close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Безруков Виктор Викторович. Разработка автономного комбинированного электроснабжения отдаленного жилого поселка

код для вставки
УДК 621.311.1 .
АННОТАЦИЯ
Ключевые слова: энергетическая безопасность, децентрализованная зона
электроснабжения, отдаленный потребитель, автономная комбинированная
система электроснабжения, альтернативные источники энергии, обеспечение
надежности системы электроснабжения, автоматическая система управления.
Выпускная квалификационная работа содержит введение, 4 раздела
основной части с выводами по каждому, заключение, список используемой
литературы и приложение.
В выпускной работе рассмотрены вопросы, связанные с эффективным и
надежным
электроснабжением
отдаленных
потребителей
северных
и
восточных районов России. Проведен анализ существующих источников и
систем автономного комбинированного электроснабжения с целью выбора
наиболее оптимального технического решения. Разработанная автоматическая
система
электроснабжения
на
базе
контроллера
CP1H-X40DT1-D
и
технологической панели NB7-TW00B позволяет регулировать режимы работы
установки с учетом эффективного использования генерируемых мощностей, а
также осуществлять контроль за основными параметрами гибридной системы
электроснабжения.
В качестве
основных источников электроснабжения
применяются ветрогенераторы, фотоэлектрические станции и микроГЭС.
Выполнено технико-экономическое обоснование предлагаемого технического
решения.
Стр. – 119; рис. – 52; табл. – 23; 65 библ. наименований.
2
UDC 621.311.1
ANNOTATION
Keywords: energy security, decentralized power supply zone, remote
consumer, Autonomous combined power supply system, alternative energy sources,
ensuring the reliability of the power supply system, automatic control system.
The final qualifying work contains an introduction, 4 sections of the main part
with conclusions for each, conclusion, list of used literature and the application.
In the final work the issues related to the efficient and reliable power supply to
remote consumers of the Northern and Eastern regions of Russia are considered. The
analysis of existing sources and systems of Autonomous combined power supply in
order to select the most optimal technical solution. The developed automatic power
supply system based on the controller CP1H-X40DT1-D and the technological panel
NB7-TW00B allows you to adjust the operating modes of the installation taking into
account the efficient use of generated power, as well as to monitor the main
parameters of the hybrid power supply system. Wind turbines, photovoltaic plants
and micro-power plants are used as the main sources of electricity supply. The
feasibility study of the proposed technical solution was carried out.
P. - 119; fig. - 52; tab. - 23; bibl. names - 65.
3
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 6
1 Анализ проблемы электроснабжения отдаленных потребителей и возможные
пути их решения ....................................................................................................... 8
1.1 Проблемы электроснабжения отдаленных потребителей ............................. 8
1.2
Анализ
существующих
систем
электроснабжения
отдаленных
потребителей ....................................................................................................... 13
1.3 Анализ возможности применения нетрадиционных источников энергии в
качестве основных элементов системы электроснабжения отдаленных
потребителей ....................................................................................................... 19
Выводы по главе ................................................................................................. 33
2 Исследование существующих систем автономного комбинированного
электроснабжения .................................................................................................. 34
2.1 Расчет электрических нагрузок отдаленного села ...................................... 34
2.1.1 Краткая характеристика объекта электроснабжения ............................ 34
2.1.2 Расчет силовых нагрузок села Белькачи ................................................ 35
2.1.3 Построение суточных графиков нагрузки потребителя........................ 39
2.1.4 Построение годового графика нагрузки села и определение основных
технико-экономических показателей .............................................................. 43
2.1.5 Построение имитационной модели электрических нагрузок ............... 46
2.1.6 Выбор компенсирующих устройств ....................................................... 47
2.1.7 Выбор сечения кабельных линий ........................................................... 49
2.2 Анализ возможности применения различных автономных источников для
села Белькачи ...................................................................................................... 50
2.3 Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения с
автономными источниками энергии .................................................................. 52
2.4
Анализ
существующих
комбинированных
систем
автономного
электроснабжения ............................................................................................... 54
4
Выводы по главе ................................................................................................. 66
3 Разработка автоматизированной системы управления автономной СЭС ........ 67
3.1 Выбор технических средств автоматической системы управления ........... 67
3.2 Разработка системы управления комбинированного электроснабжения
отдаленного поселка ........................................................................................... 82
3.3 Разработка алгоритма эффективного управления комбинированной
системой электроснабжения ............................................................................... 89
3.4 Разработка программной части системы управления автономным
электроснабжением села ..................................................................................... 91
Выводы по главе ................................................................................................. 96
4 Технико-экономическое обоснование предлагаемого технического решения 97
4.1
Оценка
эффективности
внедрения
комбинированной
системы
электроснабжения ............................................................................................... 97
4.1.1 Расчет себестоимости электрической энергии ...................................... 97
4.1.2 Расчет основных финансовых показателей от внедрения гибридной
системы электроснабжения ........................................................................... 100
4.2
Определение
трудоемкости
при
разработке
гибридной
системы
электроснабжения ............................................................................................. 104
4.3 Оценка риска проекта ................................................................................. 109
Выводы по главе ............................................................................................... 111
ЗАКЛЮЧЕНИЕ .................................................................................................... 112
Список используемой литературы ...................................................................... 114
Приложение А ...................................................................................................... 122
5
ВВЕДЕНИЕ
Одним
из
ключевых
направлений
энергетической
политики
Правительства Российской Федерации, отраженных в Федеральном законе
№261 [1], а также в энергетической стратегии, является обеспечение
энергетической безопасности как страны в целом, так ее субъектов в
отдельности, а также увеличение эффективности использования ресурсов
топливно-энергетического комплекса. К данному направлению относится
разработка и внедрение автономных систем электроснабжения на базе
возобновляемых источников энергии.
Особенно
острой
эта
проблема
является
для
потребителей
децентрализованных зон электроснабжения. Под децентрализованными зонами
электроснабжения
понимаются
территории,
получающие
питание
от
автономного источника, который не имеет связи с централизованной системой
электроснабжения страны.
Ввиду больших площадей большая часть территорий страны (в основном
восточные и северные ее части) лишены доступа к централизованным системам
электроснабжения, что обусловлено малой плотностью населения на 1 м 2 и его
большим разбросам. Применение автономных систем на базе жидкого топлива
является нецелесообразным, поскольку стоимость 1 кВт·ч будет составлять
порядка 25 – 40 рублей [2], что обусловлено значительными расходами на
транспортировку топлива. Отсутствие развитой транспортной системы, а также
суровые природные условия делают потребителей очень зависимыми от
привозного топлива.
Актуальность
темы
выпускной
квалификационной
работы
подтверждается наличием ряда проблем, связанных с надежностью и
экономической
эффективностью
автономных
отдаленных потребителей.
6
систем
электроснабжения
Целью работы является повышение надежности работы, а также
увеличение
экономической
эффективности
системы
электроснабжения
отдаленных потребителей децентрализованных зон электроснабжения
Для достижения поставленной цели был решен ряд задач:
1. Анализ
существующих
систем
электроснабжения
отдаленных
потребителей, их достоинств и недостатков.
2. Анализ возможности применения различных автономных источников
энергии
для
электроснабжения
потребителей
децентрализованных
зон
электроснабжения.
3. Анализ целесообразности применения возобновляемых источников
энергии для конкретной местности (село Белькачи республики Якутия).
4. Рассмотрение
существующих
схем
комбинированного
электроснабжения с целью выявления наиболее оптимальной для данного
потребителя.
5. Разработка системы, а также алгоритма эффективного управления
автономной комбинированной системой электроснабжения.
6. Проведение
технико-экономического
обоснования
предлагаемого
технического решения.
Объектом
исследования
является
автономная
система
электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии.
Предметом
исследования
является
комбинированная
система
электроснабжения отдаленного потребителя.
Практическая значимость работы заключается в разработке системы
комбинированного
электроснабжения
отдаленного
потребителя
на
базе
нескольких возобновляемых источников энергии взамен систем, работающих
на привозном топливе.
7
1 Анализ проблемы электроснабжения отдаленных потребителей и возможные
пути их решения
1.1 Проблемы электроснабжения отдаленных потребителей
Согласно энергетическим стратегия Российской Федерации на периоды
до 2030 [3] и 2035 [4] годов выделяются четыре основных ориентира в
энергетической политике страны:
- создание условий для обеспечения энергетической безопасности страны;
-
увеличение
энергетической
эффективности
существующих
и
внедряемых систем;
- увеличение бюджетной (экономической) эффективности энергетики
страны;
- создание устойчивым энергетических структур с учетом обеспечения
экологической безопасности.
Энергетическая безопасность страны является одним из ключевых
направлений в проводимой политике государства, поэтому остановимся более
подробно на этом критерии.
Под
энергетической безопасностью
понимается
процесс
создания
условий для обеспечения защищенности государства и общества от создания
угроз дефицита в обеспечении экономически выгодными ресурсами топливноэнергетического комплекса, а также угроз нарушений бесперебойности
энергоснабжения [5].
Впервые
данное
понятие
было
сформулировано Международным
энергетическим агентством в 1973 г. после нефтяного кризиса. В России первые
8
упоминания о безопасности в энергетической области нашли законодательное
отражение в Федеральном законе «О безопасности» 1992 г.
Основными факторами, характеризующими энергетическую безопасность
страны, являются:
-
возможность
обеспечения
всех
потребителей
доступными,
экономически выгодными и качественными энергоресурсами;
- создание благоприятных условий для экономного расходования
ресурсов топливно-энергетического комплекса и, как следствие, уменьшение
спроса;
- совершенствование существующих и создание новых энергетических
систем с высоким значением устойчивости к любым возмущающимся
воздействиям (потенциальным угрозам различного характера), а также
устойчивости систем к нарушениям энергоснабжения или дефицитам ресурсов,
вызванном возникшими угрозами.
Одним из основных критериев экономической безопасности страны
является обеспечение надежными, экономически выгодными и качественными
энергоресурсами отдельных потребителей, в том числе удаленных районов и
районов с низкой плотностью населения (рис.1.1).
9
Рисунок 1.1 – Карта распределения плотности населения (чел/м 2) территории
Российской Федерации
Согласно
статистическим
данным,
приведенным
на
заседании
президиума Государственного совета [6], около двух третий (70 %) территорий
России
относятся
к
зонам
неэлектрифицированным
зонам
и
зонам
децентрализованного энергоснабжения (рис. 1.2)
Рисунок 1.2 – Карта распределения зон электроснабжения территории
Российской Федерации
Известна классификации зон территории Российской Федерации по
степени централизованности энергоснабжения [7]:
- зоны с высоким экономическим развитием, входящие в объединенную
энергетическую систему страны (области с высокой плотностью населения –
регионы европейской части России и Западной Сибири);
- зоны локальных районных энергосистем (удаленные области со средней
плотность населения – регионы Восточной Сибири, Дальнего Востока, а также
полуострой Крым);
10
- зоны локальных энергоузлов, удаленных от топливно-энергетического
комплекса (небольшие населенные пункты с неразвитой транспортной
инфраструктурой – большая часть территорий Севера, Сибири и Дальнего
Востока).
Районы Сибири, Севера и Дальнего Востока в зависимости от наличия и
объемов запасов ископаемых ресурсов топливно-энергетического комплекса
подразделяются на три зоны:
- зоны открытого типа, ресурсы топливно-энергетического комплекса
которых имеют государственное значение (Ненецкий, Ямало-Ненецкий, ХантыМансийский автономные округа, Тюменская область, Республика Коми);
- зоны полуоткрытого типа, оказывающие определѐнное влияние на
топливно-энергетический
комплекс
пограничных регионов
(Сахалинская
область, Республика Якутия);
- зоны закрытого типа, имеющие ресурсы топливно-энергетического
комплекса для местного назначения (Эвенкийский, Таймырский, Чукотский
автономные
округа,
Республика
Карелия,
Томская,
Магаданская,
Архангельская, Мурманская области).
Организация централизованной системы электроснабжения зон закрытого
типа требует колоссальных затрат. Поэтому в настоящее время основным
способом обеспечения электроэнергией удаленных потребителей является
транспортировка традиционных видов ресурсов.
Зоны закрытого типа полностью зависят от внешних поставок топлива.
Сложность
поставок
ресурсов
топливно-энергетического
комплекса
в
перечисленные регионы обусловлена рядом причин:
- отсутствие развитой транспортной системы с промышленными
регионами;
- сложность транспортировки топлива в зимние периоды времени (в
некоторые районы доставка топлива в зимние периоды времени возможна
только по воздушному пути);
11
-
наличие
большого
количества
населенных
пунктов
с
малой
численностью населения удаленных друг от друга на значительные расстояния
(табл. 1.1) [8].
На большей части данных территорий проживают малочисленные
северные народности, занимающиеся в основном земледелием, разведением
оленей,
пушного
зверя,
животноводством,
рыболовством,
лесной
промышленностью и добычей полезных ископаемых и драгоценных металлов.
Таблица
1.1
–
Данные
по
численности
населения
в
зонах
децентрализованного энергоснабжения Российской Федерации
Количество жителей
в пункте, чел.
10 – 50
51 – 500
501 – 3000
3001 - 10000
Количество населенных
Число жителей,
пунктов, шт.
проживающих в населенных
пунктах, чел.
13500
172600
11100
2400000
5700
5900000
580
2600000
Мощность рассмотренных потребителей варьируется от нескольких
киловатт (метеостанции, автономное освещение и т.д.) до нескольких мегаватт
(крупные поселения и предприятия).
Кроме
проблемы,
энергетического
связанных
комплекса,
к
с
поставкой
основным
ресурсов
проблемам
топливно-
электроснабжения
отдаленных потребителей можно отнести следующие:
- значительный износ имеющихся энергетических установок;
- значительная удаленность от снабжающих и обслуживающих центров;
- эксплуатация оборудования в суровых природно-климатических
условиях;
- высокая стоимость ресурсов топливно-энергетического комплекса,
обусловленная высокой стоимость топлива, обусловленной ростом цен на
топливо и транспортные расходы. Это приводит к необходимости увеличения
размеров дотаций из региональных и областных бюджетов;
12
-
отсутствие
автоматизированных
систем,
способных
обеспечить
эффективное использование потребляемой мощности;
- отсутствие резервных источников питания, что приводит в случае
аварийной
ситуации
к
полному
отключению
всех
потребителей
энергоснабжения;
- отсутствие возможности присоединения дополнительных потребителей.
Эти и ряд других причин привели к тому, что за последние десятилетия с
начала 1990 – х годов было официально упразднено около двенадцати тысяч
мелких поселений [9].
1.2
Анализ
существующих систем
электроснабжения
отдаленных
потребителей
Российская Федерация обладает обширными территориями, имеющими
различные
возобновляемые
и
невозобновляемые
ресурсы
топливно-
энергетического комплекса. Большая часть территорий страны имеет доступ к
нескольким видам различных ресурсов. Несмотря на то, что потенциал
возобновляемых источников энергии значительно превышает количество
мощности, требуемое для потребления, лишь около 5 % вырабатываемой
электрической энергии приходится на нетрадиционные источники энергии
(табл. 1.2) [7, 10].
Таблица 1.2 – Значения установленных мощностей и вырабатываемой
электроэнергии маломощными электроустановками
Тип электростанции
Дизельная
электростанция
Газопоршневая
установка
Газотурбинная
установка
Парогазотурбинные
установки (в том числе
на биомассе)
Значение установленной Значение выработанной
мощности, %
электроэнергии, %
55,35
31,28
17,41
23,40
0,54
0,74
23,13
36,93/2,05
13
Мини-ГЭС
ВЭС
ГеоТЭС
2.72
0,09
0,77
5,57
0,03
2,05
Из таблицы 1.2 видно, что большую часть систем электроснабжения
отдаленных потребителей Дальнего Востока, Сибири и Севера составляют
системы, построенные на базе дизель-генераторных установок (более 50 %).
Второе место занимают парогазотурбинные установки, на которых
приходится более 23 % установленной мощности; на третьем месте –
газопоршневые установки (17,4 %).
Остановимся более подробно на самых распространенных системах
автономного энергоснабжения удаленных потребителей.
1. Дизельная электростанция состоит из следующих элементов: двигатель
дизельного типа; электрический генератор; системы охлаждения, подачи
топлива и смазки; система запуска дизель-генераторной установки, а также
щиты силовые и управления (рис. 1.3) [11].
14
Рисунок 1.3 - Схема дизельной электростанции типа Flagman
Принцип работы дизельной электростанции заключается в следующем: в
процессе сожжения сжатого топлива за счет происходящего расширения газов
образуется энергия, перерабатываемая посредством кривошипно-шатунного
механизма. Это приводит к вращению коленчатого вала и, как следствие,
ротора
генератора,
в
результате
чего
происходит
возбуждение
электромагнитного поля и создание ЭДС статора. Напряжение питания,
создаваемое ЭДС, регулируется с помощью системы управления.
Основные технические характеристики дизельных электростанций:
- удельное значение расхода топлива,
- удельное значение расхода масла,
кг
: 0,184 – 0,22;
кВт  ч
г
: 0,30 – 1,40;
кВт  ч
- коэффициент полезного действия (без учета утилизации тепловой
энергии): 0,39 – 0,47;
- коэффициент полезного действия (с учетом утилизации тепловой
энергии): 0,70 – 0,80;
- номинальная мощность установки, МВт: 0,10 – 5,00;
- номинальное значение напряжения, кВ: 0,4 – 13;
- диапазон рабочих режимов, в % от значения номинальной мощности
установки: 10 – 110.
Согласно
насчитывается
статистическим
около
вырабатывающих
6
тысяч
данным
дизельных
в
Российской
электростанций,
Федерации
ежегодно
1,8 млрд кВт·ч электрической энергии при расходе
топлива порядка 6 млн тонн [8, 10].
Основными проблемами использования дизельных электростанций в
качестве автономных систем электроснабжения отдаленных потребителей
являются:
15
- транспортная проблема, заключающаяся в отсутствии развитой
транспортной инфраструктуры и ограниченности сроков поставки топлива
ввиду сезонных погодных условий;
- значительный износ большинства имеющихся энергоустановок;
- низкое значение КПД установки, обусловленное выбором мощности
дизельной
электростанции
по
максимальному
значению
мощности
нагрузочного графика потребителя;
- значительная зависимость от финансирования из бюджета региона
(около 90 % затрат на энергоресурсы покрывается за счет взносов из
региональных бюджетов) [12].
2. Парогазотурбинная
установка
состоит
из
паротурбинной
газотурбинной частей (рис. 1.4).
Рисунок 1.4 - Схема, отражающая принцип работы парогазотурбинной
установки
16
и
Принцип
действия
парогазотурбинной
установки
заключается
в
следующем: образовавшиеся в результате сгорания продукты приводят в
движение турбину на одном валу с которой расположен генератор, вращение
ротора которого приводит к выработке электрического тока. Продукты
сгорания на выходе из газовой турбины имеют высокую температуру, что
позволяет
использовать
их
для
нагрева
воды
в
котле-утилизаторе.
