Дослідження системи електропостачання феросплавного заводу

5) Програма розрахунку надійності електричних мереж, призначена для аналізу надійності електричних мереж з урахуванням пропускної здатності з рішенням наступних завдань:

а) моделювання відмов;

б) топологічного аналізу схем;

в) розрахунку послеаварийного режиму;

г)перевірки обмежень по перевантаженню відгалуджень (ліній і трансформаторів);

д) перевірки обмежень по рівнях напруги;

е)формування списку взаємозалежних по режиму пар відгалуджень для наступного моделювання подвійних відмов (таблиця локальних груп);

є) обчислення рангів моделируемых відмов;

ж) ліквідації перевантажень відключенням частини потужності навантаження й генерації у вузлах;

з) обчислення показників надійності.

6) Програма перевірки статичної стійкості сталого режиму базової схеми.

Реалізовано три режими роботи:

1 - аперіодична стійкість - обчислення вільного члена характеристичного рівняння повної моделі енергосистеми з урахуванням зміни частоти. Негативний знак вільного члена свідчить про порушення аперіодичної стійкості досліджуваного сталого режиму;

2 - квазіапериодична стійкість - перевірка аналогічного попереднього критерію, не враховуючи зміни частоти, негативний знак цього коефіцієнта вказує на порушення стійкості у вигляді саморозгойдування на дуже низьких частотах;

3 - спільний розрахунок - одночасна перевірка аперіодичної й квазиапериодической стійкості.

7) Програми моделювання й розрахунку електромеханічного й тривалого перехідного процесу.

Програми моделювання перехідних процесів призначені для аналізу динамічних режимів зміни частоти й активної потужності в схемах енергосистеми (Рис. 4.3).



Рисунок 4.3 - Графік розрахунку перехідного процесу

У програмі передбачена можливість індивідуального урахування характеристик і регуляторів потужності різних типів станцій й обліку зон нечутливості регуляторів швидкості, а також моделювання автоматики ліквідації асинхронного режима (АЛАР) й автоматичного частотного розвантаження (АЧР). У програмі моделювання перехідних процесів також убудовані моделі противоаварійної автоматики, такі як:

а) автоматика частотного розвантаження: - АЧР-1 з уставками по частоті, - АЧР-2 з уставками за часом;

б) частотна автоматика повторного включення (ЧАПВ );

в) автоматика ліквідації асинхронного режиму (АЛАР ).

Принцип роботи АЧР полягає в наступному: у ході розрахунку перехідних процесів контролюється частота у вузлах і при зниженні eе нижче першої уставки АЧР виконується обмеження споживачів на певну величину, що задає у МВТ або %. При подальшому зниженні частоти АЧР із заданим кроком по частоті робить обмеження споживачів доти, поки не припиниться зниження частоти.

У випадку, якщо після роботи АЧР частота здійнялася вище 50 гц, то починає працювати ЧАПВ. Ця автоматика підключає до мережі раніше відключених споживачів для необхідного зниження частоти. Величина потужності, що підключає до мережі цією автоматикою не повинна перевищувати уставок ачр по потужності.

Якщо діапазону обмеження споживачів не вистачає для відновлення частоти й вона продовжує знижуватися, то при досягненні певної уставки моделюється "погашення" вузла - у цьому вузлі відключається все навантаження й вся потужність, що генерує.

Моделювання роботи АЛАР полягає у відключенні ліній, кут по яких досяг певної уставки (180 эл. Град.) або відбувся проворот на кілька оборотів ( наприклад, на 540 эл. Град. ),

Методи рішення:

Спільне рішення вищеописаної системи звичайних диференціальних й алгебраїчних рівнянь здійснюється одним із трьох методів:

а) явний метод Эйлера;

б) метод Рунге-Кутта 4-го порядку;

в) неявний метод Эйлера.

Перший із цих методів є досить швидким, але не зовсім точним. Другий має точність на два порядки вище, ніж явний метод Эйлера, але швидкість розрахунку приблизно у два рази нижче при рівному кроці інтегрування. Неявний метод Эйлера має найбільш високу швидкодію за рахунок вибору оптимальної величини кроку інтегрування й достатньою точністю. Слід зазначити, що збіжність перших двох методів приблизно однакова й у загальному випадку вище, ніж у неявного методу, початковий крок інтегрування у всіх методів однаковий і дорівнює 0,01 сек.

8) Окрім вищезгаданих, програмно-обчислювальний комплекс АНАРЕС містить редактор підготовки даних, редактор псевдографічних зображень схем електричних мереж, діалогові підсистеми корегування даних та багато інших допоміжних програм.

4.2 Опис схеми нормального режиму

Нормальним режимом роботи схеми називається режим, при якому значення параметрів елементів схеми змінюються в межах, які відповідають нормальному режиму роботи споживачів і визначаються їхніми техніко-економічними показниками. Схема нормального режиму повинна забезпечувати достатню надійність роботи споживачів і гарантувати оптимальну якість електроенергії у споживача. В розглядаємій схемі всі споживачі відносяться до першої й другої категорій надійності електроприймачів, тому схема повинна забезпечити необхідну надійність електропостачання шляхом живлення їх як мінімум від двох незалежних джерел живлення. Перерва електропостачання таких споживачів може викликати небезпеку для життя людей, значний збиток народному господарству, ушкодження дорогого встаткування, масовий брак продукції, розлад усього складного технологічного процесу. Також для забезпечення надійності мережа має закільцьований характер, але це істотно впливає на рівень струмів коротких замикань збільшуючи їх.

Якість електроенергії істотно впливає на роботу споживачів. Зниження напруги, несинусоідальність, наявність вищих гармонік у мережі приводить до неефективної роботи обладнання споживача й збільшенню активних втрат у двигунах, трансформаторах.

Поділ мережі сприяє підвищенню надійності системи електропостачання, обмежуючі струми коротких замикань. В даній мережі струми однофазних замикань помітно перевищують багатофазні. Відмикаюча здатність існуючих вимикачів менша за ці струми, а такий захід як розімкнення міжшинних та/або міжсекційних вимикачів зменшує значення струмів однофазних замикань і дає можливість вимикачам ліній надійно розімкнутися.

Для розрахунку нормального режиму роботи приймаємо, що міжшинний вимикач на підстанції “Ф-1” вимкнений, на підстанції “ДД” міжсекційні вимикачі вимкнені, а міжшинні включені. Також приймаємо для розрахунку, що на підстанції “ДД” АТ-2 вимкнений.

Схема також повинна відповідати вимогам мінімального рівня втрат електроенергії в елементах схеми. Зв'язок споживачів на напрузі 150 кВ зменшує втрати потужності й напруги в лініях, що веде до істотної економії електроенергії.

В нормальному режимі роботи електропостачання підстанції “Ф-1” здійснюється по лініях № 3,4,7А від ДГЕС-1 і по лініях №23,24,7Б від підстанції Дніпро-Донбас (“ДД”), коли ДГЕС-1 не працює. Отже підстанція отримує живлення через 6 ліній, що забезпечує надійну її роботу. Підстанція “Ф-1” не є тупиковою підстанцією. У різний час доби через шини підстанції “Ф-1” проходять транзитом різні по величині й напрямку потужності.

Враховуючи усе вище сказане, отримуємо схему нормального режиму роботи, яка відповідає всім нашим вимогам, для району де розташована підстанція “Ф-1”. Виводячи та вводячи до роботи лінії, трансформатори та інші елементи мережі можна сформувати певну кількість схем, що придатні для використання у нормальному режимі. Але ми підтвердимо розрахунком придатність цієї схеми - як одного з варіантів.

4.3 Вибір режимів

Для відображення повної картини електропостачання Феросплавного заводу недостатньо було б провести розрахунок тільки для одного моменту часу, це пов'язане зі зміною навантаження упродовж доби. Це відображає добовий графік навантажень. В різні моменти часу різні елементи мережі знаходяться під різними навантаженнями і виникає необхідність проведення розрахунку режиму для декількох моментів часу.

Дослідження нормального режиму роботи системи електропостачання феросплавного заводу, а саме підстанції “Ф-1” робимо відносно роботи Дніпровської електростанції. Вибираємо режими відповідному ранковому й вечірньому піку, денному напівпіку й нічному провалу споживання електроенергії.

Як відомо в енергосистемі доба розділені на періоди споживання за часом:

1) ніч із 23:00 до 7:00;

2) ранковий пік з 7:00 до 12:00;

3) денний напівпік з 12:00 до 18:00;

4) вечірній пік з 18:00 до 21:00;

5) вечірній напівпік з 21:00 до 23:00.

Для розрахунку вибираємо часи доби відповідним цим режимам, а саме 7:00, 10:00 - ранковий пік споживання, 19:30 відповідно вечірній пік споживання, 14:00 - денний напівпік й 3:00 - нічний провал.

Відповідно до цього часу відрізняються параметри роботи системи електропостачання.

Розрахунок робимо за допомогою спеціальних програм за даними телеметрії. За допомогою яких зчитуються та розраховуються всі дані роботи системи на певний момент часу, а саме:

1. Генерація генераторів ДГЕС - 1.

2. Навантаження силових трансформаторів підстанцій “ДД” і “Правобережна-330”.

3. Перетоки потужностей у всіх лініях.

4. Втрати потужності й падіння напруги у всіх елементах мережі, а саме в трансформаторах і лініях.

4.4 Проведення розрахунків

Електростанція виконує функцію регулятора активної потужності в системі. У години нічного провалу всі генератори не працюють або працюють у режимі генерації реактивної потужності, для забезпечення нормального рівня напруги в системі, у години піків генерація ДГЕС-1 максимальна.

Електропостачання Феросплавного заводу здійснюється в нічний період через лінії №23,24,7Б, у піки тільки через лінії №3,4,7А.

При роботі ДГЕС-1 по лініях №23,24,7Б потужність передається від підстанції Ф-1 на збірні шини підстанції ДД і розподіляється по споживачах Запоріжжя. Коли генератори ДГЭС-1 не виробляють активну потужність, від підстанції ДД по лініях №23,24,7Б потужність передається на підстанцію Ф-1 і далі по лініях №3,4,7А передається на збірні шини підстанції ДГЕС-1.

Із графіка споживання навантаження Ферросплавного заводу (Рис. 4.4) видно закономірність, що при надлишку активної потужності в мережі, а саме в період нічного провалу споживана потужність заводу збільшується, а в пікові періоди зменшується практично в 1,5 рази. Це пов'язане із застосуванням диференціальних тарифів по періодах доби системи обліку споживання електроенергії. У період нічного провалу вартість електроенергії значно менше ніж у піковий період. Це робиться для вирівнювання графіка споживання електроенергії.

Втрати потужності в лініях у всіх режимах відносно невеликі. Це пояснюється близькістю джерел живлення: ДГЕС-1 і підстанції “ДД”. Так сумарні втрати в елементах мережі всього району практично однакові в усі режими роботи системи, що становить близько 1 % відсумарної потужності района.



Рисунок 4.4 - Графік споживання навантаження Ферросплавного заводу

Таблиця 3.1 Втрати потужності в елементах мережі

3:00	7:00	10:00	14:00	19:30
P, МВт	Q, МВАр	P, МВт	Q, МВАр	P, МВт	Q, МВАр	P, МВт	Q, МВАр	P, МВт	Q, МВАр
1,05	16,3	1,05	7,11	1,22	22,23	1,17	17,14	1,28	7,26

Значні втрати реактивної енергії, в порівнянні з активною, порозумівається реактивним опором елементів мережі. Найбільші втрати реактивної потужності відбуваються в автотрансформаторах підстанцій.

4.5 Аналіз розрахунків

Час ночного провалу навантаження 3:00. Нантаження на підстанції „Ф-1” становить 158 МВт активної та 83 МВАр реактивної складової. Живлення підстанції здійснюється через всі лінії: 124 МВт та 58 МВАр отримує підстанція через лінії Л3,Л4,7А від підстанції ДГЕС-1 та 34 МВт та 26 МВАр від підстанції “ДД”. Генератори на ДГЕС-1, що працюють в цей час, переведені в режим синхронних компенсаторів, тому живлення підстанція ДГЕС-1 отримує від підстанції “Правобережна-330”. Рівень напруги на цей час на “Ф-1” становить 154,5 кВ на першій збірній шині та 152,7 кВ на другій. Різниця напруг обумовлена тим, що міжшинний вимикач у нормальному режимі вимкнений.

Час 7:00 є часом ранкового піку навантаження. Навантаження споживачів “Ф-1” на цей час складає 169 МВт та 41 МВАр. ДГЕС-1 генерує 427 МВт та 190 МВАр, ця потужність повністю задовольняє потреби споживачів підстанцій “Ф-1”, а різниця підживлює підстанцію “ДД”. Рівень напруги на шинах “Ф-1” становить 158,4 та 156,3 кВ відповідно на першій та на другій системі шин.

Денному піку навантаження також відповідає час 10:00. Навантаження підстанції “Ф-1” становить 129 МВт та 41 МВАр. Генерації ДГЕС-1 на цей час незначна і становить 67МВт. Живлення підстанції “Ф-1” здійснюється як від підстаніі “ДД” так і від ДГЕС. Рівень напруги на цей час становить 157,8 кВ на першій системі шин та 155,7 кВ - на другій.

Розрахунок на час 14:00 відповідає денному полупіку навантаженняі. Для “Ф-1” навантаження становить 145 МВт та 68 МВар. ДГЕС-1 генерує 200 МВт активної та 237 МВар реактивної потужності. Ця потужність витрачається на забезпечення потреб споживачів підстанцій “Ф-1”, та невелике живлення підстанції “ДД”. Рівень напруг на „Ф-1” становить 156,9 кВ та 154,5 кВ відповідно на першій та на другій системі шин.

Час 19:30 є часом вечірнього піку навантаження. Навантаження споживачів “Ф-1” на цей зменьшується до118 МВт та 32 МВАр. ДГЕС-1 генерує 483 МВт та 195 МВАр, ця потужність повністю задовольняє потреби споживачів підстанцій “Ф-1”, а різниця підживлює підстанцію “ДД”. Напруга на шинах “Ф-1” становить 158,1 та 156,3 кВ відповідно на першій та на другій системі шин.

4.6 Висновки дослідження

На основі проведеного дослідження нормального режиму роботи системи електропостачання можна зробти такі висновки.

Час 3:00, навантаження на підстанції „Ф-1” становить 158 МВт та 83 МВАр потужності. Живлення підстанції здійснюється через всі лінії, які до неї приєднанні. Рівень напруги на цей час на “Ф-1” становить 154,5 кВ на першій збірній шині та 152,7 кВ на другій. Рівень втрат активної енергії в системі ПС “ДД” - ПС “Ф-1” становить 1,05 МВт.

Час 7:00, навантаження споживачів “Ф-1” складає 169 МВт та 41 МВар. ДГЕС-1 генерує 427 МВт та 190 МВар, ця потужність повністю задовольняє потреби споживачів підстанцій “Ф-1”, а різниця підживлює підстанцію “ДД”. Рівень напруги на шинах “Ф-1” становить 158,4 та 156,3 кВ відповідно на першій та на другій системі шин. Рівень втрат активної енергії в системі ПС “ДД” - ПС “Ф-1” становить 1,05 МВт.

Час 10:00, навантаження підстанції “Ф-1” становить 129 МВт та 41 МВар. Живлення підстанції “Ф-1” здійснюється як від підстаніі “ДД” так і від ДГЕС. Рівень напруги на цей час становить 157,8 кВ на першій системі шин та 155,7 кВ - на другій. Рівень втрат активної енергії в системі ПС “ДД” - ПС “Ф-1” становить 1,22 МВт.

Час 14:00, навантаження становить 145 МВт та 68 МВар. Потужність ДГЕС витрачається на забезпечення потреб споживачів підстанцій “Ф-1”, та незначне підживлення підстанції “ДД”. Рівень напруг на „Ф-1” становить 156,9 кВ та 154,5 кВ відповідно на першій та на другій системі шин. Рівень втрат активної енергії в системі ПС “ДД” - ПС “Ф-1” становить 1,17 МВт.

Час 19:30, навантаження споживачів “Ф-1” на цей зменьшується до118 МВт та 32 МВар. ДГЕС-1 генерує 483 МВт та 195 МВар, ця потужність повністю задовольняє потреби споживачів підстанцій “Ф-1”, а різниця підживлює підстанцію “ДД”. Напруга на шинах “Ф-1” становить 158,1 та 156,3 кВ відповідно на першій та на другій системі шин. Рівень втрат активної енергії в системі ПС “ДД” - ПС “Ф-1” становить 1,28 МВт.

На основі отриманих розрахунків визначили й проаналізували режим роботи ДГЕС-1 за часом доби, а саме в піки, напівпіки й нічні провали. Встановили характер перетоків потужностей по лініях, а зокрема транзит потужності через збірні шини підстанції Ф-1.

Побудували графік споживання Феросплавного заводу. Із графіка видно, що споживання нерівномірне, це пов'язане з диференційною по зонах доби системи обліку електроенергії. Підприємству вигідіше споживати більшу потужність вночі ніж в день.

Розрахунок втрат потужності к елементах мережі дозволив визначити економічність всієї мережі і її ефективність при передачі й розподіли електроенергії по споживачах району. Втрати потужності становлять не більше 1 % від сумарної потужності споживання району, це свідчить о високом коефіцієнті корисної дії нашої мережі.

При нормальному режиму роботи системи електропостачання забезпечується надійна робота споживачів району, всі споживачі отримують живлення як мінімум від двох і більше незалежних джерел живлення. Рівені напруг у всіх елементах мережі відповідають бажаним рівням, що задовольняє вимогам щодо якості електроенергії.

5. ДОСЛІДЖЕННЯ РОЗРАХУНКУ ТАРИФНИХ КОЕФІЦІЄНТІВ ПО ЗОНАХ ДОБИ ДО РОЗДРІБНИХ ТАРИФІВ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЮ ДЛЯ ПРОМИСЛОВИХ СПОЖИВАЧІВ

5.1 Необхідність диференціації роздрібних тарифів по зонах доби

В наш час спостерігається тенденція до збільшення піковости добових графіків навантаження енергопередавальних компаній, що пояснюється відносно високою питомою вагою й стабільним ростом споживання електроенергії й потужності комунально-побутовим сектором, а також зниженням питомої ваги споживання електроенергії й потужності базовими енергоємними виробництвами (вугільної, хімічної промишловості, ВПК).

Нерівномірність графіків навантаження в сполученні з несприятливими факторами, такими як дефіцит пікових потужностей ГЕС, збільшення частки вироблення електроенергії АЕС, зниження маневреності ТЕС через витиснення мазута й газу з паливного балансу, низької якості вугілля, що поставляють, і зношення енергетичного обладнання, створює величезні труднощі в проходженні максимумів навантаження й нічних провалів добових графіків й як наслідок приводить до обмеження й відключення споживачів особливо в осінньо-зимовий період.

Обмеженість фінансових засобів на закупівлю газомазутного палива, на технічні заходи, такі як уведення маневрених потужностей, на проведення робіт з реконструкції й модернізації енергоблоків ТЕС змушує удосконалювати комплекс организаційно-економічних заходів щодо керування навантаженнями.

Серед них:

1) впровадження схем погодинного комерційного обліку надходження електроенергії в розподільні мережі;

2) введення для обленерго граничних рівнів споживання потужності й електроенергії в години максимальних навантажень ОЕС;

3) використання економічних стимулів для обленерго в регулюванні добового графіка навантаження ОЕС (зниження потужності споживання в години максимуму й перенос її в нічні години) та інше.

Одним з важелів економічного керування навантаженнями є система роздрібних тарифів, диференційованих по зонах доби, сезонам року (літні, зимові тарифи).

Ефективність вирівнювання графіків навантажень полягає в:

1) підвищенні економічності роботи генерируючих компаній за рахунок економії капітальних вкладень у пікові електростанції, а також за рахунок зниження витрати палива;

2) зниження аварійності агрегатів компаній, що генерують, через зменшення числа пусків й зупинок, збільшення оперативного резерву генеруючих потужностей;

3) підвищення надійності електропостачання споживачів за рахунок відмови від обмеження й примусового відключення споживачів у години максимума навантажень особливо в осінньо-зимовий період;

4) зниження шкідливого впливу электростанцій на навколишнє середовище за рахунок зменшення викидів шкідливих речовин в атмосферу через покращення режиму роботи агрегатів компаній, що генерують.

Проблема регулювання (вирівнювання) графіка навантаження ОЕС України стоїть не менш гостро, чим питання топливозабезпечення ТЕС й АЕС. Перехід на розрахунки по зонних тарифах за спожиту електроенергію при коректному їхньому визначенні може допомогти ущільнити графік навантіження ОЕС.

5.2 Концепція діючої системи формування зонних тарифів на електроенергію

Диференційовані по періодах доби тарифні ставки повинні задовольняти насупним вимогам:

1) Тарифні коефіцієнти не можуть бути однакові для всіх обленерго, оскільки їхні добові графіки навантаження мають різну конфігурацію. Очевидно, що для обленерго із щільними графіками навантаження (коефіцієнт нерівномірності ) і для обленерго з гострими ранковими й вечірніми піками () для вирівнювання їхніх графіків навантаження (тобто наближення коефіцієнтів нерівномірності до одиниці) потрібні різні тарифні коефіцієнти у відповідних періодах доби. Отже, у кожного обленерго повинні бути свої тарифні коефіцієнти.

2) Величини тарифних коефіцієнтів й, отже, тарифні ставки, диференційовані по зонах доби, повинні бути обрані такими, щоб при їхньому застосуванні сумарна плата по середньому тарифу не змінилася.

У цей час кожне підприємство має право вибору:

а) використати одноставочний роздрібний тариф відповідного класу напруги й платити за спожиту електроенергію відповідно до формули

j=1,2 (5.1)

де - плата за електроенергію споживачів j-го класу напруги при розрахунку по одноставочному тарифу; Эj, - корисна відпустка електроенергії споживачам j-го класу напруги за розрахунковий період; Тj - роздрібний тариф на j-ом класі напруги;

б) використати зонні тарифні ставки й платити за спожиту електроенергію відповідно до формули

 j=1,2 (5.2)

де - плата за електроенергію споживачів j-го класу напруги при розрахунку по зонним тарифам; корисний відпуск електроенергії роздрібним споживачам j-го класу напруги відповідно в нічний, напівпіковий й піковий зонах доби розрахункового періоду; роздрібні тарифи на електроенергію споживачів j-го класу напруги у відповідній зоні добового графіка навантаження.

Плата за електроенергію споживачів j-го класу напруги при розрахунку по одноставочному й по зонних тарифах повинна бути однакової

(5.3)

У противному випадку підприємство із щільним графіком навантаження простим введенням зонних тарифів без проведення заходів щодо зменшення споживаної потужності в години ранкового й вечірнього максимумів і підвищення її вночі мало б економію витрат.

3) Щоб забезпечити виконання умови, не можна порушувати баланс витрат, тобто економія витрат у нічний період при використанні пільгової тарифної ставки повинна бути дорівнювати перевитраті витрат у напівпіковий плюс піковий періоди, де використовуються підвищені в порівнянні з роздрібною тарифні ставки.

Роздрібний тариф на електроенергію споживачів j-го класу напруги розраховується по формулі

(5.4)

де - середня закупівельна ціна на електроенергію; - тарифи на передачу й поставку електроенергії споживачам j-го класу напруги; - коефіцієнти технологічної витрати електроенергії для споживачів 1-го й 2-го класів напруги відповідно.

Ставка нічного тарифу для споживачів j-го класу напруги визначається шляхом множення роздрібного тарифу для споживачів j-го класу напруги на тарифний коефіцієнт нічного періоду часу

(5.5)

Пільговий нічний тариф заощадить витрати у споживачів електроенергії в нічний час. Величина цієї економії визначається відповідно до вираження

(5.6)

де - потужність навантаження споживачів j-го класу напруги в момент t .

Ставка напівпікового тарифу.

(5.7)

Оскільки , то підвищений у порівнянні з роздрібним тарифом для споживачів j-го класу напруги напівпіковий тариф спричинить перевитрату коштів у споживачів у напівпіковий період.

Величина цієї перевитрати визначається за виразом

 (5.8)

Ставка пікового тарифу обчислюється по формулі

(5.9)

Підвищений у порівнянні з роздрібним тарифом піковий тариф також спричинить перевитрату коштів у споживачів і піковій зоні графіка навантаження. Величина цієї перевитрати коштів визначається відповідно до виразу

(5.10)

Оскільки вибір тарифних коефіцієнтів не враховує конфігурацію добового графіка навантаження споживачів j-го класу напруги, то економія витрат у споживачів у нічний період доби не буде дорівнює сумі перевитрати коштів у полупіковий і піковий періоди.

(5.11)

Економія, одержувана завдяки пільговому тарифу споживачами в нічний період, не покриває перевитрату коштів у напівпіковий і піковий періоди. Отже, промисловим споживачам не вигідно застосовувати уведені Постановою НКРЕ від 06.12.02 № 1358 тарифні коефіцієнти для кожного періоду доби, оскільки порушується баланс витрат, тобто економія витрат у нічний період завжди не дорівнює () перевитраті коштів у напівпіковий плюс піковий періоди. Навіть для споживачів із трьохзмінним (безперервним) виробництвом і щільним (рівним) добовим графіком навантаження, наприклад, металургійним комбінатам, у яких

, t=1, 2, ..., 24 . (5.12)

Витрати по зонах доби для таких підприємств при діючих тарифних коефіцієнтах становлять:

у нічний період

(5.13)

у напівпіковий період

(5.14)

у піковий період (5.15)

де - роздрібний тариф споживачів 1-го класа напруги.

Оскільки у вираженнях величини й ті самі, то економія витрат у нічний період

не дорівнює сумарній перевитраті коштів у напівпіковий і піковий періодах

 (5.16)

Іншим (одно й двозмінним) підприємствам, як правило, не вигідно працювати з тарифними ставками, диференційованими по зонах доби, що підтверджує статистика. У практику розрахунків зі споживачами зонні тарифи на електроенергію уведені Постановою НКРЕ № 6 від 23.10.95 р. За минулі 8 років перейшли на розрахунки за спожиту електроенергію по зонних тарифах 4,437 тисячі підприємств, що становить менш 5 % загальної кількості підприємств України. З них 1542 - промислові, 233 - сільськогосподарські, 23 - транспортні, 175 - підприємства жилкоммунхоза, 108 - підприємства й організації держбюджету, 61-підприємства й організації місцевого бюджета, 1490 - інші споживачі.

Річне споживання електроенергії підприємствами, що розраховуються за електроенергію по зонним тарифах, становить 39,7 млрд квт.ч або 24,2 % від корисної відпустки електроенергії в ОЕС.

Основні причини настільки поганого положення з використанням зонних тарифів наступні:

відсутність дешевих (для дрібних і середніх підприємств) багатофункціональних лічильників активной (реактивної) електроенергії й систем телекерування перемиканнями тарифних зон;

низький науково-методичний рівень формування диференційованих тарифів на електроенергию: при виборі тарифних коефіцієнтів не враховується конфігурація графіків навантаження энергопередающих компаній;

відсутність комплексного підходу до формування системи диференційованих тарифів на електроенергію в цілому.

В Україні система диференційованих тарифів на електроенергію не стала пріоритетним напрямком науково-технологічного розвитку галузі; не виконує регулюючої функції, тобто не стимулює споживачів до вирівнювання добового графіка навантаження й зниженню напруженості енергетичного балансу.

5.3 Пропонований порядок розрахунку тарифних коефіцієнтів по зонах доби

Для розрахунку тарифних коефіцієнтів по роздрібним тарифам промислових споживачів j-го класу напруги потрібен типовий графік навантаження за розрахунковий період або графік навантаження по тривалості за розрахунковий період. Корисний відпуск потужності щогодини добового графіка навантаження або графіка навантаження по тривалості визначається шляхом підсумовування даних вимірів корисної відпустки електроенергії (потужності) на кожнім підприємстві.

Алгоритм розрахунку тарифних коефіцієнтів включає наступні етапи.

Етап 1. Вибір тарифного коефіцієнта до роздрібного тарифу в нічний період доби. До регулювання графіка навантаження енергопередавальної компанії роздрібний тариф на електроенергію для споживачів j-го класу напруги у всіх зонах графіка однаковий

, где j=1,2 (5.17)

Значення тарифного коефіцієнта до нічного тарифу в загальному випадку залежить від величини коефіцієнта нерівномірності добового графіка навантаження енергопередающей компанії

,

структури промислових споживачів, технологічного режиму їхньої роботи (одно, двох, трьохзмінний). Неявна залежність тарифного коеффіцієнта від перерахованих факторів, мінливість самих факторів обумовлюють необхідність застосування ітераційного підходу до вибору тарифного коефіцієнта в нічний період і до рішення задачі вирівнювання графіка навантаження в цілому.

Етап 2. Визначення ставки нічного тарифу для споживачів j-го класу напруги. Ставка нічного тарифу для споживачів j-го класу напруги визначається шляхом множення роздрібного тарифу для споживачів j-го класу напруги на тарифний коефіцієнт нічного періоду часу

(5.18)

Етап 3. Обчислення економії витрат у споживачів електроенергії в нічний період. Пільговий нічний тариф викличе економію витрат у споживачів електроенергії в нічний час. Величина цієї економії визначається відповідно до виразу

(5.19)

Етап 4. Вибір тарифного коефіцієнта в полупіковий період часу.

Для диференційованих по періодах доби роздрібних тарифів на електроенергію важливим є пропорція між піковим і нічним тарифними коефіцієнтами: . Тому тарифний коефіцієнт у напівпіковий період доцільно приймати рівним одиниці, якщо немає інших вагомих аргументів .

Етап 5. Визначення ставки роздрібного тарифу в напівпіковій зоні

(5.20)

Етап 6. Обчислення середньої величини надбавки до роздрібного тарифу споживачів j-го класу напруги в пікових зонах.

Плата, одержувана по зонних тарифах від споживача j-го класу напруги протягом доби, повинна покривати розрахункові витрати компанії, що енергопередає, на електропостачання зазначених споживачів. Тим часом плата, одержувана по пільговому тарифі в нічний період від споживачів електроенергії, не буде покривати розрахункові витрати енергопередающей компанії в нічний час. З метою компенсації споживачі повинні внести додаткові витрати, причому додаткові витрати в години максимумів повинні бути рівні економії витрат у нічний період.

(5.21)

Додаткові витрати в піковий період утворяться шляхом введення надбавки до роздрібного тарифу в піковий період часу. Величина цієї надбавки обчислюється по формулі

(6.22)

Етап 7. Розрахунок величини нової пікової тарифної ставки

(5.23)

Етап 8. Розрахунок тарифного коефіцієнта в піковий період

. (5.24)

Етап 9. Обчислення додаткових витрат у споживачів електроенергії в години максимуму навантаження.

Підвищений у порівнянні з роздрібним тарифом піковий тариф спричиняє перевитрата коштів у споживачів у піковий період. Величина цієї перевитрати визначається за виразом

(5.25)

Етап 10. Перевірка балансу між економією в нічний період і додатковими витрати в піковий період

(5.26)

Умова означає, що добові витрати споживачів у цілому зберігаються незмінними, однак зацікавленим у зниженні витрат свого виробництва, споживачам вигідно знижувати споживану потужність у періоди ранкового й вечірнього максимумів і підвищувати її вночі.

Етап 11. По закінченню часу визначається приріст коефіцієнта нерівномірності графіка навантаження . Якщо приріст коефіцієнта недостатній, повертаємося до етапу 1 і зменшуємо величину тарифного коефіцієнта в нічний період . У міру вирівнювання графіка навантаження, тобто наближення коефіцієнта до одиниці, величину збільшується.

6. РОЗРОБКА ІМІТАЦІЙНОЇ МОДЕЛІ АВТОМАТИЧНОГО ОБЛІКУ ТА РОЗПОДІЛУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ СЕРЕД СПОЖИВАЧІВ

В результаті виконаної науково-дослідницької роботи, була створена оптимизаційна модель.

Після проведення аналізу різних літературних джерел, підібрані кілька реально діючих моделей; і на підставі їх розроблена одна узагальнена модель, що поєднує в собі різні функції і сприяє процесу оптимізації електроспоживання та електропостачання споживачів на підстанції Ф-1 Дніпровської енергосистеми. І в свою чергу, вирішує поставлену задачу.

На рисунку 6.1, модель приведена у загальному схематичному виді.

Рисунок 6.1 - Схема оптимізаційної моделі

Як вже зазначалося раніше, в основі даної моделі - дві системи: обліку електроенергії і управління режимами електроспоживання, які логічно об'єднані і пов'язані в одну систему, що є науковою новизною і не використовувалося в попередніх роботах.

Розглянемо, по черзі, обидві системи.

Автоматизована система контролю і обліку електроенергії (далі АСКУЕ) - система електронних програмно-технічних засобів для автоматизованого, в реальному масштабі часу дистанційного виміру, збору, передачі, обробки, відображення і документування процесу вироблення, передачі або вжитку електроенергії по заданій безлічі просторово розподілених точок їх виміру, що належать енергооб'єктам суб'єкта енергосистеми або споживача.

У структурі АСКУЕ можна виділити чотири рівні (Рис. 6.2):

1) перший рівень - первинні вимірювальні прилади (ПІП) (як правило лічильники) з телеметричними або цифровими виходами, що здійснюють безперервно або з мінімальним інтервалом усереднювання вимір параметрів енергообліку споживачів (вжиток електроенергії, потужність і ін.) по точках обліку;

Рисунок 6.2 - Рівні АСКУЕ

2) другий рівень - пристрої збору і підготовки даних (УСПД), спеціалізовані вимірювальні системи або багатофункціональні програмовані перетворювачі з вбудованим програмним забезпеченням енергообліку, усереднювання, що здійснюють в заданому циклі інтервалу, цілодобовий збір вимірювальних даних з територіально розподілених ПІП, накопичення, обробку і передачу цих даних на верхні рівні;

3) третій рівень - персональний комп'ютер (ПК) або сервер центру збору і обробки даних із спеціалізованим програмним забезпеченням АСКУЕ, що здійснює збір інформації з УСПД (або групи УСПД), підсумкову обробку цієї інформації як по точках обліку, так і по їх групах - по підрозділах і об'єктах підприємства, документування і відображення даних обліку у вигляді, зручному для аналізу і ухвалення рішень (управління) оперативним персоналом служби головного енергетика і керівництвом підприємства;

4) четвертий рівень - сервер центру збору і обробки даних із спеціалізованим програмним забезпеченням АСЬКУЕ, що здійснює 15 збір інформації з ПК і групи серверів центрів збору і обробки даних третього рівня, додаткова агрегація і структуризація інформації по групах об'єктів обліку, документування і відображення даних обліку у вигляді, зручному для аналізу і ухвалення рішень персоналом служби головного енергетика і керівництвом територіально розподілених середніх і крупних підприємств або енергосистем, ведення договорів на постачання енергоресурсів і формування платіжних документів для розрахунків за енергоресурси.

Всі рівні АСКУЕ зв'язані між собою каналами зв'язку.

У даній моделі за АСКУЕ, прийнята система, описана у роботі [5] (Рис. 6.3). За розробленою концепцією моделі, вона встановлюється на всіх споживачах підстанції Ф-1 розподільчого пристрою 150 кВ, тобто вона буде контролювати і вести облік електроспоживання об'єктів (споживачів) Запорізького Ферросплавного Заводу. Які являють собою дугові сталеплавильні печі. Її робота заснована на взаємодії розгалуженої мережі лічильників електроенергії з центральним процесором, в результаті чого здійснюється контроль і облік за диференційованими за часом тарифами електроенергії.



Рисунок 6.3 - Структурна схема контролю та обліку вартості споживання електроенергії: 1 - лічильники електроенергії; 2 - модулі обліку; 3 - процесор; 4 - діоди.

Завдяки однорідній матричній організації АСКУЕ за диференційованими за часом тарифами забезпечується значне розширення функціональних можливостей завдяки можливості програмного налагодження лічильників електроенергії за різними тарифними зонами та обліком використаної електроенергії за кожною тарифною зоною окремо, а також завдяки матричній організації читання інформації з лічильників відкрилась можливість застосувати різні типи лічильників як з послідовним входом, так і з імпульсним, та читати інформацію з них на однакових позиціях.

На рисунку 6.4 наведена схема підключення і розташування каналів зв'язку АСКУЕ.

Рисунок 6.4 - схема підключення АСКУЕ

Нижче наведена математична модель даного способу диференційованого тарифного обліку і дистанційного управління споживачами електроенергії [14].

Вартість спожитої енергії визначається за формулою (6.1):

, (6.1)

де An - виміряне значення електроенергії Si зоні часу доби;

B - вартість спожитої електроенергії;

an - тариф діючий в інтервалі Si часу доби;

Lj(t) - функція, яка визначає процес диференційного управління з можливістю відключення споживання електроенргії в кожній Si зоні з передоплатою чи в кредит.

(6.2)

Lj(t) - функція, яка визначає процес диференційного управління з можливістю відключення споживання електроенергії в кожній Sj-й зоні з передоплатою чи в кредит.

, (6.3)

де t' - момент часу кінця передоплати,

ф1 , ф2 - проміжки часу, в яких виконується обмеження та сигналізація,

0 < aj < 1 - величина, яка визначає ступінь обмеження споживання електроенергії.

За систему керування режимами електроспоживання, прийнята вже існуюча модель [18], яка інтегрується в систему управління всією підстанцією Ф-1, тобто вона може впливати як на споживачів так і на електрообладнання живлячої частини підстанції (лінії №3,4,7А, які йдуть від ДГЕС-1 і лінії №23,24,7Б, які одержують живлення від підстанції “ДД” ). Ця система керування об'єднується з АСКУЕ спільними каналами зв'язку, по яких і отримує необхідну інформацію по споживаній потужності у будь-якій точці системи електропостачання.

На рисунку 6.5 приведена узагальнена схема (алгоритм) системи керування електроспоживанням при обмеженнях електропостачання до рівня АБ.

. . .

Рисунок 1.16 - Узагальнена схема системи керування електропоспоживанням

Суть роботи даної системи полягає в керуванні режимами впливом споживаної потужності на електроприймачі, який відрізняється від відомого тим, що попередньо задають співвідношення значень мінімальної, максимальної і середньої споживаної потужності за вибраний період, визначають їх співвідношення і порівнюють із заданим, а при відповідності цих значень здійснюють вплив на електроприймачі аварійної броні (надалі АБ) електропостачання підприємства. Ця система працює у режимі порадника. У кінці циклу роботи програми, система видає певну кількість варіантів, і вже диспетчер єлектропостачальної організації приймає рішення по керуванню режимами електроспоживання підстанції Ф-1.

Також, ця система успішно сприяє маневруванню потужностей між підстанціями ДД та ДГЕС1, через збірні шини підстанції Ф-1, у різний час доби (Рис. 6.6). Що також сприяє вирішенню поставленої задачі по регулюванню режимів енергоспоживання в цілях енергозбереження.

Рисунок 6.6 - Маневрування потужностей через підстанцію Ф-1

Також, в рамках даної моделі використаний спосіб управління об'єктами, підключеними до електричної мережі загального користування і застосовується для керування всіма вимикачами підстанції Ф-1 [19]. Сутність його полягає, у передачі сигналу управління по даній мережі під робочою напругою, на промисловій частоті. На рисунку 6.7 наведений приклад керування вимикача споживача №3.



Рисунок 6.7 - Приклад керування по силовій мережі

Cигнал керування передають на промисловій частоті шляхом модуляції напруги, змінюючи в межах стандарту на якість напруги амплітуду на півхвиль синусоїди шляхом почергового використання добавки напруги на періоді передачі інформації керування.

Модель, у своєму роді, є унікальною, за рахунок багатофункціональності і може розглядатися, як перспективна для майбутнього впровадження в системах електропостачання України.

7. ОХОРОНА ПРАЦІ ТА ТЕХНОГЕННА БЕЗПЕКА

7.1 Характеристика потенційно небезпечних та шкідливих виробничих факторів

Розглянутий об'єкт - дугова сталеплавильна піч., що перебуває на Запорізькому феросплавному заводі.

Небезпечні й шкідливі виробничі фактори підрозділяються по природі дії на організм людини на наступні групи: фізичні небезпечні й шкідливі виробничі фактори, хімічні небезпечні й шкідливі виробничі фактори, психофізичні небезпечні й шкідливі виробничі фактори.

До фізичних факторів відносять: рушійні машини й механізми, незахищені рухливі елементи виробничого встаткування, підвищена запыленность і загазованість, підвищений рівень шуму, підвищений рівень вібрації, небезпечний рівень напруги в электроцепи, підвищений рівень електромагнітного випромінювання, недостатня освітленість робочого місця.

До хімічних факторів відносять: загальнотехнічні - викликають отруєння всього організму (ціаністі з'єднання, ртуть, бензол, миш'як), що дратують - викликають роздратування дихального тракту й слизуватих оболонок (Cl, аміак, озон, ацетон, окисли азоту й ін.), сенсибилизирующие - діють як алергени (розчинники, формальдегіди), канцерогенні - зухвалі ракові захворювання (Ni і його з'єднання, аміни, азбест і ін.), мутагенні - що впливають на репродуктивну функцію (Rb, Mn, ртуть, радіоактивні речовини).

До психофізіологічних відносять: фізичні - перевантаження (статичні, динамічні), гіподинамія, нервово-психічні перевантаження.

Хімічні небезпечні й шкідливі фактори:

1) підвищений вміст у повітрі оксидів марганцю МnО2 нормативне значення 0.300 мг/ м3 [22], а фактичне значення 0.350 мг/м3.

2) підвищений вміст у повітрі оксидів вуглецю нормативне значення 20.00 мг/ м3 [22], а фактичне значення 26.490 мг/м3.

Фізичні небезпечні й шкідливі фактори:

1) підвищена температура повітря в приміщенні;

2) підвищена запиленість нормативне значення 4.000 мг/м3 [22], а фактичне значення 28.320 мг/м3;

3) підвищений рівень шуму нормативне значення 80.000 Дб [22], а фактичне значення 98.000 Дб;

Ступінь впливу пилу на організм людини залежить від її фізико-хімічних властивостей, токсичності, концентрації, дисперсності.

При вдиханні запиленого повітря частина пилових часток виводиться з організму. Це обумовлене захисними рефлексами (чиханием, кашлем). Інша частина пилових часток проникає вглиб легенів викликаючи роздратування сполучних тканин, тобто розвивається пневмоканіоз.

Підвищений рівень шуму, на території сталеплавильного відділення, створюють:

1) тертьові деталі й вузли машин, що рухаються, і механізмів (характер шуму механічний);

2) працюючі на газоподібнім паливі пальники печі та повітронагрівачів, скидання пари на кауперах (характер шуму термічний).

По спектру виробничого шуму можна судити про характер його джерела, а також визначити найнебезпечніші й шкідливі для організму звуки.

Частотний розподіл (спектр) виробничого шуму умовно ділять на три діапазони: низькочастотний (до 300 Гц), середньочастотний (300 - 800 Гц) і високочастотний (понад 800 Гц). Рівень шуму в доменому виробництві становить 83 Дб при рівні, що допускається, звуку 80 дб [23]. Вплив шуму на людину може викликати різні загальнобіологічні роздратування, патологічні зміни, функціональні розлади. Особливо піддана впливу центральна нервова система. Відзначалися зміни в органі зору людини (знижується стійкість ясного бачення й гострота зору, змінюється чутливість до різних квітів і ін.) і вестибулярному апарату, підвищення внутрічерепного тиску, порушення в обмінних процесах організму й т.п. Шум погіршує точність виконання робочих операцій, затрудняє приймання й сприйняття інформації (спостереження, збір інформації й мислення), знижує продуктивність праці, збільшує брак у роботі.

4) дія вібрації викликана роботою технологічного встаткування (машин для розкриття чавунної льотки, пневмо й вибротрамбовки, відбійного молотка і т.д.), передається через струс підлоги й майданчика ливарного двору на весь організм людини (загальна). При безперервному впливі на людину вібрації протягом робочого дня припустимі значення параметра вібрації в доменному цеху 90 дб при среднегеометрической частоті активних смуг 85 Гц, а при 95 дб - 15 Гц ( при припустимій коливальній швидкості 2 мм/с) [24].

5) небезпечне для життя діюча напруга в електроустановках: Приміщення сталеплавильного відділення, по небезпеці поразки електричним струмом, ставиться до особливо небезпечних. Це обумовлене наявністю трьох факторів: агресивного середовища (їдкі пари й гази), підвищеної температури й струмопровідного пилу [25].

Небезпечний і шкідливий вплив на людей електричного струму, електричної дуги й електромагнітних полів виражається у вигляді електротравм і професійних захворювань.

Ступінь небезпечного й шкідливого впливу на людину вище перерахованих факторів залежить від: тривалості впливу на організм людини, роду й величини струму й напруги, частоти електричного струму, шляхи струму через тіло людини й ін.

Небезпечне для життя діюча напруга й струм, на території сталеплавильного відділення: електрична частина виконавчих механізмів; електродвигуни, установлені в приладах теплотехнічного контролю; електродвигуни змінного струму виконавчих механізмів харчуються змінним струмом 380В. Небезпека поразки електричним струмом виникає при експлуатації несправних електроустановок, порушенні ізоляції на силових кабелях, електродвигунах. У доменному цеху можлива поразка електричним струмом від електроустановок змінного струму 50 Гц.

6) вибухо-пожежонебезпека: У сталеплавильному цеху застосовуються доменний і природний газ, які в суміші з повітрям у певному співвідношенні вибухонебезпечні.

Таблиця 7.1 Межі вибухаємості газів

Гази	Нижня межа	Верхня межа	Діапазон вибухаємості
Доменний	40	73	33
Природний	5	15	10

Вибухова суміш дає вибух (запалюється) при наявності джерела запалення, яким може бути: відкритий вогонь, іскра або розпечений предмет, або ж при нагріванні суміші до температури самозапалювання, для доменного газу 650 (З, а для природного - 650-710 (С.

Згідно [26] розрізняють наступні категорії взриво- і пожежонебезпеки: А, Б, В, Г, Д, Е.

Категорія А. До цієї категорії ставляться взриво- і пожароопасные виробництва, у яких звертаються:

а) горючі гази, нижня межа вибухаємості яких 10,% і менш до обсягу повітря;

б) рідини з температурою спалаху пар до +28°С включно за умови, що зазначені гази й рідини можуть утворювати вибухонебезпечні суміші в обсязі, що перевищує 5% обсягу приміщення;

в) речовини, здатні вибухати й горіти при взаємодії з водою, киснем повітря або один з одним.

У сталеплавильному цеху до категорії А ставляться:

а) приміщення КВПіА;

б) естакада із трубопроводами доменного й природного газів.

Категорія Б. До цієї категорії ставляться виробництва, у яких є;

горючі гази, нижня межа вибухаємості яких більш 10,% від обсягу повітря;

рідини з температурою спалаху пар вище 28 до 61°С включно;

рідини, нагріті в умовах виробництва до температури спалаху й вище;

горючі пили або волокна, нижня межа вибухаємості яких 65 г/м3 і менш до обсягу повітря за умови, що зазначені гази, рідини й пил можуть утворювати вибухонебезпечні суміші в обсязі, що перевищує 5% обсягу приміщення.

До категорії Б у сталеплавильному цеху відносять:

а) приміщення датчиків контролю доменного газу;

б) газоочисні установки колошникового газу.

Категорія В. До цієї категорії ставляться виробництва, у яких є:

а) рідини з температурою спалаху пар вище 61°С;

б) горючі пили або волокна, нижня межа вибухаємості яких більш 65 г/м3;

в) речовини, здатні тільки горіти при взаємодії з водою, киснем повітря або один з одним;

г) тверді спаленні речовини й матеріали.

До категорії В ставляться:

а) машинні будинки скіпових підйомників;

б) бункерна естакада;

в) відділення готування леточной маси;

г) відділення повітронагрівачів.

Категорія Г. До цієї категорії ставляться виробництва, у яких є:

а) неспаленні речовини й матеріали в гарячім, розпеченім або розплавленому стані, процес обробки яких супроводжується виділенням променистого тепла, іскор і полум'я;

б) тверді, рідкі й газоподібні речовини, які спалюються або утилізуються в якості палива.

До категорії Г у сталеплавильному цеху відносять:

а) ливарні двори;

б) повітронагрівачі;

в) будинку разливочних машин чавуну;

г) головний пост керування піччю.

Категорія Д. До цієї категорії ставляться виробництва, у яких звертаються неспаленні речовини й матеріали в холодному стані.

Категорія Е. До цієї категорії ставляться виробництва, у яких застосовуються:

а) горючі гази без рідкої фази й вибухонебезпечні пили в такій кількості, що вони можуть утворювати вибухонебезпечні суміші в обсязі, що перевищує 5% обсягу приміщення, у якім за умовами технологічного процесу можливий тільки вибух ( без наступного горіння);

б) речовини, здатні вибухати ( без наступного горіння) при взаємодії з водою, киснем повітря або один з одним.

До категорії Е ставляться приміщення димососів, вентиляторів.

7) теплове випромінювання: Територія сталеплавильного відділення ставиться до приміщень, де виконуються роботи, які належать до категорії - 3 важкі й тому повинні діяти наступні вимоги (у теплий період року)[27] :

1) оптимальне ІФК випромінювання < 140 Вт/м 2 (довжина хвиля 3000-4500 нм);

2) оптимальна температура повітря 18-20 °С (припустима 13-26°С);

3) оптимальна відносна вологість 40-60% (припустима 75%);

4) оптимальна швидкість руху повітря не більш 0,4 м/с (припустима-0,2 - 0,6 м/с).

Інфрачервоне випромінювання (ІФК) охоплює область спектра з довжиною хвилі, що лежить у межах від 760 нм до 540 мкм. У зв'язку з цим ІФК випромінювання підрозділяється на три області:

1) А - 750 - 1500 нм;

2) В - 1500 - 3000 нм;

3) З - >3000 нм.

Область А - короткохвильове, а В и С - довгохвильове випромінювання. Довгохвильове ІФК поглинається здебільшого в эпидермисе, у той час як видимий і близькі випромінювання - кров'ю й підшкірною жировою клітковиною.

Джерелом підвищеного рівня інфрачервоного випромінювання є: випромінювання від пальників печі, випромінювання з вікна льотки, рідкого чавуну при спуску, становлять 3420 Вт/м2 (область Із при довжині хвилі-4100 нм), при нормативнім значенні 140 Вт/м2 ( при довжині хвилі 3000-4500 нм) .

Інфрачервоні випромінювання впливають на функціональний стан людини, його нервову й серцево-судинну системи. Найбільш важкі наслідки можуть бути викликані короткими ІФК. При тривалім перебуванні працюючого в зоні дії ІФК, відбувається порушення відно-сольового балансу й може виникнути теплова гіподинамія (перегрів).

У частині дотримання мікроклімату виробничого приміщення, на території сталеплавильного відділення, перевищені нормативні показники по температурі 340С и ІФК випромінюванню 3420 Вт/м2, тоді як інші показники в нормі.

Оцінка факторів виробничого й трудового процесу дана для слюсаря по КВПіА обслуговуючого повітронагрівачі сталеплавильного цеху (табл. 6.3).

Гігієнічна оцінка умов праці: умови й характер праці ставиться до третього класу третього ступеня (шкідливі хімічні речовини: 1 клас небезпеки - оксид марганцю; 2 клас небезпеки фенол; мікроклімат у приміщенні - швидкість руху повітря). Атестація робочого місця вважають із особливо шкідливими й особливо тяжкими умовами праці, тому робітником надається додаткова відпустка в сім днів, додаткові пільги (молоко).

Таблиця 7.2 Оцінка факторів виробничого й трудового процесу

Фактори виробничого середовища трудового процесу	Нормативне значення (ПДК,ПДУ)	Фактичне значення	III клас: шкідливі й небезпечні умови, характер праці	Тривалість дії фактора за зміну, %
			I ступінь	II ступінь	III ступінь
Шкідливі хімічні речовини,мг/м3
I клас небезпеки
Ангідрид хромовий	0,1	0,13	в1,3р			80,5
II клас небезпеки
Марганцю оксиди (у перерахуванні на МпО2) аерозоль дезінтеграції	0,2	0,24	в1,2р			80,5
Фенол	0,3	1,3		в4,33р		80,5
III-IV клас небезпеки
Кремнію диоксид	1	1,3	в1,3р			80,5
Заліза оксид	6	5,8				80,5
Титан	10	7,9				80,5
Азоту оксид	5	7,5	в1,5р			80,5
Вуглецю оксид	20	22,4	в1,12р			80,5
Ангідрид сірчистий	10	7,8
Пил переважно фиброгенного дії, мг/м3	4	21,1			в5,28р
Вібрація(загальна й локальна)дБ	92	90				80,5
Шум, дБА	80	92	На12дБА			80,5
Інфразвук, дБ	7	8	1			80,5
Ультразвук, дБ	5	11	6			80,5
Неионизиующее випромінювання:

Подобные документы

• Розробка живлячої мережі машинобудівного заводу

  Розробка раціонального варіанту електропостачання споживачів підстанції з дотриманням вимог ГОСТ до надійності і якості електроенергії, що відпускається споживачам. Розробка електричної схеми і компоновка підстанції, вибір основного устаткування.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 28.05.2009
  

• Розробка проекту районної мережі, призначеної для електропостачання двох споживачів електроенергії від районної підстанції

  Вибір оптимальної схеми електропостачання споживачів. Розрахунок максимальних навантажень і післяаварійного режиму роботи електричної мережі. Коефіцієнти трансформації трансформаторів, що забезпечують бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.
  
  курсовая работа [995,2 K], добавлен 25.10.2013
  

• Проектування системи електропостачання машинобудівного заводу

  Опис технологічного процесу проектування системи електропостачання машинобудівного заводу. Визначення розрахункових електричних навантажень. Вибір системи живлення електропостачання та схем розподільних пристроїв вищої напруги з урахуванням надійності.
  
  дипломная работа [446,9 K], добавлен 21.02.2011
  

• Електропостачання машинобудiвного заводу

  Вибір напруги живлячої мережі внутрішньозаводського електропостачання. Обчислення місця розташування вузлів навантаження і джерел живлення на основі картограми навантажень. Економія електроенергії від застосування компенсації реактивної потужності.
  
  курсовая работа [232,8 K], добавлен 04.11.2015
  

• Електропостачання механічного цеху

  Порядок розрахунку необхідного електропостачання механічного цеху заводу, визначення основних споживачів електроенергії. Вибір роду струму та величини напруги. Розрахунок вимірювальних приладів та місце їх приєднання. Охорона праці при виконанні робіт.
  
  курсовая работа [124,5 K], добавлен 31.05.2009
  

• Проектування і розрахунок системи електропостачання

  Розрахунок системи електропостачання: визначення розрахункового навантаження комунально-побутових, промислових споживачів Потужність трансформаторів. Визначення річних втрат електричної енергії, компенсація реактивної потужності підстанції 35/10 кВ.
  
  курсовая работа [971,3 K], добавлен 22.12.2013
  

• Електропостачання заводу хімічної промисловості

  Техніко-економічний вибір схем зовнішнього електропостачання підприємства. Розрахунок електричних навантажень, релейного захисту силового трансформатору, заземлюючого пристрою, сили токов короткого замикання. Вибір електроустаткування підстанції.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.05.2012
  

• Мета, завдання і зміст дисципліни "Електропостачання промислових підприємств". Практичне її значення. Загальні відомості про споживачів електричної енергії та режимах електроспоживання

  Система електропостачання як комплекс пристроїв для виробництва, передачі і розподілу електричної енергії. Виробництво електроенергії на фабрично-заводських електростанціях. Вимоги до електропостачання, застосування керованої обчислювальної техніки.
  
  реферат [26,3 K], добавлен 20.04.2010
  

• Схема електропостачання цеху УДТК ВАТ "ПівдГЗК"

  Вибір системи керування електроприводом. Технічна характеристика конвеєру СК-2. Розрахунок електропостачання дробильної фабрики ДФ-3. Загальні відомості про електропостачання фабрики. Аналіз розімкненої системи електропривода технологічного механізму.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 25.05.2012
  

• Розрахунок електропостачання цеху

  Визначення розрахункового навантаження заводу середнього машинобудування механічного цеху. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства, схема цехової мережі. Розрахунок компенсації реактивної потужності.
  
  курсовая работа [199,6 K], добавлен 20.01.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам