Регулирование напряжения в электрических сетях ОАО "Калмэнерго"

Подстанция	Трансформатор	Кm оптимальный
		2 часа	9 часов	18 часов
Хулхута 35/10	Т1	0,2947	0,301	0,0301
Привольненская 35/10	Т1	0,301	0,301	0,301
Ялмата 35/10	Т1	0,2947	0,301	0,301
Зверосовхоз 35/10	Т1	0,2947	0,301	0,301
Первомайская 35/10	Т1	0,301	0,301	0,301
Приманыческая 110/35	Т1	0,3119	0,3119	0,3119
Северная 220/110	Т1-Т2	0,4842	0,4947	0,4947
Восточная 110/35/10	Т1-Т2	0,9636	0,9814	0,9814
Утта-2 110/35/10	Т1-Т2	0,091	0,091	0,9992
Приютное-2 110/35/10	Т1	0,091	0,091	0,9992

Таблица 3.3.2. Потери активной мощности в электрической сети, МВт.

время	Потери	Режим исходный	Режим оптимальный
2 часа	Нагрузочные холостого хода итого:	0,4401 0,5378 0,9779	0,4749 0,4995 0,9744
9 часов	Нагрузочные холостого хода итого:	0,5435 0,5081 1,0519	0,5316 0,4966 1,0282
18 часов	Нагрузочные холостого хода итого:	0,5770 0,4917 1,0687	0,5648 0,4749 1,0397

В результате оптимизации потери активной мощности возросли, так как были введены ограничения по отключению напряжения. Имело место улучшения качества напряжения.

Например, на подстанции Утта-2 на стороне низшего напряжения в нормальном режиме для восемнадцати часов напряжение составляло в исходном режиме 10,9449 кВ, а после оптимизации напряжение на подстанции Утта-2 составило 10,2394 кВ. Вследствие чего можно сказать, что поставленная задача регулирования напряжения была выполнена, так как потребителя обеспечили качественной электроэнергией, то есть напряжение лежит в заданных допустимых пределах на шинах 110 - 35 кВ ± 10%, на шинах 10кВ ± 5%.

Улучшилось напряжения на следующих подстанциях, соответственно для двух часов: Кировская с 11,2603 кВ до 10,6242 кВ; Утта - 2 с 11,4136 до 10,4653 кВ; Таван - гашун с 11,1324 до 10,4869 кВ; Яшкуль 1 с 11,2725 до 10,6379 кВ; Яшкуль 2 с 11,2576 до 10,6081 кВ; Володарская с 11,0900 до 10,5484 кВ. И для девяти часов: Утта - 2 с 11,0670 до 10,5056 кВ.

Таким образом на основании анализов оптимальных режимов можно сказать о том, что полученные значения коэффициентов трансформации позволяют существенно повысить качество напряжения в электрической сети, особенно для удалённых от центра питания энергорайонов, сети которых характеризуются малыми нагрузками при большой протяжённости воздушных линий 110 - 35 кВ и, следовательно существенной нелинейности изменения напряжения из - за существенной генерации реактивной мощности на ёмкостной проводимости воздушных линий.

Можно рекомендовать исходя из формы графика электропотребления Рис. 3.2.1. установить РПН трансформаторов в положение соответствующим расчётным коэффициентам трансформации:

· Значение коэффициентов полученных для двух часов устанавливается на период с 0 до 7 часов суток;

· Значение коэффициентов полученных для девяти часов устанавливается на период с 7 до 17 часов суток;

· Значение коэффициентов полученных для восемнадцати часов устанавливается на период с 17 до 24 часов суток.

Гистограммы распределения количества узлов по уровням напряжений в исходных оптимальных режимах приведены на рисунках 3.3.1. а,б; 3.3.2. а,б; 3.3.3. а,б.

а)

б)

Рис. 3.3.1 Гистограма распределения количества узлов по напряжениям, для восемнадцати часов;

а - исходный режим; б - оптимальный режим

а)

б)

Рис. 3.3.2 Гистограмма распределения количества узлов по напряжениям, для девяти часов.

а)

б)

Рис. 3.3.3 Гистограмма распределения количества узлов по напряжениям, для двух часов.

4. Реализация необходимого регулирования напряжения

Основным средством реализации полученных законов регулирования напряжения в рассматриваемых электрических сетях являются трансформаторы с РПН.

При этом регулирование может осуществляться автоматически или вручную.

При автоматическом регулировании уставки устанавливаются в соответствии с результатами оптимизации. При ручном регулировании рекомендуется изменять Кт хотя бы три раза в сутки и устанавливать их по результатам оптимизации.

4.1 Назначение и устройство регулирования напряжения под нагрузкой

Устройство предназначено для встроенного ступенчатого регулирования напряжения под нагрузкой в линии или в нейтрале путём изменения коэффициента трансформации. РПН выполняется либо в виде выносных вольтодобавочных автотрансформаторов, либо в виде встроенных в бак трансформатора регулировочных устройств.

При встроенном РПН переключатель ответвлений размещается в самом баке трансформатора или автотрансформатора. Устройства РПН выполняются на значительно большой диапазон регулирования (до ± 20%), чем ПБВ, и на большой диапазон - число ступеней. Увеличение числа ступеней повышает плавность регулирования и облегчает работу контакторов, коммутирующих ток нагрузки.

В трансформаторах с обмотками ВН 110 кВ ответвление ( ±2*2,5%) для устройств ПБВ предусмотрены посередине (рис. 4.1.а) ответвление для РПН расположены со стороны нейтрале, что позволяет снизить изоляцию переключающего устройства РПН (рис.4.1.б). В трансформаторах с обмотками ВН 220, 330 кв обмотки разделены на две части с выводом посередине. Ответвление для устройства РПН расположены на ј и ѕ высоты обмотки (рис 4.2.а).

Выпускается две серии силовых двух - обмоточных трансформаторов с РПН:

· серия 110 кВ 115±9*1,78%/6,3 - 10,5 - 385 кВ мощностью 25,32,40,63,80 МВА.

· серия 220 кВ 230±10*1,2%/6,6 - 11- 138,5 кВ мощностью 32,63,100,160 МВА.

Основное назначение трансформаторов этих серий - работа в качестве понижающих для питания крупных промышленных объектов.

В автотрансформаторах регулируемою часть обмотки одно время размещали со стороны нейтрали (рис 4.1.3.б). Существенным недостатком регулирования изменением числа витков обмотки ВН является одновременное изменение напряжения третичной обмотки U3. Такое регулирование называется связанного. Для устранения недостатков связанного регулирования автотрансформатора ответвления перенесены к линейному выводу среднего напряжения (рис4.1.3.а.).

Рис 4.1 Схема обмоток трансформаторов .