Образовавшийся при этом водяной пар необходимого давления приводит в
движение паровую турбину, с которой на одной валу расположен второй
генератор.
К основным недостаткам применения парогазотурбинных установок в
качестве автономных систем электроснабжения отдаленных потребителей
являются (кроме транспортной проблемы):
- низкое единичное значение мощности оборудования, что уменьшает
области возможного применения установок;
- необходимость применения
дополнительного блока
фильтрации
воздуха, используемого в процессе сжигания топлива.
3. Газопоршневая установка состоит из следующих элементов: двигатель
газового
типа,
электрический
генератор
переменного
тока,
радиатор,
вентилятор, фильтр очистки воздуха и ряд вспомогательных устройств (рис.
1.5) [13].
17
Рисунок 1.5 - Схема работы газо - поршневой установки фирмы RID
мощностью 200 кВт
Принцип работы газопоршневой установки заключается в следующем:
газ, поступающий в камеру сгорания, воспламеняется за счет сжатия поршнем.
Расширяющийся при этом газ давит на поршневую систему, обеспечивая
возвратно-поступательное
движение.
Движение
от
вала
газопоршневой
системы через муфту передается на ротор электрогенератора, что приводит к
появлению магнитного поля и образованию ЭДС в обмотке статора.
Основные технические характеристики газопоршневой установки фирмы
RID:
- значение номинальной мощности: 200 кВт;
- значение номинального напряжения: 400 В;
- номинальная частота тока питающей сети: 50 Гц;
- род тока: трѐхфазный, переменный;
- значение номинальной частоты вращения: 1500 об/мин.
- пуск двигателя: стартерный;
- удельное значение расхода газа: не более 50 кг/ч.
Основными недостатками использования газопоршневых установок в
качестве автономных систем электроснабжения отдаленных потребителей
являются (кроме транспортной проблемы):
- необходимость создания сложной системы отвода газов и воды;
- необходимость жесткого крепления установки ввиду значительных
вибраций, возникающих на высоких рабочих скоростях двигателя.
Несмотря
на
электроснабжения,
распространенность
они
не
позволяют
данных
обеспечить
автономных
систем
требуемого
уровня
надежности снабжения (сильная зависимость от поставок топлива), а также
энергетической эффективности.
18
1.3 Анализ возможности применения нетрадиционных источников
энергии в качестве основных элементов системы электроснабжения отдаленных
потребителей
До
настоящего
времени
вопросам
применения
возобновляемых
источников энергии на территории Российской Федерации уделялось мало
внимания, что обусловлено значительными запасами традиционных видов
топлива. В последнее время в связи с политикой энергобезопасности и
энегосбережения ситуация стала изменяться. Вместе с тем показатели
использования
нетрадиционных
источников
энергии
в
нашей
стране
значительно ниже, чем в других странах. Объем доступных ресурсов
нетрадиционных источников энергии на территории нашей страны составляет
порядка 24 млрд тонн условного топлива (без учета петротермальных, грозовых
и аэро-источников).
Для внедрения и развития систем электроснабжения отдаленных
потребителей на базе возобновляемых источников энергии необходимо
проведение ряда мероприятий [14, 15]:
1) поддержка государства на законодательном уровне (создание правовой
базы в сфере использования нетрадиционных источников энергии; подготовка
кадров
по
соответствующим
направлениям;
развитие
международного
сотрудничества в сфере передачи технологий; поддержками местными
властями
применения
нетрадиционных
источников
энергии;
создание
экспериментальных объектов и т.д.);
2) политика финансирования (выделение денежных средств и кредитов на
особых условиях для создания установок на основе
источников
энергии;
государственное
возобновляемых
финансирование
в
области
исследовательских работ и создания макетных установок и т.д.);
3) политика
технического
оснащения
(устранение
таможенных
ограничений при импорте оборудования для установок, не выпускаемых на
территории РФ; организация серийного производства установок на базе
нетрадиционных источников энергии и т.д.).
19
При
выборе
оптимального
источника
альтернативной
энергии
необходимо изучить их распространение на территории Российской Федерации.
К
основным
нетрадиционным
источникам
энергетики
относятся
следующие:
1. Солнечная энергетика.
Известны установки солнечной энергии двух типов: фотоэлектрический
(поглощенная энергия солнца преобразуется в электрическую энергию
непосредственно)
и
фототермический
(поглощенная
энергия
солнца
преобразуется сначала в тепловую энергию, а затем, при необходимости, в
электрическую).
Солнечные установки фотоэлектрического типа работают на принципе
непосредственного преобразования энергии солнца в постоянный ток.
Электроэнергия либо напрямую подается к потребителю (для потребителей,
работающих на переменном токе, дополнительно ставится инвертор), либо
накапливается в аккумуляторных батареях (рис. 1.6).
Рисунок 1.6 – Схема подключения модуля солнечной батареи
20
К достоинствам солнечных батарей относят высокую экологичность,
простоту в эксплуатации, автономную работу, отсутствие шума; к недостаткам
–
высокая
цена
солнечных
элементов
с
большим
значением
КПД,
необходимость периодической очистки рабочих поверхностей, нагрев в
рабочих зонах, требующий дополнительной системы охлаждения [16, 17].
Для определения эффективности применения солнечных батарей в той
или иной области необходимо знать количество солнечной радиации,
выделяемой в течении суток, а также количество солнечных дней в году.
По карте, приведенной на рисунке 1.7, видно, что наибольшее
количество солнечной радиации приходится на районы Северного Кавказа, а
также части территорий Центральной и Восточной Сибири (на них приходится
в среднем от 4 до 4,5
кВт  ч
). Минимальное значение солнечной радиации
м 2  день
приходится на территорию Европейской части РФ (от 3 до 3,5
кВт  ч
).
м 2  день
Большая часть остальных территорий России (включая Дальний Восток,
Сибирь и Север) имеет одинаковое значение солнечной радиации (от 3,5 до 4
кВт  ч
). Это значение ниже показателей южных регионов страны, однако
м 2  день
большая часть стран Европы, активно использующих солнечные батареи,
кВт  ч
имеют низкое значение солнечной радиации – около 3,3 2
[18].
м  день
21
Рисунок 1.7 – Карта распределения ресурсов солнечной энергии на территории
Российской Федерации
Сложность применения солнечных батарей в северных частях России
заключается в их низких значениях рабочего температурного диапазона
(минимальное значение температуры большинства солнечных батарей не
превышает – 50 0С), поэтому приходится использовать элементы с большими
рабочими температурными диапазонами, что сказывается на цене.
2. Ветровая энергетика.
Потенциал генерируемых мощностей при использовании ветровой
энергетики в Российской Федерации более 260 млрд кВт·ч в год, что
соответствует
35
%
общей
выработки
электрической
энергии.
Ветрогенераторные установки могут работать в двух режимах: как независимые
источники питания и параллельно с сетью [16, 19-20].
Принцип работы ветрогенераторов заключается в следующем: потоки
ветра приводят в движения лопасти генератора, которые с помощью
специального привода приводят в движение ротор (рис. 1.8, а). В результате
чего наводится магнитное поле и образуется ЭДС в обмотке статора.
Образовавшаяся энергия поступает либо к потребителю через инвертор, либо
22
аккумулируется в батареях (рис 1.8, б). От силы ветра будет зависеть скорость
вращения
лопастей
ветрогенератора
и,
следовательно,
вырабатываемая
мощность.
а)
б)
Рисунок 1.8 – Устройство ветрогенераторной установки (а) и схема автономной
работы ветрогенератора (б)
Существует два вида ветровых турбин с осью вращения вертикального
(для начала вращения лопастей достаточно скорости ветра 1 – 1,5 м/с) и
горизонтального (требуемая скорость ветра 2 – 3 м/с) типов.
Для определения эффективности использования ветрогенераторных
установок в регионе необходимо знать среднегодовую скорость ветра. На всей
территории Российской Федерации среднегодовое значение скорости ветра
изменяется от 2 м/с в азиатском регионе до 9 м/с в Охотском море (рис. 1.9).
23
Рисунок 1.9 – Карта среднегодовой скорости ветра на территории Российской
Федерации
Анализируя карту среднегодовой скорости ветра, приведенную на
рисунке 8, можно сделать вывод, что наиболее перспективными для
применения ветрогенераторных установок являются прибрежные области
Севера и Дальнего Востока.
3. Гидроэнергетика малых рек.
Микро- и миниГЭС получили широкое распространение в качестве
основных и резервных источников питания отдаленных потребителей. Это
обусловлено доступностью водных ресурсов. Исторически сложилось так, что
люди образовывали свои поселения и города возле рек.
Принцип действия микроГЭС аналогичен любой гидроэлектростанции:
на водоеме, где установлена микроГЭС, создается напор воды, приводящий в
движение турбину (рис. 1.10). Вращательное движение турбины передается на
ротор генератора, создается магнитное поле и образуется ЭДС в обмотке
статора.
24
Рисунок 1.10 – Схема микроГЭС
Различают микроГЭС нескольких типов [21]:
- колесного типа в виде колеса, на треть погруженного в воду;
- гирляндного типа в виде троса с закрепленными на нем роторами,
полностью погруженными в воду;
-
пропеллерного
типа
в
виде
лопастного
ветряка,
полностью
погруженного в воду;
- ротор Дарье, вращение которого основано на обтекании водой сложных
поверхностей и создания разностей давлений на поверхностях лопастей.
Основное отличие микроГЭС от обычной гидроэлектростанции –
генерируемая мощность. Максимальное значение мощности микроГЭС не
превышает 100 кВт.
Энергетический потенциал малых рек на территории Российской
Федерации очень велик. Число небольших рек составляет порядка 2,6 млн, а их
суммарный сток составляет более 1000 м 3 воды в год. Ученые оценивают
производственный потенциал малых рек в 500 млрд кВт·ч электрической
энергии в год [22].
Распределение количества рек и их протяженности по регионам
Российской Федерации приведено в таблице 1.3.
Таблица 1.3 – Густота речной сети по федеральным округам РФ
25
Площадь
Количество Протяженность,
бассейна,
рек, ед.
тыс. км
тыс. км2
Центральный
11080
115,3
650,7
Северо-Западный 119221
749,0
1677,9
Южный
15913
76,5
589,2
Приволжский
79309
333,5
1038
Уральский
5238
37,8
1788,9
Сибирский
217111
1282,2
5114,8
Дальневосточный 612143
1816,0
6215,9
Всего по России 1060015
4410,2
17075,4
Федеральный
округ
Густота
речной сети,
км/км2
0,18
0,45
0,13
0,32
0,02
0,25
0,29
0,26
На территории Российской Федерации 45 % жителей, 90 % из которых
составляют сельские жители, проживают в бассейнах рек.
Карта речного стока на территории России приведена на рисунке 1.11.
Рисунок 1.11 – Карта речного стока на территории России
Карта речного стока, приведенная на рисунке 1.11, отражает лишь
среднегодовое значение без учета сезонных природно-климатических факторов
(табл. 1.4) [23].
26
Таблица 1.4 - Процентное значение сезонного стока рек от годового по
некоторым регионам Российской Федерации
Регион
Север европейской территории
Запад и юго-запад европейской территории
Южное Заволжье, Южное Приуралье
Крайний север и северо-восток Сибири
Западная Сибирь
Восточная Сибирь, Урал
Забайкалье, Яно-Индигирский район, Дальний
Восток, Камчатка
Сезонный сток, % от
годового
весна лето-осень зима
55–65
25–35
10–20
30–50
30–35
20–35
90–95
4–8
1–2
40–50
45–55
5
45–55
35–45
10
70–80
15–25
5
30–40
55–65
5
Малое значение сезонного стока в зимний период времени обусловлен
замерзанием большей части рек, что следует учитывать при проектировании
автономных систем электроснабжения на базе микроГЭС.
4. Приливная энергетика.
Работа приливных электростанций основывается на кинетической
энергии, образующейся в процессе приливов. Такие станции обычно возводятся
на морских побережьях с большой водной акваторией.
Во время прилива образуется напор воды, поступающий через клапаны
станции в водозаборный бассейн закрытого типа, а также приводит в движение
лопасти гидротурбин, соединенные с гидрогенераторами. После выравнивания
внешнего и внутреннего уровня воды происходит закрытие клапана (рис. 1.12).
Длительность
работы
приливной
электростанции
в
течении
дня
составляет 4 – 5 часов (при наличии одного водозаборного бассейна).
Несмотря на все достоинства приливных электростанций (точное
прогнозирование выработки электрической энергии, длительный срок службы,
низкая себестоимость получаемой электроэнергии и т.д.), они не нашли
широкого применения, что обусловлено двумя недостатками:
- большой срок окупаемости, обусловленный малой мощности установки
по сравнению с затратами на строительство;
27
- необходимость ограничения значительных прибрежных территорий под
бассейн.
Рисунок 1.12 – Внешний вид приливной электростанции
Наиболее перспективными для развития приливных электростанций
являются Чукотский полуостров, полуостров Камчатка, а также акватории
Охотского и Японского морей.
5. Гео- и петротермальные источники.
Геотермальные источники – это тепловые источники, образуемые в
недрах земной коры при протекании физико-химических реакций.
Известны пять возможных источников геотермальной энергетики –
месторождения сухого пара, влажного пара, геотермальной воды, а также
горячие скальные породы (глубина более 2 км) и расплавленные горные
породы (температура более 1300 0С) [24].
Принцип
работы
геотермальной
электростанции
заключается
в
следующем: в специально пробуренное в земле отверстие поступает в нагретые
слои, где превращается в пар. Полученный водяной пар по другому
пробуренному
отверстию
поступает
28
в
теплообменник
геотермальной
электростанции, где с помощью турбины и генератора преобразуется в
электрическую энергию (рис. 1.13).
Рисунок 1.13 – Схема геотермальной электростанции с бинарным циклом
Для
определения
эффективности
использования
геотермальных
электростанций необходимо знать характер распределения геотермальных
источников в регионе (рис 1.14). Максимальные запасы геотермальных
источников имеются на Северном Кавказе, в западной части Сибири, Якутии,
Чукотке и Камчатке (на 1 м3 приходится более 7 тонн условного топлива), т.е.
данные
районы
являются
наиболее
геотермальной электростанции.
29
перспективными
для
постройки
Рисунок 1.14 – Карта распределения геотермальных источников на территории
России
Дальнейшим
развитием
геотермальных
электростанций
являются
станции, использующие петротермальные источники тепла [25]. Основными
отличиями петротермальных станций являются более высокие температуры и
более глубокие рабочие скважины. При этом петротермальные станции,
построенные
на
базе
имеющихся
геотермальных
станций,
будут
неконкурентноспособными по сравнению с вновь проектируемыми станциями.
6. Аэроэнергетика.
Одна четвертая часть солнечной энергии, приходящейся на Землю,
расходуется на испарение воды. Современные гидроэнергетические установки
способны использовать только малую часть этой энергии, так как осадки,
выпадаемые на Землю, теряют большую ее часть на сопротивление воздушным
потокам и удару о землю. Для более эффективного использования данного вида
энергии необходимо осуществлять сбор воды на высоте, где происходит ее
30
конденсат, т.е. выше точки росы. Для решения данной задачи может быть
использована аэроГЭС (рис. 1.15) [26].
Рисунок 1.15 – Схема аэроГЭС: 1 – нижний резервуар (бьеф), 2 – верхний
резервуар, 3 – водовод, 4 – турбогенератор, 5 – поверхности сетчатого или
тканного типа, 6 – дирижабль, 7 – крепежные тросы.
Принцип действия аэроГЭС заключается в следующем: на высоте точки
росы переохлажденная влага конденсируется на сетчатой поверхности,
дренажная система которой осуществляет отвод полученной воды в верхний
резервуар. Из верхнего резервуара вода под напором, образуемом засчет
перепада высот, поступает из водовода в нижний резервуар, попутно производя
электроэнергию с помощью турбогенератора.
Кроме электроэнергии аэроГЭС также позволяет получать и чистую
питьевую воду.
31
Согласно
технико-экономическим
данным
установка
для
поселка
численностью 100 человек будет иметь мощность 20 – 50 кВт (в зависимости от
рабочей высоты) и давать 100 м3 питьевой воды в сутки.
7. Грозовая энергетика.
Грозовая энергетика основывается на фиксации энергии молний и
передачи ее в электрическую сеть. Молния является мощным искровым
разрядом, ток которой может составлять порядка сотен тысяч ампер, а
напряжение – до миллионов вольт [27].
Грозовые
электростанции
являются
новым
витком
в
развитии
альтернативной энергетики. Первый прототип грозовой электростанции был
создан американской компанией Alternative Energy Holdings 11 октября 2006
года.
В 2006 году специалистами, работающими со спутниками NASA была
создана карта годовой частоты возникновения молний (рис. 1.16).
Рисунок 1.16 – Карта частотности возникновения молний
Анализ карты грозовой активности показывает, что наибольшая грозовая
активность наблюдается в Центральной Африке (на 1 м 2 в год приходится
около 70 ударов молний). На территории России этот показатель лишь в
32
некоторых районах достигает 8 – 10 ударов молний в год на 1 м2, что говорит о
нерентабельности проекта на данном этапе.
Кроме того, грозовая энергетика имеет ряд недостатков: сложность
прогнозирования появления молний, небольшое время длительности разряда,
высокая стоимость оборудования, а также ряд других проблем, возникающих
при получении энергии молнии и ее передачи в сеть.
Выводы по главе
1) одним из основных направлений проводимой энергетической политики
государства является обеспечение энергетической безопасности страны;
2) важнейшим
показателем
энергобезопасности
страны
является
надежность поставки энергоресурсов всем потребителям;
3) большая часть систем электроснабжения отдаленных потребителей на
территории Российской Федерации построена на базе привозных видов
топлива, что делает их зависимыми от внешних поставок;
4) сложность поставок топлива в отдаленные регионы, обусловленная
отсутствием развитой транспортной инфраструктуры, а также суровыми
погодно-климатическими
условиями,
значительно
удорожает
стоимость
топлива;
5) наиболее перспективным является применение систем на базе
возобновляемых источников энергии;
6) среди рассмотренных источников альтернативной энергии наиболее
перспективными для областей Дальнего Востока и Сибири являются солнечная,
ветровая, энергетика малых рек, а также аэроэнергетика.
33
2 Исследование существующих систем автономного комбинированного
электроснабжения
2.1 Расчет электрических нагрузок отдаленного села
2.1.1 Краткая характеристика объекта электроснабжения
В качестве отдалѐнного потребителя было выбрано село Белькачи
республики Якутии, относящееся к Усть-Майскому улусу (рис. 2.1).
Рисунок 2.1 – Географическая карта Усть-Майского улуса
Численность поселка составляет 163 человека (по данным на 2018 год). В
поселке имеется здание администрации, школа, детский сад, фельдшероакушерский пункт, 2 магазина, участок лесозаготовки со складом, перевалочная
база, энергоснабжающая станция, котельная и жилой сектор. Количество
жилых домов – 57. В селе 8 улиц – Сосновая, Школьная, Трудовая,
Магаданская, Нагорная, Лесная, Лесной переулок и Советская аллея. Село
расположено на берегу реки Алдан, а также разделяется рекой Улахан-Эльге на
две части.
Электроснабжение поселка осуществляется от дизель-генераторной
станции (без резервного источника питания). Участок лесозаготовки питается
34
от собственного дизель-генератора. В данной работе будет рассмотрено
автономное электроснабжение села без участка лесозаготовки.
2.1.2 Расчет силовых нагрузок села Белькачи
Важнейшим этапом рационального выбора комбинированной системы
электроснабжения является правильное определение расчетных силовых
нагрузок, в зависимости от которых производится выбор всех основных
элементов автономной системы.
Произведем расчет силовых нагрузок села Белькачи по методике,
приведенной в [28], на примере линии Л1 (улица Трудовая). На улице
расположено 12 домов частного сектора.
Расчетное значение активной нагрузки, потребляемое частными домами
линии Л1, определяется по методу коэффициента одновременности:
Pр =k 0  n  Pi ,
кВт 
(2.1)
где k0 – коэффициент одновременности (для жилых домов с нагрузкой на вводе
каждого более 2,2 кВт и количеством домов, равном 12, принимается равным
0,34 [28]), о.е.;
n – количество частных домов в данном секторе, шт.;
Pi – значение активной мощности, приходящейся на один дом, кВт
(принимается равной средней нагрузке в сельской местности – 3 кВт);
Pp  0,34 12  3  12,24
кВт .
Расчетное значение реактивной мощности, потребляемое частными
домами линии Л1, вычисляется по выражению:
Qp  k 0  n  Qi ,
квар
(2.2)
где Qi – значение реактивной мощности, приходящейся на один дом, квар,
определяемое по формуле:
35
Qi  Pi  tg   Pi 
1  cos 2 
,
cos 
квар
(2.3)
где tg φ – коэффициент реактивной мощности потребителя, о.е.;
cos φ – коэффициент мощности потребителя (для частных домов жилого
сектора принимается равным 0,95 [28]), о.е.;
Полная
мощность,
1  0,952
Qi  3 
 0,99
0,95
квар ;
Qp  0,34 12  0,99  4,02
квар.
потребляемая
частными
домами
линии
Л1,
определяется по выражению:
Освещение
улиц
Sp  Pp2  Qp2 ;
кВ  А
Sp  12,242  4,022  12,88
кВ  А.
в
вечернее
и
ночное
время
(2.4)
осуществляется
светильниками ЖКУ 15-250-101 с лампами типа ДНаТ-250, подвешенными на
высоте h равной 4,5 м.
Расчетное
значение
активной
мощности,
потребляемой
уличной
кВт 
(2.5)
осветительной нагрузкой, вычисляется по формуле:
Pр.уо  р уд  L,
где руд – удельное значение мощности уличного освещения (для сельских
местностей приним арPp.уо 
600  7
 4, 2 ается равным 7 Вт/м [29]), Вт/м;
1000
L – длина улицы, м;
Pp.уо 
600  7
 4,2
1000
36
кВт .
Расчетное значение реактивной мощности, потребляемой уличной
осветительной нагрузкой, определяется по выражению:
Qp.уо  Pp.yo  tg ,
квар
(2.6)
где tg φ – коэффициент реактивной мощности осветительной установки (для
ламп типа ДНаТ принимается равным 0,62, что соответствует значению cos φ
равному 0,85 [29]), о.е.;
Qp.уо  4,2  0,62  2,6
квар.
Полная мощность, потребляемая уличной осветительной нагрузкой,
определяется по выражению (2.4):
Sp.уо  4,22  2,62  4,94
кВ  А.
Расчетное значение активной мощности, необходимое для освещения
приусадебных участков, определяется по выражению:
Pp.осв  k 0  n  П  p уд.о ,
кВт 
(2.7)
где П – периметр приусадебного участка (сад, огород и т.д.), м;
pуд.о – удельное значение мощности освещения приусадебных участков
(принимается равным 4 Вт на 1 погонный метр [28]), Вт/п.м.;
Pp.осв  0,34  12  4 
140
 2,28
1000
кВт .
Расчетное значение реактивной мощности, необходимое для освещения
приусадебных участков, определяется по выражению (2.6):
Qp.уо  2,28 1,02  2,33
квар.
Полная мощность, потребляемая осветительной нагрузкой приусадебных
участков, определяется по выражению (2.4):
Sp.уо  2,282  2,332  3,26
37
кВ  А.
Суммарная активная нагрузка линии Л1 будет равна:
Р  Р р  Р р.уо  Pp.осв ;
кВт 
Р  12,24  4,2  2,28 18,72
кВт .
(2.8)
Суммарная реактивная нагрузка линии Л1 будет равна:
Q  Qр  Qр.уо  Qp.осв ;
квар
Q  4,02  2,6  2,33  8,96
квар.
(2.9)
Полная мощность, потребляемая линией Л1, определяется по выражению
(2.4):
S  18,722  8,962  20,76
кВ  А.
Расчетный ток линии Л1 вычисляется по формуле:
Ip 
Ip 
S
3  U ном
20,76
 29,96
3  0,4
 А ;
(2.10)
 А .
Расчет электрических нагрузок для зданий общественного назначения
необходимо осуществлять по имеющимся проектам оборудования этих
объектов. Однако зачастую таких данных не имеется, поэтому укрупненные
показатели нагрузок объектов могут быть определены по методу удельных
мощностей. При этом для столовых, детских садов, школ, институтов значение
удельной нагрузки приходится в расчете на 1 человека, а в административных
помещениях, магазинах и т.д. – на 1 м2 суммарной площади помещений.
Произведем расчет нагрузки общественных зданий на примере детского
сада.
Расчетное значение активной нагрузки, потребляемое детским садом,
определяется по методу удельных мощностей:
38
кВт 
Pр.дс  рдс.уд  М,
где рдс.уд – удельное значение расчетной нагрузки
(2.11)
(для детских садов
принимается равным 0,46 кВт/учащегося [28]), кВт/кв;
М – количественный показатель (число мест в саду, равное 30), шт.;
кВт .
Pp  0,45  30  13,5
Расчетное значение реактивной мощности, потребляемое детским садом,
определяется по выражению (6):
квар.
Qp.уо  13,5  0,25  3,38
Полная мощность, потребляемая линией Л1, определяется по выражению
(2.4):
кВ  А.
S  13,52  3,382  13,92
Результаты расчета для всех остальных линий и общественных зданий
сведены в таблицу А.1 приложения А.
2.1.3 Построение суточных графиков нагрузки потребителя
Для построения различных графиков нагрузки потребителей необходимо
иметь сведения об установленной мощности всех электроприемников.
Установленная мощность села Белькачи составила 250 кВт.
Однако на практике выходит так, что действующее значение нагрузки
всех потребителей оказывается меньше установленного значения мощности.
Эта
неточность
учитывается
благодаря
введению
соответствующих
коэффициентов: коэффициента одновременности k0 и коэффициента загрузки
kз.
В этом случае максимальная нагрузка потребителя с учетом данных
коэффициентов будет вычисляться по выражению [30]:
39
Pmax 
k0  kз
  Pном  k спр   Pном ,
ср,п  ср,с
кВт 
(2.12)
где ηср,п – коэффициент полезного действия подключенных потребителей, о.е.;
ηср,с – коэффициент полезного действия питающей сети при номинальном
значении нагрузки, о.е.;
kспр – коэффициент спроса, определяемый как среднее значение для всех
потребителей (с учетом имеющихся значений, а также данных коэффициентов
спроса по сельской местности [30] принимается равным 0,52);
Pmax  0,62  250  155
кВт .
Найденное значение максимальной нагрузки является наибольшим в
течении года и соответствует зимнему максимуму нагрузки, которое зачастую
при отсутствии реальных данных о режимах работы потребителей определяется
по типовому графику (рис. 2.2) [31].
Для простоты и удобства выполнения расчетов данный график
приводится к ступенчатому виду. При этом наибольшее возможное значение
нагрузки принимается равным 100 %, а построение остальных ступеней
графика осуществляется в относительных единицах.
40
Рисунок 2.2 - Типовой суточный график нагрузки сельского потребителя.
При известном значении
Pmax по типовому графику (рис. 2.2)
осуществляется построение графика нагрузки данного потребителя, исходя из
соотношения:
Pст 
n%
 Pmax ,
100
кВт 
(2.13)
где n% - соответствующая ступень типового графика нагрузки сельского
потребителя, %.
Для построения графика суточного графика реактивной нагрузки
сельского потребителя
необходимо
определить значение
максимальной
реактивной нагрузки села:
квар 
Qmax  Pmax  tg max ,
(2.14)
где tgmax - значение коэффициента реактивной мощности, соответствующее
максимальному значению cosφmax (tgmax = 0,33);
квар.
Qmax  155  0,33  51,15
С учетом полученных значений произведем пересчет стандартных
графиков сельской местности для конкретного потребителя. Результаты расчета
приведены на рисунках 2.3 – 2.4.
160
140
120
P, кВт
100
80
60
40
20
0
0
5
10
t, ч
41
15
20
Рисунок 2.3 – Суточный график активной нагрузки потребителя
Рисунок 2.4 – Суточный график реактивной нагрузки потребителя
Суточный график полной мощности определяется исходя из полученных
графиков активной и реактивной нагрузок села Белькачи по формуле (2.4).
График полной нагрузки сельского потребителя приведен на рисунке 2.5.
Рисунок 2.5 – Суточный график полной нагрузки потребителя
42
Так как потребление электроэнергии в летний период времени
сокращается, то суточный график активной нагрузки (рис. 2.3) примет вид (рис.
2.6).
Рисунок 2.6 – Суточный график активной нагрузки потребителя в летний
период времени
2.1.4 Построение годового графика нагрузки села и определение
основных технико-экономических показателей
По полученным суточным графикам зимнего (183 дня) и летнего (182
дня) периодов времени строится годовой график продолжительности нагрузки
села Белькачи (рис. 2.7).
43
Рисунок 2.7 – Годовой график продолжительности нагрузок села Белькачи
Годовое
потребление
энергии
селом
Белькачи
определяется
по
полученному графику путем суммирования произведения каждой ступени
графика на ее длительность:
Wп   Pi  Ti ,
кВт  ч
(2.15)
где Pi – значение мощности i – ой ступени графика, кВт;
Ti – продолжительность i – ой ступени, ч.
Wп  366 155  366 139,5 1096 124  364 111,6  732 108,05 
728  99,2  732  93  728 86,8  366 77,5  728 74,4 366 72,8 5 
364  62  364  58,28  732  46,5  728 37,2  780982,2
кВт  ч.
Среднегодовое значение нагрузки будет определяться по формуле:
Рср 
Wп
,
Т
кВт 
(2.16)
где T – суммарная длительность рассматриваемого периода (принимается
равной 8760 ч.), ч;
Рср 
780982,2
 89,15
8760
44
кВт .
Оценка степени неравномерности графика работы села Белькачи
осуществляется по коэффициенту заполнения:
k зп 
Р
Wп
 ср ;
Р max  Т Р max
k зп 
89,15
 0,58.
155
(2.17)
Условная продолжительность максимума нагрузки вычисляется по
выражению:
Wп Рср  T

 k зп  Т,
Р max
Р max
Tmax 
характеризующий
использования
степень
установленной
использования
(2.18)
 ч..
Tmax  0,58  8760  5038,6
Коэффициент
 ч.
мощности,
номинальной
мощности
потребителей, определяется по формуле:
kи 
Wп
Р  ном  Т
kи 

Рср
Р  ном
;
(2.19)
89,15
 0,36.
250
По полученному значению коэффициента использования вычисляется
продолжительность использования установленной мощности:
Т уст 
Wп
 k и  Т,
Р  ном
Т уст  0,36  8760  3123,93
45
 ч.
 ч..
(2.20)
2.1.5 Построение имитационной модели электрических нагрузок
Характеристики для различных типов нагрузки и их комбинаций могут
быть получены экспериментально, однако на практике получение данных
характеристик для каждого этапа является очень затруднительным, поэтому
зачастую для практических расчетов используют типовые характеристики [32].
В общем случае нагрузочные характеристики в зависимости от
напряжения будут иметь следующий вид:
  U 2

 U 

P(U)  P0P* (U)  P0 a P 
  bP 
  cP 
  Uном 

 Uном 


(2.21)
  U 2

 U 
Q(U)  Q0Q* (U)  Q0 a Q 

b

c

 Q
Q
U
  Uном 

 ном 


(2.22)
где P0 и Q0 – значения активной и реактивной мощности при номинальном
значении напряжения, кВт и квар;
P*(U) и Q*(U) – нагрузочные характеристики в относительных единицах;
Uном – номинальное напряжение нагрузки или сети, В;
aP, aQ, bP, bQ, cP и cQ – коэффициенты моделей, полученные в результате
обработки серий экспериментальных данных (выбор данных коэффициентов
осуществляется с учѐтом характера нагрузки и значения коэффициента
мощности [32]).
С учетом выбранных модельных коэффициентов, а также перевода
характеристик в относительные единицы, выражения (2.21) – (2.22) примут вид:
P* (U* )  0,9  U*  0,1;
Q* (U* )  11,4  U*2  18,5  U*  8,1.
46
(2.23)
(2.24)
По полученным характеристикам в программном комплексе Mathcad
были построены зависимости активной и реактивной мощности от напряжения
в относительных единицах (рис. 2.8).
Рисунок 2.8 – Графики зависимости значений активной и реактивной мощности
от напряжения в относительных единицах
2.1.6 Выбор компенсирующих устройств
В
сетях
низкого
напряжения
реактивная
нагрузка,
создаваемая
различными потребителями, может быть скомпенсирована с помощью батарей
статических конденсаторов [33].
Выполним
компенсации,
а
расчет
величины
также
выбор
реактивной
мощности
мощности,
компенсирующих
подлежащей
устройств,
основываясь на суммарных расчетных значениях активных и реактивных
мощностей поселка, приведенных в приложении А.1.
Реальное значение коэффициента реактивной мощности в системе
определяется по выражению:
tg  
Qсум
Р сум
47
;
(2.25)
tg  
83,33
 0,53.
157
Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить
на стороне низкого напряжения, вычисляется по формуле:
квар
Qк.у.  Рсум   tg   tg ном  ,
(2.26)
где tg φном – значение коэффициента реактивной мощности, соответствующее
cos φ равному 0,95 (tg φном равен 0,33);
квар.
Qк.у.  157   0,53  0,33  31,52
Ближайшее меньшее стандартное значение номинальной мощности
конденсаторных батарей равно 30 квар.
Значение реактивной мощности, нескомпенсированной конденсаторными
батареями, составит:
квар
Q  Qсум  Qк.у. ,
(2.27)
квар.
Q  83,33  30  53,33
При активной составляющей мощности в конденсаторных батареях малы,
поэтому при расчетах принимаются равными нулю.
Полная
мощность,
потребляемая
селом,
с
учетом
компенсации
реактивной мощности определяется по выражению (2.4):
S  1572  83,332  165,81
кВ  А.
Расчетный ток села вычисляется по формуле (2.10):
Ip 
165,81
 239,32
3  0,4
48
 А .
2.1.7 Выбор сечения кабельных линий
Выбор сечения кабеля осуществляем по экономической плотности тока.
Для выполнения всех внешних подключений выбирается силовой кабель типа
ВВГнг(А) – LS с медными жилами, изоляцией из поливинилхлоридного
пластиката пониженной горючести.
Значение
экономической плотности
тока
определяется
с
учетом
продолжительности максимума нагрузки Tmax равному 5038,6 ч. По значению
продолжительности максимальной нагрузки принимаем значение плотности
тока равное jэк равное 2
А
[34].
мм 2
Экономически целесообразное сечение кабеля определяется, исходя из
соотношения:
Fкл 
Ip
jэк
мм 2 
,
(2.28)
где Ip – суммарное расчетное значение тока линии, А;
jэк – нормированное значение экономической плотности тока,
А
;
мм 2
Для линии Л1экономически целесообразное сечение кабеля будет равно:
FЛ1 
29,96
 14,98
2
мм 2  .
Полученное значение округляется до ближайшего большего стандартного
сечение, т.е. Fл1 равно 15 мм2.
Результаты расчета для всех остальных линий производятся по
рассмотренной выше методике и приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Выбор кабельных линий для села Белькачи
№
линии
Л1
Л2
Ip, A
Fэк, мм2
29,96
74,53
14,98
37,26
Ближайшее стандартное
значение сечения, мм2
15
50
49
Кабель
ВВГнг(А)-LS 5х15
ВВГнг(А)-LS 5х50
Л3
31,24
Л4
27,97
Л5
55,23
Л6
39,49
Итого 256,55
15,62
13,98
27,61
19,75
128,27
ВВГнг(А)-LS 5х25
ВВГнг(А)-LS 5х15
ВВГнг(А)-LS 5х35
ВВГнг(А)-LS 5х25
ВБбШв 5х150
25
15
35
25
150
2.2 Анализ возможности применения различных автономных источников
для села Белькачи
Исследования, проведенные в пункте 1.3, показали, что наиболее
перспективным
для
Якутской
области
являются
следующие
виды
возобновляемых источников: энергия ветра, солнца, малых и больших рек,
воздушных масс и недр земли. Рассмотрим возможность применения каждого
из перечисленных элементов для данной области.
Так как применение гео- и петротермальных источников требует или
наличия расколов в земной коре или бурения глубоких шахт (на территории
поселка и близлежащей местности они отсутствуют), то это значительно
удорожит систему. Установки, построенные на способе получения энергии из
потоков
воздушных
масс,
по
большей
мере
являются
пока
экспериментальными, поэтому стоимость такой установки будет высокой,
поэтому данные источники энергии рассматриваться не будут.
Наиболее перспективными являются ветровая и энергетика малых рек.
Среднее значение скорости ветра, приходящееся на Республику Якутию,
составляет 3,5 – 4,0 м/с.
Гистограмма распределения скорости ветров в поселке Белькачи в
течение года приведена на рисунке 2.9.
50
Рисунок 2.9 – Гистограмма распределения скорости ветров в поселке Белькачи
По гистограмме, приведенной на рисунке 2.9, видно, что большую часть
года скорость ветра колеблется в диапазоне 17…50 км/ч (4,72…15,56 м/с). Т.е.
применение ветровых установок является перспективным.
Село Белькачи расположено в месте, где река Улахан- Эльге впадает в
реку Алдан. Река Алдан является крупнейшим притоком реки Лена с годовым
стоком 159,5 км3 – шестое место среди рек России по годовому стоку).
Наибольшее значение стока приходится на конец весны (май) – начало
осени (сентябрь).
Река
Алдан
является
крупнейшей
из
рек
с
неиспользованным
потенциалом, поэтому установка микроГЭС на реке является перспективным.
Гистограмма распределения солнечных дней в поселке Белькачи в
течении года приведена на рисунке 2.10.
51
Рисунок 2.10 – Гистограмма распределения солнечных дней в поселке Белькачи
в течении года
Количество солнечных и дней с частичной облачностью составляет не
меньше 15 дней в месяц, что говорит о возможности установки солнечных
батарей.
Таким образом, наиболее перспективным является применение ветровых,
фотоэлектрических электростанций, а также микроГЭС. В качестве резервного
источника питания будем использовать дизельный генератор.
2.3 Основные требования, предъявляемые к системам электроснабжения с
автономными источниками энергии
К основным требованиям, предъявляемым к системам электроснабжения,
в том числе построенным на базе возобновляемых источников энергии,
относятся следующие [35]:
1. Обеспечение надежности электроснабжения. Это требование является
основополагающим при проектировании любых систем электроснабжения в
том числе и автономных и заключается в способности гибридной системы
электроснабжения обеспечивать подключенных потребителей электрической
энергией
требуемого
качества
в
любое
время
суток.
Перерыв
в
электроснабжении потребителей в случае аварийной ситуации зависит от
52
категории приемника по бесперебойности электроснабжения. Большая часть
отдаленных потребителей относится ко II и III группе по надежности
электроснабжения.
2. Обеспечение соответствующего уровня безопасности, заключающееся
в том, что вся система электроснабжения в целом, а также все ее элементы в
отдельности, должны быть построены таким образом, чтобы не создавалось
опасности
для
жизни
и
деятельности
людей,
а
также
нормального
функционирования технологических процессов.
3. Минимизация затрат, заключающаяся в том, чтобы затраты на
проектирование, сооружение, эксплуатацию и ремонты не превышали затрат
для аналогичных систем электроснабжения.
4. Экологичность системы, заключающаяся в том, чтобы на разных
стадиях проектирования, проведения пуско-наладочных и ремонтных работ, а
также
в
нормальных
и
аварийных
режимах
работы
вся
система
электроснабжения в целом и ее элементы в отдельности не должны не должны
наносить вреда или выбрасывать загрязнения в окружающую среду.
5. Взаимозаменяемость, заключающаяся в возможности замены одних
элементов автономной системы электроснабжения на другие аналогичные
элементы
без
каких-либо
дополнительных
затрат
или
модернизаций
имеющейся системы.
6. Ремонтопригодность, заключающаяся в способности автономных
систем
электроснабжения
к
предупреждению
и
выявлению
причин
возникновения неисправностей в системе, а также устранению последствий,
возникшим при их появлении, путем проведения ремонтных работ.
7. Обеспечение электромагнитной совместимости, заключающееся в том,
что все элементы автономной системы электроснабжения не должны оказывать
друг на друга сторонних воздействий и помех, которые могут привести к
ухудшению технико-экономических показателей системы или к нарушению
нормального функционирования установки.
53
8. Удобство при обслуживании и
управлении,
заключающееся
в
поддержании основных свойств автономной системы электроснабжения за счет
управления, модернизации, обслуживания и т.д.
9. Возможность постепенного развития, заключающаяся в том, что при
необходимости генерирующие мощности автономной системы могут быть
увеличены
без
серьезного
изменения
имеющейся
структуры
системы
электроснабжения.
10. Эстетичность, заключающаяся в том, что спроектируемая и введенная
в эксплуатацию система не нарушала архитектурного облика зданий и
сооружений, а также при необходимости могла вписываться во внутренний
интерьер помещений без его значительных изменений.
Рассмотренные
требования
являются
основополагающими
при
построении не только комбинированных систем электроснабжения на базе
автономных источников, но и любых других энергетических систем.
2.4 Анализ существующих комбинированных систем автономного
электроснабжения
Известно много технических решений систем электроснабжения на базе
возобновляемых источников энергии [36-40]. Основным недостатком всех этих
систем
является
сильная
зависимость
от
конкретного
вида
ресурса.
Непродолжительное отсутствие того или иного источника энергии может
привести к полной остановке всех производственных механизмов, а также
создать угрозу жизнедеятельности людей.
Применение
систем
с
несколькими
взаимозаменяемыми
дизель-
генераторами является нецелесообразным, поскольку при отсутствии топлива
происходит остановка как основного, так и резервного источника питания. Это
является одной из основных проблем отдаленных регионов России, поскольку
транспортировка топлива во многие регионы страны возможна лишь
непродолжительный период времени в году, что связано со слабо развитой
54
транспортной
системой,
а
также
суровыми
природно-климатическими
условиями.
В настоящее время одним из перспективных направлений в автономной
энергетике является применение комбинированных систем электроснабжения с
разными независимыми источниками. Это обусловлено большим значением
показателя надежности работы системы, так как при отсутствии одного из
энергоснабжающих источников система остается в рабочем состоянии.
Рассмотрим наиболее распространенные комбинированные системы
электроснабжения, построенные на базе возобновляемых источников энергии.
Одними из самых распространенных систем являются системы,
построенные на совместном использовании ветровой и солнечной энергетики.
Данные системы показали свою высокую эффективность и надежность работы
в течении года, что обусловлено природно-климатическими условиями
большей части территории России. Максимальный эффект от использования
солнечной энергии наблюдается в летние периоды времени, а к зиме поток
солнечной энергии значительно сокращается, и, наоборот, зима на большей
части территорий России является наиболее ветреным периодом времени.
Именно поэтому в настоящее время по всему миру начали широко
внедрять комбинированные системы электроснабжения [36]. В данных
системах кроме возобновляемых источников энергии, большая часть из
которых является нестабильными, должен быть один стабильный источник.
Чаще всего в качестве такого источника выступают дизель-генераторные
электростанции, реже – трансформаторные подстанции пограничных районов.
Рассмотрим
наиболее
распространенные
гибридные
системы
электроснабжения, построенные на принципе параллельной работы дизельной
электростанции и автономных источников энергии.
1. Схема непосредственного подключения генерирующих устройств к
распределительной сети.
55
На схеме, приведенной на рисунке 2.11, источники электрической
энергии подключаются к распределительной шине переменного тока напрямую
(без преобразования энергии).
Рисунок 2.11 – Схема непосредственного подключения генерирующих
устройств к распределительной сети.
На
рисунке
2.11
показаны
следующие
элементы
гибридной
электростанции:
1) 1 – ветрогенераторная установка, состоящая из следующих элементов:
2 – турбина ветрогенератора вместе с лопастями; 3 - редуктор; 4 – синхронный
генератор; 5 – устройство для обеспечения плавного пуска; 6 – устройство
регулирования тока возбуждения генератора; 7 – нагрузка балластного типа;
1) 8 – установка для компенсации реактивной мощности;
2) 9 – фотоэлектрическая генерирующая установка, состоящая из
следующих элементов: 10 – блок солнечных панелей; 11 – инвертирующее
устройство;
3) 12 – дизель-генераторная установка, состоящая из следующих
элементов: 13 – двигатель дизельного типа; 14 – синхронный генератор;
56
15 – устройство для обеспечения плавного пуска; 16
- устройство
регулирования тока возбуждения генератора;
4) 17 – распределительная шина переменного тока напряжения 220/380 В
частотой 50 Гц;
5) 21 – объект автономного электроснабжения, состоящих из следующих
элементов: 18 – потребители сетевого напряжения; 19 – силовой трансформатор
для повышения уровня напряжения; 20 – потребители среднего уровня
напряжения (6 и 10 кВ);
6) 24 – устройство накопления энергии, состоящее из: 22 – блока
выпрямителей двунаправленного типа; 23 – блока аккумулирующих устройств.
К системе управления такой электростанции предъявляются
два
основных требования:
- контроль и управление мощностей, поступающих из отдельных
генерирующих элементов;
- синхронная работа отдельных элементов системы на протяжении всего
рабочего цикла.
Достоинствами данной системы являются:
- простота реализации, что позволяет значительно увеличивать масштабы
системы и количество подключенных источников энергии;
- высокий коэффициент полезного действия системы, обусловленный
отсутствием системы преобразования энергии и, как следствие, потерь,
возникающих в ее элементах.
Основным
недостатком
данной
системы
является
необходимость
соблюдения заданных и равных значений частоты и напряжения питающей
сети на выходах всех генерирующих элементов, что требует применение
генерирующих установок с системами стабилизации выходных параметров.
Кроме
того,
требуется
применение
ветрогенераторов
со
сложными
стабилизирующими системами для обеспечения требуемой частоты вращения
лопастей
турбины.
Данные
требования
разрабатываемую систему.
57
значительно
удорожают
Именно
генерирующих
поэтому
устройств
системы
к
с
сети
непосредственным
нашли
свое
подключением
применение
только
в
крупногабаритных установках с большими мощностями.
2. Схема подключения генерирующих устройств к распределительной
сети через шину постоянного тока.
На схеме, приведенной на рисунке 2.12, источники электрической
энергии подключаются к распределительной сети переменного тока через шину
постоянного тока.
Рисунок 2.12 – Схема подключения генерирующих устройств к
распределительной сети через шину постоянного тока.
На
рисунке
2.12
показаны
следующие
элементы
гибридной
электростанции:
1) 1 – ветрогенераторная установка, состоящая из следующих элементов:
2 – турбина ветрогенератора вместе с лопастями; 3 – синхронный генератор;
4 – выпрямительное устройство управляемого типа; 5 – нагрузка балластного
типа;
58
2) 6 – фотоэлектрическая генерирующая установка, состоящая из
следующих элементов: 7 – блок солнечных панелей; 8 – конвектирующее
устройство;
3) 9 – дизель-генераторная установка, подключенная к шине постоянного
тока и состоящая из следующих элементов: 10 – двигатель дизельного типа;
11 – синхронный генератор; 12 – выпрямительное устройство управляемого
типа;
4) 13
–
дизель-генераторная
установка,
подключенная
к
шине
переменного тока и состоящая из следующих элементов: 14 – двигатель
дизельного типа; 15 – синхронный генератор; 16 – устройство для обеспечения
плавного пуска; 17 - устройство регулирования тока возбуждения генератора;
5) блок вспомогательных элементов, состоящий из: 18 – промежуточная
шина переменного тока; 19 – инвертирующее устройство;
6) 20 – устройство накопления энергии, состоящее из: 21 – блока
выпрямителей двунаправленного типа; 22 – блока аккумулирующих устройств.
7) 23 – распределительная шина переменного тока напряжения 220/380 В
частотой 50 Гц;
8) 27 – объект автономного электроснабжения, состоящих из следующих
элементов: 24 – потребители сетевого напряжения; 25 – силовой трансформатор
для повышения уровня напряжения; 26 – потребители среднего уровня
напряжения (6 и 10 кВ).
Представленная схема автономного комбинированного электроснабжения
имеет более сложную структуру.
Вместе с тем она имеет ряд достоинств по сравнению с ранее
рассмотренной схемой (рис. 2.11):
- отсутствует необходимость в согласовании режимов работы отдельных
генерирующих
устройств,
что
уменьшает
сложность
и
стоимость
разрабатываемой системы управления;
- отсутствуют дополнительные затраты, связанные с необходимостью
обеспечения электромагнитной совместимости объектов;
59
- есть возможность создания систем с малыми генерирующими
мощностями за приемлемую стоимость, что обеспечивается возможность
управлять отдельными элементами системы исходя из требуемых параметров;
-
обеспечивается
высокое
качество
отпускаемой
потребителю
электроэнергии, так как потребители получают питание от общего автономного
инвертирующего устройства;
- возможность применения дизель-генераторных установок инверторного
типа, что позволяет значительно сократить удельный расход топлива и, как
следствие уменьшить затраты, связанные с потреблением и транспортировкой
топлива [37, 38];
- значительно упрощается схема ветрогенерирующей установки и, как
следствие, уменьшается ее стоимость.
Вместе с тем у рассмотренной системы имеется ряд недостатков,
основными из которых являются:
- сложная структура всей комбинированной системы автономного
электроснабжения;
- наличие двух дизель-генераторных установок, что также удорожает
стоимость данной системы;
- дополнительные потери мощности, связанные с преобразованием
напряжения переменного тока в постоянного и обратно, что увеличивает
стоимость потребляемой энергии (благодаря использованию электроники с
высоким коэффициентом полезного действия данную составляющую потерь
можно свести до минимума).
Рассмотренная
схема
автономной
комбинированной
системы
электроснабжения нашла широкое применение у потребителей малой и средней
мощности (до 100 кВт).
3. Схема подключения генерирующих устройств к распределительной
сети через шину переменного тока повышенной частоты.
В последнее время началась активная разработка автономных систем
электроснабжения, построенных на базе высокочастотной шин переменного
60
тока [38]. Принципиальная схема
гибридной электростанции на базе
автономных источников энергии с подключением их через шину переменного
тока повышенной частоты приведена на рисунке 2.13.
Рисунок 2.13 – Схема подключения генерирующих устройств к
распределительной сети через шину переменного тока повышенной частоты
На
рисунке
2.13
показаны
следующие
элементы
гибридной
электростанции:
1) 1 – ветрогенераторная установка, состоящая из следующих элементов:
2 – турбина ветрогенератора вместе с лопастями; 3 – синхронный генератор;
4 – преобразователь частоты; 5 – нагрузка балластного типа;
2) 6 – фотоэлектрическая генерирующая установка, состоящая из
следующих элементов: 7 – блок солнечных панелей; 8 – инвертирующее
устройство;
3) 9 – дизель-генераторная установка, подключенная к шине постоянного
тока и состоящая из следующих элементов: 10 – двигатель дизельного типа;
11 – синхронный генератор; 12 – преобразователь частоты;
4) блок вспомогательных устройств: 13 – вспомогательная шина
переменного тока повышенной частоты; 14 – преобразователь частоты;
61
5) 15 - устройство накопления энергии, состоящее из: 16 – блока
двунаправленного
преобразователя
импульсного
типа;
17
–
блока
аккумулирующих устройств;
6) 18 – распределительная шина переменного тока напряжения 220/380 В
частотой 50 Гц;
7) 22 – объект автономного электроснабжения, состоящих из следующих
элементов: 19 – потребители сетевого напряжения; 20 – силовой трансформатор
для повышения уровня напряжения; 21 – потребители среднего уровня
напряжения (6 и 10 кВ).
Основным достоинством рассмотренной системы является максимальное
сокращение количества реактивных элементов в системе, что позволило
уменьшить массогабаритные размеры отдельных устройств и, как следствие,
снизить стоимость гибридной системы.
К основным недостаткам данной системы относятся потери мощности во
вспомогательных цепях системы, сложности в вопросе электромагнитной
совместимости отдельных элементов и т.д.
Ввиду рассмотренный достоинств данные автономные гибридные
системы получили широкое распространение в воздушных и космических
летательных аппаратах.
Рассмотренные
гибридные
системы
электроснабжения
работают
автономно (без подключения внешней сети).
Кроме
того,
известны
автономные
комбинированные
системы
электроснабжения, работающие параллельно с сетью. Они бывают двух типов
[39, 40]:
- работающие в режиме «следования за нагрузкой»;
- работающие в режиме «параллельно с сетью».
Принцип работы обоих видов систем заключается в следующем: в
основном
рабочем
режиме
питание
потребителей
осуществляется
от
автономных источников питания, а при недостатке мощности она поступает из
внешней системы электроснабжения. Разница двух систем заключается в том,
62
что при режиме работы «параллельно с сетью» возможна передача избытков
энергии, образуемой автономными источниками питания, в основную сеть.
Достоинством таких систем является отсутствие блока аккумуляторных
элементов, а также дизель-генераторных станций, что значительно сокращает
стоимость системы. Однако необходимо подключение централизованной
системе электроснабжения, что не всегда является возможным.
Известны также комбинированные системы, основанные на принципе
резервного электроснабжения (рис. 2.14) [40].
Рисунок 2.14 – Схема комбинированной системы резервного
электроснабжения: ВЭС1 – ветрогенераторная станция переменного тока; АИЭ
– автономный источник энергии традиционного типа (дизель – генератор и
т.д.); ШГП – шина гарантированной подачи питания; СФЭС – солнечная
станция фотоэлектрического типа, состоящая из солнечных батарей СБ и
инвертирующего устройства И; АБ – блок аккумуляторных батарей; ВЭС2 –
ветрогенераторная станция постоянного тока; ЗУ – блок зарядного устройства
В основном рабочем режиме потребители получают питание от внешней
сети. В случае отсутствие питания от внешней сети потребители начинают
получать питание от одного (или нескольких в зависимости от нагрузки)
резервных источников питания.
Рассмотренные
гибридные
систем
позволяют решить ряд задач [40]:
63
автономного
электроснабжения
- обеспечение электрической энергией потребителей, удаленных от
централизованной системы электроснабжения;
возможность
-
бесперебойного
обеспечения
электроэнергией
ответственных потребителей;
- уменьшение денежной платы за коммунальные услуги;
-
возможность
повышения
мощности
сети
без
значительных
реконструкций.
Проведенный анализ показал, что наиболее оптимальным вариантом
схемы
автономного
потребителя
комбинированного
является
схема
электроснабжения
подключения
генерирующих
отдаленного
устройств
к
распределительной сети через шину постоянного тока. Достоинством данной
схемы является более простое суммирование и распределение потоков
мощности от генерирующих установок, а также использование более
эффективных алгоритмов управления процессов, протекающих в системе.
Рассмотрим более подробно принцип, по которому осуществляется
построение
гибридной
системы
автономного
электроснабжения
с
промежуточной шиной постоянного тока (рис. 2.15).
В системе используется n – ное количество различных генерирующих
установок
CА1…САn,
представляющих
собой
непосредственно
энергогенерирующую установку ЭУ1…ЭУn, а также преобразовательные
установки управляемого типа Пр1…ПРn. Количество таких установок может
быть произвольным в зависимости от потребляемой нагрузкой Н мощности.
Нагрузка Н представлена в виде суммы имеющихся потребителей П,
получающих требуемое значение энергии заданной частоты и напряжения с
помощью блока трехфазного автономного инвертора напряжения АИН.
Система управления АИН обеспечивают подачу питания надлежащего
качества, а также защиту от различных аварийных ситуаций.
64
Рисунок 2.15 – Принцип построения гибридной системы автономного
электроснабжения с промежуточной шиной постоянного тока: i1,…in – токи
генерирующих устройств; iL – суммарный ток, потребляемый нагрузкой; iB –
ток блока буферного накопления энергии; UDC – напряжение промежуточной
шины постоянного тока
Блок буферного накопления энергии БНЭ выполняет две функции:
накопления энергии, а также управления потоками мощности в системе, т.е.
осуществляет накопление мощности при ее избытке в системе, а затем выдает
ее при падении генерируемых мощностей. Основным преимуществом данной
системы является возможность внедрения устройств, выдающих сигналы о
текущих значениях основных параметров установки, что позволит обеспечить
максимальный отбор генерируемых мощностей. В случае применения дизельгенератора инверторного типа за счет системы управления возможно
обеспечить оптимальный режим работы установки при минимальном расходе
топлива.
Кроме того, внедрение дополнительных модулей в систему управления
блока буферного накопления энергии позволит получать и осуществлять
обработку информации о состоянии окружающей среды в режиме реального
времени, а также производить расчет оптимальных значений генерируемых
нагрузок.
65
Для проведения дальнейшего анализа и разработки автономной системы
энергоснабжения необходимо произвести выбор основных ее составляющих. В
первую очередь необходимо определить наиболее подходящий источник
альтернативной энергии.
Выводы по главе
1) в качестве отдаленного потребителя было выбрано село Белькачи
Якутской области с номинальной мощностью 250 кВт, получающее питание от
дизельной электростанции;
2) в результате расчетов были определены суммарные значения активной
– 157 кВт; реактивной – 83,33 квар и полной мощностей поселка – 177,74 кВ·А,
а также суммарный расчетный ток - 256,55 А;
3) по графикам потребления активной и реактивной мощностей были
определены годовое потребление энергии селом Белькачи – 780982,8 кВт·ч,
продолжительность максимума нагрузки – 5038,64 ч;
4) по значению реактивной мощности, подлежащей компенсации была
определена мощность батареи статических конденсаторов, она составила
30 квар;
5) проведенный анализ показал, что наиболее перспективным для поселка
Белькачи является применение ветровых и фотоэлектрических электростанций,
а также микро- и миниГЭС;
6) к основным требованиям, предъявляемым к системам, построенным на
базе
автономных
безопасность,
систем
электроснабжения
экономичность,
экологичность,
относятся
надежность,
взаимозаменяемость,
ремонтопригодность и т.д.;
7) среди рассмотренных вариантов схем комбинированных систем
электроснабжения наиболее предпочтительной для электроснабжения села
Белькачи
является
схема
подключения
генерирующих
распределительной сети через шину постоянного тока.
66
устройств
к
3 Разработка автоматизированной системы управления автономной СЭС
3.1 Выбор технических средств автоматической системы управления
Выбор технических средств разрабатываемой системы управления
обусловлен
рядом
требований,
предъявляемых
к
автономной
системе
электроснабжения, и может быть изменен в зависимости от специфики ее
работы. В данной работе рассматривается система управления автономным
электроснабжением села Белькачи на базе возобновляемых источников
энергии. Разрабатываемая система может внедрятся в имеющиеся системы
электроснабжения, не изменяя их структуры.
1. Выбор первичных преобразователей и датчиков.
При выборе первичных преобразователей и датчиков необходимо
учитывать возможность их работы в сложных климатических условиях при
отрицательных значениях температур (до – 50 0С).
Для контроля параметров ветра был выбран датчик скорости ветра МПВ602.12100, представленный в виде трехчашечного анемометра и позволяющий
измерять направления и скорость ветра [41]. Данный датчик непосредственно
встраивается в систему управления ветрогенераторной установкой.
Датчик уровня инсоляции, контроля уровня масла и т.д. непосредственно
встраиваются в генерирующие системы, поэтому отдельно рассматриваться не
будут.
2. Выбор управляющих устройств.
Основным элементом автоматической системы управления является
программируемый контроллер, позволяющий значительно упростить систему
управления, а также расширить ее функциональные возможности. Выбор
контроллера осуществляется по количеству задействованных входов – выходов:
1) дискретный ввод (24):
- сигнал о скорости ветра;
- сигнал о включении ветрогенератора на нагрузку потребителя;
67
- сигнал о включении ветрогенератора на нагрузку сброса;
- сигнал об аварийной ситуации на ветрогенераторной станции;
- сигнал об уровне инсоляции;
- сигнал
о
включении фотоэлектрической станции на
нагрузку
потребителя;
- сигнал о включении фотоэлектрической станции на нагрузку сброса;
- сигнал об аварийной ситуации на фотоэлектрической станции;
- сигнал о напоре воды;
- сигнал о включении микроГЭС на нагрузку потребителя;
- сигнал о включении микроГЭС на нагрузку сброса;
- сигнал об аварийной ситуации на микроГЭС станции;
- сигнал о наличии масла в баке;
- сигнал о включении дизель-генераторной установки;
- сигнал об отключении дизель-генераторной установки;
- сигнал об аварийной ситуации в дизель-генераторной установке;
- аккумуляторные батареи заряжены;
- аккумуляторные батареи разряжены;
- включение 1 ступени конденсаторных батарей;
- включение 2 ступени конденсаторных батарей;
- включение 3 ступени конденсаторных батарей;
- включение 4 ступени конденсаторных батарей;
- включение 5 ступени конденсаторных батарей;
- включение 6 ступени конденсаторных батарей;
2) дискретный вывод (9):
- включить ветрогенератор на нагрузку потребителя;
- включить ветрогенератор на нагрузку сброса;
- включить фотоэлектрической станции на нагрузку потребителя;
- включить фотоэлектрической станции на нагрузку сброса;
- включить микроГЭС на нагрузку потребителя;
- включить микроГЭС на нагрузку сброса;
68
- включить/ отключить дизель-генераторную установку;
- отключить дизель-генераторную установку;
- включить/ отключить аккумуляторные батареи;
- включить инвертор.
Для данного количества сигналов принимаем логический контроллер
CP1H – X40DT1 – D, основные технические характеристики которого
приведены в таблице 3.1 [42].
Таблица 3.1– Технические характеристики контроллера CP1H–X40DT1–D
Параметр
Номинальное напряжение, В
Частота, Гц
Количество входов
Тип входа
Количество выходов
Тип выхода
Объем памяти, кБайт
Кроме
того,
для
Значение
20,4…26,4
50
24
цифровой
16
транзистор с общим стоком
400
подключения
вспомогательных
систем
будем
использовать дополнительные платы типа CP1W-ClF01 и CP1W-ClF11.
В качестве технологической панели, а также устройства обмена данными
в сети по интерфейсу RS-485 будем использовать панельный контроллер типа
NB7-TW00B (рис. 3.1).
Рисунок 3.1 – Внешний вид панельного контроллера NB7-TW00B
69
Основные технические характеристики панельного контроллера типа
NB7-TW00B приведены в таблице 3.2 [43].
Таблица 3.2 – Технические характеристики панельного контроллера типа
NB7-TW00B
Параметр
Напряжение питания, В
Тип напряжения
Память пользователя, кБайт
Число пикселей
Интерфейсы
RS422/ RS485/RS232
USB
Значение
20,4…27,6
DC
131072
800х480
1/1/2
1
3. Выбор исполнительных механизмов.
В
качестве
исполнительных
устройств
с
учетом
рекомендаций,
разработанных в пункте 2.2, будем использовать ветрогенераторную установку,
фотоэлектрическую установку, мини - ГЭС и дизель – генератор в качестве
резервного источника питания.
В качестве ветрогенераторной станции выбираем установку Aeolos Wind
Turbine мощность 100 кВт (рис. 3.2).
Рисунок 3.2 – Внешний вид ветрогенератора типа Aeolos Wind Turbine 100
70
Основные технические характеристики ветрогенератора типа Aeolos Wind
Turbine 100 приведены в таблице 3.3 [44].
Таблица 3.3 – Технические характеристики ветрогенератора типа Aeolos
Wind Turbine 100
Параметр
Номинальная мощность, кВт
Максимальная выходная мощность, кВт
Тип генератора
Количество лопастей
Диаметр лопасти ротора, м
Скорость ветра при запуске, м/с
Номинальное значение скорости ветра, м/с
Максимальная скорость ветра, м/с
Тип контроллера
Система контроля и безопасной работы
Вес турбины, кг
Шум, дБ
Диапазон температур, 0С
Значение
100
120
Генератор постоянного тока
с прямым приводом
3 лопасти из стекловолокна
24,5
2,5
10
59,5
ПЛК с сенсорным экраном
Контроль тангажа,
электрический тормоз и
гидравлический тормоз
8350
60 при 7 м/с
-50 … +50
В качестве фотоэлектрической станции выбираем сетевую солнечную
электростанцию мощность 100 кВт (рис. 3.3).
Рисунок 3.3 – Внешний вид фотоэлектрической станции
71
Типовая схема подключения фотоэлектрической станции приведена на
рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 – Схема подключения фотоэлектрической станции
В данной системе используются солнечные батареи типа Seraphim SRP250-6PB со следующими техническими характеристиками (табл. 3.4) [45].
Таблица 3.4 – Технические характеристики солнечных батарей типа
Seraphim SRP-250-6PB
Параметр
Номинальная мощность, Вт
Номинальное напряжение, В
Тип солнечных элементов
Конструкция модуля
Количество солнечных элементов
КПД
Напряжение при максимальной мощности, В
Ток при максимальной мощности, А
Напряжение холостого хода, В
Ток короткого замыкания, А
Значение
250
20
Поликристал
Стекло
60
15,4 %
30
8,35
37,1
8,92
В качестве микроГЭС выбираем микроГЭС с турбиной Френсиса 100 кВт
фирмы WESWEN (рис. 3.5).
72
Рисунок 3.5 – Внешний вид микроГЭС с турбиной Френсиса 100 кВт
Основные технические характеристики микроГЭС с турбиной Френсиса
100 кВт приведены в таблице 3.5 [46].
Таблица 3.5 – Технические характеристики микроГЭС с турбиной
Френсиса 100 кВт
Параметр
Номинальная мощность, кВт
Скорость вращения, об/мин
Тип генератора
Выходное напряжение, В
Выходная частота, Гц
Сменные части
Присоединительный диаметр вход. трубы, мм
Вес турбины, кг
Значение
100
1 500
Щеточный/Бесщеточный
230/400
50/60
Подшипники
150
950
Мощность дизель-генераторной установки выбирается из условия
полного отсутствия автономных источников энергии, т.е. по значению
расчетной мощности Sp равной 177 кВ·А. С учетом коэффициента запаса
принимаем мощность дизельной станции равной 200 кВ·А.
В качестве дизельной электростанции выбираем дизель – генератор типа
АД-160 (ЯМЗ-238ДИ) с техническими характеристиками, приведенными в
таблице 3.6 [47].
73
Таблица 3.6 – Технические характеристики дизель – генератора типа АД160 (ЯМЗ-238ДИ)
Параметр
Основная мощность1 , кВт/кВА
Резервная мощность2 , кВт/кВА
Род тока
Номинальное напряжение, В
Номинальная частота, Гц
Номинальный коэффициент мощности (cos φ)
Частота вращения вала двигателя, мин-1
Номинальная сила тока, А
Система топливопитания, л
Система охлаждения (радиатор и двигатель), л
Система смазки, л
Расход топлива при 100% нагрузке, л/ч
Удельный расход масла, % от расхода топлива
Минимальная температура запуска без подогрева, 0С
Аккумуляторные батареи, А·ч
Габаритные размеры открытого ДГ, мм
Масса заправленного открытого ДГ , кг
При
выборе
аккумуляторных
батарей
Значение
160/200
175/220
переменный
400
50
0,8
1500
288
300
40
22
46,9
0,2
- 20
2х190
2780х1200х1700
2760
необходимо
учитывать
возможность их работы в случае отсутствия природных источников энергии до
включения дизель – генератора (если он не запустился в автоматическом
режиме), т.е. время их работы при полном заряде должно быть не менее 1 часа.
В качестве элементов, запасающих электрическую энергию, выбираем
аккумуляторные батареи мощностью 200 А·ч, 24 В.
4. Выбор устройств защиты и контроля, а также вспомогательных
устройств.
Для компенсации реактивной мощности, возникающей в системе
электроснабжения села Белькачи, выбираем конденсаторную установку тип
АУКРМ 0,4-30-5-ХЛ1 с номинальным значением мощности 30 квар и шагом
регулирования 5 квар (рис. 3.6).
74
Рисунок 3.6 - Конденсаторная установка АУКРМ 0,4-30-5-ХЛ1
Оборудование, входящее в состав АУКРМ [48]:
1. Регулятор реактивной мощности Beluk BLR-CX.
Осуществляет контроль основных показаний, автоматически подключает
необходимое количество конденсаторов, для поддержания заданного значения
Для
cos.
подключения
необходима
установка
дополнительного
трансформатора тока. Схема подключения приведена на рисунке 3.7.
Дополнительно с помощью датчика температуры регулятор может измерять
температуру внутри коммутационного шкафа и, в случае необходимости,
активировать подключенный вентилятор или отключать конденсаторы для их
защиты.
2. Предохранитель-выключатель-разъединитель ПВР.
Предназначен для включения и отключения нагрузки с видимым
разрывом. Устанавливается для защиты и коммутации каждой ступени
регулирования. Устройство совмещает в себе сразу два аппарата: выключательразъединитель и блок предохранителей (держатели предохранителей и плавкие
вставки). Номинальный ток плавких вставок выбирается согласно мощности
установленных конденсаторов.
75
3. Контакторы коммутации емкостной нагрузки серии ТС.
При индивидуальной компенсации ток может превышать в 30 раз
номинальный ток конденсатора, а при компенсации в несколько ступеней
броски пускового тока могут достигать значений в 130 раз выше номинальных.
Такой значительный пусковой ток, проходя через обычный контактор, может
повредить его или вывести из строя другое оборудование. Поэтому для
коммутации таких цепей используются специализированные контакторы.
Конструкция контактора имеет 3 узла вспомогательных контактов и 6
резисторов (по 2 на фазу) для ограничения пиковой нагрузки до нормальных
значений тока.
Рисунок 3.7 - Схема подключения регулятора реактивной мощности Beluk
BLR-CX
Контактор выбирается исходя из номинальной мощности ступени
регулирования.
Шагом
регулирования
в
данной
следовательно, выбираем контактор типа TC1-D05K11.
76
установке
5
квар,
4. Косинусные конденсаторы серии PSPE3.
Значение
шага
регулирования
АУКРМ
соответствует
реактивной
мощности конденсаторов. Соответственно тип конденсаторов PSPE3-400-05,
реактивная мощность 5 квар, емкость 3х33,2 мкФ.
Для защиты конденсаторной установки устанавливаем автоматический
выключатель, номинальный ток конденсаторной установки указывается в
технических характеристиках изделия и равен 43 А. Однако согласно пункту
5.6.15 ПУЭ [49]: «Аппараты и токоведущие части в цепи конденсаторной
батареи должны допускать длительное прохождение тока, составляющего 130
% номинального тока батареи». Следовательно, расчетный ток для выбора
автомата будет равен:
А
Ip  1,3  Iном ,
 А .
Ip  1,3  43  55,9
Выбираем
ближайший
больший
ток
(3.1)
из
стандартной
линейки.
Номинальный ток автомата равен 60 А.
Для
измерения
комбинированной
основных
системы
выходных
электроснабжения
величин
села
автономной
Белькачи
будем
использовать:
1. Счетчик электрической энергии, тип которого выбирается согласно ТУ
на подключение. Выбираем счетчик типа Меркурий 230 ART-03 CN
производителя Инкотекс, трехфазный многотарифный счетчик, имеющий
интерфейс CAN, трансформаторного включения.
2. Для вывода основных параметров гибридной СЭС на технологическую
панель используется модуль измерения параметров электрической сети Овен
типа МЭ110-220.3М (рис. 3.8) [50].
77
Рисунок 3.8 - Модуль измерения параметров электрической сети Овен типа
МЭ110-220.3М
Основные технические характеристики модуля измерения параметров
электрической сети МЭ110-220.3М приведены в таблице 3.7.
Таблица 3.7 – Технические характеристики модуля измерения параметров
электрической сети МЭ110-220.3М
Параметр
Значение
1
2
Количество каналов измерения, шт.
3
Время опроса входа, мс.
0,1
Измерение фазного напряжения
Параметры входного сигнала
- при непосредственном подключении
~(1…400) В, 45…65 Гц
- с использованием внешних трансформаторов тока
~(1×10-3…4×106) В,
45…65 Гц
Максимально допустимое значение напряжения, не
400
более 1 с, В
Основная приведенная погрешность, %
±0,25
Измерение линейного напряжения
Параметры входного сигнала
- при непосредственном подключении
~(2…580) В, 45…65 Гц
- с использованием внешних трансформаторов тока
~(2×10-3…5,8×106) В,
45…65 Гц
78
Продолжение табл. 3.7
1
2
Максимально допустимое значение напряжения, не
800
более 1 с, В
Основная приведенная погрешность, %
±0,5
Измерение силы тока
Параметры входного сигнала
- при непосредственном подключении
0,005…5 А
- с использованием внешних трансформаторов тока
5×10-6…5×104 А
Максимально допустимое значение, не более 1 с, А
10
Основная приведенная погрешность, %
±0,25
Измерение полной, активной и реактивной мощности
Параметры входного сигнала
- при непосредственном подключении
0,02…2 кВА (кВт, квар)
- с использованием внешних трансформаторов тока
2×10-7…2×1011кВА
(кВт, квар)
Основная приведенная погрешность, %
±0,5
Измерение частоты первой гармони
Действующая частота первой гармоники, Гц
45…65
Основная приведенная погрешность, %
±0,15
Измерение коэффициента мощности (cos φ)
Диапазон измерения (рабочем диапазоне мощности)
0…1
Основная погрешность, %
±1,0
Измерение фазового угла
Диапазон измерения (рабочем диапазоне мощности)
10…170 °
Основная погрешность, %
±0,4
Питание
Тип питания
~230 В
Напряжение питания
переменное: ~90…264
В (номинальное ~230
В) частотой 47…63 Гц
Потребляемая мощность, В·А
не более 7,5
Для подключения приборов коммерческого учета класс точности должен
быть не ниже 0,5s (для технического учета), а для приборов измерения
достаточно класса точности 0,5.
Для подключения счетчика электрической энергии, а также модуля
измерения
параметров
электрической
сети
МЭ110-220.3М
используем
трансформаторы тока ИЭК типа ТТИ-40 500/5А 5В·А, класс точности 0.5s.
79
Для
преобразования
постоянного
напряжения,
генерируемого
установками, в переменное будем использовать инвертор типа Solar Off Grid
Inverter мощностью 200 кВ·А (рис. 3.9) [51].
Рисунок 3.9 - Инвертор типа Solar Off Grid Inverter 200.
В качестве устройств защиты выбираем автоматические выключатели и
магнитные пускатели.
Условия выбора автоматического выключателя [52]:
- по напряжению:
U уст  Uном ,
(3.2)
где Uуст – установившееся значение напряжения сети, В;
Uном – номинальное напряжение выключателя (по каталогу), В.
- по длительному току:
Iр  Iном ,
(3.3)
где Iр – рабочий ток, А;
Iном – номинальный ток выключателя (по каталогу), А.
- по отключающей способности:
Iкз  Iоткл.ном ,
80
(3.4)
где Iкз – ток короткого замыкания, кА;
Iоткл. ном – номинальный ток отключения выключателя (по каталогу), кА.
Выбранные автоматические выключатели и их основные параметры
сведены в таблицу 3.8.
Таблица 3.8 – Выбранные автоматические выключатели
Наименование на схеме
Номинальный
ток, А
550
32
75
60
40
FM1-6, FM2-2
FM3-1, FM3-3, FM3-5
FM3-2
FM3-5, FM4-1
FM3-6
Тип выключателя
NZMN4-ME550
MVA40-3-032-C
EZC100F3075
EZC100F3060
MVA20-3-040-C
В качестве коммутирующих устройств вспомогательных цепей будем
использовать электромагнитные реле типа G2R-1-SN DC 24 V [53]. Основные
параметры двух типов электромагнитных реле приведены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 – Технические характеристики реле типа G2R-1-SN DC 24 V
Параметр
Тип реле
Контакты
Питающее напряжение обмотки, В
Нагрузка контакта
Максимальный коммутируемый ток, А
Максимальное коммутируемое напряжение, В
Максимальное сопротивление обмотки, кОм
Время срабатывания, мс
Время отпускания, мс
Мощность, потребляемая обмоткой, мВ·А
Коммутируемая мощность, В·А
Ток обмотки, мА
81
Значение
электромагнитное
SPDT
230
10 A/ 230 B
10
380
22
15
10
900
2500
4,7
Для питания контроллера, датчиков и цепей управления выбираем блок
питания S8JX-G5024CD фирмы «Omron», основные параметры которого
приведены в таблице 3.10 [54].
Таблица 3.10 – Технические характеристики блока питания S8JXG5024CD.
Параметр
Входное напряжение переменного тока, В
Частота входного сигнала, Гц
Входной ток при U = 220/ 110 B, А
Максимальный пусковой ток, А
Коэффициент мощности при номинальной нагрузке, %
КПД при номинальной нагрузке, %
Номинальное выходное напряжение, В
Номинальный выходной ток (Iнагр. ном), А
Время пуска, мкс
Значение
85 … 264
47…450
0,8/1,4
40
0,95
не менее 76
24
4,5
500
3.2 Разработка системы управления комбинированного электроснабжения
отдаленного поселка
1) Для решения задачи разработки аппаратной части системы управления
необходимо разработать структурную схему комбинированной системы
электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии. В процессе
создания данного типа схемы определяется, какие устройства будут принимать
участие в процессе управления и каким образом будут взаимодействовать друг
с
другом.
Структурная
схема
управления
комбинированной
системы
электроснабжения приведена на рисунке 3.10.
В процессе создания структурной схемы управления окончательно
определяются с генерирующими установками, датчиками и вспомогательными
устройствами, а также количеством и местом их установки.
В
комбинированной
системе
автономного
электроснабжения
используются следующие типы датчиков: датчик скорости ветра, датчик напора
82
(давления) воды в реке, датчик уровня масла в баке, датчик контроля
аккумулятора и система определения уровня инсоляции. Все перечисленные
датчики встраиваются в систему управления определенной установкой. Кроме
того, в каждой установке имеются датчики контроля аварийных ситуаций.
Рисунок 3.10 – Структурная схема автономной комбинированной системы
электроснабжения отдаленного потребителя
83
К объектам управления (генерирующим устройствам) относятся:
- ветрогенераторная установка (ВГУ);
- фотоэлектрическая установка (ФЭУ);
- микроГЭС;
- дизель-генераторная установка (ДГУ);
- аккумуляторные батареи (АКБ).
Каждая из перечисленных установок имеет собственную систему
управления.
В качестве управляющих устройств используется контроллер А1, а также
технологическая панель А2. Питание технологической панели и контроллера
осуществляется от блока питания А3.
2)
Разрабатываемая
система
управления
должна
удовлетворять
требованиям, приведенным в пункте 2.2. Основным из перечисленных
требований является обеспечение надежной работы потребителя.
Система управления процессом комбинированного электроснабжения
отдаленного села состоит из силовой схемы и схемы управления.
Силовая
электрическая
схема
автономного
комбинированного
электроснабжения отдаленного потребителя приведена на рисунке 3.11.
Рассмотрим принцип работы установки на примере ветрогенератора. Для
включения/отключения ветрогенераторной установки от сети, а также ее
защиты служит автоматический выключатель FM1.1. В случае нехватки
мощности в сети реле К1.1 подает питание на пускатель КМ1.1, встроенный в
внутреннюю систему управления ветрогенераторной станцией, тем самым
подключая
генерирующую
ветрогенератор
установку
вырабатывает
к
напряжение
сети
потребителя.
постоянного
тока,
Так
как
то
для
преобразования его в напряжение переменного тока используется инвертор
UV1 (является общим инвертором для ветрогенератора, фотоэлектрической
станции,
микроГЭС
и
блока
аккумуляторных
батарей).
Работа
фотоэлектрической станции и микроГЭС осуществляется по тому же принципу.
В случае если генерируемая установками мощность превышает мощность
84
потребителя, то реле К1.7 подает питание на магнитный пускатель КМ1.7,
который подключает к сети бок аккумуляторных батарей АВ1. Когда
аккумуляторные батареи зарядятся, реле К1.7 разомкнет свой контакт в цепи
питания катушки КМ1.7, тем самым отключив батареи от сети. В случае, если
аккумуляторные батареи заряжены, а генерируемая установками мощность
превышает мощность потребителя, реле К1.2 подает питание на пускатель
КМ1.2, который подключает дополнительную нагрузку и выходная мощность
генерирующей установки падает до требуемой. В случае, если мощности,
вырабатываемой
генерируемыми
установками
не
хватает,
реле
К1.7
подключает к сети аккумуляторные батареи. Когда батареи разряжаются,
пускатель КМ1.7 отключается. В случае, если не одна из генерирующих
установок не вырабатывает мощность или если произошла авария на линии, то
реле К2.1 размыкает свой нормально замкнутый контакт, снимая питание с
катушки пускателя КМ2.1, тем самым отключая инвертор от генерирующих
установок. Одновременно с этим реле К1.8 подает питание на пускатель КМ1.8,
подключая резервный источник питания (дизель-генератор) к сети.
Для компенсации реактивной мощности используется конденсаторная
установка КБ1.
Также на схеме обозначены:
-
FM1.1
–
FM1.5
–
автоматические
выключатели для
защиты
генерирующих установок и аккумуляторных батарей;
- FM2.1 – FM2.2 – автоматические выключатели для защиты цепей
постоянного и переменного тока инвертора напряжения;
- FM3.1 – FM3.6 – вводные автоматы распределительных пунктов РП1 –
РП6;
- FM4.1 – автоматический выключатель для защиты конденсаторных
батарей КБ1;
- ТТ1 – ТТ7 – трансформаторы тока для подключения приборов учета и
контроля;
85
Рисунок 3.11 – Силовая схема автономной комбинированной системы
электроснабжения отдаленного потребителя
- PI1 – прибор контроля и учета потребленной электрической энергии;
- PI2 - прибор контроля, учета и передачи на технологическую панель
основных параметров электрической энергии.
86
Схема
управления
комбинированной
системой
электроснабжения
приведена на рисунке 3.12.
Система работает следующим образом: система управления любой из
генерирующих установок при получении сигнала от соответствующего датчика
подает сигнал на контроллер А1, состоящий непосредственно из контроллера
А1.1 и модуля расширения дискретных входов А1.2. С выхода контроллера
подается сигнал на включение генерирующей установки по одной из двух схем:
включение на нагрузку потребителя или нагрузку сброса. При нехватке в сети
мощности контроллер подает питание на реле К1.1 (для ветрогенераторной
установки ВГУ), которое, замыкая свой нормально разомкнутый контакт
включает пускатель КМ1.1 и установка начинает работать на потребителя. Если
мощности в сети достаточно, а генерирующая установка выдает сигнал о
включении, то контроллер подает сигнал на реле К1.2 (для ветрогенераторной
установки), которое замкнув свой нормально разомкнутый контакт, подает
питание на КМ1.2 и установка включается на нагрузку сброса. Аналогичным
образом работают фотоэлектрическая станция и микроГЭС. Если произошла
авария при работе установки, то подается сигнал на контроллер, а также
выводится на технологической панели А3 тип аварии и способы ее устранения.
Если генерирующие
установки
вырабатывают мощности больше,
чем
требуется, то контроллер подает сигнал на блок аккумуляторных батарей АКБ
(реле К1.7) и, если у них низкий заряд, то происходит включение пускателя
КМ1.7). Когда уровень заряда повышается до требуемого, происходит
отключение аккумуляторных батарей. В случае нехватки генерирующих
мощностей, контроллер А1 подает сигнал на включение аккумуляторных
батарей.
Если генерирующих мощностей не хватает, а аккумуляторные батареи
разряжены, то контроллер подает сигнал на включение дизель-генераторной
установки ДГУ. При этом осуществляется контроль уровня масла и прочих
параметров установки. В случае аварийной ситуации сигнал выводится на
технологическую панель А3. Если нет аварийных ситуаций, дизель-генератор
87
включается на нагрузку (пускатель КМ1.8). При появлении требуемых
значений
Рисунок 3.12 – Схема управления автономной комбинированной системы
электроснабжения отдаленного потребителя
мощностей с основных генерируемы установок, дизель-генератор отключается
(пускатель КМ1.8).
Также в системе предусмотрена компенсация реактивной мощности,
представленная
в
виде
автоматизированной
системы
с
контроллером
коэффициента мощности. В зависимости от заданного на технологической
панели А3 значения происходит включение или отключение определенного
количества ступеней, а также подается сигнал о происходящем в систему
управления. Конденсаторная установка КБ имеет 6 ступеней регулирования
мощности по 5 квар каждая. Для питания технологической панели А3
используется блок питания А2 с выходным напряжением 24 В.
88
В системе предусмотрен контроль основных параметров электрической
сети посредством счетчика PI1, а также модуля измерений PI2, который
выводит измеренные значения непосредственно на технологическую панель
А3. Питание контрольных цепей осуществляется через трансформаторы тока
ТТ1 – ТТ6.
В
качестве
элементов
защиты
используются
автоматические
выключатели.
3.3 Разработка алгоритма эффективного управления комбинированной
системой электроснабжения
Для написания управляющей программы необходимо
алгоритм
эффективного
управления
комбинированной
разработать
системой
электроснабжения.
В начале работы автоматизированной системы управления КСЭС (при
подаче питания к потребителю) считываются основные параметры системы –
текущее значение мощности потребителя Pп, мощностей, вырабатываемых
ветрогенератором Рвгу, фотоэлектрической станцией Рфсу и микроГЭС РмГ в
данный
момент
времени,
а
также
фактическое
значение
модности
аккумуляторных батарей Р АБф. Одновременно с этим происходит изменение
значения времени T на величину Δt.
Далее процесс расходится на несколько ветвей: необходимо определить,
достаточна ли мощность, вырабатываемая каждым элементом системы для
удовлетворения
потребностей
населения.
Осуществляется
проверка
работоспособности ветрогенераторной установки (К1 равно 1 – система готова к
работе; К1 равно 0 – система отключена). Если генерируемой установкой
мощности достаточно для покрытия потребностей населения (Pвгу равно или
больше Рн), то происходит сравнение требуемого значения мощности
аккумуляторных батарей PАБт с его фактическим значением PAБф. Если
требуемое значение больше, то происходит включение аккумуляторных
батарей, если же требуемое значение меньше, то ветрогенератор начинает
89
работать на нагрузку сброса. Если ветрогенератор не вырабатывает энергии или
его мощности недостаточно, для покрытия мощности нагрузки, то проверяется
работоспособность фотоэлектрической станции (К 2 равно 1 – система готова к
работе; К2 равно 0 – система отключена). Цикл аналогичен рассмотренному
ранее, однако уже в качестве сравниваемой мощности принимается мощность
нагрузки Рн минус мощность, генерируемая ветрогенератором. В случае
отсутствия всех основных источников питания, проверяется готовность дизельгенератора к работе. Если дизель-генератор готов к работе, то происходит его
включение, если не готов – то сообщение выводится на технологическую
панель и цикл повторяется.
Блок-схема алгоритма эффективного управления
комбинированной
системой электроснабжения приведена ни рисунке 3.13.
Рисунок 3.13 – Блок-схема алгоритма эффективного управления
комбинированной системой электроснабжения отдаленного потребителя
90
3.4 Разработка программной части системы управления автономным
электроснабжением села
На основе разработанного алгоритма работы системы управления
разработаем программу в среде программирования CX-Programmer 9.4 [55].
Данная программа должна управлять основными элементами системы
автономного электроснабжения, а также контролировать и регистрировать
основные параметры с помощью технологической панели оператора.
CX- Programmer 9.4 японской фирмы Omron основывается на применении
функциональных блоков согласно стандарту МЭК 61131-3. Программы с
использованием функциональных блоков могут быть разработаны как на LD
(язык релейно-контактных схем), так и на ST (язык структурированного
текста).
При создании проекта системы управления необходимо осуществить
выбор типа устройства и типа сети (рис. 3.14).
Рисунок 3.14 – Экран выбора типов устройства и сети
В качестве основного языка программирования был выбран LD. Пример
реализации
программы
управления
91
комбинированной
системой
электроснабжения отдаленного потребителя для ветрогенераторной установки
приведен на рисунке 3.15.
Рисунок 3.15 – Пример программы управления КСЭС отдаленного потребителя
92
Для контроля и управления основными параметрами автономной
комбинированной системы электроснабжения в программно-графической среде
NB-Designer японской фирмы Omron [56] был создан проект, в котором
выбирается тип технологической панели и тип контроллера, а также способ
связи между ними (рис. 3.16).
Рисунок 3.16 – Создание проекта в среде NB – Designer
Первый видовой экран технологической панели комбинированной
системы электроснабжения, представленный на рисунке 3.17, включает в себя
три
окна:
«параметры
комбинированной
«параметры генерирующих установок» и
систем».
93
системы
электроснабжения»,
«параметры вспомогательных
Рисунок 3.17 – Внешний вид основного экрана
Также перед входом в систему необходимо ввести пароль. Если пароль не
введен или введен неправильно, то окна становятся неактивными. Пароль
запрашивается один раз при просмотре и регулировании основных параметров.
Также на экране предусмотрена возможность смены пароля (для смены
необходимо ввести старый пароль).
В окне «Параметры комбинированной системы электроснабжения»
(рис. 3.18) отражаются основные параметры выходного напряжения инвертора:
уровень напряжения, значения фазного и линейного токов, активной,
реактивной и полной мощности, а также коэффициента мощности. Для
отражения значения параметра необходимо осуществить его привязку к
соответствующему программному выходу.
94
Рисунок 3.18 – Внешний вид экрана «Параметры комбинированной системы
электроснабжения»
Кнопка «ЖУРНАЛ» необходима для просмотра, а также передачи данных
о состоянии и основных параметрах автономной системы электроснабжения за
определѐнный промежуток времени. Данная программа позволяет получать
графики основных величин, а также передачу информации на компьютер в
режиме реального времени.
Рассмотрим принцип построения рабочих окон генерирующих и
вспомогательных установок на примере ветро-генераторной станции (рис.
3.19).
Рисунок 3.19 – Принцип построения рабочих окон на примере экрана
«Параметры ВГУ»
Для перехода к следующей установке необходимо нажать значок
«ДАЛЕЕ». Для просмотра значений параметров за определенный период
времени необходимо зайти в подменю «ЖУРНАЛ». При нажатии значка
«ВЫХОД» осуществляется переход на главное меню. Аналогичным образом
осуществляется построение подменю «Параметры вспомогательных систем», к
которым относятся блок аккумуляторных батарей и конденсаторные батареи.
95
В случае возникновения аварийной ситуации на объекте появляется окно
(рис. 3.20), на котором отражается тип аварии и возможные способы ее
устранения.
Рисунок 3.20 – Пример окна аварийной ситуации
Выводы по главе
1) произведен выбор технических средств автономной комбинированной
системы электроснабжения потребителя с учетом технических требований;
2) разработаны
обеспечивающие
структурная,
силовая
автоматизированное
и
управления
схемы
основными
управления,
режимами
работы системы электроснабжения;
3) на
основе
составленного
алгоритма
эффективного
управления
комбинированной СЭС была разработана программа, позволяющая наиболее
рационально расходовать генерируемые мощности.
96
4 Технико-экономическое обоснование предлагаемого технического решения
4.1
Оценка
эффективности
внедрения
комбинированной
системы
электроснабжения
4.1.1 Расчет себестоимости электрической энергии
Для оценки экономической эффективности от внедрения автономной
комбинированной
системы
электроснабжения
отдаленного
потребителя
произведем расчет себестоимости выработки электрической энергии на дизель
– генераторной станции ДГС мощностью 160 кВт. Перечень основных
показателей,
необходимых
для
расчета
себестоимости
генерируемой
электрической энергии, приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Показатели для расчета себестоимости электрической
энергии
Показатель
Значение
Установленная мощность ДГУ, кВт
Удельный расход топлива, г/кВт·ч
Удельный расход топлива на угар, г/кВт·ч
Годовое потребление электроэнергии (п. 2.1.4), кВт·ч
Годовое потребление топлива (при плотности зимнего
вида топлива равной 840 г/л), л
Стоимость 1 л зимнего топлива (без учета доставки), руб.
Стоимость ТО с учетом масла (угар + замена), руб./ кВт·ч
Стоимость 1 тонны зимнего топлива (с учетом
транспортных расходов) для северного варианта завоза
топлива по данным на 2018 год, тыс. руб./ т
160
216
1,1
780982,2
201846,7
42,1
0,37
80
Годовые затраты на потребляемое ДГУ топливо определяются по
формуле [57]:
Зт  Ст  П т ,
97
 тыс. руб.
(4.1)
где Cт – расчетная стоимость топлива, тыс. руб./т;
Пт – годовое потребление топлива, т;
Ст  80 
201846,7
 16147,74
1000
 тыс. руб..
Годовые затраты на техническое обслуживание ДГУ будут вычисляться
по выражению:
 тыс. руб.
Зто  Сто  W,
(4.2)
где Cто – стоимость технического обслуживания ДГУ [58], руб./ кВт·ч;
W – количество электроэнергии, потребляемое в течении года, кВт·ч;
Ст  0,37 
780982,2
 288,96
1000
 тыс. руб..
Суммарные годовые затраты по исходному варианту электроснабжения
составят:
З  Зг  Зто ,
 тыс. руб.
З  16147,74  288,96  16436,7
 тыс. руб..
(4.3)
Себестоимость вырабатываемой по исходному варианту электроэнергии
определяется по формуле:
З
,
W
 руб. 
 кВт  ч 
16436,7  1000
 21,05
780982,2
 руб. 
 кВт  ч  .
Сээ 
Сээ 
Для
расчета
затрат
на
внедрение
комбинированной
(4.4)
системы
электроснабжения необходимо составить необходимо составить стоимостную
ведомость электрооборудования (табл. 4.2).
98
Таблица 4.2 – Стоимость оборудования автономной комбинированной
системы электроснабжения (с учетом НДС и транспортных расходов)
Наименование оборудования
Контроллер CP1H – X40DT1 – D
Технологическая панель NB7TW00B
Ветрогенератор Aeolos Wind
Turbine 100 кВт
Солнечная электростанция 100
кВт (без АКБ и инвертора)
МикроГЭС с турбиной Френсиса
100 кВт (WESWEN)
ДГУ АД-160 ЯМЗ-238ДИ
АКБ 200А·ч
Конденсаторная батарея АУКРМ
0,4-30-5-ХЛ1
Счетчик Меркурий 230 ART-03
CN
Модуль МЭ110-220.3М
Трансформатор тока ТТИ-40
500/5А
Инвертор Solar Off Grid Inverter
200 кВ·А
Коммутационная аппаратура
Количество, шт.
1
1
Стоимость за 1 шт, руб.
65600
42800
1
12016745
1
11288000
1
12398970
1
200
1
2994000
23300
47142
1
10151
1
6
10820
981
1
2672917
15
Реле типа G2R-1-SN DC 24 V
Блок питания S8JX-G5024CD
9
1
450000 (суммарное
значение)
450
4100
46671181
Итого:
Стоимость годовой электрической энергии для комбинированной СЭС
будет определяться из годовых затрат на техническое обслуживание. С учетом
рекомендаций производителей принимаем суммарные затраты на техническое
обслуживание всех установок равными 1500 тыс. руб.
Себестоимость электрической энергии для второго варианта будет равна:
Сээ 
1500000
 1,92
780982,2
99
 руб..
Разница
в
стоимости
1
кВт·ч
электрической
энергии
составит
19,12 руб./ кВт·ч., в год эта разница будет равна 14936,7 тыс. руб.
Суммарные затраты на проведение исследовательских работ составят
212009 руб. (по п. 4.2). Таким образом, суммарные затраты на разработку и
внедрение комбинированной системы электроснабжения составят 53383,19 тыс.
руб. (5000 тыс. руб. – расходы на монтажные работы).
4.1.2 Расчет основных финансовых показателей от внедрения гибридной
системы электроснабжения
К основным финансовым показателям, характеризующим эффективность
внедрения
автономной
комбинированной
системы
электроснабжения
отдаленного потребителя, относятся следующие [59]:
- чистый дисконтированный доход (NPV), являющийся разностью между
всему денежными
притоками
и
оттоками
в
течении
всего
времени
осуществления проекта. Проект будет считаться выгодным, если значение NPV
будет выше нуля (чем выше данный показатель, тем выгоднее внедряемый
проект);
- индекс доходности (PI), представляющий собой отношение NPV к
размеру капиталовложений, отражает какое количество прибыли получается от
одной единицы готовой продукции. Внедряемый проект будет являться
эффективным, если значение PI будет больше единицы;
- внутренняя норма рентабельности (IRR), представляющая собой
значение ставки дисконтирования, при которой проект будет считаться
безубыточным, и являющаяся приведенным показателем прибыльности
проекта. Для получения эффекта от внедрения проекта необходимо, чтобы IRR
превышал ставку дисконтирования.
Под дисконтированием понимается
процесс приведения будущей стоимости проекта к текущему значению
времени;
100
- период (динамический срок) окупаемости (РР) – период времени, в
течении которого доходы от реализации проекта покроют расходы на его
разработку и внедрение.
Метод оценки эффективности внедрения проекта, основанный на
перечисленных
показателях,
утвержден
Комитетом
по
эффективности
Российской Федерации.
Значение чистого дисконтированного дохода от реализации проекта
определяется по выражению:
N
NVP    R n  Sn  
n 0
1
1  r 
n
,
 руб.
(4.5)
где N – расчетный период времени, годы;
Rn – результат (доходы) на n – ном шаге проекта, руб.;
Sn – затраты на n – ном шаге проекта, руб.;
r – норма дисконта, %.
При выборе нормы дисконта необходимо принимать в учет значение
текущей ставки рефинансирования Национального банка или фактическое
значение ставки по долгосрочным кредитам, а также процент надбавки за риск.
Для проекта внедрения автономной комбинированной СЭС отдаленного
потребителя принимаем r равной 11,8 %. Значение NPV в год первых
капиталовложений будет равно нулю [60].
Индекс доходности инвестиционного проекта будет вычисляться по
формуле:
1 N
1
PI 
   R n  Sn  
,
n
K n n 0
1  r 
(4.6)
где Kn – значение капитальный вложений в n – ный период времени, руб.
Исходные данные для расчета основных показателей внедряемой системы
электроснабжения:
101
- суммарные затраты на модернизацию комбинированной системы
электроснабжения (п. 4.1.1.) - 53383,19 тыс. руб.;
- срок эксплуатации системы без капитального ремонта – 7 лет;
- норма дисконта проекта составит 11,8 % в год.
Результаты расчета текущей эффективности проекта приведены в таблице
4.3.
Таблица 4.3 – Расчет текущей эффективности проекта
Экономия средств,
Год
тыс. руб.
1
2
3
4
5
6
7
13932,55
14243,23
14663,34
14936,70
14936,70
14936,70
14936,70
Значения с учетом дисконтирования
Дисконт. множит.
Текущая стоимость,
n
1/(1+r)
тыс. руб.
0,895
12462,03
0,800
11395,28
0,716
10493,19
0,641
9560,57
0,573
8551,57
0,512
7648,99
0,458
6841,67
Проведенный анализ таблицы 4.3 показал, что ежегодная экономия
денежных средств от внедрения проекта с учетом ставки дисконтирования
будет изменятся в диапазоне от 12462,03 тыс. руб. (для первого года внедрения)
до 6841,67 тыс. руб. (для 7 года).
На основе полученных данных проведем расчет основных показателей,
характеризующих
эффективность
внедряемого
проекта,
по
следующей
методике [61]:
1. Определим
суммарную
текущую
эффективность
∑PV
проекта
комбинированной системы электроснабжения за 7 лет эксплуатации. По
данным, приведенным в таблице 4.3 ∑PV равно 66953,36 тыс. руб. (при r
равной 11,8 %).
2. Значение
чистого
приведенного
определяться по формуле:
102
дохода
NPV
проекта
будет
NPV   PV  I0 ,
 тыс. руб.
(4.7)
где I0 – инвестиционные затраты на внедряемый проект, определенные по
пункту 4.1, тыс. руб.;
NPV  66953,36  53383,19  13570,17
 тыс. руб..
3. Индекс рентабельности проекта внедрения комбинированной СЭС
будет вычисляться по выражению:
 PV
,
I0
o.e.
66953,36
 1,25
53383,19
o.e..
PI 
PI 
(4.8)
По полученному значению можно сделать вывод, что проект является
рентабельным (PI больше 1).
4. Срок окупаемости энергосберегающего проекта определяется по
формуле:
РР 
года 
I0
,
PVг
(4.9)
где PVг – сумма годовых значений текущей стоимости проекта за n лет, при
котором будет выполняться условие
PVг = I0;
PVг  PV1  PV1 
PVг  13932,55  14243,23  14663,34 
РР 
(4.10)

PVn
;
n
14936,7
 46573,29  тыс. руб..
4
53383,19
 1,15
46573,19
103
(4.11)
года .
5. Расчет
значения
внутренней
нормы
доходности
IRR
энергосберегающего проекта осуществляется при условии равенства чистого
приведенного дохода нулю. При значении NPV равном 0 IRR будет равен
19,31 %, т.е. в этом случае проект становится безубыточным.
Проанализировав полученные показатели, можно сделать вывод, что
проект комбинированной системы электроснабжения является не только
приемлемым, но даже выгодным для данных условий.
4.2 Определение трудоемкости при разработке гибридной системы
электроснабжения
Для создания автоматизированной системы управления, отвечающей
конкретным условиям необходимо создать рабочую группу, в состав которой
должно входить как минимум два человека – старший научный сотрудник
проектного института и инженер 3 категории [62].
Для расчета трудоемкости проведенных работ необходимо проводимое
исследование разбить на этапы и поделить между участниками (таб. 4.4).
Таблица 4.4 – Основные этапы исследований по внедрению гибридных
систем электроснабжения
Наименование этапа
1
Разработка
технического задания
на проектирование
Анализ
объекта
исследования
Перечень проводимых работ
2
Написание и утверждение
технического
задания
на
разработку гибридной системы
Исследование
разрабатываемого вопроса по
отечественной и зарубежной
литературе
Исследование
основных
параметров
проектируемой
по системы
Получение
и
обработка
статистических
данных
о
районе внедрения гибридной
СЭС
Разработка
матмоделей
Исполнитель
3
Старший научный
сотрудник
Проведение
теоретических
исследований
тематике работы
Инженер
III
категории, старший
научный сотрудник
104
Инженер
категории
III
основных
автономных
источников
с
учетом
конкретных условий
Получение результатов для
потребителей с различными
характерами нагрузки
Продолжение табл. 4.4
1
2
Моделирование с добавлением
резервных источников питания
и аккумуляторных батарей
Проверка
полученных
в
процессе
моделирования
результатов
Разработка
алгоритма
оптимального
выбора
элементов автономной СЭС
Экономическое
Оценка эффективности от
обоснование проекта
внедрения
разработанного
проекта
Оформление отчета по Обобщение
полученных
результатам
результатов
исследования
Принятие
решения
о
необходимости
внедрения
гибридной СЭС
3
Инженер
III
категории, старший
научный сотрудник
Инженер
III
категории
Старший научный
сотрудник
Оценка трудоемкости проведенных работ чаще всего осуществляется
экспертным путем и носит вероятностное значение, что обусловлено сильной
зависимостью от ряда факторов.
Ожидаемое
значение
трудоемкости
проведенных
работ
будет
вычисляться по формуле:
t ож.i 
3  t min.i  2  t max.i
,
5
чел.  дн. (4.12)
где tmin.i – минимально возможное значение трудоемкости при выполнении i –
го исследования, чел. дн.;
tmin.i – максимально возможное значение трудоемкости при выполнении i – го
исследования, чел. дн.
105
По
полученному
трудоемкости
по
определяется
выражению
время
(4.12)
значению
продолжительности
ожидаемой
каждого
этапа
 раб.дн.
(4.13)
исследования эффективности внедрения гибридной СЭС [63]:
Tp.i 
t ож.i
,
чi
где чi – количество сотрудников, участвующих в выполнении данной
работы на определенном этапе, чел.
Рассмотрим порядок расчета времени продолжительности на примере
1 этапа. Подставив числовые значения в формулы (4.12) – (4.13), определим:
t ож.1 
3 1  2  2
 1,4
5
Tp.1 
1,4
2
1
чел.  дн.;
 раб.дн..
Результаты расчета для остальных пунктов сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Значения трудоемкости и длительности работ для каждого
из этапов
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Трудоемкость работ
tmin н.с. tmin.инж.
1
5
1
3
2
7
1
5
1
3
2
7
1
3
3
12
1
2
8
2
-
tmax н.с. tmax инж.
2
10
2
4
3
9
2
8
2
6
4
10
2
6
6
18
2
4
12
4
Итого:
tож н.с.
1,4
1,4
2,4
1,4
1,4
2,8
1,4
4,2
1,4
2,8
106
tож инж.
7,0
3,4
7,8
6,2
4,2
8,2
4,2
14,4
2,8
9,6
-
Продолжительность
работ в рабочих днях
Tр.н.с.
Тр.инж.
2
7
2
4
3
8
2
7
2
5
3
9
2
5
5
15
2
3
10
3
26
73
Значение продолжительности работ необходимо при расчете заработной
платы сотрудников. Составим смету затрат для проведения исследования по
внедрению гибридной системы электроснабжения.
Оплата труда за исследование гибридной системы электроснабжения
будет определяться по формуле:
Ззп.i  сч.оп  Ti   Tp ,
 руб.
(4.14)
где сч.оп – почасовая оценка оплаты труда (принимается для старшего научного
сотрудника равной 420 руб./ч, для инженера 3 категории – 185 руб./ч), руб./ч;
Ti – среднее значение трудоемкости (с учетом занятия другими видами
деятельности принимается равной 4 ч/день), ч/день.
Оплата труда за исследование гибридной системы электроснабжения
составит:
- для старшего научного сотрудника:
Ззп.нс  420  4  2  43680
 руб..
- для инженера 3 категории:
Ззп.i  185  4  73  54020
 руб..
Денежные отчисления в различные внебюджетные фонды составят 27 %
от величины оплаты труда, т.е. будут равны:
- для старшего научного сотрудника:
Зотч.нс  0,27  43680  11793,6
 руб..
- для инженера 3 категории:
Ззп.i  0,27  54020  14585,4
 руб..
Нормированное значение накладных расходов принимается равным 90 %
от величины оплаты труда и будет включать в себя все дополнительные
издержки, которые могут возникнуть в процессе исследований, т.е. будет
равно:
107
- для старшего научного сотрудника:
 руб..
Зотч.нс  0,9  43680  39312
- для инженера 3 категории:
 руб..
Ззп.i  0,9  54020  48618
Результаты расчета для отдельных статей проектной деятельности
сведены в таблицу 4.6.
Таблица
4.6
–
Составление
сметы
затрат
на
проведение
исследовательской работы.
Наименование расходной статьи
1. Разработка ТЗ
2. Анализ объекта исследования
3. Описание основных параметров
гибридной СЭС
4. Обработка климатических данных
о районе
5. Разработка матмоделей АИЭ
6. Моделирование с различными
типами нагрузки
7.Моделирование резервных ИП
8. Проверка разработанной модели
9. Составление алгоритма выбора
оптимального состава оборудования
10.
Оценка
эффективности
внедрения проекта
11.
Обобщение
полученных
результатов
12.
Принятие
решения
о
возможности внедрения гибридной
СЭС
Внебюджетные отчисления
Накладные расходы
Итого
108
Суммарное
значение, руб.
3360
5180
6320
Составляющая
затрат, %
1,58
2,44
2,98
10960
5,17
8540
7060
4,03
3,33
11700
7060
19500
5,52
3,33
9,20
5580
2,63
7400
3,49
5040
2,38
26379
87930
212009
12,44
41,47
100,00
По результатам расчетов, приведенных в таблице 4.2, была построена
кольцевая
диаграмма
составляющих
затрат
по
отдельным
статьям
исследовательской работы (рис. 4.1).
Рисунок 4.1 – Составляющие затрат по видам работ.
4.3 Оценка риска проекта
Риском
проекта
является
любое
незапланированное
событие,
оказывающее влияние на процесс внедрения проекта. Одним из основных
параметров, по которому принимается решение о внедрении соответствующего
проекта, является оценка риска [64, 65].
Рассмотрим методику нахождения оценки риска для конкретного
проекта.
На первом этапе необходимо определить вероятность наступления Pi
любого из возможных рисков по 100 бальной шкале, где за 100 % принимается
точное наступление риска, а за 0 % – его отсутствие. Важность оценивается
коэффициентом bi по 10-бальной шкале, а также весовым коэффициентом wi.
109
Далее составляется таблица возможных для данного проекта рисков и
вероятности их наступления (табл. 4.7).
Таблица 4.7 – Оценка возможных рисков проекта гибридной системы
электроснабжения
№
1
2
3
4
5
6
7
8
Наименование
риска
Наступление
инфляции
Возникновение
непредвиденных
расходов сверх
заложенной
нормы
Уменьшение
размера оплаты
Отказ заказчика
Невозможность
дальнейшего
развития
системы
Быстрое
развитие
конкурирующих
систем
Отсутствие
разработки
в
назначенные
сроки
Отрицательный
эффект
при
внедрении
Итого
Суммарное
Вероятность Важность
Весовой
наступления, риска, bi коэффициент,
%
wi
100
1
0,029
Pi·wi
2,9
25
2
0,049
1,23
25
6
0,146
3,65
25
50
8
5
0,192
0,098
4,8
4,9
75
7
0,173
12,98
25
5
0,122
3,05
25
9
0,191
4,78
43
1
38,28
значение
оценки
риска
от
разработки
и
внедрения
комбинированной системы электроснабжения на базе автономных источников
110
энергии составило 38,28 %, т.е. проект возможен для внедрения, но риск
получить отрицательный эффект не исключен.
Выводы по главе
1) в результате расчетов были определены суммарные годовые затраты и
себестоимость вырабатываемой электрической энергии по исходному варианту
(16436,7
тыс.
руб.
и
21,05
руб./кВт·ч)
и
предлагаемому
варианту
электроснабжения (1500 тыс. руб. и 1,92 руб./кВт·ч), т.е. разница в стоимости
1 кВт·ч электрической энергии составит 19,12 руб./ кВт·ч (в год эта разница
будет равна 14936,7 тыс. руб.);
2) в результате анализа основных финансовых показателей внедряемого
энергетического проекта были определены значения чистого приведенного
дохода (13570 тыс. руб.), индекса рентабельности (1,25) и срока окупаемости
проекта (1 год 2 месяца). В зависимости от конкретных условий срок
окупаемости может изменяться от 8 месяцев до 3 лет 9 месяцев (при наихудших
условиях);
3) расчетное суммарное значение денежных расходов, необходимых на
разработку
комбинированной
системы
электроснабжения
отдаленного
потребителя, составило 212009 руб.;
4) возможный риск от разработки и внедрения гибридной системы
электроснабжения составил 38,28 %, что говорит о возможности внедрения
проекта.
111
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Среди
основных
направлений
государственной
политики
в
энергетической сфере значимое место занимает энергетическая безопасность
как страны в целом, так ее субъектов в отдельности. Одной из наиболее острых
проблем является обеспечение энергией требуемого качества и за приемлемую
цену
потребителей
децентрализованных
систем
электроснабжения.
Проведенный анализ показал, что действующие системы электроснабжения
отдаленных потребителей, построенные большей частью на базе дизельгенераторных установок (более 50 %), являются неэффективными. Это
обусловлено
высокой
стоимостью
вырабатываемой
энергии
(достигает
25 – 40 руб./кВт·ч). Цена зависит напрямую от дальности поставок топлива. Изза отсутствия развитой транспортной системы, а также суровых погодных
условий
доставка
топлива
в
данные
районы
весьма
затруднительна.
Проведенный анализ возможности применения возобновляемых источников
энергии показал, что наиболее перспективными для зон Дальнего Востока и
Сибири являются ветровая, солнечная, геотермальная, петротермальная, а
также энергетика малых рев и воздушных масс.
2. Для
конкретного
потребителя
децентрализованной
зоны
электроснабжения (село Белькачи республики Якутия) был произведен расчет
силовых нагрузок. В результате расчетов были определены суммарные
значения активной – 157 кВт; реактивной – 83,33 квар и полной мощностей
поселка – 177,74 кВ·А, а также суммарный расчетный ток - 256,55 А. По
графикам потребления активной и реактивной мощностей были определены
годовое
потребление
энергии
селом
Белькачи
–
780982,8
кВт·ч,
продолжительность максимума нагрузки – 5038,64 ч. Среди рассмотренных
источников
возобновляемой
энергии
для
данной
местности
наиболее
перспективным и экономически выгодным является использование ветровой,
112
солнечной энергетики, а также энергетики малых рек (река Алдан).
Проведенный
анализ
электроснабжения
существующих
показал,
что
для
схем
комбинированных
данного
потребителя
систем
наиболее
рациональной с экономической точки зрения является схема со вставкой шины
постоянного тока.
3. С учетом особенностей эксплуатации произведен выбор технических
средств автоматизированной системы электроснабжения. Спроектированы
силовая и схема управления, позволяющие осуществлять контроль и
регулирование основных параметров комбинированной СЭС. Разработанный
алгоритм управления отвечает требованиям рационального и максимального
использования генерируемых мощностей установок. На базе контроллера
CP1H-X40DT1-D и технологической панели NB7-TW00B была написана
управляющая
программа,
обеспечивающая
разными режимами работы,
в
том
автоматическое
числе
переключение
управление
питания
на
аккумуляторные батареи или дизель-генератор в случае отсутствия основных
питающих источников, что делает данную систему электроснабжения более
надежной.
4. В результате расчетов были определены суммарные годовые затраты и
себестоимость вырабатываемой электрической энергии по исходному варианту
(16436,7
тыс.
руб.
и
21,05
руб./кВт·ч)
и
предлагаемому
варианту
электроснабжения (1500 тыс. руб. и 1,92 руб./кВт·ч), т.е. разница в стоимости
1 кВт·ч электрической энергии составит 19,12 руб./кВт·ч (в год эта разница
будет равна 14936,7 тыс. руб.). Проведенный анализ основных финансовых
показателей внедряемого энергетического проекта (чистого приведенного
дохода - 13570 тыс. руб., индекса рентабельности - 1,25 и срока окупаемости
проекта - 1 год 2 месяца) показал высокую выгодность внедряемого проекта.
Суммарные расходы на разработку гибридной системы электроснабжения
составят 212009 руб. Возможный риск от разработки и внедрения данной
системы составил 38,28 %. Это говорит о том, что несмотря на значительную
экономическую эффективность от внедрения, есть риск того, что проект
113
окажется убыточным. Для уменьшения процента риска необходимо изучить
более подробно климатические условия данного района, а также разработать
макет внедряемой системы.
Список используемой литературы
1. Об энергосбережении и энергетической эффективности [Текст]:
Федеральным законом РФ от 23.11.09 г. № 261-ФЗ.
2. Функционирование
Федерации.
и
Информационно
развитие
-
электроэнергетики
аналитический
доклад.
Российской
Министерство
энергетики РФ, 2011. – 384 с.
3. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена
распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715 – р.
4. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года. Утверждена
распоряжением Правительства РФ от 01.02.2017 г.
5. Воропай, Н.И. Энергетическая безопасность: сущность, основные
проблемы, методы и результаты исследований/ Н.И. Воропай, С.М. Сендеров –
Москва, 2011. – 91 с.
6. Заседание президиума Государственного совета №36. Доклад "Об
основах государственной политики Российской Федерации в районах Севера".
7. Соснина, Е.Н. Вопросы электроснабжения потребителей, удаленных от
сетевой инфраструктуры [Текст] / Е.Н. Соснина, А.Ю. Кечкин, Д.А. Филатов //
Труды Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е.
Алексеева – Нижний Новгород. – 2014. №5 (107). – 460 с.
8. Суржикова, О.А. Проблемы и основные направления развития
электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей России [Текст] /
О.А. Суржикова // Вестник науки Сибири. – 2012. – №3 (4) – с. 103-108.
9. Борисова, Е.А. Северо-Восток России: региональная экономика и
управление / Е.А. Борисова, В.А. Уварова. – Хабаровск: ДВАГС, 2005. – 787 с.
114
10. Энергоэффективность: Перспективы для России. М.: Институт
устойчивого развития / Центр экологической политики России, 2010. – 176 с.
11. Штерн, В.И. Эксплуатация дизельных электростанций / В.И. Штерн –
М.: Энергия, 1980. — 120 с.
12. Стенников,
В.А.
Информационно-технологическое
обеспечение
интегрированных систем малой энергетики в сфере электро- и теплоснабжения:
отчет о НИР / В.А. Стенников – Иркутск, 2011. – 87 с.
13. Газопоршневые
установки
ГПУ.
[Электронный
ресурс].
URL:
http://zavodagt.ru/gazoporshnevye-ustanovki-gpu (дата обращения – 03.10.17 г.).
14. Surzhikova, О.А. The problems and perspective of electric power supply of
isolated consumers / О.А. Surzhikova, I.E. Nikulina // European Journal of Natural
History. – 2006. – № 2. – p. 151–153.
15. Федеральная программа «Энергообеспечение районов Крайнего
Севера и приравненных к ним территорий, а также мест проживания коренных
малочисленных народов Севера, Сибири и Дальнего Востока за счет
использования
нетрадиционных возобновляемых источников энергии и
местных видов топлива». – М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1996. –
27 с.
16. Удалов, С.Н. Возобновляемые источники энергии: Учебник / С.Н.
Удалов – Новосибирск: Изд–во НГТУ. – 2007. – 432 с.
17. Мировые тенденции в области построения автономных систем
электроснабжения с использованием возобновляемых источников энергии
[Текст] / М.А. Сурков, Б.В. Лукутин, Е.Ж. Сарсикеев, В.Р. Киушкин //
Науковедение. – 2012. – №4. – с. 103–108.
18. Саврасов, Ф.В. Расчет эффективности использования автономных
систем электроснабжения с фотоэлектростанциями на примере Томской
области [Текст] / Ф.В. Саврасов, Б.В. Лукутин // Известия ТПУ. – 2013. – Т. 322,
№6. –
с. 17-21.
115
19. Зубова, Н. В. Основные принципы управления ветроэнергетической
установкой [Текст] / С.Н. Удалов, Н.В. Зубова // Научный вестник НГТУ. –
Новосибирск: Изд–во НГТУ – 2012 г. – №3(48). –– с.153–161.
20. Ackerman, T. Wind power in power systems/ T. Ackerman – John Wiley
& Sons, Chicester, U.K. – 2005. – 695 р.
21. Барков, К.В. К вопросу оценки экономического потенциала малой
гидроэнергетики России с учѐтом потерь при передаче электроэнергии / Барков
К.В., Елистратов В.В. // Материалы V Международной научно-практической
конференции «Нетрадиционная энергетика XXI века». Симферополь, ИВЭ
НАН Украины. – 2004. – с. 84.
22. Русловые и пойменные процессы рек Сибири [Текст] // В.А. Земцов,
Д.А. Вершинин, А.О. Крутовский, Ю.И. Каменсков. – Томск: ТМЛ Пресс, 2007.
– 182 с.
23. Государственный доклад «О состоянии и использовании водных
ресурсов Российской Федерации в 2013 году». НИА – Природа, Москва. – 2014.
– 272 с.
24. Севастопольский, А. Е. Геотермальная энергия: Ресурсы, разработка,
использование: Пер. с англ. / А.Е. Севастопольский – Издательство Мир, 1975.
– 324 с.
25. Использование петротермального (глубинного) тепла Земли для
энергоснабжения автономных потребителей [Текст] / Гнатусь Н.А., Рыженков
В.А., Мартынов А.В. и др. // Энергосбережение и водоподготовка. – 2012. – №3.
– с. 23-27.
26. Пат. 2500854 Российская Федерация, F02B9/00, F03B13/00. АэроГЭС
[Текст] / Казанцев А.Н. – заявл. 17.04.2012; опубл. 10.12.2013. – 3 с.
27. Lightning energy storage system: pat. US20140042987 A1 / James Chyi
Lai; Original Assignee Northern Lights Semiconductor Corp. – US 13/571,057;
Priority date 9.08.12; Application 13.02.14. – 7 p.
116
28. Абрамова, Е.А. Расчет нагрузок сельских электрических сетей:
методические указания к дипломному проектированию // Е.А. Абрамова, С.К.
Алешина – Оренбург, 2012 – 26 с.
29. Будзко, И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко,
Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов – М: Колос, 2000. – 536 с.
30. Кабышев, А.В. Расчет и проектирование систем электроснабжения:
Справочные материалы по электрооборудованию Учеб. пособие / А.В.
Кабышев, С.Г. Обухов – Томск: Том. политехн. ун-т., 2005. – 168 с.
31. Шлейников, В.Б. Электроснабжение промышленных предприятий.
Ч. 1: практикум / В.Б. Шлейников. – Оренбург: ОГУ, 2012. – 99 с.
32. Лыкин, А.В. Математическое моделирование электрических систем и
их элементов: учеб. пособие / А.В. Лыкин. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009.
– 228 с.
33. Карпов,
Ф.Ф.
Компенсация
реактивной
мощности
в
распределительных сетях / Ф.Ф. Карпов. — М.: Энергия, 1975. — 182 с.
34. Кабышев, А.В. Расчет и проектирование систем электроснабжения
объектов и установок: учебное пособие / А.В. Кабышев, С.Г. Обухов. – Томск:
Изд-во ТПУ, 2006. – 248 с.
35. Хорольский, В. Я. Надежность электроснабжения / В. Я. Хорольский,
М. А. Таранов. – Ростов-на-Дону: Терра Принт, 2007. – 128 с.
36. Формирование
энергоэффективных
режимов
дизельной
электростанции инверторного типа [Текст] / Б.В. Лукутин, Г.Н. Климова, С.Г.
Обухов и др. – Известия вузов. Электромеханика, 2009. – № 6. – c. 80-82.
37. Обухов, С.Г. Сравнительный анализ схем построения автономных
электростанций, использующих установки возобновляемой энергетики [Текст] /
С.Г. Обухов, И.А. Плотников // Промышленная энергетика. – 2012. – №. 7. –
с. 46-51.
38. Hybrid solar and wind power: an essential for information communication
technology infrastructure and people in rural communities / LA. Adejumobi, S.G.
117
Oyagbinrin, F. G. Akinboro & M.B. Olajide // IJRRAS 9(1) – October 2011. –
р.130-138.
39. Gagari, D. Hybrid power generation system / D. Gagari, P. Ramananda, D.
Sudip // International Journal of Computer and Electrical Engineering. – April 2012.
– Vol.4, №2. – р. 141-144.
40. Belsky, А.А. Configuration of a standalone hybrid wind-diesel
photoelectric unit for guaranteed power supply for mineral resource industry facilities
/ A.A. Belsky, A.N. Skamyin, E.V. Iakovleva // International Journal of Applied
Engineering Research – 2016. – Vol.11. №1. – р. 233-238.
41. Механический
датчик
[Электронный
скорости
ресурс].
ветра
МПВ
602.12100.02.
URL:
-
https://poltraf.ru/nablyudatelnye_stantsii_i_kompleksy/datchiki_skorosti_napravleniy
a_vetra/ skorosti_vetra_/datchik_skorosti_vetra_mp/ (дата обращения – 10.02.18
г.).
42. Программируемый
[Электронный
ресурс].
логический
URL:
контроллер
CP1H-X40DT1-D.
http://www.proenergo.ru/sistemy-avtomatizacii/
programmiruemye-logicheskie-kontroller/kontroller-omron-cp1h/cp1hx40dt1d/ (дата
обращения – 10.02.18 г.).
43. Панель оператора NB7W-TW00B. [Электронный ресурс]. URL:
http://www.proenergo.ru/sistemy-avtomatizacii/
cheloveko-mashinnye-interfeysy/
paneli -operatora-omron-nb/nb7wtw00b.1/ (дата обращения – 10.02.18 г.).
44. Aeolos Wind Turbine 100kW Specification. [Электронный ресурс]. URL:
http://www.windturbinestar.com/100kwh-aeolos-wind-turbine.html (дата обращения
– 10.02.18 г.).
45. Солнечная батарея Seraphim SRP-250-6P. [Электронный ресурс]. URL:
https://www.betaenergy.ru/catalog/solnechnaya_batareya_seraphim_srp_250_6pb_25
0_vt/ (дата обращения – 10.02.18 г.).
46. МикроГЭС с турбиной Френсиса 100 кВт. [Электронный ресурс].
URL: https://weswen.tiu.ru/p366764137-mikro-ges-turbinoj.html (дата обращения –
10.02.18 г.).
118
47. Дизельный генератор АД-160 (ЯМЗ-238ДИ). [Электронный ресурс].
UR: https://www.comd.ru/catalog/dizelnye-elektrostancii-tsena-des/professional/dgudizel-generatory-yamz/dizelnaya-elektrostanciya-160-kvt-ad-160-t400-yamz-238di/
(дата обращения – 10.02.18 г.).
48. Автоматические конденсаторные установки компенсации реактивной
мощности напряжением 0,4 кВ типа АУКРМ [Электронный ресурс]. URL:
http://www.nucon.ru/catalog/reguliruemye-kondensatornye-ustanovki-krm-aukrm-04-kv (дата обращения – 10.02.18 г.).
49. Правила устройства электроустановок: Все действующие разделы
ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2008. – 853 с.
50. Модули
измерения
параметров
электрической
сети
МЭ110
[Электронный ресурс]. URL: https://www.owen.ru/product/moduli_izmereniya_
parametrov_elektricheskoj_seti (дата обращения – 12.02.18 г.).
51. 200Kw Solar Off Grid Inverter.
[Электронный ресурс].
https://www.sandielectric.com/200kw-solar-off-grid-inverter-3385962.html
URL:
(дата
обращения – 12.02.18 г.).
52. Федоров,
А.А.
Справочник
по
электроснабжению
и
электрооборудованию: В 2 т. Т. 1. Электроснабжение / А. А. Федорова. – М.:
Энергоатомиздат, 1986. – 568 с.
53. Универсальные реле G2R [Электронный ресурс]. URL: http://omronrussia.com/documentation/relay/g2rdata.pdf (дата обращения – 12.02.18 г.).
54. Импульсный источник питания S8JX. [Электронный ресурс]. URL:
http://www.rakurs.su/wp-content/uploads/2015/01/S8JX-Spetsifikatsiya-rus.pdf (дата
обращения – 12.02.18 г.).
55. CX-Programmer, v. 9.4. Руководство пользователя: Функциональные
блоки
/
Структурированный
текст.
[Электронный
ресурс].
URL:
https://assets.omron.eu/downloads/manual/ru/w447_cx-programmer_fb_st_operation
_manual_ru.pdf (дата обращения – 25.02.18 г.).
56. Программируемые терминалы. Вводное руководство. [Электронный
ресурс]. URL: https://www.electricautomationnetwork.com/PDF/RUSO/OMRON/
119
V109RU204NBSeriesGettingStartedGuide.pdf (дата обращения – 25.02.18 г.).
57. Волков, О.И. Экономика предприятия (фирмы): Учебник / О.И.
Волков, О.В. Девяткин – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: ИНФРА – М, 2008. – 602
с.
58. Сборник
укрупненных
показателей
стоимости
строительства
(реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО
«Холдинг МРСК» – Москва, 2012. – 71 с.
59. Комаристый,
А.С.
Экономика
электропотребления
в
промышленности: учебно-методическое пособие для вузов / А.С. Комаристый –
Орел: ОрелГТУ, 2008. – 135 с.
60. Руководство по оценке экономической эффективности инвестиций в
энергосберегающие мероприятия / Дмитриев А.Н., Табунщиков Ю.А., Ковалев
И.Н., Шилкин Н.В. – М: АВОК-ПРЕСС, 2005. – 118 с.
61. Фрейдкина, Е.М. Методы и критерии оценки эффективности
энергосбережения: учебное пособие / Е.М. Фрейдкина – СПбГТУРП. СПб.,
2013. – 52 с.
62. Виленский, П.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов.
Теория и практика: учебное пособие / П.Л. Виленский, В.Н. Лившиц, С.А.
Смоляк. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Дело, 2002. – 888 с.
63. Коссов, В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности
инвестиционных проектов (2-я ред., испр. и доп.) Официальное издание / В.В.
Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров – М.: Экономика, 2000. – 421 с.
64. Методические
рекомендации
по
оценке
эффективности
инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. – М. 1994. – 90 с.
65. Щелоков, Я.М. Энергетический анализ хозяйственной деятельности:
учебно-методическое пособие / Я.М. Щелоков. – Екатеринбург: УрФУ, 2010. –
390 с.
120
121
Приложение А
Таблица А.1 – Значение расчетных нагрузок села Белькачи
№
Л1
Л2
Л3
Л4
Л5
Л6
Кол-во
домов
12
6
Детский
сад
Школа
Магазин
12
Медпункт
13
5
Магазин
База
Котельная
9
Станция
Администрация
Итого
k0/M/
kc
0,34
0,47
0,45
cos
φ
0,95
0,95
0,97
Pном
Рн.с
Рр
Qp
Sp
Pу.о
Qу.о
Sу.о
Pp.о
Qp.о.
Sp.о.
Рсум
Qсум
Sсум
Ip
3
3
-
36
18
15
12,24
8,46
13,50
4,02
2,78
3,38
12,88
8,91
13,92
4,20
3,50
-
2,60
2,17
-
4,94
4,12
-
2,28
1,58
2,45
2,33
1,61
2,50
3,26
2,26
3,50
18,72
13,54
15,95
8,96
6,56
5,87
20,76
15,05
17,00
29,96
21,72
24,53
0,25
0,23
0,34
0,075
0,28
0,47
0,23
0,3
0,6
0,95
0,8
0,95
0,87
0,95
0,95
0,8
0,6
0,75
3
3
3
10
20
20
4
36
8
39
15
4
8
10
12,50
2,07
12,24
1,13
10,92
7,05
2,07
3,00
12,00
4,13
1,55
4,02
0,64
3,59
2,32
1,55
3,99
10,56
13,16
2,59
12,88
1,29
11,49
7,42
2,59
4,99
15,98
3,85
4,48
4,76
-
2,39
2,78
2,95
-
4,53
5,27
5,60
-
2,94
2,28
2,04
1,32
-
3,00
2,33
2,08
1,34
-
4,20
3,26
2,91
1,88
-
15,44
2,07
18,37
1,13
17,44
13,13
2,07
3,00
12,00
7,12
1,55
8,74
0,64
8,45
6,61
1,55
3,99
10,56
17,00
2,59
20,35
1,29
19,38
14,70
2,59
4,99
15,98
24,54
3,73
29,37
1,87
27,97
21,21
3,73
7,21
23,07
0,45
0,6
0,054
0,95
0,75
0,87
3
3
-
27
2
8
12,15
1,8
1,62
3,99
1,58
0,92
12,79
2,40
1,86
6,30
-
3,91
-
7,41
-
2,27
-
2,31
-
3,24
-
20,72
1,80
1,62
10,21
1,58
0,92
23,10
2,40
1,86
33,34
3,46
2,69
250
112,75
49,03
122,94
157,00
83,33
177,74
256,55
122
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа