, мерцание, повышают контрастность и четкость изображения, но не спасают от электростатических и электромагнитных полей. Фильтры типа СП-90 способны защитить от излучения, но они изготавливаются только в США.

Наиболее широко распространенный класс защитных экранов - сетчатые экраны, эффективно защищающие зрение оператора. Кроме того, они предохраняют экран монитора от пыли и отпечатков пальцев. Основной фактор, определяющий качество сетчатых экранов ~ частота сетки.

Стеклянные экраны, как правило, достаточно высокого класса, изготавливаются из специальных затемненных сортов стекла и способны защищать даже от рентгеновского излучения. Наибольшей эффективностью обладают экраны австрийского производства, полностью снимающие электростатическое поле и на 90% гасящие воздействие ЭМП.

Рекомендуемые визуальные параметры экранов представлены в Таблице 14.

Таблица 14

Главным недостатком всех выше перечисленных защитных экранов является их высокая стоимость и дефицитность.

Альтернативным вариантом импортным образцам может служить хорошо зарекомендовавший себя отечественный оптический фильтр, производимый фирмой "Русский щит". Он обеспечивает тотальную защиту от всех видов излучении, снабжен заземляющим проводником, имеет защитное и антибликовое покрытие, конструктивно выполнен на стеклянной подложке.

После выбора типа защитного экрана необходимо для размещения видеотерминала по высоте исходить из требования расположения экрана в вертикальной плоскости в пределах ±15° от нормальной линии взгляда и перпендикулярности плоскости экрана линии взгляда.

Экран должен быть снабжен устройством регулирования по высоте в пределах 88 ± 5°, подвижность вокруг вертикальной оси ±10°.

Расстояние центра экрана от предельного края стола должно находиться в пределах 500 + 700мм.

Во избежании опасных и вредных воздействий экрана на глаза, необходимо обеспечить следующие условия:

экран не должен быть обращен в сторону окна, так как это способствует размыванию изображения и появлению на экране бликов;

экран не должен располагаться под источниками верхнего света, по возможности,необходимо обеспечить наличие штор, занавесок или жалюзей в комнате для ограничения светового потока из окон;

стены и поверхности позади компьютера должны быть освещены так же, как и экран, во избежании болезненных зрительных ощущений;

освещенность рабочего места оператора ПЭВМ должна быть в диапазоне 210 + 540люкс;

по возможности, необходимо убрать люминесцентные лампы из-за мерцательного эффекта или заменить их стартеры на полупроводниковые.

В заключение в табл. 15 приведем нормативные значения эргономических параметров для защитных экранов, которые необходимо учитывать при создании рабочего места пользователя ПЭВМ.

Таблица 15 - Эргономические параметры экрана

7.3 Разработка инструкций по безопасности работ для операторов ПЭВМ

Основные санитарно-гигиенические требования к условиям работы операторов ПЭВМ

Как показывают исследования, на операторов, работающих с ПЭВМ, в процессе производственной деятельности воздействуют следующие физические факторы: шум, тепловыделение, вредные промышленные вещества, ионизирующие излучения, специфические нагрузки на орган зрения, монотонность труда, малоподвижность, отсутствие физических нагрузок.

В помещениях при работе с видеотерминалами периодически должен осуществляться контроль шума. Условия, порядок проведения контроля шума рабочих мест устанавливается в соответствии с ГОСТ 12.1.050.86. в России. Измерения должны проводиться при работе не менее 2/3 установленного оборудования в данном помещении единиц оборудования в наиболее характерном режиме его работы. В помещении, где установлена вычислительная техника для операторов уровень звука не должен превышать 50 дБА. В тех, когда уровни звука и звукового давления превышают допустимые значения, необходимо провести акустическую обработку помещения с целью звукоизоляции и звукопоглощения.

Для обеспечения комфортабельных условий труда в помещениях необходим определенный температурный режим, а также постоянный контроль за величиной относительной влажности и скоростью движения воздуха в рабочей зоне, которые должны соответствовать оптимальным значениям: температура воздуха в холодный период года - +22…+25 С, в теплый период - +23… + 25 С; относительная влажность - 40…60%; скорость движения воздуха - не более 0,1 м/с.

С целью снижения нервно-эмоционального напряжения, утомления зрительного анализатора, улучшения регуляции мышечного тонуса, снятия утомления с мышц плечевого пояса и рук, улучшения мозгового кровообращения и кровообращения в нижних конечностях и в области таза для лиц, систематически работающих у экранов ПЭВМ, рекомендуется ограничивать продолжительность работы такого рода и во время регламентированных перерывов целесообразно выполнять комплекс упражнений.

В связи с выше приведенными инструкциями, не рекомендуется концентрированно располагать ПЭВМ в рабочей зоне и выключать их без надобности.

Особое внимание необходимо уделять контролю за излучениями дисплеев.

Контроль низкоэнергетического рентгеновского излучения проводится при использовании дисплея с напряжением кинескопа 15кВ и выше. Дозиметрическая аппаратура для контроля мощности экспозиционной дозы рентгеновского излучения (МЭД) должна иметь порог чувствительности ниже или равный 0,1мР/ч (0,ОЗмкР/с) при известной энергетической зависимости в диапазоне энергии излучения, начиная с 15кэВ. Измерение МЭД рентгеновского излучения проводят по центру экрана монитора на расстоянии 5см от него и, после измерении, определяют по формуле:

Р=(КР∙Р0-РФ)∙3600 (7.3.1)

где Кр - поправочный коэффициент, учитывающий зависимость чувствительности прибора от эффективной энергии рентгеновского излучения, указан в [10], (например, для прибора ТГ-4 при анодном напряжении на кинескопе 15 - 20кВ Кр = 1,2, при 21~ЗОкВ Кр =0,8);

Ро - мощность дозы при включенном дисплее, мкР/с;

Если МЭД превышает 100мкР/ч, то работа с таким дисплеем запрещена.

Для снижения мощности экспозиционной дозы рентгеновского излучения видеотерминала до допустимой Рдел необходимо установить защитный экран.

Тип и толщину стекла защитного экрана можно выбрать в справочниках. Для этого нужно измерить мощность рентгеновского излучения дисплея, мощность дозы естественного радиационного фона и рассчитать коэффициент Klt характеризующий свойства стекла поглощать рентгеновские лучи:

К1= Рдел/Ризм (7.3.2)

При выборе из таблицы справочника также учитывается напряжение на аноде и расстояние от анода до экрана.

Формулу можно преобразовать для компактности расчетов:

К1=Р/ (Кр∙Р0-Рф)∙3600 (7.3.3)

Например, измеренная МДЭ рентгеновского излучения при включенном дисплее дозиметром ДРГ-05М Р - 0,035мкР/с, а при выключенном дисплее Рф = 0,013мкР/с. Поправочный коэффициент используемого прибора при анодном напряжении на кинескопе U л - 25кВ, Кр - 1,3 [10]. Рассчитаем МЭД рентгеновского излучения Ррас видеотерминала по формуле:= (1,3 • 0,035 - 0,013) • 3600 =117 мкР/ч.

Так как Pfac > Р^ необходима установка перед монитором защитного экрана, рассчитаем коэффициент К^ для выбора стекла при Pitn = 80мкР/ч по формуле :

К1= 80/117=0,68

Из [12] выбираем стекло для защитного экрана марки ТФ-5. При U А = 25кВ и расстояния от экрана до анода кинескопа 0,6м, выбираем толщину стекла 2,7мм.

При соблюдении требований охраны труда по контролю за излучениями видеотерминалов работа операторов ПЭВМ будет происходить без вреда для здоровья в течение длительного времени.

При такой повышенной нагрузке на орган зрения, как у операторов ПЭВМ, важное место среди мероприятий по гигиене их труда занимает работа, направленная на создание оптимальной световой среды, т. е. организация комфортного и гигиенического естественного и искусственного освещения рабочих мест и помещений.

Наиболее рациональной для работы с ПЭВМ является освещенность 200 лк при работе в сочетании с переключениями взгляда на стол, документ, клавиатуру и т. п. горизонтальную плоскость, освещенность которой не менее 400 лк. Если основное время занимает работа с документами, освещенность рекомендуется повышать до 1000 лк и варьировать в зависимости от возраста и индивидуальных субъективного восприятия работающих. Для освещения рабочих мест операторов ПЭВМ используется комбинированное освещение (общее + местное). Предпочтительным, по субъективным оценкам работающих, является общее освещение, так как оно не дает большого перепада яркости на рабочем месте и в помещении при использовании светильников местного освещения.

В заключении отметим основное положение, характеризующее труд операторов, работающих с ПЭВМ: "В наш бурный век психика устает больше, чем мускулы". Исходя из этого и следует вести работу по эргономической организации труда. Основные направления этой работы базируются на: ~ снижении отрицательного воздействия ионизирующих и неионизирующих излучений, шума, микроклимата, светового режима и т. п., - уменьшении степени психической нагрузки в процессе труда,

гармоничном сочетании умственной и физической нагрузки,

уменьшении отрицательного эффекта гипокинезии, гиподинамии, монотоонии,

обеспечении эргономического принципа организации труда,

сочетания оптимальных режимов труда и отдыха,

высоком уровне профессиональной подготовки специалистов и соответствии их личного профиля характеру профессиональной деятельности.

7.4 Меры защиты от поражения электрическим током

Исключительно важное значение для предотвращения элекгротравматизма имеет правильная организация обслуживания электроустановок электронного вычислительного центра (ЭВЦ), проведение ремонтных, монтажных и профилактических работ.

Электрооборудование ЭВЦ в основном относится к установкам напряжением до 1000В и схоже в большей части с электробытовыми устройствами (ЭБУ), питающихся от сети 220 В, 50 Гц. Исключение составляют лишь экранные пульты, дисплеи, электронно-лучевые трубки, которые имеют напряжение в несколько киловольт.

Рассмотрим некоторые особенности техники безопасности обслуживания электрооборудования ЭВЦ.

Прежде всего, пользование любым электроустройством (ЭУ) должно соответствовать прилагаемой к нему инструкции.

К любому ЭУ не следует прикасаться влажными руками. Нельзя также мокрыми и влажными руками браться за вилку включения или питающий шнур. Категорически запрещается тянуть за шнур, выключая из сети ЭУ.

Не рекомендуется оставлять включенным в сеть ЭУ без надзора, если оно не имеет специального автоматического выключателя. Включение устройства в сеть должно производиться в определенном порядке: сначала подключается шнур питания к устройству, а затем к сети; отключение производится в обратном порядке. Розетка подключения должна находится в доступном для быстрого отключения ЭУ месте. Если ЭУ остается неработающим более суток, необходимо вынуть вилку шнура питания из сетевой розетки. При возникновении в устройстве какой-либо неисправности, необходимо отключить его от сети питания и не производить повторного включения до выяснения причины неисправности и ее устранения.

Нельзя пользоваться случайными, нестандартными и не соответствующими инструкции предохранителями. После гарантийного срока службы устройства обязательно, не реже одного раза в год, необходимо осуществлять профилактический осмотр его специалистом.

На видеотерминалы и подобные ЭУ, которые имеют сверху вентиляционные отверстия, нельзя устанавливать или накладывать какие-либо предметы, которые могут закрыть эти отверстия.

Запрещается; пользоваться составными ЭУ ПЭВМ со снятыми защитными крышками.

Нельзя производить ремонт ЭУ под напряжением. Необходимо следить за исправным состоянием изоляции электропроводки, ЭУ, а также шнуров питания.

Помещение ЭВЦ оборудуют контуром-шиной защитного заземления, электрически соединенной с заземлителем. Контур-шина укладывается в виде сетки с размером ячейки 1200 х 1200мм под всей площадью, занимаемой ЭУ. В местах пересечения проводники сетки спаиваются или свариваются при помощи сварки, а к элементам машины и заземпителю сетки присоединяются с помощью болтового присоединения.

В помещениях, где установлены ПЭВМ также используется такое техническое средство защиты, как выравнивание потенциалов, которое осуществляется соединением металлических стоек ПЭВМ, корпусов ЭУ, светильников и другого оборудования с металлическими конструкциями зданий,а также с их контуром-шиной защитного заземления.

В ЭВЦ разрядные токи статического электричества чаще всего возникают при прикосновении обслуживающего персонала к любому из элементов ПЭВМ.

Разряд статического электричества, ощущаемый человеком как болезненный укол, может в некоторых случаях явиться косвенной причиной несчастного случая, а также может привести к выходу из строя ПЭВМ. Для снижения величины возникающих зарядов статического электричества в помещениях ЭВЦ покрытие технологических полов следует выполнять из однослойного полихлорвинилового антистатического линолеума марки АСН. Другими методами защиты являются нейтрализация заряда статического электричества ионизацией или увлажнением воздуха, применение антистатика и т.д.

И последнее, относительно обуви. При пользовании ЭУ в помещении, полы которого покрыты полихлорвиниловой или другой аналогичной плиткой, а также кафелем, лучше на ногах иметь хорошую сухую обувь с резиновыми подошвами. Это в значительной мере снизит вероятность поражения электрическим током при различных аварийных ситуациях.

7.5 Пожарная безопасность в ЭВЦ

В современных ПЭВМ очень высокая плотность размещения элементов электронных схем. В непосредственной близости друг от друга располагаются соединительные провода, коммутационные кабели. При протекании по ним электрического тока выделяется значительное количество теплоты, что может привести к повышению температуры отдельных узлов до 80 + 100 С. При этом возможно оплавление изоляции соединительных проводов и оголение, и, как следствие, короткое замыкание, которое сопровождается искрением, ведет к недопустимым перегрузкам элементов электронных схем. Последние, перегреваясь, сгорают с разбрызгиванием искр.

Для отвода избыточного тепла от ПЭВМ служат системы вентиляции и кондиционирования воздуха. Однако, мощные, разветвленные f постоянно действующие системы вентиляции и кондиционирования, представляют дополнительную пожарную опасность для ЭВЦ, так как, с одной стороны, они обеспечивают подачу свежего воздуха во все помещения, а с другой - при возникновении пожара быстро разносят огонь и продукты горения.

Для предотвращения распространения огня, во время пожара, с одной части здания на другую (из одного помещения в другое) устраивают преграды в виде противопожарных стен, перегородок, перекрытий, зон, тамбур-шлюзов, дверей, окон, люков, клапанов.

Особые требования предъявляются к устройству и размещению кабельных линий коммуникаций. Все виды кабелей от трансформаторных подстанций прокладывают в металлических газовых трубах вплоть до распределительных щитов или отпаек питания. При прохождении кабельных линий через помещения ЭВЦ, они прокладываются под технологинескими съемными полами, которые изготавливают из негорючих или тугоплавких материалов с пределом огнестойкости не менее 0,5 часа.

В зданиях с ЭВЦ пожарные краны устанавливают в коридорах, на площадках лестничных клеток, у входов. Ручные углекислотные огнетушители устанавливают в помещениях ЭВЦ из расчета один огнетушитель на 40 + 50м 2.

В случае пожара срабатывает установленная на ЭВЦ автоматическая установка пожаротушения (АУЛ), чаще всего применяют газовые АУЛ с обязательной сигнализацией. Предупредительная сигнализация должна быть звуковой и световой, извещающей о необходимости эвакуации людей из защищаемого помещения. Предупредительная сигнализация включается за 30 секунд до начала выпуска газа.

Заключение

Дипломный проект «Расчет электрических потерь в сетях Олонецкой РЭС-2 и разработка мероприятий по их снижению» выполнен на основе данных предоставленных ОАО «Карельская энергосбытовая компания» и ОАО «Карелэнерго».

В первом разделе дипломного проекта дана характеристика Олонецкой РЭС-2, самого южного района Республики Карелия.

Во втором - представлена побробная информация об оборудовании и потребителях на основе схемы нормального режима распределительных сетей Олонецкой РЭС-2 Южно-Карельские электрические сети.

В третьем разделе рассмотрены методики расчета потерь электроэнергии:

. метод средних нагрузок;

. метод расчета по обобщенным параметрам в сети 0,4 кВ;

. метод расчета потерь в дополнительном оборудовании.

В последнее время идет активная компьютеризация рабочих мест, появляются новые программные комплексы, предназначенные непосредственно для расчета потерь в сетях. Поэтому в дипломном проекте нами рассмотрены два таких программных комплекса, позволяющих при имеющихся данных расчитать и анализировать полученные данные. Для расчета потерь в данном проекте был использован программный комплекс РТП-3, так как он успешно применяется в местных сетевых организациях.

В четвертом разделе работы представлен расчет технических потерь электроэнергии в РЭС-2. Выполнен расчет потерь электроэнергии в сети 35-10кВ, в сети 038 кВ, в дополнительном оборудовании. По результатам расчетов выявили, что наибольшие потери в распределительной сети 0,4кВ, что и ожидалось получить. Так же выявили, что очень большие потери в трансформаторах. Потери холостого хода в 3 раза превышают потери нагрузочные, что свидетельствует о малой загрузке трансформаторов, так как в настоящее время предприятия закрываются из-за повышения цен на электроэнергию, из-за уменьшения заказов на продукцию, банкротство предприятия. Необходимо возраждать производство или заменять трансформаторы на менее мощные.

В пятом пункте дипломного работе рассмотрены возможные мероприятия по снижения потерь электроэнергии в электрических сетях. Предложен набор технических и организационных мероприятий по их снижению непосредственно для РЭС-2.

К их числу относятся:

. снижение расхода эл.энергии на собственные нужды подстанций;

. устранение неравномерности загрузки фаз распределительной сети 0,4кВ путем выравнивания фазных токов у потребителей;

. замена проводов 0,4кВ на СИП (самонесущий изолированный провод);

. замена малозагруженных трансформаторов на менее мощные;

Большой экономии мы не получили, но следует отметить, что эти мероприяти являются малозатратными и больших вложений не требуют.

В дальнейшем можно предложить замену приборов учета на современные электронные варианты. Это мероприятие не требует вообще никаких вложений, так как потребитель будет сам приобретать и устанавливать новый прибор, потому что он в превую очередь заинтересован в правильности оплаты за электроэнергию.

Библиографический список

1.      В.Э. Воротницкий, С.В.Заслонов, М.А. Калинкина, И.А. Паринов, О.В. Туркина.

2.      Методы и средства расчета, анализа и снижения потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям. - М., 2006.

.        ОАО «ВНИИЭ», ООО «Энергоэкспертсервис» Руководство пользователя.

.        Комплексом программ для расчета и нормирования потерь электроэнергии (РТП-3) - М., 2005.

.        Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях - М., 2004.

.        Информационно-справочное издание Новости электротехники - апрель 2006.

.        В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.М. Максимов Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений - М., 1987.

.        Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

.        Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2-хт./ Под ре. А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1987.

.        В.И. Гудкин, Е.И. Масальский Безопасность жизнедеятельности Специалистов, работающих с ПЭВМ: Учебное пособие.: СЗПИ, 1995, - 93 с.

.        В.И. Гудкин Безопасность жизнедеятельности специалистов, Обслуживающих электроустановки до 1000 В: Учебное пособие. - СПб.: СЗПИ, ВИЭПП, 1997, - 96 с.

.        Крылов В.А., Юченкова Т.В. Защита от электромагнитных Излучений. М., «Советское радио», 1972, - 216 с.

.        Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003.

Приложение А

электроэнергия линия потеря ток

Таблица А.1 - Перечень потребителей Олонецкой РЭС-2 с разбивкой по категориям

Приложение Б

Схемы линий входящих в состав Олонецкой РЭС-2

Приложение В

Табл. В.1 - Потери электроэнергии в сети 35 кВ Олонецкой РЭС-2

Таблица В.2 - Потери электроэнергии в сети 10 кВ Олонецкой РЭС-2