а) ПБВ посередине ;

б) РПН со стороны нейтрале.

Рис 4.2 а РПН - расположены на ј и ѕ высоты обмотки.

Рис 4.1.3 Схема обмоток автотрансформаторов с ответвлениями для ПБВ и РПН.

а) Регулируемая часть перенесена к линейному;

б) Регулирование со стороны нейтрале.

4.2 Устройство и принципы работы РПН типа РНТА-35/320

Данное устройство предназначено для встроенного ступенчатого регулирования напряжения под нагрузкой в линии или нейтрале путём изменения коэффициента трансформации с высшим напряжением 110 кВ по ГОСТ 12965 - 67, а так же трансформаторов с высшим напряжением до 35 кВ, мощностью 1-6,3МВА, с регулированием напряжения на стороне обмотки 6,6; 11; 22;35 кВ, снабженных устройством переключения ответвлений обмоток трансформатора под нагрузкой типа РНТА-35/320, в дальнейшем именуемое "устройство".

Технические данные сведены в таблицу 4.2.1.

Таблица 4.2.1.

Наименование	Единиц
Класс напряжений, кВ	35
Наибольшее рабочее U ступени, В	500
Номинальный ток, А	320
Количество ступеней регулирования, шт: с одной грубой ступенью с двумя грубыми ступенями	12 18
Срок службы дугоразрывных контактов работающих в масле при рабочем токе: · до 100А - не менее · до 200А - не менее · до 320А - не менее	500 300 150
Срок службы механизмов устройства и контактов, не разрывающих ток, тыс. переключений.	500
Значение пятисекундного тока термической устойчивости, кА	4,3
Количество переключений до смены масла в переключателе тонкой регулировки при эксплуатации в номинальном режиме тыс. переключений	20
Испытательное напряжение промышленной частоты между фазами и относительно земли в течении 1 мин, кВ	100
Время изменения позиции (время переключения на одно положение) сек	10
Масса переключающего устройства с маслом, кг	930
Импульсное испытательное напряжение полной волны 1,5/40 м/сек, кВ. макс: · линейный контакт относительно земли · между крайними контактами одной фазы · между контактами для присоединений ответвлений обмоток разных фаз	270 180 260

Особенностью конструкции устройства типа РНТА - 35/320 по сравнению с остальными конструкциями отечественного производства является совмещение функций коммутирующего аппарата контактора и переключателя для выбора ответвлений, в данном устройстве переключатель тонкой регулировки совмещает функции контактора и переключателя.

Основным элементом переключателя тонкой регулировки является контактная система и токоограничивающие сопротивления. Контактная система и токоограничивающие сопротивления разделены на три группы (по одной группе на фазу). Каждая группа состоит из подвижных и неподвижных контактов и токоограничивающих сопротивлений. Подвижные контакты включают в себя один главный контакт, два дугогасительных и один токосъёмный контакт. Конструктивно подвижные контакты выполнены в виде катящихся роликов и токоведущих корпусов.

Главный контакт с дугогасителями соединен двумя токоограничивающими сопротивлениями, выполненными в виде спиральных пружин. Ролики дугогасительных контактов и неподвижные контакты имеют металлокерамические напайки. Подвижные контакты и токоограничивающие сопротивления закреплены на бакелитовом цилиндре ротора тонкой регулировки.

Неподвижные контакты закрепляются на статоре и включают ряд контактов с металлическими пластинами и одно токосъемное кольцо. Неподвижные контакты закреплены на бакелитовом цилиндре статора тонкой регулировки. К бакелитовому цилиндру крепятся верхний и нижний фланцы стянутые между собой для жесткости тремя бакелитовыми шпильками. Крепления неподвижных контактов корпуса, фланца к бакелитовому цилиндру статора тонкой регулировки производится с применением уплотняющих средств, обеспечивающих герметичность переключателя тонкой регулировки.

Переключатель грубой регулировки служит для увеличения диапазона регулирования. Каждая фаза состоит из подвижных контактов и неподвижных.

Система подвижных контактов состоит из двух главных контактов и двух токосъемных. К неподвижным контактам (три контакта) подведены отпайки обмотки грубой регулировки и два токосъемных полукольца. Подвижные контакты закреплены на бакелитовом цилиндре ротора. Неподвижные контакты - на бакелитовом цилиндре статора.

Все три фазы расположены по окружности в один ряд. Переключатель грубой регулировки сообщается с маслом трансформатора.

Механизм быстродействия состоит из следующих основных деталей:

мальтийской шестерни грубой регулировки, мальтийской шестерни тонкой регулировки, поводка, который передает вращение мальтийской шестерни тонкой регулировки, вала, шатуна, четырех пружин, ползуна, направляющих, трех цилиндрических и одной конической шестерен. Механизм быстродействия крепится в корпусе механизма переключения.

Привод устанавливается на баке трансформатора. Он представляет собой сварной шкаф, где расположены: электродвигатель, червячный редуктор и аппаратура управления. Вертикальными и горизонтальными валами привод связан с механизмом переключения. Валы соединяются каноническим редуктором с передаточным отношением i=1:1. Для компенсации неточности изготовления и сборки, а также возможных перемещений в процессе эксплуатации валы снабжены шарнирными муфтами.

Предохранительный клапан предназначен для выпуска газов, образующихся в период переключения. Предохранительный клапан отрегулирован на избыточное давление 0,3±0,05. Аварийный клапан предназначен для защиты переключающего устройства при коротком замыкании в переключателе тонкой регулировки. В этом случае происходит разрушение аллюминевого диска, расположенного в аварийном клапане, а кулачковый элемент включает цепь отключения трансформатора.

Указатель положения установленный на устройстве соединен с горизонтальным валом и через систему цилиндрических и мальтийских шестерен приводит в движение диск с оцифрованными позициями от 1 до 21, указывающими положение переключающего устройства.

На первом положении обмотка тонкой и грубой регулировок введена, что соответствует максимальному напряжению. Переключение с положения «1» в положение «2» устройства переключения переключателя тонкой регулировки производится в следующем порядке (рис.4.2.1-2).

Начальное положение. Ток проходит через главный контакт I, который замкнут на контакте «К». Замкнуты контакты I и II ток нагрузки проходит через контакт I. Размыкает контакт I появляется и гасится дуга на контакте I, ток проходит через контакт II, и сопротивление одного плеча R/r. Контакт II замкнут на неподвижном контакте «К», а контакт III на контакте «А» положение «моста». Через контакт II протекает 1/2 тока нагрузки минус, циркулирующий ток, а через контакт III - 1/2 тока нагрузки плюс, циркулирующий ток.

Замкнут контакт I на контакт «А» с двумя грубыми ступенями (фаза А) (положение 7, при движении с «n» в первое положение).

Рис.4.2.1 Электрическая схема регулирования устройства регулирования под нагрузкой.

Р.О. - регулировочная обмотка

С одной грубой ступенью (фаза А) (положение 7, при движении с «П» в первое положение.

Рис.4.2.2. Электрические схемы регулирования устройства напряжения под нагрузкой.

Р.О. - регулировочная обмотка.

Т.Р. - ступени тонкой регулировки.

Г.Р. ступени грубой регулировки нагрузки проходит через него. Таким образом, введена одна ступень напряжения переключателя тонкой регулировки. Подобным образом выводятся все шесть ступеней регулировочной обмотки при переключении устройства с положения «1» до положения «7» включительно (согласно указателю положения на приводе). При этом переключатель грубой регулировки не переключается, его подвижные контакты замкнуты на неподвижном контакте А8. При переключении из положения «7» в положение «8» одна ступень обмотки грубой регулировки отключается и одновременно включается равноценная ей по намагничивающей силе обмотка тонкой регулировки, в дальнейшем именуемая обмоткой «ТР» в следующем порядке:

В положение «7» подвижные контакты переключателя тонкой регулировки находятся на неподвижном контакте А10, а подвижные контакты переключателя грубой регулировки на неподвижном контакте А8. Ток проходит через обмотки грубой регулировки. Контакты переключателя тонкой регулировки находятся на контакте А10.

Один контакт переключателя грубой регулировки замкнут на А8, другой на А9. Положение «моста» переключатель грубой регулировки в прежнем положении. Ток проходит через обмотки грубой регулировки, в дальнейшем именуемой обмоткой грубой регулировки.

Контакты переключателя тонкой регулировки находятся на контактах А1 и А10. Положение «моста» переключатель грубой регулировки в прежнем положении. Ток проходит через параллельно включенные обмотки тонкой и грубой регулировки.

В положении 8 подвижные контакты переключателя тонкой регулировки находятся на неподвижном контакте А1. Подвижные контакты переключателя грубой регулировки на подвижных контактах А8 и А9. Ток проходит через одну ступень грубой регулировки и обмотку тонкой регулировки. Таким образом, произведена замена обмотки грубой регулировки на обмотку тонкой регулировки. При этом изменение напряжения трансформатора не происходит. При переключении с положения «8» в положение «14» выводятся второй раз регулировочная обмотка тонкой регулировки. При переключении с положения «14» в положение «15» происходит замена второй части обмотки грубой на обмотку тонкой регулировки, после чего при переключении с положения «15» до положения «21» в третий раз выводится обмотка тонкой регулировки. В положение «21» выведено обмотка тонкой и две ступени обмотки грубой регулировки, что соответствует минимальному напряжению трансформатора. Переключение из положения «21» в «1» производится аналогично.

4.3 Кинематическая схема устройства

Переключение - устройства осуществляется проводом типа ПДП - 4У. Вращение от электродвигателя мощностью 0,8 квт, скорость вращения 1430 об/мин, через двухступенчатый червячный редуктор конический редуктор, коническую пару и две цилиндрические шестерни передаётся на цилиндрическую шестерню с двумя консольно закрепленными пальцами. После поворота шестерни на угол 90є один из пальцев (в зависимости от направления) входит в соприкосновение с пальцем эксцентрика, который, вращаясь на угол 180є, растягивает пружины - механизма быстродействия и одновременно поворачивает вал грубой регулировки с мальтийской передачи на угол 51є26'. При дальнейшем повороте эксцентрика за мертвое положение на угол до 3є- 6є происходит срабатывание механизма быстродействия, при котором под действием пружин происходит быстрый поворот ротора тонкой регулировки на угол 51є26', при котором палец эксцентрика разобщен с пальцами шестерни. После срабатывания механизма быстродействия шестерня с двумя пальцами приводом поворачивается на угол 360є, на этот же угол поворачивается и выходной вал привода.

4.4 Автоматическое регулирование трансформаторов и автотрансформаторов

4.4.1 Особенности автоматического регулирования коэффициента трансформации

Основные особенности автоматического регулирования коэффициента трансформации обусловливаются дискретностью его изменения при переключении ответвлений обмоток и относительной сложностью и инерционностью процесса переключения электромеханическими УРПН.

На рис. 4.4.1 показаны схемы, соответствующие основным коммутационным операциям переключения двух соседних ответвлений с реакторным ограничителем тока замыкания между ними, возникающего в процессе переключения.

В установившемся режиме работы -- до переключения (рис. 4.4.1, ч) или после переключения (рис. 4.4.1, д) --- реактор LR не оказывает влияния на работу трансформатора; по его двум встречно включенным обмоткам проходят одинаковые токи и результирующее реактивное сопротивление равно нулю.

Первой операцией процесса переключения является размыкание контакта КМ'2 контакторов в цепях обмоток реактора (рис. .4.4.1,6). Ток нагрузки проходит по одной обмотке реактора, обладающей определенным сопротивлением. Затем происходит изменение положения контакта Я2 переключателя ответвлений в условиях отсутствия тока, после чего контакт Л"Л/2 снова замыкается и соединяет два ответвления между собой через согласно включенные обмотки реактора (рис. 4.4.1,е). Значительное сопротивление реактора ограничивает ток /_к в цепи замыкания двух ответвлений. Далее размыкается контакт КМ1 (рис. 4.4.1,г), изменяется положение контакта П1 переключателя без разрыва цепи тока и контакт КМ1 снова замыкается (рис. 4.4.1,д)

Рис. 4.4.1 Схемы переключения одного ответвления от обмотки трансформатора с УРПН

Переключающее устройство приводится в движение электродвигателем и поэтому содержит механическое устройство, преобразующее непрерывное его вращательное движение в дискретное переключателя (мальтийское колесо). При переключении двух соседних ответвлений напряжение трансформатора на обмотке без ответвлений изменяется на ступень регулирования [ ± ?U_с.р| = (1,25-2,5)%.

Основными особенностями автоматического регулирования коэффициента трансформации являются:

дискретность действия регулятора и нечувствительность к изменениям напряжения, меньшим ступени регулирования;

действие с относительно большой выдержкой времени для предотвращения переключений при кратковременных изменениях напряжения при пусках и самоза

Размещено на http://www.allbest.ru/

пусках электродвигателей, удаленных

КЗ и в других случаях;

необходимость (для понижающих трансформаторов) регулирования напряжения с отрицательным статизмом для поддержания напряжения у потребителя на неизменном уровне при возрастании нагрузки.

Указанные особенности обусловливают соответствующие требования к измерительной части автоматических регуляторов коэффициентов трансформации, а именно:

релейность действия с зоной нечувствительности измерительного органа напряжения;

высокий (близкий к единице) коэффициент отпускания (возврата) релейных элементов;

необходимость ввода в измерительный орган напряжения сигнала по току нагрузки для установки отрицательного статизма

Высокий коэффициент возврата необходим для обеспечения возможной точности регулирования путем максимального приближения зоны нечувствительности регулятора к ступени регулирования.

4.4.2 Автоматические регуляторы коэффициента трансформации

До последнего времени применялся полупроводниковый автоматический регулятор коэффициента трансформации (АРКТ) типа АРТ-1Н.

Объединенным предприятием «АББ Реле - Чебоксары» производится микропроцессорный автоматический регулятор SPAU341C [80].

Полупроводниковый регулятор АРТ-1Н обладает всеми указанными особенностями АРКТ. Он состоит из собственно автоматического регулятора АР (рис. 4.4.2) и автоматического устройства управления и контроля АУУК. которое содержит управляемый генератор тактовых импульсов G и автоматическое устройство контроля А УК, образующее цепь обратной связи.

Генератор обеспечивает необходимые однократность и импульсность воздействия регулятора на приводной механизм ПМ устройства регулирования, а цепь обратной связи обеспечивает координацию действия регулятора в процессе переключения ответвлений обмоток трансформатора и контроль исправности регулятора и УРПН. Генератор воздействует на логическую часть регулятора ЛЧ и на АУК, функционирующее по логическому алгоритму. Автоматическое устройство контроля после каждого воздействия регулятора АР на приводной механизм ПМ изменяет период следования тактовых импульсов генератора и увеличивает зону нечувствительности измерительного органа напряжения ИОН.

При выходе напряжения Е/_го на шинах электростанции или подстанции за пределы зоны нечувствительности напряжением (7_ВЫХ1 или Ј/_Вых2 на выходах измерительной части И Ч запускается соответствующий элемент выдержки времени DT. Срабатывание элемента времени запоминается одним из триггеров STl (ST2), в который записывается логическая единица при поступлении на вход записи S напряжения от элемента DT и тактового импульса от генератора G. Запоминание необходимо для однократности воздействия регулятора на приводной механизм.

Через элемент DX1 (DX'2) (ЗАПРЕТ) при логическом нуле на ин-псрспом входе сигнал с выхода триггера проходит на исполнительное реле A'Zl или KL2, запускающее /Ш. После начала процесса переключения от ПМ поступает сигнал в ЛУК, которое: отключает исполнительное реле, подавая запрещающую логическую единицу на инверсный вход элемента DXl (DX2); снимает запоминание (считывает единицу) триггера, воздействуя на вход R считывания; увеличивает период следования тактовых импульсов генератора G до времени, превышающего длительность процесса переключения одного ответвления от обмоток трансформатора; увеличивает зону нечувствительности регулятора.

Перечисленные операции необходимы для проверки исправности регулятора и привода УРПН. Если привод не запустился (не пришел сигнал в А УК о начале процесса переключения) иди если до момента появления импульса от тактового генератора через увеличенный период в ЛУК не поступил сигнал от ПМ о завершении процесса переключения, то фиксируется неисправность привода, выдается информация о его неисправности и повторное воздействие регулятора на ПМ запрещается.

Увеличением зоны нечувствительности производится проверка регулятора. В частности, при отклонениях регулируемого напряжения, при которых необходимы переключения не менее трех ответвлений обмоток трансформатора, увеличение зоны нечувствительности обусловливает отсутствие сигнала исправной измерительной части после переключения двух ответвлений. Поэтому зона нечувствительности восстанавливается и разрешается следующий запуск ПМ на переключение третьего ответвления без повторной выдержки времени (конденсатор элемента DT за время проверки не разряжается). Если же после увеличения зоны нечувствительности сигнал измерительной части не снимается, то фиксируется неисправность регулятора, выдается информация о неисправности регулятора и повторный запуск ПМ запрещается.

Таким образом производится автоматическая диагностика автоматической системы регулирования, что соответствует современным требованиям к автоматическим управляющим устройствам.

4.4.3 Оптимизация режима сети при краткосрочном планировании и оперативном управлении

При краткосрочном планировании не достаточно иметь данные контрольных замеров, необходима «свежая» информация об активных и реактивных нагрузках узлов сети.

Расчет и оптимизация режима сети по данным суточной ведомости, кроме решения задачи краткосрочного планирования- на следующую неделю, позволяет решать важные задачи оперативного управления. К ним относятся оценка потерь мощности за каждый час (смену) отработанных суток и отклонение от планового режима. Структурная схема краткосрочного планирования режима сети по напряжению приведена на (рис.4.4.3).

Важным вопросом является определение целесообразности способов решения задачи оперативной корректировки суточного режима использования программ, предназначенных для планирования оптимальных суточных режимов с целью корректировки, препятствует их сложность, большие затраты машинного времени и трудность оперативного ввода необходимой исходной информации.

В условиях, когда отсутствует естественное отклонение реактивных нагрузок или схемы сети плановых заданий, напряжения регулируемых (контрольных) точках может поддерживаться автоматикой на уровне заданных значений. Внеплановые изменения реактивной нагрузки или схем сети в течении суток не приводящие к выходу контролируемых параметров режима за допустимые приделы, распределяется между источниками, поддерживающие заданные плановые напряжения, по естественным сетевых характеристикам. Это обеспечивает режим, незначительно отличающихся по потерям энергии от оптимального, и позволяет не корректировать плановые графики напряжения.

Кратковременные внеплановые изменения реактивной нагрузки, вызывающие выход какого-либо контролируемого параметра за допустимые пределы, требуют быстрого изменения режима энергосистемы по напряжению и реактивной мощности по условию ввода параметров допустимую область без точного учета условий экономичности режима. В этом случае применяется упрощенные быстрой приближенной корректировки режима.

При устойчивых значительных внеплановых изменениях нагрузки или схемы сети в текущее сутки предусматривается коррекция заданных плановых графиков на основе пересчета режима на весь период изменений (обычно до конца суток) по критерию минимума потерь энергии.

Рис. 4.4.3 Структурная схема системы централизованного регулирования напряжения.

4.4.4 Принципиальные схемы централизованного регулирования напряжения

Система централизованного регулирования напряжения является системой адаптивного управления режимов электрических сетей. Такая система характеризуется процессом изменения параметров или структуры объекта, или алгоритма управления на основе использования текущей информации с целью достижения оптимального режима при изменяющихся условиях работы.

На данном этапе развития ЭЭС управление режимом осуществляется тремя практически автономными системами управления рис.4.4.4

Рис.4.4.4 Система управления режимом ЭЭС

Еще не создан единый центр автоматического управления режимом ЭЭС на базе обширной общесистемной информации наибольшее развитие получило централизованная система регулирования частоты и мощности ( f, p), успешно формируется система противоаварийной автоматике (ПА), а вот система централизованного регулирования напряжения существенно отстает в своем развитии.

Автоматизация управления режимом обеспечивается широким применением децентрализованных устройств без необходимой координации регулирования. Условия регулирования напряжения несколько изменялись на различных этапах ЭЭС.

Первым этапом автоматизации регулирования напряжения в ЭЭС было оснащение генераторов и СК автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ). Дальнейшем широкое развитие получило автоматизация управления РПН трансформаторов (АРКТ). Первые модели АРН и АРКТ были устройствами стабилизации напряжения и не могли осуществлять встречное регулирование. В 60-х годах появились более совершенные АРН для встречного регулирования напряжения. Для подстанции, оснащенных трансформаторами с РПН и СК, были разработаны так называемые программные АРН. Эти регуляторы воздействуют на изменение нагрузки СК для поддержания напряжения допустимых пределах, а при исчерпании регулировочного диапазона СК осуществляют изменения Кт трансформатора.

В 70-х годах на электростанциях стали внедряться системы группового регулирования возбуждения генераторов для перераспределения реактивной нагрузки генераторов путем изменения уставок индивидуальных АРВ.

4.4.5 Согласованное регулирование напряжения в энергосистеме

Последующие годы были выполнены исследования возможности координации функционирования АРВ, АРН и АРКТ.

Для решения этой задачи необходимо прежде всего определить принципы взаимодействия смежных уровней иерархии системы управления рис.4.4.5.

Рис. 4.4.5 Структурная схема АСДУ

Они зависят от характеристик техническая базы АСДУ, т.е. от возможностей и распределения средств автоматического регулирования (АРВ, АРН), каналов связи и средств вычислительной техники. При всевозможных ограничения технической базы АСДУ принципы взаимодействия должны обеспечивать определенную самостоятельность подсистем нижнего уровня и вместе с тем коорденировать их деятельность так, чтобы решения, оптимальные для подсистем, были оптимальные и для всей системы в целом.

4.4.5 Схема ЦРН без телеканалов

В энергосистемах, имеющих большую протяженность неограниченный объем телемеханики, не следует создавать между ЦДС и энергообъектами ЗКТ и ЗДЦ. Целесообразность их создания не подтверждается технико-экономическими расчетами в этом случае контрольные точки совпадают с энергообъектами. ЦРН в сети выполняется на базе моделей регулирования режима по местным параметрам.

Для получения указанных моделей в ЦДС проводятся периодические (не чаще одного раза в месяц) серии расчетов оптимальных режимов электрической сети. Для всех объектов ЭС имеющих регулирующее устройство составляется по результатам расчетов- сводки, в которых фиксируются управляемые параметры (U,Q,Kт) и все режимные параметры- факторы режима, доступны для контроля и изменения в месте установки регулирующего устройства. Синтез управляющих программ т.е., законов регулирования базируется на наличие достаточной коррекционных связей между управляемые и наблюдаемыми параметрами. Построение законов регулирования выполняется на основе методов математической статистики. Схема ЦРН по местным параметрам показана на рис. 3.4. это система ЦРН состоит из двух контуров синтез моделей законов регулирования, содержащую большую ЭВМ ЦДС (1) и регулирования с микроЭВМ на объектах управления(2)

Рис Схема ЦРН по местным параметрам:

О.У- объекты управления; ИД- исходные данные

5. Экономика и организация производства

Себестоимость продукции электрического предприятия - это выраженные в денежной форме затраты, прямо или косвенно связанные с её производством и реализацией. Себестоимость продукции является важным экономическим показателем, характеризующим уровень производительности труда, степень использования произведенной мощности, экономичности использования материалов, топлива, электроэнергии, целесообразность и бережное использование денежных средств.

Себестоимость продукции служит основной для ценообразования, используется для оценки экономической эффективности внедрение новой техники и мероприятий по совершенствованию технологии и организации производства.

Величина себестоимости единицы электрической энергии зависит от степени использования установленной мощности электростанции, т.е. от режима её работы. Себестоимость энергии складывается из ряда затрат, и для построения и анализа экономической характеристики. Затраты на передачу и распределение электрической энергии можно представить как сумму затрат на амортизацию - 3а и эксплуатационное обслуживание электрической сети - Зобсл (руб/год) :

3п = 3а + 3обсл

Основной составляющей являются амортизационные отчисления. Доля их увеличивается с ростом напряжения линии электропередачи.

Так доля кабельных сетей 6-10 кВ доля амортизационных отчислений составляет

55-65%, для воздушных сетей 35-220 кв 60-70%, для сетей более высокого напряжения - выше 70%. Затраты на эксплуатационные обслуживание электрической сети (руб/год).

3обсл = 3зп + 3тр +3всп.м + 3у + 3о.с + 3пр ;

где: 3зп - расходы по основной и дополнительной заработной плате эксплуатационного персонала сетевых участков и служб;

3тр - затраты на текущий ремонт;

3всп.м - затраты на вспомогательные материалы;

3у - расходы по оплате услуг, выполняемые вспомогательными службами;

3о.с , 3пр - общественные и прочие расходы, включающие составляющие аналогичные станционным.

В структуре затрат на эксплуатационное обслуживание основной составляющей (порядка 70-80%) является заработная плата труда всех категорий. Себестоимость передач электроэнергии для различных сетевых предприятий колеблется в широких пределах.

с = 3п/Эп.отп

где: Эп.отп - количество полезноотпущенной электроэнергии из сети энергосистемы.

5.1 Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Таблица 5.1.1.Капиталовложения в ЛЭП (в ценах 1984г)

Наименование затрат ЛЭП	Длина км.	Уд.кап.влож. тыс. руб/км	Сумма, в тыс.руб
Л-1 ВЛ-220кВ АС-300 Л-2 ВЛ-110кВ АС-185 Л-3 ВЛ-110кВ АС-120 Л-4 ВЛ-110кВ АС-120 Л-5 ВЛ-11-кВ АС-120 Л-6 ВЛ-110кВ АС-120 Л-7 ВЛ-35кВ АС-70 Л-8 ВЛ-35кВ АС-95 Л-9 ВЛ-110кВ АС-185 Л-10 ВЛ-110кВ АС-120 Л-11 ВЛ-35кВ АС-70 Л-12 ВЛ-35кВ АС-70 Л-13 ВЛ-35кВ АС-70 Л-14 ВЛ-35кВАС-70 Л-15 ВЛ-35кВ АС-50 Л-16 ВЛ-35кВ АС-95 Л-17 ВЛ-110кВ АС-150 Л-18 ВЛ-110кВ АС-150 Л-19 ВЛ-110кВ АС-120 Л-20 ВЛ-35кВ АС-95 Л-21 ВЛ-110кВ АС-140 Л-22 ВЛ-35кВ АС-70 Л-23 ВЛ-35кВ АС-70 Л-24 ВЛ-35кВ АС-70 Л-25 ВЛ-110кВ АС-120 Л-26 ВЛ-110кВ АС-120 Л-27 ВЛ-35кВ АС-95 Л-28 ВЛ-35кВ АС-95 Л-29 ВЛ-110кВ АС-120 Л-30 ВЛ-110кВ АС-120 Л-31 нет Л-32 ВЛ-35кВ АС-50 Л-33 нет Л-34 ВЛ-35кВ АС-50 Л-35 ВЛ-35кВ АС-50 Л-36 ВЛ-35кВ АС-70 Л-37 ВЛ-35кВ АС-95 Л-38 ВЛ-35кВ АС-70 Л-39 ВЛ-35кВ АС-70 Л-40 ВЛ-35кВ АС-120 Л-41 ВЛ-35кВ АС-120 Л-42 ВЛ-35кВ АС-70 Л-43 ВЛ-35кВ АС-70 Л-44 ВЛ-35кВ АС-50 Л-45 ВЛ-35кВ АС-70 Л-46 ВЛ-35кВ АС-95 Л-47 ВЛ-35кВ АС-50 Л-48 ВЛ-35кВ АС-70 Л-49 ВЛ-110кВ АС-120 Л-50 ВЛ-110кВ АС-120 Л-51 ВЛ-110кВ АС-120 Л-52 ВЛ-110кВ АС-120 Л-53 ВЛ-35кВ АС-70 Л-54 ВЛ-35кВ АС-70 Л-55 ВЛ-35кВ АС-50 Л-56 ВЛ-35кВ АС-95 Л-57 ВЛ-35кВ АС-95 Л-58 ВЛ-35кВ АС-70 Л-59 ВЛ-35кВ АС-70 Л-60 ВЛ-35кВ АС-70 Л-61 ВС-35кВ АС-70 Л-62 ВС-35кВ АС-70 Л-63 ВС-110кВ АС-120 Итого:	174,8 6,0 9,7 4,0 30,3 19,8 3,0 10,5 9,9 11,7 16,3 25,0 10,0 23,8 32,0 6,4 47,0 10,0 20,0 12,9 14,0 21,5 19,3 13,2 20,0 13,0 18,0 21,0 33,3 29,2 _ 23,0 _ 0,8 34,0 33,4 15,5 12,6 20,4 7,7 11,6 13,7 8,0 36,0 9,5 18,8 22,54 14,3 49,5 19,4 24,8 54,8 33,3 27,4 21,0 26,7 15,8 21,0 0,1 11,9 42,5 23,0 21,0	24,0 21 20,6 20,6 20,6 20,6 18,2 17,8 21 20,6 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 17,8 20,6 20,6 20,6 17,8 20,6 18,2 18,2 18,2 20,6 20,6 17,8 17,8 20,6 20,6 _ 18,2 _ 18,2 18,2 18,2 17,8 18,2 18,2 17,4 17,4 18,2 18,2 18,2 18,2 17,8 18,2 18,2 20,6 20,6 20,6 20,6 18,2 18,2 18,2 17,8 17,8 18,2 18,2 18,2 18,2 18,2 20,6	4317,6 126,0 199,8 82,4 624,2 407,9 54,6 186,9 207,9 241,1 296,7 455,0 182 433,2 582,4 113,9 968,2 206 412 229,6 288,4 391,3 351,3 240,3 412 267,8 320,4 373,8 685,9 601,5 _ 418,6 _ 14,56 618,8 607,9 275,9 229,4 371,3 133,9 201,8 249,3 145,6 655,2 172,9 334,6 410,3 260,3 1019,7 399,7 510,9 1128,8 606,1 498,7 382,2 475,3 281,3 382,2 1,82 216,6 773,5 418,6 432,6 26888,48

В ценах 2005г. Клэп=К1984 · J=26888,48 · 51,2=1376,69 млн.руб где J - индекс пересчета в ценах 2005г.

J= J1· J2=1,6 · 32=51,2

Капиталовложения в трансформаторные подстанции можно определить по формуле:

К_пс = К_тр · п_тр + К_яч · п_яч + К_пост

п - количество трансформаторов

В таблице в 5.1.2 расчетная стоимость Ктп приведена в ценах к 2005г.

Таблица 5.1.2. Капиталовложения в ПС

Наименование ПС	Мощн. тр-ра.	Кол-во. тр-ов.	Стоимость ПС в целом тыс.руб (в ценах 1991)
Э.Северная 220/110/10 Э.Северная 110/10 Э.Северная 110/10 Э.Западная 110/35/10 Э.Восточная 110/35/110 Ленинская 110/10 Целинная-2 110/35/10 Калининская 35/10 Целинная-1 35/10 Троицкое 35/10 Загиста 35/10 Чагорта 35/10 Пруловская 35/10 Водозабор 35/10 Салын 35/10 Воробьёвская 35/10 Хар-булук 35/10 Хар-булук 35/10 Ульдючины 110/35/10 Приютное 1 35/10 Приютное 2 110/35/10 Володаровская 110/10 Кевюды 35/10 Первомайская 35/10 Приманычская 110/35 Магна 110/10 Зверосовхозная 35/10 Лола 35/10 Буратинская 35/10 ЭПТФ 35/10 Вознесеновка 35/10 Ялмата 35/10 Чилгир 35/10 Насосная 35/10 Ики-Бурул 110/35/10 Манджикины 110/10 Южная 110/10 Чомур-хомур 110/10 Таван-Гашун 35/10 Кировская 35/10 Гашунская 35/10 Гашунская 35/10 Красненская 110/35/10 Кормовая 110/10 Утта 2 110/35/10 Яшкуль 2 110/35/10 Яшкуль 2 110/35/20 Утта 1 35/10 Привольненская 35/10 Яшкуль 1 35/10 Партизанская 2 110/35/10 Вахта 35/10 Цаган-Усн 35/10 Ут-Сала 35/10 Мелиоратор 35/10 Хулхута 35/10	125 10 25 10 16 2,5 6,3 2,5 2,5 6,3 4,0 1,6 2,5 4,0 2,5 1,6 4,0 1,6 6,3 6,3 10 6,3 1,6 2,5 6,3 2,5 4,0 1,6 1,6 4,0 2,5 4,0 1,6 4,0 6,3 2,5 2,5 6,3 1,6 4,0 1,6 4,0 6,3 6,3 6,3 10 6,3 1,6 1,6 2,5 1,6 6,3 1,0 1,0 2,5 1,6	2 1 1 2 2 1 1 1 1 1 2 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 2 2 2 1 2 1 2 2 2 2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1	2176 216 312 272 304 176 248 110,4 110,4 158,4 500 400 110,4 500 110,4 400 300 400 248 158,4 272 360 400 110,4 50 176 300 400 600 500 100 300 600 300 930 1200 1200 360 400 300 400 300 930 204,8 248 272 262,4 400 400 110,4 50 158,4 35 35 110,4 400

Итого 19184,8

В ценах 2005г. Кпс = К1991· J2 =19184,8 · 32=613913,6 тыс.руб где J2 = 32

ПС: а_р=4,4% а =4,9%

ЛЭП: а_р =2% а=0,08%

Затраты на амортизацию и эксплуатационное обслуживание могут быть определены по формуле :

Sобс = пс·Кпс +вл · Квл =0,093·613,9136+0,028 ·1376,69 =95,641 млн.руб

Где: Кпс - капитальные вложения в понижающие подстанции

сетевого предприятия;

Квл - капитальные вложения в линии электропередач

сетевого предприятия;

пс, вл. - коэффициенты отчислений на амортизацию и

обслуживание понижающих подстанций и воздушных

линий.

Определяем потери электроэнергии в сети:

Энр = Рн * ??+ Рxx * 760 = 0,5648 * 3500 + 0,4749 * 8760 = =6136,92 МВт·ч

где: Рxx - потери холостого хода

Рн - потери на нагрузку

Величина электроэнергии, потребляемая;

Wпотр = Тнб · ?Рпотр = 5800 · 81,9000 = 475020, МВт·ч

отсюда :

Wотп = Wпотр + ??нр = 475020 + 6136,92 = 481156,92 МВт·ч

где: Тнб - число часов использования наибольшей мощности нагрузки;

?Рпотр - суммарная потребляемая активная мощность;

Wпотр - величина потребленной электроэнергии;

Определим себестоимость и распределение электрической энергии:

S = Sобс/Wотп = 95,641·10⁶ / 481,157·10⁶ = 19 коп/кВт ч

Для оценки влияния регулирования напряжения на себестоимость и передачу электроэнергии производим расчет себестоимости после регулирования напряжения.

Определяем потери электроэнергии в сети:

?Эор=?Рн ·?+?Pxx · 8760 =0,5770 · 3500 + 0,4917 · 8760=6326,79 МВт·ч

отсюда определим величину электроэнергии, отпущенной потребителям предприятия:

Wотп = Wпотр+ ?Эор = 475020 +6326,79 = 481346,79

Определим себестоимость и распределение электрической энергии при оптимальном режиме, т е после регулирования напряжения.

S = Sобс/Wотп =95,641·10⁶ / 481,157·10⁶ = 19 коп/кВт·ч

Поставленная задача состояла в том, чтобы понизить напряжение на шинах 10 кв и обеспечить потребителю предельно допустимое напряжение.

Качество электроэнергии обеспечивали за счёт регулирования напряжения на подстанциях путём изменения коэффициента трансформации. При этом себестоимость передачи и распределения электроэнергии осталось неизменным, т.к затраты в данном случае мало зависят от изменения режима работы сети за счёт оптимизации. За счёт изменения уровней напряжения при вводе режима в допустимую область незначительно увеличились потери энергии в сети.

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Обеспечение микроклимата на рабочем месте диспетчера

6.1.1 Характеристика работ по категории тяжести на рабочем месте диспетчера

Работы выполняемые дежурным подстанции, относятся к категории 1 б, согласно (10,21 ). Это работы производимые сидя, стоя или связанные с ходьбой и сопровождающиеся нервно-эмоциональным напряжением, энергозатраты при этом достигают 172 Дж/с.

Помещение в котором расположено рабочее место директора, находится в общественном пункте управления (ОПУ ) . Площадь помещения составляет 50 квадратных метров, высота-5м. Имеется 2 окна площадью 6 квадратных метров, помещение рассчитано на одного дежурного при круглосуточном дежурстве. Вентиляция естественная. Для отопления в холодный период года используется бытовые электронагревательные приборы типа ТЭН напряжением 220в и частотой 50 Гц.

6.1.2 Нормирование микроклимата

Согласно (15 ) в помещениях диспетчерских пунктов при выполнении работ определённого типа, связанных с нервно-эмоциональным напряжением, должны поддерживаться комфортные метеорологические условия внешней среды: температура воздуха, влажность, скорость движения воздуха. Параметры микроклимата в здании подстанции:

1.Температура воздуха, С

холодное время года 20-22

тёплое время года 23-24

2. Относительная влажность, % 40-60

3. Удельный расход воздуха исходя из кратности воздухообмена 1-2

обьема в час не более.

4. Скорость движения воздуха, м/сек 0,1

5. Температура поверхностей, С

холодное время года 20-25

тёплое время года 21-27

Оптимальные параметры микроклимата, согласно (21), приведены в

таблице 6.1.

Таблица 6.1. Оптимальные параметры микроклимата.

Показатели	Холодное	Тёплое
1.Температура воздуха, С 2.Относительная влажность, % 3.Удельный расход воздуха 4.Скорость движения воздуха, м\сек 5.Температура поверхностей, С	21-23 40-60 8,5 0,1 20-24	22-24 40-60 8,5 0,1 21-25

Допустимые параметры микроклимата на основании (21), приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2.Допустимые параметры микроклимата.

Показатели	Холодное время года	Тёплое время года
1.Температура воздуха, С - диапазон ниже оптимальных - диапазон выше оптимальных 2.Относительная влажность, % 3.Удельный расход воздуха 4.Скорость движения воздуха, м/сек - для диапазона температур воздуха ниже оптимальной величины но не более. - для диапазона температур воздуха выше оптимальной величины но не более. 5.Температура поверхностей, С	19,0-20,9 23,1-24,0 40-60 8,5 0,1 0,2 18,0-25,0	20,0-21,9 24,1-28,0 40-60 8,5 0,1 0,3 19,0-29,0

При обеспечении допустимых величин микроклимата на рабочем месте диспетчера подстанции должны соблюдаться условия:

- перепад температуры воздуха по высоте не более 3°С;

- перепад температуры воздуха по горизонтали и изменение в течение смены 4°С.

Оптимальная для работы температура составляет +25°С.

Для поддержания работы и оптимальных параметров микроклимата согласно (10), необходимо применить систему кондиционирования второго класса - для обеспечения метеорологических условий в пределах оптимальных норм; скорость движения воздуха допускается принимать в обслуживаемой зоне, на постоянных и непостоянных рабочих местах в пределах допустимых норм.

Систему кондиционирования данного класса, предназначенную для круглосуточного и круглогодичного обеспечения требуемых параметров воздуха в помещениях, следует предусматривать не менее чем с двумя кондиционерами каждый с расходом по 50% требуемого воздухообмена.

6.1.3 Расчет расхода и температуры приточного воздуха при кондиционировании

Рассматриваемое помещение не относится к помещениям с избытком явной теплоты, с выделением вредных и взрывоопасных веществ, с избытком влаги, поэтому расход воздуха определяется по нормативному расходу приточного воздуха и по нормируемой краткости воздухообмена, в качестве расчетного принимается большее, из двух полученных значений:

1) по нормативному расходу приточного воздуха

??????·???? 50 · 6 = 300м³/ч

где: ? - нормативный расход приточного воздуха;

А=50м² площадь помещения;

К=6м³/ч м - нормируемый расход приточного воздуха на 1м³

пола помещения (для данного объема помещения и класса

системы кондиционирования по (10)

?` = N · m = 1· 8,5 м³/ч чел

где: ?`- нормативный расход приточного воздуха на одного

человека , находящегося в помещении,

N=1- число людей постоянно находящихся в помещении;

m=8,5м/ч - нормируемый удельный расход приточного

воздуха (10).

2) По нормируемой кратности воздухообмена

? = Vp · n =250 · 1 = 250м³/ч,

где: Vp- объём помещения, м³

Vp = A · H = 50 · 5 = 250м³

Н=5м - высота помещения

n=1ч^-1 - требуемая кратность воздухообмена (для данного

класса кондиционирования по (10).

Температура приточного воздуха для тёплого и холодного периода года эмпирического температурного коэффициента соответственно равна;

tint = text т + 0,001 · Р = 31,9 + 0,001 · 10 = 31,91^оС

tinx = text x + 0,001 · Р = -22 + 0,001 · 10 = 21,99 ^оС

где: tint и tinx - температура приточного подаваемого системами кондиционирования воздуха в соответственно тёплый и холодный периоды года;

text т = 31,9 С -температура поступающего воздуха в тёплый период года (для Ростовской области);

text x = -22С -температура поступающего воздуха в холодный период года (для Ростовской области);

Р = 10 Па - полное давление на нагнетатели воздуха (для помещений данного класса (10)).

В соответствии с нормативным расходом приточного воздуха примем к установке два кондиционера типа БК-2500, его технические и тепловые характеристики:

· потребляемая мощность 2500 Вт;

· рабочее напряжение 220 В;

· расход приточного воздуха 150м³/ч;

· диапазон температуры приточного воздуха от -30 до 40 С.

6.2 Расчет искусственного освещения на рабочем месте диспетчера

Недостаточное освещение производственных помещений ухудшает условия зрительной работы, повышает утомляемость, снижает производительность труда и способствует производственному травматизму.

Для организации освещения необходимо обеспечить не только достаточную освещённость рабочих поверхностей, но и создать соответствующие качественные показатели, освещения. К ним относятся: равномерность распределения светового потока, блескость, фон, контраст объекта с фоном.

Рациональным называется освещение, которое обеспечивает нормативную освещённость Е ( определяется степенью точности зрительных работ ), равномерность, отсутствие пульсации исключает слепимость и является экономичной.

Для определения коэффициента использования светового потока необходимо вычислить индекс помещения -i, по формуле:

где: i - индекс помещения учитывает влияние соотношения размеров и конфигурации помещения и высоты подвеса светильников над рабочей поверхностью:

· А=10м ширина помещения;

· В=20м длинна помещения;

· h=3м высота светильников над рабочей поверхностью.

h=h_НОМ-h_Н-h_РП

h_НОМ - высота помещения (м), = 5м; h_Н - длинна ножки светильника (м) = 0,5м; h_РП - высота рабочей поверхности (м) = 1,5м: h = 5 - 0,5 - 1,5 = 3м,

Согласно (13), для помещения щитов управления при постоянном пребывании людей в помещении с наблюдением за щитом на расстоянии более 0,5м:

· коэффициент запаса к = 1,5;

· показатель ослеплённости р = 40;

· коэффициент пульсации Кп = 20%

Согласно (14) в помещениях где необходимо создать особо благоприятные условия работы для глаз применяем тип светильника ППД мощностью 40 вт, излучающий световой поток

Fл = 430 Лм.

Определение светового потока и числа светильников на рабочем месте диспетчера:

Где: Е - средняя освещённость для помещений;

К - коэффициент запаса, устанавливаемой с учётом

чисток светильников в год = 1,3;

S - освещаемая площадь помещения = 50м²;

Z -коэффициент неравномерности освещения = 1,5

При использовании одного светильника освещённость равна:

Число светильников равно:

В результате расчета выбранные лампы, по величине светового потока, ППД мощностью 40 вт количеством 29 штук применять экономически не выгодно, поэтому целесообразно уменьшить число увеличив мощность ламп.

Требуемую освещённость можно обеспечить шестью светильниками с лампами мощностью 60вт.

Схема предполагаемого размещения системы освещения изображена на рисунке 6.1.

Рис 6.1 Схема расположения светильников в диспетчерском зале.

Предложенная на рис.6.1 схема освещения предполагала использование ламп накаливания. Из очень низкой светоотдачи ламп накаливания и из за других их недостатков. СНиП 23.05.95 запретил использование таких ламп без специального обоснования. Поэтому в качестве более нового (современного) варианта системы освещения предусмотрим в качестве второго варианта освещение люминесцентной лампой со светильниками типа ЛСП (Л-люминисцентные трубчатые прямые, С-светильник подвесной, П-для промышленных предприятий).

Итак выполним повторный расчет для второго варианта:

где: Е - средняя освещённость для помещений;

К - коэффициент запаса, устанавливаемой с учётом

чисток светильников в год = 1,3;

S - освещаемая площадь помещения = 50м²;

Z -коэффициент неравномерности освещения = 1,5;

з-коэффициент использования;

n_{л-число люминисцентных ламп;}

где: А- ширина помещения;

В- длинна помещения;

h=3м высота светильников над рабочей поверхностью

Потолки должны побелены качественно поэтому коэффициент отражения берем оптимальным тогда:з=0,53 (СНиП 23.05.95)

В связи с тем что 6 -это число светильников а люминисцентные светильники в производственных помещениях устанавливается двух ламповый световой поток первой лампы будет равен 3248 Лм. Этому световому потоку соответствует лампа ПД-65 со световым потоком 3570Лм мощностью 65Вт. Таким образом более рациональным вариантом освещения будет применение шести двухламповых светильников с лампами ЛД-65: М_{уст=65 12=780Вт,}

в то время как для второго варианта М_{уст=29 40=1160Вт.}

6.3 Обеспечение работоспособности энергосистемы при грозе

Объект расположен на территории относящейся по продолжительности грозовой деятельности в часах на территории РК