close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Чаленко Виктория Владимировна. Исследование режимов работы автономных систем электроснабжения промышленных предприятий

код для вставки
УДК 621.311.1:658.28
АННОТАЦИЯ
Ключевые слова: автономная система электроснабжения, модернизация,
альтернативные
источники
энергии,
обеспечение
надежности
системы
электроснабжения, автоматическая система управления.
Выпускная квалификационная работа состоит из введения, четырех глав,
заключения, списка литературы и приложения.
В данной работе проведен анализ автономных электростанций и систем
на
базе
альтернативных
источников
энергии,
с
целью
проведения
модернизации системы энергоснабжения предприятия ООО «Фабер», с
установленной мощностью 300 кВт. Автономная система энергоснабжения
была разработана на основе существующих технических решений в области
выработки электрической и тепловой энергии и модернизирована внедрением
автоматизированной системы управления, основанной на программируемом
реле Siemens Logo 8 и панели оператора Weintek 8071iE. В качестве основного
источника
электроснабжения
выбрана
газопоршневая
установка,
а
резервирование питания осуществляется от городской сети напряжением 0,4
кВ.
Страниц – 106; рисунков – 67; таблиц – 12; литературных источников –
28.
2
UDC 621.311.1:658.28
ANNOTATION
Keywords: autonomous system of power supply, modernization, alternative
energy sources, ensuring reliability of system of power supply, automatic control
system.
Final qualification work consists of introduction, four chapters, the conclusion,
the list of references and the application.
In this work the analysis of autonomous power plants and systems on the basis
of alternative energy sources, for the purpose of carrying out modernization of system
of power supply of the LLC Faber enterprise, with the rated volume of 300 kW is
carried out. The autonomous system of power supply has been developed on the basis
of the existing technical solutions in the field of development of electric and thermal
energy and modernized by introduction of the automated control system based on the
programmable Siemens Logo 8 relay and the panel of Weintek 8071iE operator. As
the main source of power supply gas-piston installation is chosen, and reservation of
food is carried out from city network of 0,4 kV.
Pages – 106; drawings – 67; tables – 12; references – 28.
3
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................. 6
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ АКТУАЛЬНОСТИ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО
ВАРИАНТА
ПОСТРОЕНИЯ
АВТОНОМНОЙ
СИСТЕМЫ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ .............................................................................................. 8
1.1 Актуальности проблем автономных систем энергоснабжения предприятий. 8
1.2 Сравнение принципа построения автономных систем, использующих
несколько различных генерирующих установок ................................................... 11
1.2.1 Параллельная работа с непосредственным подключением генерирующих
установок к распределительной сети ...................................................................... 12
1.2.2
Параллельная
работа
различных
генерирующих
установок
с
использованием промежуточной шины постоянного тока ................................... 13
1.2.3
Параллельная
работа
различных
генерирующих
установок
с
использованием высокочастотной шины переменного тока ................................ 15
1.2.4
Принцип
построения
автономной
системы
электроснабжения
с
использованием вставки постоянного тока ............................................................ 16
1.3 Выбор оптимального источника альтернативной энергии ............................. 18
1.3.1 Гелиоустановки ................................................................................................ 18
1.3.2 Ветроэлектрические установки ...................................................................... 21
1.3.3 Турбодетандерные установки ......................................................................... 24
1.3.4 Биогазовые установки ...................................................................................... 27
1.3.5 Газопоршневые установки .............................................................................. 30
1.4 Выбор резервного источника энергии .............................................................. 34
1.4.1 Резервное питание от общегородской сети напряжением 10 кВ ................ 34
1.4.2 Резервное питание от общегородской сети напряжением 0,4 кВ ............... 35
1.4.3 Резервное питание от дизельной электростанции ........................................ 35
1.5
Исходные данные для выполнения
проекта
автономной
системы
электроснабжения ..................................................................................................... 35
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ И
ИХ СОГЛАСОВАНИЕ С ГАЗОПОРШНЕВОЙ УСТАНОВКОЙ. РАЗРАБОТКА
4
СИСТЕМЫ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
И
ВЫБОР
ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ .................................................................................................... 37
2.1 Расчет силовых нагрузок цехов предприятия .................................................. 37
2.2 Применение методики расчета режимов энергопотребления для построения
суточных и годового графиков предприятия ......................................................... 38
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки потребителей ............................ 38
2.2.2 Построение годового графика нагрузки потребителей ................................ 43
2.2.3 Технико-экономические показатели, определяемые исходя из полученных
графиков нагрузки ..................................................................................................... 43
2.3 Создание имитационной математической модели электрических нагрузок 45
2.4 Режимы потребления энергии в условиях стохастических временных
процессов изменения нагрузки потребителя и их согласование с газопоршневой
установкой.................................................................................................................. 48
2.5 Выбор основного оборудования системы энергоснабжения.......................... 49
2.5.1 Выбор газопоршневой установки ................................................................... 49
2.5.2 Выбор компенсирующих устройств............................................................... 51
2.5.3 Выбор сечения кабельных линий ................................................................... 56
2.5.4 Расчет токов короткого замыкания ................................................................ 57
2.5.5 Выбор автоматических выключателей .......................................................... 59
2.5.6 Выбор измерительных трансформаторов тока, а также приборов учета и
измерения ................................................................................................................... 62
ГЛАВА
3.
ВНЕДРЕНИЕ
УПРАВЛЕНИЯ
РЕЖИМАМИ
СОГЛАСОВАННОЙ
ПРОИЗВОДСТВА.
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ
С
КОГЕНЕРАЦИОННОЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
СИСТЕМЫ
УСТАНОВКИ,
ПРОЦЕССАМИ
НАДЕЖНОСТИ
СИСТЕМ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ............................................................................................ 64
ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ
АВТОНОМНОЙ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ......................................... 83
4.1. Расчет себестоимости электроэнергии при использовании ГПУ. ................ 83
4.2. Расчет базовых финансовых показателей внедряемого проекта. ................. 84
5
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................... 89
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ...................................................... 91
ПРИЛОЖЕНИЕ А ..................................................................................................... 94
6
ВВЕДЕНИЕ
Система электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия –
совокупность
расположенных
электрических
на
сетей
территории
различных
предприятия
и
уровней
напряжения,
предназначенных
для
обеспечения потребителей электрической энергией. Она должна обеспечивать:
- надежность электроснабжения, в соответствии с категорией надежности
конечного потребителя;
- генерацию электроэнергии, технические характеристики которой,
соответствуют требованиям ГОСТ 32144-2013, а также ее передачу без
существенных ухудшений данных параметров;
- экономичность и минимизацию затрат на ее внедрение;
- возможность дальнейшей модернизации;
- безопасность работ как для электротехнического персонала, так и для
неэлектротехнического;
- отсутствие вредного влияния на окружающую среду.
Основным отличием автономной системы электроснабжения является
независимость
снабжения
промышленного
предприятия
от
сторонних
организаций и структур.
В качестве устройства питания для автономных систем могут служить
различные источники альтернативной энергии, использующие возобновляемые,
либо не возобновляемые ресурсы. Выбор максимально подходящего для
данного предприятия источника зависит от климатических, географических,
производственных и иных условий.
Для повышения надежности электроснабжения предприятий первой и
второй
категории
используется
автоматический
ввод
резерва,
для
переключения на дополнительный источник питания, при возникновении
аварийных ситуаций.
Максимальная экономичность системы достигается путем регулирования
режимов генерации электроэнергии, в зависимости от нужд предприятия.
7
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ АКТУАЛЬНОСТИ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО
ВАРИАНТА ПОСТРОЕНИЯ АВТОНОМНОЙ СИСТЕМЫ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
1.1
Актуальности
проблем
автономных
систем
энергоснабжения
предприятий.
Автономное энергоснабжение с каждым годом все чаще используется при
проектировании новых систем энергоснабжения (СЭС) предприятий, а также
при модернизации существующих. Этому способствует ряд причин, таких как:
−
Высокая стоимость;
−
Постоянные перебои в работе городской электросети;
−
Невысокое качество поставляемой электроэнергии;
−
При использовании общей электросети довольно часто необходимо
приобретать
дополнительное
оборудование,
которое
обеспечивает
непрерывную работу;
−
Желание контролировать поступление ресурса самостоятельно.
Данные энергоцентра бизнес-школы «Сколково» говорят о том, что за
период с 2011 года развитие автономной энергетики выросло на 33%, тогда как
в единой энергетической системе — всего на 3%. Тенденция к локализации
становится все очевидней.
Конечно основным критерием при выборе автономной СЭС является
цена.
Цена на электроэнергию для потребителей, не относящихся к категории
«население» рассчитывается как сумма следующих составляющих:
−
стоимость электрической энергии на оптовом рынке, которая
формируется исходя из средневзвешенного индекса рынка на сутки вперед
(РСВ), который прогнозируется благодаря анализу планового производства и
потребления его участников. Мощность, выходящая за пределы заявленной на
РВС покупается, либо продается на балансирующем рынке (БР). Индекс РВС
ежедневно публикуется на сайте организации, координирующей работу рынка
8
ОАО «Администратор торговой системы» (www.atsenergo.ru). Единицей
измерения является тыс. руб. за МВт∙ч.
−
тарифы за услуги по передаче электроэнергии (котловые тарифы).
Они устанавливаются для одноставочного либо двухставочного тарифа и
зависят от уровня напряжения. Как правило, изменяются раз в полугодие,
устанавливаются в соответствии с приказом Управления по тарифам и ценовой
политике Орловской области, и публикуются на сайте электроснабжающей
организации. Измеряются также в тыс. руб. за МВт∙ч.
−
сбытовая надбавка, которую добавляет к стоимости поставщик,
после приобретения электроэнергии на оптовом рынке. Также регулируется
приказом Управления по тарифам и ценовой политике Орловской области,
зависит от потребляемой мощности потребителя, и измеряется в процентах.
−
плата за услуги, оказание которых неразрывно связано с процессом
снабжения потребителей электрической энергией: за оперативно-диспетчерское
управление, оказываемое АО «Системный оператор Единой энергетической
системы»,
за
услуги
коммерческого
оператора,
оказываемые
ОАО
«Администратор торговой системы», а также за комплексную услугу,
оказываемую ОАО «Центр финансовых расчетов». Они рассчитываются и
устанавливаются Федеральной службой по тарифам (ФСТ РФ) и публикуется
на официальном сайте (www.fstrf.ru).
В сумме все составляющие не должны превышать предельные уровни
нерегулируемых цен на электрическую энергию, которые рассчитываются в
соответствии с «Основными положениями функционирования розничных
рынков
электрической
энергии»,
утверждёнными
постановлением
Правительства РФ № 442 от 04.05.2012г.
По состоянию на второе полугодие 2017 года стоимость каждой
составляющей приведена в таблице 1.1 (здесь и далее единые (котловые)
тарифы на услуги по передаче электрической энергии будем учитывать для
одноставочного тарифа).
9
Таблица 1.1
Стоимость электроэнергии для предприятий.
Цена
приобретения э/э
с оптового рынка,
руб. / МВт⋅ч.
1 399,30
Действующие
Сбытовая
котловые тарифы
надбавка
(на напряжение
Инфраструктурные
платежи (оплата услуг
(150 - 670
10 кВ, 0,4 кВ),
кВт), %
руб. / МВт⋅ч
2 957,9 (10кВ)
7,905
3 606,53 (0,4кВ)
АТС, СО, ЦФР),
руб. / МВт⋅ч. (без
НДС)
3,047
Итого на напряжение 10кВ:
4 470,86
Итого на напряжение 0,4кВ:
5 119,49
Для анализа роста цен на электроэнергию рассмотрим изменение единых
тарифов на услуги по передаче электрической энергии в период с 2012 по 2017
год для одноставочного тарифа и уровня напряжения 10 кВ взятые с
официального сайта Орловского филиала ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» [1]. Они
представлены в виде графика на рисунке 1.1.
3100
2900
Тариф, руб./МВт⋅ч
2700
2500
2300
2100
1900
1700
1500
Рисунок 1.1 - Изменение единых тарифов на услуги по передаче электрической
энергии в период с 2012 по 2017.
10
Таким образом, тариф за последние 5 лет вырос на 778,7 руб. / МВт⋅ч, что
составляет 35,73%, а это только одна составляющая полной стоимости.
1.2 Сравнение принципа построения автономных систем, использующих
несколько различных генерирующих установок
Основным автономным источником энергетики в России является дизельгенератор (ДГ) и дизельные электростанции (ДЭС) на его основе. Он наряду с
рядом достоинств имеет и значительные недостатки, главным из которых
является большой расход дорогостоящего топлива и следовательно высокую
себестоимость выработанной энергии, а также немаловажен факт загрязнения
окружающей среды. Но несмотря на это, ДЭС в данный момент наиболее часто
используются в качестве как резервного, так и основного источника питания.
Большинство
автономных
энергетических
систем,
использующих
возобновляемые источники энергии (ВИЭ), являются адаптированными под
определенный тип оборудования. Это обусловлено главным образом большим
различием технических показателей вырабатываемой ими электроэнергии.
Следовательно, создание универсальных устройств, обеспечивающих
возможность объединения в единой энергетической системе различных
генерирующих установок, является актуальной задачей.
Возможны разные варианты параллельной работы ДЭС и установок,
использующих для выработки электроэнергии, которые могут разниться как по
составу используемого оборудования, так и по технико-экономическим
характеристикам.
Рассмотрим основные схемы параллельной работы нескольких различных
генерирующих
установок
(с
подключением
генерирующих
установок
непосредственно к распределительной сети, с использованием промежуточной
шины
постоянного
тока,
с
использованием
высокочастотной
переменного тока, с использованием вставки постоянного тока).
11
шины
1.2.1
Параллельная
работа
с
непосредственным
подключением
генерирующих установок к распределительной сети
На рисунке 1.2 представлена схема гибридной электростанции, где
источники подключаются непосредственно к распределительной сети объекта
без промежуточных ступеней преобразования. Система управления при этом
должна обеспечивать синхронизацию запуска агрегатов и их дальнейшую
синхронную работу.
Рисунок 1.2 - Параллельная работа с подключением генерирующих установок
непосредственно к распределительной сети.
На рисунке 1.2 указано следующее оборудование: 1 - ветрогенераторная
установка; 2 – ветровая турбина; 3- редуктор; 4, 14 – синхронные генераторы; 5,
15 – УПП; 6, 16 – регуляторы тока возбуждения СГ; 7 –балластные нагрузки; 8
– КРМ; 9 – фотоэлектрическая генерирующая установка; 10- солнечная панель;
11 – инвертор; 12 – дизель-генераторная установка; 13 –двигатель дизельный;
17 – распределительная шина переменного тока низкого напряжения; 18 –
потребители низкого напряжения; 19 – повышающий силовой трансформатор;
20 – потребители среднего напряжения; 21 – объект децентрализованного
12
электроснабжения;
22
–
двунаправленный
выпрямитель;
23
–
блок
аккумуляторов; 24 – накопитель энергии;
Данная система автономного электроснабжения проста в реализации, это
позволяет масштабировать ее, используя несколько ВЭУ. Благодаря отсутствию
преобразовании электроэнергии возможно обеспечить высокий КПД системы в
целом. Однако рассматриваемый способ требует наличия на выходах
электрических генераторов заданных, одинаковых и постоянных значений
напряжения и частоты сети, что предполагает применение ВЭУ со сложными
системами стабилизации и контроля параметров.
Подобные установки используются в большой ветроэнергетике, но редко
применяются при построении малых систем, из-за большой стоимости
установок.
1.2.2 Параллельная работа различных генерирующих установок с
использованием промежуточной шины постоянного тока
Данная схема имеет более сложную структуру (но необходимо
учитывать, что цены на силовую электронику с каждым годом снижаются, а ее
удельная мощность растет [2]), но не смотря на это, она имеет большие
преимущества по сравнению с рассмотренной в пункте 1.2.1, а именно: нет
необходимости согласования режимов работы различных генерирующих
установок, что дает возможность управлять этими агрегатами исходя из
требуемых параметров; система легко изменяется в масштабе; без лишних
затрат решается проблема электромагнитной совместимости; обеспечивается
высокое качество электрической энергии.
Помимо этого есть возможность использовать дизельные электростанции
инверторного типа [3, 4], что позволит значительно снизить потребление
дизельного топлива и уменьшить затраты. Также, благодаря высокому КПД
используемой
электроники
потери
мощности,
вызванные
двойным
преобразованием энергии конверторами и инверторами, незначительны.
13
Данный вариант построения системы электроснабжения широко распространен
на предприятиях малой и средней мощности (1 - 100 кВт).
Принципиальная схема параллельной работы различных генерирующих
установок с использованием промежуточной шины постоянного тока приведена
на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 - Параллельная работа различных генерирующих установок с
использованием промежуточной шины постоянного тока.
На
данном
рисунке
указано
следующее
оборудование:
1-
ветрогенераторная установка; 2 – ветровая турбина; 3, 11, 15 – синхронные
генераторы;
4, 12
–
выпрямители;
5
– балластные нагрузки;
6 –
фотоэлектрическая генерирующая установка; 7- солнечная панель; 8 –
конвертор; 9, 13 – дизель-генераторная установка; 16 – УПП; 17 – регулятор
тока возбуждения; 18 – промежуточная шина постоянного тока; 19 – инвертор;
20 –накопитель электроэнергии; 21 –импульсный преобразователь; 22 –
аккумуляторные батареи; 23 – распределительная шина переменного тока
низкого напряжения; 24 – потребители низкого напряжения; 25 – повышающий
14
трансформатор; 26 – потребители среднего напряжения; 27 – объект
децентрализованного электроснабжения;
В последнее время появился ряд работ, где рассматривается схема
построения системы энергоснабжения посредством вспомогательной шины,
работающей на высокой частоте (свыше 1000 Гц) [5]. Принципиальная схема
гибридной электростанции, основанной на данном способе сопряжения
установок, приведена на рисунке 1.4.
1.2.3 Параллельная работа различных генерирующих установок с
использованием высокочастотной шины переменного тока
Рисунок 1.4 - Параллельная работа различных генерирующих установок с
использованием высокочастотной шины переменного тока.
На
данном
рисунке
указано
следующее
оборудование:
1
-
ветрогенераторная установка; 2 – ветровая турбина; 3, 11 – синхронные
генераторы; 4, 12, 14 – преобразователи частоты; 5 –балластные нагрузки; 6 –
фотоэлектрическая генерирующая установка; 7- солнечная панель; 8 –
инвертор; 9 – дизель-генераторная установка; 10 – дизельный двигатель; 13 –
промежуточная шина переменного тока высокой частоты; 15 – накопитель
электроэнергии; 16 –импульсный преобразователь; 17 – аккумуляторные
батареи; 18 – распределительная шина переменного тока низкого напряжения;
15
19 – потребители низкого напряжения; 20 – повышающий трансформатор; 21 –
потребители
среднего
напряжения;
22
объект
–
децентрализованного
электроснабжения.
Данный способ имеет широкое применение при проектировании сетей
электроснабжения воздушных и космических летательных аппаратов. Он
позволяет максимально сократить количество реактивных элементов в схеме,
уменьшить массу и размеры установок и как следствие снизить стоимость.
Однако при использовании данной схемы возникают проблемы, связанные с
потерей
мощности
во
вспомогательной
сети,
электромагнитной
совместимостью и т.п.
Сравнительный
электростанций
согласования
анализ
показал,
различных
вариантов
что
наиболее
энергетических
построения
схем
актуальным
установок
автономных
является
с
способ
использованием
промежуточной вставки постоянного тока. В данном случае есть возможность
унифицировать структуру и конструктив преобразователей. Применение
данного способа позволяет проще суммировать и перераспределять потоки
энергии от генерирующих устройств и использовать наиболее эффективные
алгоритмы управления данным процессом.
1.2.4 Принцип построения автономной системы электроснабжения с
использованием вставки постоянного тока
Принцип
построения
автономной
системы
электроснабжения
с
использованием вставки постоянного тока приведен на рисунке 1.5. Данная
схема основывается на использовании отдельных генерирующих устройств
СА1, ..., САn, количество которых может быть произвольным. Каждое
устройство включает соответствующую энергетическую установку ЗУ1, ..., ЭУn,
а также управляемый статический преобразователь Пр1 ..., Прn.
На данной схеме: , …,
ток
накопителя
энергии;
– токи силовых устройств;
–
напряжение
постоянного тока.
16
на
– ток нагрузки;
промежуточной
–
шине
Рисунок 1.5 - Принцип построения автономной системы электроснабжения с
использованием вставки постоянного тока.
Нагрузка (Н) состоит из потребителя (П), получающего энергию с
заданными
параметрами
с
использованием
трехфазного
управляемого
автономного инвертора напряжения АИН. Система управления инвертора
обеспечивает необходимый уровень качества электроэнергии, а также содержит
элементы защиты от аварийных ситуаций. Количество нагрузок в системе
произвольно, также как и возможность подключения потребителей к вставке
постоянного тока.
Распределение и управление потоками энергии в данной системе
осуществляется благодаря системе буферного накопителя электроэнергии БНЭ.
Она осуществляет накопление мощности при ее избытке и возврат мощности
при нехватке в системе. Система БНЭ в данной схеме выполняет роль
накопителя и обеспечивает управление потоками мощности.
Важным преимуществом предлагаемой схемы гибридной электростанции
является возможность существенного расширения функционала системы
накопления энергии при введении в систему входных сигналов о текущих
параметрах установки. При этом система управления БНЭ выдает выходные
сигналы на преобразователи силовых установок, обеспечивая режим отбора
17
максимальной мощности с энергетических узлов. Также при использовании
ДЭС
“инверторного”
типа
из
системы
управления
возможно
подать
управляющий сигнал на исполнительный механизм регулировки положения
рейки топливного насоса, обеспечивая тем самым оптимизацию режимов
работы ДГ для минимального расхода топлива.
Данный функционал возможно реализовать путем установки в системе
БНЭ дополнительных модулей расширения. За счет использования данных
модулей, возможно получение и обработка информации об условиях
окружающей среды с метеорологического комплекса, произведение расчета в
режиме реального времени оптимальных значений текущих нагрузок для
каждого генерирующего устройства, исходя из принципа максимального
отбора
мощности,
и
формирует
управляющие
сигналы
для
каждого
преобразователя генерирующего устройства.
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. Он должен обеспечивать выработку электроэнергии
достаточной для установленной мощности 300 кВт, подходящим для
климатических условий Орловской области, а также обладать доступным видом
топлива.
1.3 Выбор оптимального источника альтернативной энергии
1.3.1 Гелиоустановки
Преобразование солнечной энергии возможно осуществить двумя
способами:
−
фотоэлектрическим (непосредственное преобразование энергии
света в электрическую энергию);
−
фототермическим (преобразование энергии света в тепловую, а
затем, при необходимости, в электрическую энергию).
18
Исходя
из
данных
Европейской
ассоциации
фотовольтаической
индустрии (EPIA) в 2011 г. было подключено около 28 ГВт вновь вводимых
солнечных электростанций, а суммарная мощность составила 67,4 ГВт.
Себестоимость электроэнергии, полученной при помощи солнечных
батарей, на данный момент все еще выше чем при использовании
традиционных источников. Доля электроэнергии, выработанной при помощи
энергии солнца, в России к 2020 г. Составит всего 4-7%, а в странах Европы 12%.
Принцип действия солнечных фотоэлектрических установок (СФЭУ)
заключается в непосредственном преобразовании солнечной энергии в
постоянный
электрический
ток.
Полученная
электроэнергия
может
использоваться как напрямую, так и накапливаться в аккумуляторных батареях.
Для подключения потребителей переменного тока, необходимо использовать
инверторы.
При использовании СФЭУ можно выделить ряд преимуществ:
−
высокая экологичность;
−
простое обслуживание;
−
полностью автономная работа;
−
низкий уровень шума;
−
длительный срок службы.
Основные условия сохранения работоспособности данных установок:
−
диапазон температуры от –50 до +75°С;
−
атмосферное давление 84-106,7 кПа;
−
относительная влажность до 100%;
−
интенсивность осадков до 5мм/мин;
−
ветровая нагрузка до 2000 Па.
Типы фотоэлектрических преобразователей
Автономные фотоэлектрические преобразователи используются для
автономного энергоснабжения объектов, расположенных в труднодоступных
19
местах, где нет возможности, либо экономически невыгодно прокладывать
линий электропередач. Их мощность находится в пределах 0,01-100 кВт.
Фотоэлектрические
станции,
подключенные
к
распределительным
электрическим сетям, с отдачей выработанной энергии в сеть, откуда она
передается потребителям. Подобные системы, обеспечивают электричеством
здание и компенсируют энергодефицит при пиковых нагрузках. Их мощность
может достигать нескольких МВт.
Солнечный коллектор – это установка, использующая солнечную
энергию для обеспечения нужд горячего водоснабжения и отопления.
Существует пять основных видов солнечных коллекторов: плоские, с
концентраторами, промышленные, вакуумные и комбинированные.
Поглощает радиацию в солнечном коллекторе специализированная
поверхность,
контактирующая
с
каналами,
по
которым
циркулирует
теплоноситель. Теплоноситель, проходя через коллектор, нагревается и
попадает в резервуар, где отдает тепло через теплообменник в бак аккумулятор тепла. Потери энергии значительно уменьшает использование
хорошей теплоизоляции. Данная конструкция помещена в стеклянные
вакуумированные трубки. Стекло обладает повышенными характеристиками:
химической стойкостью, теплостойкостью и механической прочностью. В
пространстве между трубами создается вакуум для уменьшения потери тепла.
Такие трубки имеют возможность функционировать при высокой облачности и
при низких температурах, они преобразуют прямые и рассеянные солнечные
лучи в тепло. Благодаря наличию этих свойств коллектор может сохранять до
95% тепловой энергии.
Коллектор позволяет поддерживать плюсовую температуру в здании в
зимнее время и удовлетворять потребности горячего водоснабжения, и как
следствие экономить энергию на нагрев теплоносителя. К недостаткам данной
установки можно отнести то что, минимальная мощность системы должна
превышать 100 Вт/м2, также она обладает достаточно низким значением КПД
(от 20 до 65%).
20
Применение данной системы поможет снизить затраты на отопление до
30%, на горячее водоснабжение – до 70%. В определенных климатических
условиях коллекторы могут быть эффективны в течение 6-7 месяцев в году,
установка возможна практически в любой отрасли промышленности. В летний
период солнечная установка размером 2-3 м2 может обеспечивать ежедневный
нагрев 100 л воды до температуры выше 45°С.
Солнечная энергия является одним из самых популярных альтернативных
источников энергии, однако в Орловской области число ясных дней в году
составляет 108 д., следовательно использование данного вида энергии в нашей
области не целесообразно.
1.3.2 Ветроэлектрические установки
Потенциал генерации при использовании энергии ветра в России
составляет около 260 млрд. кВт⋅ч в год, это соответствует 30% общей
выработки электроэнергии.
Ветрогенераторные установки могут работать как параллельно сетью, так
и в полностью автономном режиме.
Структурная схема построения системы энергоснабжения на основе
ветрогенераторной установки приведена на рисунке 1.6.
Виды генерации по мощности:
−
Малая ветровая генерация (до 100 кВт⋅ч в сутки). Индивидуальные
установки мощностью до 10-20 кВт, используемые для электроснабжения
мелких потребителей. Средний диапазон скорости ветра у таких установок
находится в пределах 5-7 м/с. Срок службы составляет 20 - 30 лет.
−
Средняя
ветровая
генерация (до
3000
кВт⋅ч
в
сутки).
Ветрогенераторные установки мощностью от 20 до 500 кВт. Используются для
электроснабжения средних потребителей электроэнергии.
−
Большая
ветровая
генерация.
Ветрогенераторные
установки
мощностью свыше 500 кВт, чаще группируются в ветропарки – довольно
21
крупные объекты мощностью до 100 МВт и имеющие среднюю выработку
электроэнергии до 700 МВт⋅ч в сутки.
Рисунок 1.6 - Структурная схема построения СЭС на основе ветрогенераторной
установки.
Скорость ветра – это наиболее важный фактор, который оказывает
влияние
на
количество
электроэнергии,
вырабатываемой
генератором.
Производительность ветроустановок можно повысить за счет увеличения их
высоты,
а
следовательно
увеличения
скорости
ветра.
Количество
вырабатываемой электроэнергии увеличивается кубически с повышением
скорости ветра. Следовательно, если скорость ветра удваивается, кинетическая
энергия, получаемая установкой, увеличится в восемь раз. Исходя из этого,
можно сделать вывод о целесообразности применения ветрогенераторов на
максимальной возможной высоте, с целью повышения их параметров.
Сроки окупаемости проектов с использованием ветрогенераторных
установок составляют от 2-х до 10 лет и напрямую зависят от средних
показателей скорости ветра за год и состава оборудования. Решение о
целесообразности
индивидуально
использования
в
каждом
ветряной
конкретном
22
установки
случае,
исходя
принимается
из
значений
среднемесячной и среднегодовой скорости ветра, рельефа и поставленных
целей.
Выделяют два основных вида ветротурбин: с вертикальной осью
вращения и с горизонтальной осью вращения (см. таблицу 1.2).
Таблица 1.2
Отличия вертикальных ветрогенераторов от горизонтальных.
Вертикальные
ветрогенераторы
Горизонтальные ветрогенераторы
Для старта вращения необходима скорость
Для
старта
вращения ветра
от
2-3
м/с,
следовательно
достаточно низкого уровня горизонтальные установки больше подходят
ветра 1-1,5 м/с. Номинальная для использования в регионах более высокими
мощность достигается при значениями среднегодовой скорости ветра.
скорости ветра от 6 м/с.
Номинальная мощность достигается при
скорости ветра 8-10 м/с.
Коэффициент полезного действия составляет
КПД составляет 20-30%. Не
25-35%. Однако имеется необходимость
нуждаются в разворачивании
разворота при изменении направления ветра при изменении направления
в момент разворота производительность
ветра.
уменьшается.
Срок службы составляет 15-25
лет.
Основная
нагрузка
Срок
службы
составляет
15-25
лет.
распределяется на опорные
Основная нагрузка распределяется на опорноузлы и лопасти, которые
подшипниковый узел и поворотный механизм.
необходимо заменять по мере
износа.
Рекомендуется использовать в
регионах
с
постоянно Имеют более широкий спектр применения.
меняющейся скоростью ветра.
В Орловской области среднегодовая скорость ветра достигает 4 м/с,
следовательно
ветрогенераторная
установка
не
сможет
необходимую мощность для автономной работы предприятия.
23
обеспечить
1.3.3 Турбодетандерные установки
При распределении природного газа из магистральных трубопроводов в
системы городов и крупных промышленных предприятий происходит
понижение уровня его давления на газораспределительных пунктах (ГРП).
Снижение уровня давления осуществляется дросселированием в редукционных
клапанах, происходит расширение объема газа и снижение его температуры.
Таких точек снижения давления газа от скважины до потребителя может быть
несколько.
Принцип работы турбодетандерной установки, заключается в том, что
при пропускании природного газа высокого давления через турбодетандер при
снижении давления в нем, механически мощность передается лопаточной
машине для повышения уровня давления рабочего тела, часть энергии, которая
используется для нагрева пропускаемого природного газа, реализуют после
установки, осуществляя предварительный нагрев его теплом потребителя
холода и в качестве рабочего тела используют воздух или жидкость.
Совершаемая
газом
при
расширении
работа
затрачивается
на
преодоление силы трения в дросселирующем устройстве и преобразуется в
тепло. Процесс дросселирования реальных газов, как правило, сопровождается
понижением температуры, невзирая на постоянство энтальпии. Это явление
именуется дроссельным эффектом. Данный эффект заключается в следующем:
при уменьшении плотности сжатого газа и снижении уровня его давления в
условиях отсутствия воздействия внешних сил и теплообмена с окружающей
средой
температура
газа
изменяется.
Физическая
сущность
эффекта
заключается в расходе части энергии на преодоление сил притяжения между
молекулами.
Устройство,
конструкция
которого
основывается
на
снижении
температуры при снижении плотности сжатого газа с совершением работы,
называется детандером. При уменьшении давления газа с 1,2 до 0,3 МПа
температура его уменьшается на 50-60°С (параметры зависят от состава газа и
эффективности установки). При увеличении степени понижения давления от
24
1,8 до 0,3 МПа разность температур возрастет до 70-80°С. Примем условно, что
температура газа на входе в детандер равна 20°С, температура после составит
от -30 до -40°С в первом и до -60°С во втором случаях. Следовательно,
целесообразно
использование
турбодетандерных
устройств
при
проектировании предприятий, занимающихся сжижением пропан – бутановой
фракции природного и нефтяного газов. Получение низкой температуры для
сжижения газов осуществляется путем уменьшения плотности сжатого газа при
условиях совершения внешней работы и наличия противоточного теплообмена.
В случае использования специализированных агрегатов на базе газорасширительных турбин энергию газа возможно использовать для выработки
электроэнергии.
Существуют следующие типы ДГА:
−
небольшой
Детандер с гидротормозом. Используется при необходимости
(до
мощности,
100
кВт)
холодопроизводительности,
генерируемой
детандером
является
а
использование
экономически
нецелесообразной;
−
Детандер-компрессор. Более широко применяется. После процесса
сепарации тяжелых углеводородов в специализированном барабане, газ
сжимается
с
использованием
центробежного
компрессора.
Этот
тип
турбодетандера используют в технологических циклах для уменьшения
температуры газа и для увеличения уровня давления технологического газа с
использованием работы ступени компрессора;
−
Детандер-генератор. Применяется для выработки энергии (плюс
получение холода) в различных установках, а также непосредственно на
газораспределительных пунктах при использовании энергии сжатого газа.
Основные технические характеристики ТДУ:
−
Выдаваемое напряжение, В, ...........................................................220;
−
Частота тока, Гц, .................................................................................50;
−
Выдаваемая полезная мощность, кВт:
ТДУ-2 ..................................................................................................1,8;
25
ТДУ-5 ..................................................................................................4,0;
−
Рабочее давление на входе в ТДУ, МПа, .............................. 2,0 – 8,0;
− Рабочее давление на выходе из ТДУ, МПа, ......................... 0,3 ÷ 1,2.
Состав и принцип действия установки приведены на рисунке 1.7.
Основным элементом установки является турбогенератор. Силовой
корпус состоит из нескольких частей и рассчитан на давление менее 10МПа.
Статор и ротор устанавливаются внутри силового корпуса. На вал ротора
генератора помещается турбина с центробежным регулятором оборотов. Также
внутри корпуса установлен сопловой аппарат и регулятор давления газа в
сопловом аппарате. На корпусе имеются штуцера подвода и отвода газа и
кабельный вводной узел. Конструкция не имеет внешних подвижных
уплотнений.
В состав установки входят:
−
непосредственно турбогенератор;
−
кран с пневмоуправлением для отсечки газа на входе в аппарат;
−
электромагнитный клапан, осуществляющий управление;
−
манометр, служащий для контроля уровня давления в отводящей
магистрали;
−
автоматическая система управления ТДУ.
В состав АСУ входят следующие элементы:
−
программируемый контроллер;
−
блок выпрямительный с регулятором напряжения;
−
инвертор, преобразующий постоянный ток в переменный;
−
аккумуляторная батарея.
На рисунке 1.7 цифрами обозначены: 1.1 – турбодетандерная установка;
1.2 – генератор электрической энергии; 2 - газотурбина; 2.1 - газотурбинный
двигатель; 2.2 – генератор электрической энергии; 3 - теплообменники; 3.1 котел-утилизатор водогрейный; 3.2 – устройство дожигающее; 3.3 - нагреватель
26
"газ-вода"; 5 - стопорно-дозирующий клапан; 6 - байпасно - регулирующий
клапан.
Рисунок 1.7 - Турбодетандерная электростанция.
1.3.4 Биогазовые установки
В Российской Федерации находится большое количество сырья для
генерации
электроэнергии
сельскохозяйственных
и
из
биомассы.
В
животноводческих
результате
деятельности
предприятий
ежегодно
вырабатывается около 250 млн. тонн органических отходов, которые можно
преобразовать в биотопливо.
Увеличивающиеся темпы развития животноводства и птицеводства
привели
к
возникновению
проблем
переработки
сельскохозяйственных
отходов. При этом энергетический потенциал переработки данных отходов
составляет более 200 МВт электрической мощности, 80 млн. кубометров
биогаза в год. Производимых отходов будет достаточно для обеспечения всей
инфраструктуры сельскохозяйственных комплексов энергией, теплом, а также
побочного получения высококачественных органобактериальных удобрений.
Сырьем для производства биогаза являются отходы животноводства,
растениеводства, пищевой промышленности и канализационные стоки.
27
Органические отходы перерабатываются в биогаз на специализированной
биогазовой установке.
Плюсы данной установки:
−
возможность получить несколько видов ресурсов: электроэнергию,
тепло, газ, моторное топливо;
−
решение проблемы утилизации органических отходов, в результате
их разделения на воду, биогумус и удобрения с высоким содержанием азотной
и фосфорной составляющих;
−
срок службы - до 40 лет;
−
срок окупаемости при комплексном использовании конечной
продукции от 3 до 7 лет;
−
себестоимость электроэнергии - от 0,5 до 0,6 руб. за кВт⋅ч.
Также использование биогаза позволяет улучшить экологическую
ситуацию в мире, так как процесс получения биогаза позволяет сократить
выброс в атмосферу метана, который в 20 раз сильнее чем углекислый газ
оказывает влияние на возникновение парникового эффекта, и находится в
атмосфере около 12 лет. Производство 1000 м3 биогаза аналогично сокращению
на 10 т выбросов СО2. Также помимо выбросов скопление органических
отходов
вызывает
проблемы
окисления
почв,
сельскохозяйственных земель и загрязнения грунтовых вод.
отчуждения
Переработка
органических отходов решает эту проблему.
Работа биогазовой установки является непрерывным процессом и
регулируется
автоматической
системой
управления.
Принцип
работы
биогазовой установки приведен на рисунке 1.8.
Отходы подаются в приёмные резервуары. Далее осуществляется
смешивание всех компонентов и сырьё поступает в ферментаторы через
теплообменники, расположенные в насосной станции. В результате процесса
вырабатывается биогаз, который попадает в резервуары дображивания, где
завершается процесс ферментации. Газ подается в ТЭЦ, где вырабатываются
28
электроэнергия и тепло, а результат ферментации (биологические удобрения)
— в хранилище.
Рисунок 1.8 - Принципиальная схема биогазовой установки.
В результате цикла образуются биогаз и удобрения. Биогаз – горючая
смесь газов, получаемая в результате разложения органических субстанций при
протекании анаэробного микробиологического процесса. На 1 м3 биогаза
вырабатывается от 2 до 4 кВт электроэнергии. Химический состав биогаза
следующий: 50-87 % метана, 13-50 % углекислого газа, также содержатся
незначительные примеси водорода, сероводорода и аммиака. В результате
очистки вырабатывается биометан, который является прямым аналогом
природного газа. 10-15 % образующегося биогаза идет на поддержание
температуры 35-40°С в ферментаторе.
Преимущества получаемых биоудобрений перед другими удобрениями:
−
высокий коэффициент усвоения растениями;
−
отсутствуют семена сорняков;
−
отсутствует патогенная микрофлора;
29
−
отсутствует адаптационный период для достижения полезного
эффекта;
−
имеется стойкость к вымыванию из почвы;
−
присутствует максимальное сохранение и накопление азота;
−
высокая экологичность.
1.3.5 Газопоршневые установки
ГПУ – газопоршневые установки, предназначенные для когенерации
установки.
Основные достоинства данных установок:
−
высокий коэффициент полезного действия (до 91%), достигаемый
глубокой утилизацией тепловой энергии сжигаемого газа;
−
срок службы – до 35 лет;
−
себестоимость получаемой электроэнергии в 3 раза ниже тарифов
на электроэнергию, поставляемую энергоснабжающими компаниями;
−
на каждый выработанный киловатт электроэнергии приходится
киловатт тепловой утилизационной энергии.
Работа газопоршневых двигателей (ГПД) основывается на принципе
действия двигателя внутреннего сгорания, это тип двигателя, в котором
химическая энергия сгорающего в рабочей зоне топлива преобразуется в
механическую работу.
В промышленности выпускаются два основных типа ГПД: газовые
двигатели - с искровым зажиганием, и газодизели - с воспламенением
газовоздушной смеси впрыском дизельного топлива.
В состав газопоршневых установок для производства электричества и
тепла входят:
−
газопоршневые ДВС;
−
генераторы;
−
котлы-утилизаторы;
30
−
радиаторы;
−
система охлаждения двигателя;
−
автоматическая система управления;
−
системы вентиляции;
−
системы АПС;
−
системы автоматической подачи масла.
Газопоршневые электростанции представлены в широком диапазоне
мощности от 0,05 МВт до 17-20 МВт.
Температура выхлопных газов на выходе из ГПД составляет примерно
390 ± 10°С. Данная температура позволяет получить практически бесплатную
тепловую энергию в режиме когенерации.
Система охлаждения ГПУ как правило является жидкостной. При
использования воды потребуется её химическая подготовка. Однако, в
основном в системе охлаждения ГПУ применяется антифриз.
В среднем расход моторного масла составляет 0,2-0,65 кг/ч на 1 МВт
электроэнергии.
В
крупных
электростанциях
используются
полуавтоматические системы подачи моторного масла. Системы поддержания
рабочего уровня моторного масла всегда работают в непрерывном режиме.
У установок на базе ГПД коэффициент использования теплоты сгорания
топлива составляет 85...90%. Экономия топлива при выработке энергии при
когенерациии достигает 40% в сравнении с раздельным производством такого
же количества электроэнергии. Так например, используя когенерацию при
мощности двигателя 500 кВт можно обеспечить теплом площадь в 4...4,5 тыс.
м2, поддерживая оптимальную температуру в помещениях.
Газотурбинные установки (ГТУ), как правило, имеют электрическую
мощность от 20 кВт и до нескольких десятков мегаватт.
Электрический КПД современных ГТУ составляет 33–39%. Он в целом
ниже, чем у ГПУ, но при их использовании упрощается получение высокой
мощности электростанции. С учетом наличия повышенной температуры
31
выхлопных
газов
использования
в
мощных
газовых
и
ГТУ
имеется
паровых
турбин,
возможность
это
совместного
позволит
повысить
эффективность использования топлива и увеличит электрический КПД до 57–
59%, но приведет к удорожанию и конструктивному усложнению проекта.
Соотношение электрической энергии к тепловой у газотурбинных
установок составляет 1:2, т.е. ГТУ мощностью 10 МВт способна выдать около
20 МВт тепловой энергии. Газотурбинные двигатели имеют самую большую
удельную мощность среди ДВС, до 6 кВт/кг.
В качестве топлива может использоваться любое горючее: керосин,
дизельное топливо, газ.
Сравнение основных показателей ГТУ и ГПУ приведено в таблице 1.3:
Таблица 1.3
Параметры
Необходимое
место для
установки
Средняя
стоимость за кВт
КПД с
когенерацией
КПД по
электроэнергии
Стоимость
обслуживания
Мобильность по
нагрузке
Заявленный срок
службы
Соотношение
электричество/
тепло
Сравнение параметров ГПУ и ГТУ.
ГПУ (поршневые)
ГТУ (турбины)
Нужна довольно большая Небольшая
занимаемая
свободная площадь, монтаж площадь,
имеется
производится в основном с возможность монтажа на
использованием
крышах зданий
контейнеров
$ 400-800
$1400-2000
до 85 %
до 85 %
40-47 %
17-36 %
Нормальная
Низкая
15 % - 110 %
2 % - 110 %
40-100 тыс. часов
30-60 тыс.часов
1/1,5
1/2,5
Возможно бытовое давление Используется
среднее
Требование к газу (меньше 10 мБар)
давление порядка 16-20
Бар
Экологичность
Высокая
Высокая
Шумность
Нормальная
Низкая
32
Проанализировав
характеристики,
можно
сделать
вывод,
что
использование ГТУ оправдано лишь при недостатке площади для размещения и
использование в местах, где необходим низкий уровень шума. Шумность ГПУ
может быть снижена использованием дополнительных глушителей, но
вибрации
не
позволяют
размещать
их
на
является
их
крышах зданий, в отличие от минитурбин.
Отличительной
особенностью
минитурбин
специализированность на выработке на тепловой энергии, а у газопоршневых
установок на электрической. Турбины работоспособны на более низких
уровнях нагрузок (до 2%). ГПУ с установленной современной топливной
системой, также позволяют работать при низких нагрузках (15% и ниже).
Однако, необходимо учитывать, что КПД на очень низких нагрузках
ухудшается.
Также отличительной особенностью ГТУ является существенно большая
стоимость, в 2-3 раза превышающая стоимость газопоршневых машин, из-за
значительно меньшего количества производителей и соответственно меньший
выбор на рынке. А к недостатком газопоршневых установок можно отнести
необходимость в больших затратах на техническое обслуживание. В основном
к ним относятся это замена масла и фильтров. Этот недостаток частично можно
скомпенсировать установкой систем долива и очистки масла. Используя
данные установки межсервисный интервал удастся увеличить до 3 тыс. часов
(раз в квартал). Общий ресурс работы ГПУ незначительно превосходит ресурс
турбин.
Также
отличительной
особенностью
газовых
турбин
является
возможность получения пара высоких параметров, вследствие высокой
температуры выхлопных газов.
Вообще недостатки как ГПУ, так и ГТУ возможно скомпенсировать
установкой
дополнительных
устройства:
специализированные
системы
долива масла и использование больших фильтров, дожимных компрессоров,
глушительных систем, инверторов, современных топливных систем. Основные
33
недостатки
ГТУ
высокая
стоимость,
а
ГПУ
-
большие
размеры и
невозможность размещения на крышах зданий.
В связи с тем, что турбодетандерные и биогазовые электростанции имеют
ограничения по установке и использованию в тех или иных областях
промышленности, для проектирования автономной системы электроснабжения
выберем газопоршневую установоку, так как она обладает наибольшей
распространенностью,
доступным
видом
топлива,
возможностью
использования в любых отраслях производства, а также имеет возможность
одновременной выработки двух видов энергии.
1.4 Выбор резервного источника энергии
Для обеспечения бесперебойного питания потребителей I и II категории
обязательно наличие независимого резервного источника питания [6]. Для
дальнейшей разработки и анализа СЭС необходимо определиться с видом
резервного источника питания. Рассмотрим несколько вариантов:
1.4.1 Резервное питание от общегородской сети напряжением 10 кВ
Так
как
выходным
газопоршневая
напряжением
400
установка
В,
то
нет
генерирует
электроэнергию
необходимости
в
с
установке
трансформаторной подстанции при работе в нормальном режиме. Однако при
этом электроснабжение предприятий с небольшой установленной мощностью
(на предприятии одно ТП) осуществляется по кабельным линиям от городских
ЦП или РП напряжением 6 - 10 кВ. То есть для использования городской сети в
качестве
резервного
источника
питания
необходима
установка
трансформаторной подстанции и поддержание ее в «горячем резерве».
Средняя цена комплектной трансформаторной подстанции, мощностью
250 кВ⋅А, с первичным напряжением 10 кВ и вторичным напряжением 0,4 кВ,
составляет 130 380 руб. с НДС. Согласно локальной ресурсной ведомости
ГЭСН
33-04-029-07
установка
оборудования
для
комплектных
трансформаторных подстанций киоскового типа расценивается в 8 771,17 руб.
34
Также техническое обслуживание на трансформаторной подстанции (силовые
масляные трансформаторы на напряжение 6-35 кВ) согласно расценкам ФЕРм08 составляет 59 851,06 руб. Итого затраты на строительство и год
обслуживания трансформаторной подстанции в среднем составляют: 199 002,23
руб. Общая стоимость на электроэнергию составит 4 594,069 руб./МВт⋅ч.
1.4.2 Резервное питание от общегородской сети напряжением 0,4 кВ
При использовании питания от общегородской сети напряжением 0,4 кВ
дополнительное
оборудование
не
потребуется,
соответственно
затраты
рассчитываются согласно действующим тарифам и составят 5 293,97
руб./МВт⋅ч.
1.4.3 Резервное питание от дизельной электростанции
Большим плюсом использования дизельной электростанции в качестве
резервного источника питания является полная автономность системы
электроснабжения. Стоимость ДЭС мощностью 400 кВт типа АД-400-Т400
составит 3 000 000 руб. Стоимость затрат на проект, материалы, монтаж,
пусконаладку составит 100 000 руб. Затраты на техническое обслуживание
составят 35 000 руб. Итого затраты на строительство и год обслуживания
дизельной электростанции в среднем составляют: 3 135 000 руб. Себестоимость
электроэнергии при среднем потреблении 400 кВт/ч и расходе топлива 73,3 л/ч
(согласно паспорту изделия) составит 9 690 руб./МВт⋅ч.
Исходя из экономической выгодности и отсутствия дополнительных
расходов на обслуживание оборудования был выбран резерв от городской сети
напряжением 0,4 кВ.
1.5 Исходные данные для выполнения проекта автономной системы
электроснабжения
Разработаем проект электроснабжения металлопроизводства, общей
установленной мощностью 300 кВт.
35
Производство относится к потребителям II категории надежности
электроснабжения.
Сведения об электрических нагрузках отдельных цехов предприятия
приведены в таблице 1.4.
№ цеха
по
генплану
1
2
3
4
5
6
7
Таблица 1.4
Сведения об электрических нагрузках предприятия
Наименование цеха
Автоматическая гальваническая линия
Линия порошковой покраски
Инструментальный цех
Участок слесарный
Участок сварки
Участок сборки
Заводоуправление
Установленная
мощность, кВт
46
40
74
60
40
30
10
Основными потребителями электроэнергии является такое оборудование
как:
−
Автоматическая гальваническая линия, имеющая в своем составе 12
ванн. Установленная мощность ТЭНов в ваннах с нагревом составляет 44 кВт,
электродвигателей насосов-фильтров – 0,48 кВт, электродвигателей насосов
перемешивания – 0,1 кВт, источников питания вращения барабана – 1 кВт.
−
Линия порошковой покраски, рассчитанная на окрашивание
габаритных изделий шириной до 850 мм, высотой 1300 мм и длиной до 3000
мм.
−
Станок плазменной резки металла с ЧПУ, со скоростью холостого
перемещения до 15000мм/мин и точностью позиционирования 0,5 мм.
−
Автоматический электромеханический панелегиб, с максимальной
длиной гибки 2180 мм.
−
Координатно-пробивной станок (пробивной пресс), с пробивная
сила до 200 кН.
−
Сварочный промышленный робот, с максимальной досягаемостью
до 2 м.
36
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ И
ИХ СОГЛАСОВАНИЕ С ГАЗОПОРШНЕВОЙ УСТАНОВКОЙ. РАЗРАБОТКА
СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ И ВЫБОР ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Расчет силовых нагрузок цехов предприятия
Произведем расчет силовых нагрузок цехов предприятия методом
коэффициента спроса [7] на примере автоматической гальванической линии.
Номинальная активная нагрузка автоматической гальванической линии
составляет Pном = 46 кВт.
Номинальная реактивная нагрузка:
Qном = Pном ⋅ tg ϕ, [ квар ]
(2.1)
где tgφ – коэффициент реактивной мощности, соответствующий cos φ
(коэффициент мощности выбирается в зависимости от отрасли cos φ = 0,7 [7]).
Qном =46 ⋅ 1,02 =46,92 [ квар ]
Расчетная активная мощность:
=
Pр Pном ⋅ k c , [ кВт ]
(2.2)
где kс – коэффициент спроса, выбираемый в зависимости от отрасли (kс =
0,6 [7]).
Pр =46 ⋅ 0,6 =27,6 [ кВт ]
Расчетная реактивная мощность:
Q р = Pр ⋅ tg ϕ, [ квар ]
(2.3)
Q р = 27,6 ⋅ 1,02 = 28,15 [ квар ]
Полная расчетная мощность цеха:
Sр =
Pр2 + Q 2р , [ кВ ⋅ А ]
Sр =
27,62 + 28,152 = 39,42 [ кВ ⋅ А ]
37
(2.4)
Расчетный ток:
Ip =
Sp
3 ⋅ U ном
, [А]
(2.5)
39, 42
= 56,9 [ А ]
3 ⋅ 0, 4
=
Ip
Расчет нагрузок остальных цехов производится аналогично, результаты
расчета приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Значения расчетных нагрузок цехов предприятия
Наименование
цеха
Рном,
Qном,
cos φ tg φ
кВт
квар
Автоматическая
гальваническая
линия
Линия порошковой
покраски
Инструментальный
цех
Участок слесарный
Участок сварки
Участок сборки
Заводоуправление
Итого
Кс
Рр,к
Вт
Qр,
квар
0,6
27,6
28,15 39,42 56,91
34
16,46 37,77 54,53
62,9
73,53 96,76 139,6
1,02 61,21 0,5
30
1,52 60,74 0,55 22
0,88 26,46 0,7
21
0,75 7,5
0,6
6
308,7
203,5
30,60 42,85 61,86
33,40 40 57,74
18,52 28 40,41
4,5
7,5 10,83
205,2 292,3 421,9
46
0,7
1,02 46,93
40
0,9
0,48 19,37 0,85
74
0,65 1,17 86,52 0,85
60
40
30
10
300
0,7
0,55
0,75
0,8
Sp,
кВА
Iр,А
2.2 Применение методики расчета режимов энергопотребления для
построения суточных и годового графиков предприятия
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки потребителей
Для
построения
перспективного
графика
нагрузки
потребителей
необходимо в первую очередь обладать всего сведениями об установленной
мощности электроприемников, в нашем случае она будет равна 300 кВт.
Чаще всего действительная нагрузка потребителей на порядок меньше
установленной
мощности.
Это
учитывается
38
благодаря
использованию
коэффициентов
одновременности
kо
и
загрузки
kз.
Выражение
для
максимальной нагрузки потребителя, учитывая данные коэффициенты, будет
иметь вид [8]:
=
Pmax
k ok з
=
∑ Рном k спр ∑ Рном , [кВт ]
ηср,пηср,с
(2.6)
где, ηср,п – коэффициент полезного действия электроустановок;
ηср,с - – коэффициент полезного действия сети при номинальной нагрузке;
kспр - коэффициент спроса (kспр определим как среднее значение для всех
цехов, приведенных в таблице 2.1, kспр=0,66).
Pmax = 0,66 ⋅ 300 = 198, [ кВт ]
Найденное
по
(2.6)
значение
максимальной
нагрузки
является
наибольшим в году и соответствует летнему максимуму нагрузки, так как в
этот период года выпуск продукции является максимальным.
Кроме Рmax, для построения графика нужно знать изменение нагрузки
потребителя во времени, которое на стадии проектирования чаще всего
определяется по типовому графику, приведенному на рисунке 2.1 [9].
Рисунок 2.1 - Типовой суточный график нагрузки потребителя.
Для удобства выполнения расчетов график приводится к ступенчатому
виду. Наибольшая возможная нагрузка принимается за 100%, а остальные
ступени графика строятся в относительных величинах.
39
При известном Рmax можно построить график нагрузки данного
потребителя, исходя из типового графика, используя соотношение для каждой
ступени графика:
Pст =
n%
Pmax , [ кВт ]
100
(2.7)
где, n% - соответствующая ступень типового графика, %.
На рисунке 2.2 показан график активной нагрузки потребителя
электроэнергии, при Рmax = 198 кВт.
Сплошной линией показан график нагрузки для будних дней, а
пунктирной линией для выходных дней. Так как работа основных цехов
предприятия осуществляется будни, то график нагрузок для выходных дней
имеет намного более низкие значения.
Р, кВт
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
0
4
8
12
Р, кВт
16
20
t, ч
24
Рвых, кВт
Рисунок 2.2 - Суточный график активной нагрузки потребителя.
Наряду
с
графиками
активной
нагрузки,
используются
графики
реактивной нагрузки. Суточный график реактивной нагрузки строится
аналогично графику активной нагрузки исходя из типового. Значение
максимальной реактивной нагрузки находится по формуле:
Q
=
max Pmax tgϕmax , [ квар ]
где, tgϕmax определяется по значению cosφmax (tgϕmax = 0,48)
40
(2.8)
Q max =198 ⋅ 0,48 =95,04, [ квар ]
На рисунке 2.3 показан график реактивной нагрузки потребителя
электроэнергии, при Qmax = 95,04 квар.
Q, кВ⋅Ар
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
4
8
12
Q, кВАр
16
20
24
t, ч
Qвых, кВАр
Рисунок 2.3 - Суточный график реактивной нагрузки потребителя.
Суточный график полной мощности можно получить, исходя из
полученных графиков активной и реактивной нагрузок. Значения полной
мощности определяются исходя из выражения:
Sn =
Pn2 + Q n2 , [ кВ ⋅ А ]
(2.9)
где, n – координата по оси Х.
На
рисунке
2.4
показан
график
полной
нагрузки
потребителя
электроэнергии, полученный исходя из известных графиков активной и
реактивной нагрузки.
Так как данное производство является отчасти сезонным и в зимнее время
значительно снижается объем продукции, рассмотрим также суточный график
нагрузки для зимнего периода (рисунок 2.5)
41
S, кВ⋅А
250
200
150
100
50
0
0
4
8
12
S, кВА
16
20
24
t, ч
Sвых, кВА
Рисунок 2.4 - Суточный график полной нагрузки потребителя.
Р, кВт
150
130
110
90
70
50
30
10
-10 0
4
8
12
16
20
24
t, ч
Р, кВт
Рвых, кВт
Рисунок 2.5 - Суточный график нагрузки потребителя в зимний период.
42
2.2.2 Построение годового графика нагрузки потребителей
Построение годового графика продолжительности нагрузок производится
на основании известных суточных графиков зимнего (183 дня) и летнего (182
дня) периода [10]. Длительность различных уровней мощности умножается на
183 и 182 дня соответственно. Проанализировав суточные графики нагрузки
летнего (рисунок 2.2) и зимнего (рисунок 2.5) периодов, построим годовой
график продолжительности нагрузок, приведен на рисунке 2.6.
Р, кВт
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
0
876
1752
2628
3504
4380
5256
6132
7008
7884
8760 t, ч
Р, кВт
Рисунок 2.6 - Годовой график продолжительности нагрузок.
2.2.3 Технико-экономические показатели, определяемые исходя из
полученных графиков нагрузки
Энергия, потребленная за год, может быть получена суммированием
произведения мощности каждой ступени графика на ее продолжительность:
=
Wп
∑ PiTi , [кВт ⋅ ч]
(2.10)
где Рi - мощность i-й ступени графика;
Тi - продолжительность ступени.
Wп = 198 ⋅ 910 + 190,08 ⋅ 546 + 186,12 ⋅ 364 + 178,2 ⋅ 728 + 162,36 ⋅ 1820 +
+132 ⋅ 915 + 126,72 ⋅ 549 + 124,08 ⋅ 366 + 118,8 ⋅ 732 + 108,24
=
⋅ 1830 1297740, [ кВт ⋅ ч ]
43
Средняя нагрузка потребителя за год:
Pср =
Wп
, [ кВт ]
Т
(2.11)
где Т – суммарная длительность рассматриваемого периода (8760 ч);
Wп - электроэнергия за рассматриваемый период (определенная по
формуле 2.10).
=
Pср
1297740
= 148,14, [ кВт ]
8760
Степень неравномерности графика работы потребителей оценивается
коэффициентом заполнения:
=
k зп
=
k зп
Pср
Wп
=
Pmax T Pmax
(2.12)
148,14
= 0,748
198
Данный коэффициент демонстрирует во сколько раз потребленное
количество электроэнергии меньше количества энергии, которое могло быть
потреблено за то же период времени, если бы нагрузка все время была
максимальной.
Для характеристики графика нагрузки определяется также условная
продолжительность использования максимальной нагрузки:
T=
max
Wп PсрT
= = k зпТ, [ч]
Pmax Pmax
(2.13)
Tmax = 0,748 ⋅ 8760 = 6552,48, [ч]
Эта величина показывает, сколько часов за год при максимальной
нагрузке можно было потребить действительное количество электроэнергии Wп
за этот период времени.
Применяют также коэффициент использования установленной мощности:
=
kи
Pср
Wп
=
Т ⋅ Pуст Pуст
где, Руст – суммарная установленная мощность оборудования.
44
(2.14)
=
kи
Коэффициент
148,14
= 0,49
300
использования характеризует
степень
использования
установленной мощности.
Исходя
из
коэффициента
использования,
можно
определить
продолжительность использования установленной мощности:
Т=
уст
Wп
= k иТ, [ч]
Р уст
(2.15)
Т уст = 0,49 ⋅ 8760 = 4292,4, [ч]
2.3 Создание имитационной математической модели электрических
нагрузок
Характеристики для каждого типа нагрузки могут быть получены
экспериментально.
Однако
это
осуществить
для
каждого
случая
затруднительно и чаще всего пользуются, так называемыми, типовыми
характеристиками. В общем случае статические характеристики нагрузки в
зависимости
от
напряжения
могут
быть
представлены
следующими
выражениями [11]:
  U 2

 U 
P(U) =
P0P* (U) =
P0 a P 
 + bP 
 + cP 
U
  U ном 

 ном 


(2.16)
  U 2

 U 
Q(U) =Q0Q* (U) =Q0 a Q 
 + bQ 
 + cQ 
U
  U ном 

 ном 


(2.17)
где, P0 и Q0 – активная и реактивная мощность при номинальном
напряжении;
P*(U) и Q*(U) – характеристики нагрузок в относительных единицах;
Uном – номинальное напряжение нагрузки или сети;
aP, aQ, bP, bQ, cP и cQ – коэффициенты моделей, полученные в результате
обработки экспериментальных данных.
45
Обычно принимается aP = 0, т.е. линейная зависимость активной нагрузки
от напряжения. Коэффициенты bP и cP в зависимости от характеристики узла
нагрузки приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Значения коэффициентов bP и cP
Статические характеристики
пологие
Характер нагрузки
средние
крутые
bP
cP
bP
cP
bP
cP
0,3
0,7
0,6
0,4
0,9
0,1
0,4
0,6
0,9
0,1
1,4
–0,4
0,9
0,1
1,2
–0,2
1,5
–0,5
Преобладают предприятия
с большой установленной
мощностью
Средние значения
Отсутствуют предприятия
с большой установленной
мощностью
Коэффициенты aQ, bQ и cQ в зависимости от коэффициента мощности
приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3
Значения коэффициентов aQ, bQ и cQ
Статические характеристики
Коэффициент
мощности
пологие
средние
крутые
aQ
bQ
cQ
aQ
bQ
cQ
aQ
bQ
cQ
0,83…0,87
10
–18
9
9,6
–15,3
6,7
10
–14,4
5,4
0,88…0,90
11,9
–21,8
10,9
11,4
–18,5
8,1
11,9
–17,4
6,5
0,91…0,93
14,1
–26,2
13,1
13,5
–22,2
9,7
14,1
–21
7,9
Значения активной и реактивной мощности нагрузки при номинальном
напряжении
приведены
в
таблице
2.1,
принимаем
средние
значения
статических характеристик, тогда выражения 2.16, 2.17 принимают вид:
46


 U 
P(U) =300 ⋅ 0,9 ⋅ 
 + 0,1 ,
 380 


2


 U 
 U 
Q(U) = 308,7 ⋅ 9,6 ⋅ 
 − 15,3 ⋅ 
 + 6,7 
 380 
 380 


Относительная величина напряжения U*=U/Uном, а относительные
мощности определяются по отношению к номинальной мощности нагрузки, т.е.
Р*=Р/Рном, Q*=Q/Qном. Следовательно, выражения 2.16, 2.17 в относительных
единицах будут иметь вид:
P* (U* ) = 0,9 ⋅ U* + 0,1
Q* (U* ) = 9,6 ⋅ U*2 − 15,3 ⋅ U* + 6,7
При помощи математического программного обеспечения Mathcad
построим зависимости активной и реактивной мощности от напряжения в
относительных единицах. Они приведены на рисунке 2.7.
Рисунок 2.7 - Зависимости активной и реактивной мощности от напряжения в
относительных единицах.
47
2.4 Режимы потребления энергии в условиях стохастических временных
процессов изменения нагрузки потребителя и их согласование с газопоршневой
установкой
Проанализировав графики потребления нагрузки, приведенные в пункте
2.2, можно сделать вывод о наличии нескольких основных режимов
потребления энергии. Так как работа производства осуществляется в одну
смену, то потребление отличается в дневное и ночное время, рабочие и
выходные дни, а также в зависимости от летнего и зимнего сезона.
Особенностью работы газопоршневой установки является возможность
обеспечения электроэнергией в границах 50-100% от мощности установки.
Регулирование осуществляется при помощи изменения расхода рабочего тела.
Этот принцип называется количественным регулированием, при этом удельная
работа
и
КПД
меняется
незначительно.
На
рисунке
2.8
приведена
принципиальная схема системы подачи топлива [12].
Рисунок 2.8 - Принципиальная схема системы подачи топлива.
48
На данном рисунке обозначено: 1 - воздух для горения, 2 - выхлопной газ,
3 - турбокомпрессор, 4 - измерение температуры камеры сгорания, 5 охлаждающая вода, 6 - двигатель, 7 - интеркулер, 8 - охлаждающая вода, 9 дроссельный клапан, 10 - газ, 11 - линия газового контроля, 12 - смеситель с
приводом для формирования смеси
Регулирование
генерируемой
мощности
будет
осуществляться
автоматической системой управления, которая будет рассмотрена в следующей
главе.
Переключение режимов работы будет осуществляться как в ручном, так и
в автоматическом режиме, согласно заданным параметрам.
2.5 Выбор основного оборудования системы энергоснабжения
Однолинейная схема системы электроснабжения предприятия приведена
в приложении А, на рисунке А.1. Произведем выбор используемого в системе
электроснабжения оборудования.
2.5.1 Выбор газопоршневой установки
Выбор генерирующей установки производим согласно установленной
мощности с учетом резерва. Выбираем газовый генератор MWM типа TCG
2016 V08 C. Его технические характеристики приведены в таблице 2.4 [13].
Таблица 2.4
Технические характеристики газового генератора TCG 2016 V08 C
Единица
Наименование
измерения
Мощность
Частота вращения
Напряжение на выходе генератора
Давление топлива
Значение
кВт
400
об/мин
1500
кВ
0,4
мбар
20...200
электростартерная
Вид системы пуска
(24 В, 143 А·ч)
49
Продолжение таблицы 2.4
Тепловая мощность
кВт
427
Электрический коэф. полезного действия
%
42,2
Тепловой коэф. полезного действия
%
45,0
Общий коэф. полезного действия
%
87,2
Температура выхлопных газов
°С
440
нм3/ч
100
Средний расход топлива
Эксплуатационные характеристики
Средний расход масла
г/кВт·ч
0,2
Ресурс до капитального ремонта
моточасов
64 000
Полный ресурс
моточасов
не менее 240 000
Габаритные размеры агрегата
Длина
мм
3070
Ширина
мм
1480
Высота
мм
2280
Сухой вес
кг
4500
Внешний вид газопоршневой установки приведен на рисунке 2.9.
Рисунок 2.9 - Газовый генератор TCG 2016 V08 C.
50
2.5.2 Выбор компенсирующих устройств
В
сетях
низкого
напряжения
реактивная
нагрузка,
создаваемая
асинхронными двигателями и сварочными аппаратами, компенсируется при
помощи статических конденсаторов [14].
Произведем расчет величины компенсации реактивной мощности и
выбор компенсирующих устройств, основываясь на суммарных значениях
расчетных мощностей предприятия, приведенных в таблице 2.1.
Реальный коэффициент реактивной мощности:
tg ϕ =
=
tg ϕ
Qp
Pp
(2.18)
205,2
= 1,01
203,5
Мощность компенсирующих устройств на стороне низкого напряжения:
Qку= Pp ⋅ ( tg ϕ − tg ϕном ) , [ квар ]
(2.19)
где tg φном = 0,33 – коэффициент реактивной мощности, соответствующий
cos φ = 0,95.
Qку = 203,5 ⋅ (1,01 − 0,33) = 138,38 [ квар ]
Нескомпенсированная реактивная мощность составит:
=
Q Q р − Qку , [ квар ]
(2.20)
Q =205,2 − 138,38 =66,82 [ квар ]
Потери активной мощности в конденсаторных установках малы, поэтому
они не учитываются.
Полная мощность предприятия, с учетом компенсации реактивной
мощности будет равна:
Sр =
203,52 + 66,822 = 214,19 [ кВ ⋅ А ]
А расчетный ток будет равен:
51
Iр
=
214,19
= 309,16 [ А ]
3 ⋅ 0,4
Конденсаторную установку выбираем производителя Нюкон, типа
АУКРМ 0,4-140-20-УХЛ4. С номинальной мощностью 140 квар и шагом
регулирования 20 квар. Ее внешний вид приведен на рисунке 2.10
Рисунок 2.10 - Конденсаторная установка АУКРМ 0,4-140-20-УХЛ4.
Оборудование установленное в АУКРМ [15]:
1. Регулятор реактивной мощности BelukBLR-CX.
Осуществляет контроль основных показаний, автоматически подключает
необходимое количество конденсаторов, для поддержания заданного значения
cosϕ.
Для
подключения
необходима
установка
дополнительного
трансформатора тока. Схема подключения приведена на рисунке 2.11.
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.
52
Рисунок 2.11 - Схема подключения регулятора реактивной мощности Beluk
BLR-CX.
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. Внешний вид данного аппарата приведен на
рисунке 2.12.
53
Рисунок 2.12 - Внешний вид предохранителя-выключателя-разъединителя ПВР.
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 узел вспомогательных контактов и 6
резисторов (по 2 на фазу) для ограничения пиковой нагрузки до нормальных
значений тока.
Контактор выбирается исходя из номинальной мощности ступени
регулирования.
Шагом
регулирования
в
данной
установке
20
квар,
следовательно контактор типа TC1-D20K11. Его внешний вид приведен на
рисунке 2.13.
54
Рисунок 2.13 - Внешний вид контактора типа TC1-D20K11.
4. Косинусные конденсаторы серии PSPE3.
Значение
шага
регулирования
АУКРМ
соответствует
реактивной
мощности конденсаторов. Соответственно тип конденсаторов PSPE3-400-20,
реактивная мощность 20 квар, емкость 3х133 мкФ. Внешний вид представлен
на рисунке 2.14.
Рисунок 2.14 - Внешний вид конденсатора PSPE3-400-20.
55
Для защиты конденсаторной установки устанавливаем автоматический
выключатель, номинальный ток конденсаторной установки указывается в
технических характеристиках изделия и равен 189 А. Однако согласно пункту
5.6.15 ПУЭ [6]: «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:
I=
1,3 ⋅ Iном , [ А ]
р
(2.21)
I р =1,3 ⋅ 189 =245,7, [ А ]
Выбираем
ближайший
больший
ток
из
стандартной
линейки.
Номинальный ток автомата равен 250 А.
2.5.3 Выбор сечения кабельных линий
Сечение кабеля выбираем по экономической плотности тока. Для
выполнения всех соединений, кроме межпанельных выбираем кабель типа
ВВГнг(А)-LS. Это кабель силовой с медными жилами, изоляция выполнена из
поливинилхлоридного
экономическую
пластиката
плотность
пониженной
тока,
учитывая
горючести.
Определяем
определенную
ранее
продолжительность использования максимальной нагрузки Tmax = 6552,48 часов
(см. выражение 2.13). Принимаем плотность тока равную 2 А/мм2 [16].
Расчетный ток нагрузки приведен в таблице 2.1.
Экономически
целесообразное
сечение
F
кабеля
определяем
из
соотношения:
Fкл =
Iр
, мм 2  .
jэк
(2.22)
где Iр – расчетный ток, А;
jэк – нормированное значение экономической плотности тока,
Для вводных кабельных линий:
56
А
.
мм 2
=
Fкл
309,16
= 154,58 мм 2  .
2
Выбираем кабель ВБбШв сечением 5х185 мм2.
Для остальных линий расчет производится аналогично, тип кабеля
ВВГнг(А)-LS. Результаты расчета приведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Выбор кабельных линий
Наименование цеха
Расчетный
ток, А
Экономически
целесообразное
Кабель
сечение, мм2
Автоматическая
56,91
28,455
ВВГнг(А)-LS 5х35
покраски
54,53
27,264
ВВГнг(А)-LS 5х35
Инструментальный цех
139,67
69,837
ВВГнг(А)-LS 5х70
Участок слесарный
61,86
30,929
ВВГнг(А)-LS 5х35
Участок сварки
57,74
28,868
ВВГнг(А)-LS 5х35
Участок сборки
40,41
20,207
ВВГнг(А)-LS 5х25
Заводоуправление
10,83
5,4127
ВВГнг(А)-LS 5х6
гальваническая линия
Линия порошковой
2.5.4 Расчет токов короткого замыкания
Для выбора автоматических выключателей, необходимо произвести
расчет токов короткого замыкания, для этого составим схему замещения, на
которой все элементы системы электроснабжения заменены соответствующими
сопротивлениями. Расчетной точкой для определения токов короткого
замыкания определим шины распределительного устройства ГРЩ. Схема
замещения представлена на рисунке 2.15.
57
Рисунок 2.15 - Схема замещения.
Ток короткого замыкания определятся по формуле:
Ik =
U
ном
3 ⋅ Z∑
, [ кА ]
(2.22)
где Z∑ - суммарное сопротивление цепи.
Для определения сопротивлений кабельных линий воспользуемся
формулами [17]:
R лi= r0i ⋅ li , [ Ом ]
(2.23)
X=
x 0i ⋅ li , [ Ом ]
лi
(2.24)
=
Z лi
R 2лi + X 2лi , [ Ом ]
(2.25)
где r0i и x 0i - удельные активные сопротивления i – той линии;
R лi , X лi , Z лi - активное, реактивное и полное сопротивления i – той
линии;
li - длина i – той линии.
Длина кабельной линии от городской подстанции выполнена кабелем
ВБбШв 5х185, ее длина составляет 28 км.
Рассчитаем сопротивление первой кабельной линии:
R 'кл1 = 0,1 ⋅ 28 = 2,8 [ Ом ]
X 'кл1
= 0,059 ⋅ 28
= 1,65 [ Ом ]
Аналогично рассчитаем сопротивления второй кабельной линии, длинной
5 км:
58
R кл2 = 0,1 ⋅ 5 = 0,5 [ Ом ]
= 0,059=
⋅ 5 0,295 [ Ом ]
X кл2
Так как величины удельных сопротивлений приведены для напряжения
1кВ, то полученные сопротивления необходимо привести к напряжению
U ном = 0,4 кВ :
R 'кл1
R=
=
кл1
k 2u
2,8
=
0,44 [ Ом ]
2
1
/
0,4
(
)
'
X кл1
=
k 2u
1,65
0,26 [ Ом ]
=
2
(1 / 0,4 )
R 'кл2
R=
=
кл2
k 2u
0,5
= 0,08 [ Ом ]
(1 / 0,4 )2
X 'кл2
=
k 2u
0,295
=
0,047 [ Ом ]
2
(1 / 0,4 )
X
=
кл1
=
X
кл2
Полное сопротивление кабельных линии:
0,442 + 0,262 = 0,51 [ Ом ]
Zкл1 =
Zкл2 = 0,082 + 0,047 2 = 0,093 [ Ом ]
Суммарное сопротивление:
Z∑ = Zкл1 + Zкл2 = 0,51 + 0,093 = 0,6 [ Ом ]
Ток короткого замыкания в точке К1:
Iк1
=
U ном
=
3 ⋅ Z∑
0,4
= 0,38 [ кА ]
3 ⋅ 0,6
2.5.5 Выбор автоматических выключателей
Условия выбора автоматического выключателя [17]:
- По напряжению:
U уст ≤ U ном ,
где Uуст – напряжение сети;
59
(2.26)
Uном – номинальное напряжение выключателя (по каталогу).
- По длительному току:
I р ≤ Iном ,
(2.27)
где Iр – рабочий ток;
Iном – номинальный ток выключателя (по каталогу).
- По отключающей способности:
Iкз ≤ Iоткл.ном ,
(2.28)
где Iкз – ток короткого замыкания;
Iоткл. ном – номинальный ток отключения выключателя (по каталогу).
Автоматические выключатели выбираем производителя Eaton. Автоматы
в литом корпусе (с номинальным током > 63А) выбираем из серии NZM
(рисунок 2.16, а) в выкатном исполнении для вводных выключателей (QF1, QF2
на рисунке А.1), и из серии BZM (рисунок 2.16, б) для линейных выключателей
(QF7, QF14 на рисунке А.1).
Список аксессуаров для вводных автоматических выключателей приведен
в таблице 2.6.
Таблица 2.6
Список аксессуаров для вводных автоматических выключателей
Количество
Наименование
Артикул
(на один
автомат), шт.
Выкатной автоматический выключатель NZMN3A500-AVE, отключающая способность 50кА
Корзина для выкатного исполнения NZM3-XAVS
Независимый расцепитель
NZM2/3-XA208-250AC/DC
Двойной стандартный вспомогательный контакт
M22-CK20
Моторный привод NZM3-XR208-240AC
60
110860
1
266711
1
259763
1
107898
1
259850
1
а)
б)
Рисунок 2.16 - Автоматические выключатели Eaton в блочном исполнении
a – серия NZM (выкатное исполнение), б – серия BZM (стационарное
исполнение).
Остальные автоматические выключатели (QF3 - QF6, QF8 - QF13 на
рисунке
А.1)
выбираем
в
модульном
исполнении,
с
отключающей
способностью 10кА, серии PL7 (рисунок 2.17), характеристика срабатывания С.
Рисунок 2.17 - Модульный автоматический выключатель Eaton серии PL7.
61
2.5.6 Выбор измерительных трансформаторов тока, а также приборов
учета и измерения
Трансформаторы тока выбирают:
- По напряжению, формула (2.26).
- По току
I раб.max ≤ I1ном ,
(2.29)
где, I1ном - номинальный ток первичной обмотки
- По конструкции и классу точности.
Для подключения приборов коммерческого учета класс точности должен
быть не ниже 0,5s, для технического учета, а также приборов измерения
достаточно класса точности 0,5.
Тип счетчика электрической энергии выбирается согласно ТУ на
подключение. Выберем счетчик типа Меркурий 230 ART-03 CN производителя
Инкотекс (рисунок 2.18), трехфазный, многотарифный счетчик, имеющий
интерфейс CAN, трансформаторного включения (PI1, PI2 на рисунке А.1)
Для
подключения
счетчиков
электрической
энергии
используем
трансформаторы тока ИЭК типа ТТИ-40 500/5А 5ВА класс точности 0.5s
(рисунок 2.19), по 3 трансформатора на каждый ввод, итого 6 шт. (T1-T3, T7-T9
на рисунке А.1).
Рисунок 2.18 - Счетчик типа Меркурий 230 ART-03 CN.
62
Рисунок 2.19 - Трансформатор тока ИЭК типа ТТИ-40 500/5А 5ВА.
Вместо
измерительного
прибора
используется
модуль
измерения
параметров электрической сети Овен типа МЭ110-220.3М (рисунок 2.20),
подключенный к панели оператора [18]. Для его подключения используем
трансформаторы тока ИЭК типа ТТИ-40 500/5А 5ВА класс точности 0.5, по 3
трансформатора на каждый ввод, итого 6 шт. (T4-T6, T10-T12 на рисунке А.1).
Рисунок 2.20 - Модуль измерения параметров электрической сети Овен типа
МЭ110-220.3М.
Также
для
подключения
контроллера
реактивной
мощности
автоматической конденсаторной установки необходимо наличие одного
трансформатора тока, подключенного к сборным шинам. Его также выбираем
типа ТТИ-40 500/5А 5ВА класс точности 0.5 (Т13на рисунке А.1).
Оборудование для системы автоматического управления режимами
работы и АВР подробно рассмотрено в следующей главе.
63
ГЛАВА 3. ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ
УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ КОГЕНЕРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ,
СОГЛАСОВАННОЙ С ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ
ПРОИЗВОДСТВА. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ
ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
В пункте 2.4 данной работы были определены основные режимы
потребления энергии, а также принцип их согласования с когенерационной
установкой. Разработаем систему автоматического управления переключения
режимов работы установки, которая вдобавок будет производить контроль
основных параметров газопоршневого генератора, сигнализировать об их
отклонении от нормы, а также останавливать работу установки при
критических значениях. Автоматическое включение резервной линии питания
будет производиться тем же управляющим органом [19].
Система управления состоит из управляющего органа (контроллер или
программируемое реле), панели оператора для обеспечения интуитивно
понятного интерфейса управления и отображения параметров. Также возможно
дополнительно подключение системы SCADA (Supervisory Control And Data
Acquisition - диспетчерское управление и сбор данных).
При разработке данной системы было рассмотрено два варианта
реализации, с использованием разного оборудования.
В
первоначальном
варианте
было
использовано
оборудование
российского производителя ОВЕН. Основным устройством управления был
выбран панельный программируемый логический контроллер СПК107.
СПК107 – это оборудование, совмещающее в себе устройство класса
человеко-машинный интерфейс (HMI) и программируемый контроллер,
предназначено для создания автоматизированных систем управления в
различных областях промышленности [20].
К отличительным характеристикам можно отнести:
- Сенсорный экран с диагональю 7 дюймов
- 16 битная цветопередача (65535 цветов)
- Наличие интерфейса RS-232/RS-485
64
- Встроенная операционная система на базе Linux
- Протоколы передачи данных Modbus/OWEN.
Данное
устройство
осуществляет
выполнение
всех
заложенных
программой операций, а также служит средством сенсорного управления и
визуализации всех происходящих в системе процессов.
Для организации обмена данными в сети по интерфейсу RS-485
необходим Мастер сети. Основная функция Мастера сети - инициировать
обмен данными между отправителем и получателем данных. СПК 107 является
мастером сети. Внешний вид устройства приведен на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Панельный программируемый логический контроллер СПК107.
Для подключения оборудования необходима установка дополнительных
блоков ввода и вывода данных.
Модуль ввода дискретных сигналов МВ110-224.16Д имеет 16 дискретных
входов, универсальное питание (220 В, 24 В), интерфейс RS-485, поддерживает
протоколы Modbus RTU, Modbus ASCII, ОВЕН, DCON. Данный модуль
подключается к контроллеру СПК107 посредством интерфейса RS-485 по витой
паре. Он является устройством типа Slave в сети, т.е. выполняет только
функцию сбора и передачи данных на прибор контроля. Внешний вид
устройства приведен на рисунке 3.2. Схема подключения данного устройства
приведена на рисунке 3.3. Собственное питание модуля подключается к
65
клеммам 1, 2, интерфейс RS-485 к клеммам 13, 14, сухие контакты
автоматических выключателей и реле подключаются от клемм типа COM (4,
11, 16, 23 клеммы) к соответствующим клеммам дискретных входов (DI1 –
дискретный вход №1, и т.д.) [21].
Рисунок 3.2 - Модуль ввода дискретных сигналов МВ110-224.16Д.
Рисунок 3.3 - Схема подключения модуля ввода дискретных сигналов МВ110224.16Д.
66
Модуль
управления
дискретного
встроенными
вывода
МУ110-224.16Р
дискретными
предназначен
выходными
для
элементами,
используемыми для подключения устройств с дискретным управлением. Имеет
16 выходов типа «электромагнитное реле», универсальное питание (220 В, 24
В), интерфейс RS-485, поддерживает протоколы Modbus RTU, Modbus ASCII,
ОВЕН, DCON. Данный модуль подключается к контроллеру СПК107
посредством интерфейса RS-485 по витой паре [22]. Он также является
устройством типа Slave в сети, и выполняет функцию исполнительного органа.
Внешний вид устройства приведен на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 - Модуль дискретного вывода МУ110-224.16Р.
Схема подключения данного устройства приведена на рисунке 3.5.
Собственное питание модуля подключается к клеммам 1, 2, интерфейс RS-485 к
клеммам 13, 14, напряжение 24 В, также подводится к клеммам типа COM
(клеммы 7, 12, 19, 24), к клеммам дискретных выводов DO1-DO16 (клеммы 3-6,
8-11, 15-18, 20-23) подключаются катушки промежуточных реле, а также
индикаторы.
67
Рисунок 3.5 - Схема подключения модуля дискретного вывода МУ110-224.16Р.
Для создания универсальной системы управления, подходящей для
использования в комплексе с элементами схемы электроснабжения любого
производителя, а также имеющей интуитивно понятный интерфейс была
разработана программа при помощи среды программирования CODESYS, с
помощью которой можно отслеживать все происходящие процессы и
параметры при помощи визуализаций, а также управлять ими с сенсорной
панели оператора [24].
CODESYS (Controller Development System) - программный комплекс для
промышленной автоматизации. Производителем является компания 3S-Smart
Software Solutions GmbH (Кемптен, Германия) [23].
В CODESYS доступно использование пяти основных, определяемых
стандартом IEC 61131-3 (МЭК 61131-3) языков:
- Подобный ассемблеру язык - IL (Instruction List);
- Подобный Pascal язык - ST (Structured Text);
- Язык основывающийся на релейных элементах - LD (Ladder Diagram);
68
- Язык, состоящий из функциональных блоков - FBD (Function Block
Diagram);
- Язык, состоящий из диаграмм состояний - SFC (Sequential Function
Chart).
В дополнение к FBD поддержан язык программирования CFC (Continuous
Function Chart) с произвольным размещением блоков и расстановкой порядка
их выполнения.
При
создании
проекта
выбирается
тип
устройства
и
язык
программирования (рисунок 3.6).
Рисунок 3.6 - Задание параметров на этапе создания проекта.
Программа была разработана на языке непрерывных функциональных
схем (CFC). Интерфейс программы приведен на рисунке 3.7.
Рисунок 3.7 - Интерфейс программы CODESYS.
69
Первоначальный вариант программы был разработан только для
осуществления
аварийного
включения
резерва,
функция
переключения
режимов потребления была интегрирована в окончательный вариант системы
управления, основанную на другом оборудовании.
Пример объявления переменных в программе приведен на рисунке 3.8.
Рисунок 3.8 - Пример объявления переменных в программе.
70
Пример построения блоков программы приведен на рисунке 3.9.
Рисунок 3.9 - Пример построения блоков программы.
Система позволяет осуществлять управления в трех режимах работы:
-
ручной,
включается
при
помощи
переключателя
(позволяет
осуществлять управление с кнопок);
- режим «логика включена», соответствует положению переключателя
«Авто» и включается кнопкой на сенсорной панели (все переключения
происходят автоматически);
71
-
режим
«логика
отключена»,
также
соответствует
положению
переключателя «Авто» и включается кнопкой на сенсорной панели (в данном
режиме на основном видовом экране сенсорной панели около каждого
переключателя становятся доступны кнопки управления, с помощью которых
можно включить/отключить каждый автоматический выключатель).
Первый видовой экран панели оператора представлен на рисунке 3.10, на
нем
отражаются
состояния
двух
вводных
и
секционного
автомата
(вкачен/выкачен, включен/отключен), наличие стабильного напряжения на
каждом вводе, действующий режим работы, текущий пользователь, дата и
время, а также при действии определенных выдержек времени отображается
соответствующая шкала (защита от пульсации напряжения, время до
восстановления схемы электроснабжения после аварии). В неактивном
состоянии все элементы визуализаций наложены друг на друга и во время ее
функционирования активируются параметры невидимости.
Рисунок 3.10 - Первый видовой экран.
В программе предусмотрены три пользователя:
- обычный пользователь, без пароля (обслуживающий распределительное
устройство персонал);
72
- сервис, имеется пароль (ответственный за энергоснабжение)
-
администратора,
пароль
известен
только
разработчикам
и
руководителям (имеет возможность изменять логин и пароль других
пользователей).
Кнопка «Параметры» становится активной после ввода логина и пароля
пользователя сервис, либо администратор и позволяет изменять выдержки
времени, а также включать или отключать логику.
Видовой экран, активирующийся после нажатия кнопки «Параметры»
приведен на рисунке 3.11. Кнопка «Конфигурация пользователей» активна
только для администратора и дает доступ к изменению логинов и паролей
других пользователей.
Рисунок 3.11 - Второй видовой экран.
Кнопка «Журнал» позволяет третий на видовой экран, где отображаются
все основные события, происходившие в системе (рисунок 3.12). На данном
экране отображается заданное количество последних событий, для просмотра
более ранних необходимо нажать кнопку «История» доступную только
авторизованному пользователю.
73
Рисунок 3.12 - Третий видовой экран.
Работа АВР в режиме «включенной логики» отслеживает показания двух
реле контроля фаз. При полной или частичной потере напряжения или
отклонений его параметров от заданных значений, автомат соответствующего
ввода отключается и включается секционный автомат. При появлении
стабилизированного напряжения на аварийном вводе, система, при условии
истечении выдержки времени, переходит в нормальный режим работы,
отключается секционный автомат и включается автомат на вводе. Также
отслеживаются сигналы с аварийных контактов автоматических выключателей.
Для отладки программы был разработан и собран испытательный стенд.
После проведения отладки программы и путем имитации аварийных ситуаций,
было выявлено, что при данном количестве операций и визуализаций,
центральный процессор СПК107 слишком перегружен и при открытии журнала
аварий заметно сильное отставание визуализации после подачи команд. Также
сенсорный экран данного устройства имеет большое время отклика, что сильно
затрудняет его использование. В связи с этим, было принято решение,
разработать аналогичную программу на базе программируемого реле Siemens
линейки Logo версии 8.
74
Во втором варианте было использовано оборудование различных
производителей.
Основным
устройством
управления
было
выбрано
программируемое реле фирмы Siemens серии LOGO!12/24RCE (рисунок 3.13),
которое программируется с помощью языков FBD (Function Block Diagram) или
LD (Ladder Diagram) с использованием программного обеспечения LOGO! Soft
Comfort или клавишами на лицевой панели ПЛК. Для увеличения количества
дискретных входов и выходов дополнительно используется модуль расширения
DM8 24R.
Рисунок 3.13 - Программируемое реле Siemens LOGO!12/24RCE.
Для
визуализации
происходящих
процессов
используется
панель
оператора Weintek серии 8071iE размером 7'' (рисунок 3.14). Программа для
панели разрабатывается отдельно в программном обеспечении EasyBuilder Pro.
Эти два устройства подключаются при помощи сети Ethernet благодаря
поддержки у обоих протокола Modbus TCP/IP. В ПО для панели оператора
содержится огромное количество возможных подключаемых устройств PLC
различных производителей, что значительно упрощает взаимодействие панели
с контроллером. Так же существует возможность самостоятельной настройки
адресов регистров по протоколу Modbus и соответственно подключение любого
устройства поддерживающего данный протокол.
75
Рисунок 3.14 - Панель оператора Weintek серии 8071iE.
Программа написана на языке FBD. Пример написания программы, а
также интерфейс программного обеспечения LOGO! Soft Comfort приведен на
рисунке 3.15.
Рисунок 3.15 - Пример построения блоков программы.
76
Создание визуализации в программном обеспечении EasyBuilder Pro
основывается на добавлении объектов (кнопки, индикаторы, изображения
списки, таблицы, текст и т.п.) из стандартных, либо созданных пользователем
библиотек [25]. Интерфейс программы приведен на рисунке 3.16.
Рисунок 3.16 - Интерфейс программы EasyBuilder Pro.
Принцип действия программы аналогичен предыдущему случаю, но
функционал
расширен
возможностью
контроля
основных
параметров
газопоршневой установки и переключения режимов работы, а также благодаря
подключению модуля измерения параметров электрической сети Овен типа
МЭ110-220.3М возможностью отображения необходимых параметров сети и
осуществления отключения системы при отклонении параметров от нормы.
Визуализация состоит из нескольких основных видовых экранов, а также
всплывающих окон. Основной экран отображает состояние автоматических
выключателей
(вкачен/выкачен,
включен/отключен,
авария),
режим
управления, наличие напряжения на вводе и на всех участках системы,
выдержки времени, сведения о пользователе, отображение реального времени и
даты, а также содержит кнопки для перехода на другие экраны (рисунок 3.17).
77
Все визуализации выполнены в виде реальных изображений оборудования для
создания уникального и понятного для пользователя интерфейса.
Рисунок 3.17 - Первый видовой экран.
При нажатии кнопки «Журнал» открывается второй видовой экран, где
отображаются все процессы, происходившие в системе, также журнал
дублируется на съемный носитель в формате Excel (рисунок 3.18).
Рисунок 3.18 - Второй видовой экран.
78
При нажатии на основном экране кнопки «Параметры» открывается
третий видовой экран, где авторизованный пользователь может изменить
значения основных временных задержек и отключить автоматическое
управление, а другие пользователи могут лишь увидеть значения основных
параметров системы (рисунок 3.19).
Рисунок 3.19 - Третий видовой экран.
При нажатии на основном экране кнопки «Пользователь» отображается
всплывающее окно (рисунок 3.20), позволяющее авторизоваться одному из
пользователей:
сервис
(обслуживающий
персонал
на
объекте)
или
администратор (пользователь для пуско-наладочных работ, имеет возможность
менять логин и пароль для других пользователей).
Рисунок 3.20 - Всплывающее окно для авторизации пользователей.
79
При нажатии на основном экране кнопки «Параметры сети» отображается
четвертый видовой экран (рисунок 3.21), который позволяет отслеживать
параметры сети в реальном времени.
Рисунок 3.21 - Четвертый видовой экран.
При
нажатии
на
основном
экране
кнопки
«Параметры
ГПУ»
отображается пятый видовой экран (рисунок 3.22), который позволяет
отслеживать параметры газопоршневой установки в реальном времени, а также
производить выбор режима работы установки(рисунок 3.23).
Рисунок 3.22 - Пятый видовой экран.
80
Рисунок 3.23 - Выбор режима работы ГПУ.
Для добавления функций дистанционного контроля и управления была
разработана SCADA система на базе системы Российского производства
TeslaSCADA. В проекте используется ее бесплатная версия, поэтому
количество функций ограничено. Система позволяет осуществлять контроль за
состоянием
автоматических
выключателей
(вкачен/выкачен,
включен/отключен, авария), а также переключаться на дистанционное
управление автоматическими выключателями.
Принцип создания визуализаций аналогичен работе в EasyBuilder Pro,
взаимосвязь с остальными элементами системы управления осуществляется
путем подключения по локальной сети. Интерфейс программы приведен на
рисунке 3.24.
Рисунок 3.24 - Интерфейс программы TeslaSCADA.
81
Для отладки и демонстрации работоспособности разработанной системы
управления был собран испытательный стенд (рисунок 3.25).
Принципиальная схема испытательного стенда приведена в приложении
А на рисунках А.2 - А.13.
Для его создания были использованы стационарные автоматические
выключатели ИЭК, имитация состояния «вкачен» для всех автоматов
осуществляется автоматическими выключателями.
В
качестве
устройства
контроля
напряжения
на
обоих
установлены реле контроля напряжения РНПП-311М.
Рисунок 3.25 - Внешний вид испытательного стенда.
82
вводах
ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ
АВТОНОМНОЙ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
4.1. Расчет себестоимости электроэнергии при использовании ГПУ.
Для оценки экономической эффективности внедрения автономной
системы энергоснабжения произведем расчет себестоимости выработки
электроэнергии
на
ГПУ
мощностью
400
кВт.
Основные
показатели,
необходимые для расчета себестоимости электроэнергии приведены в таблице
4.1.
Таблица 4.1
Основные показатели для расчета себестоимости электроэнергии
Показатели
Ед. изм.
Величина
Установленная мощность ГПУ
кВт
3
Расход газа
м /кВт∙ч
Расчетная стоимость газа с НДС (в соответствии
с Приказом Управления по тарифам Орловской руб./тыс. м3
области от 22 июня 2016 года № 860-т)
Стоимость ТО с учетом масла (угар + замена)
руб./кВт∙ч
Потребляемая за год электроэнергия (см. п. 2.2.3)
тыс. кВт∙ч
Годовая потребность в газе
тыс. м3
400
0,278
5180,22
0,37
1297,74
360,77
Годовые затраты на газ будут равны[26]:
З=
Сг ⋅ П г , [тыс. руб.]
г
(4.1)
где, Сг – расчетная стоимость газа,
Пг – годовая потребность в газе.
Зг = 5180, 22 ⋅ 360,77 = 1868,87, [ тыс. руб.]
Годовые затраты на техническое обслуживание будут равны:
З=
С то ⋅ W, [тыс. руб.]
то
(4.2)
где, Сто – стоимость ТО[27],
W – потребляемая за год электроэнергия.
З то =
0,37 ⋅ 1297,74 =
480,16, [тыс. руб.]
Суммарные годовые затраты составят:
З=
Зг + З то , [тыс. руб.]
Σ
83
(4.3)
ЗΣ = 1868,87 + 480,16 = 2349,03, [тыс. руб.]
Себестоимость
формуле:
вырабатываемой
электроэнергии
вычисляется
ЗΣ
, [руб. / кВт ⋅ ч]
W
2349,03
=
= 1,81, [руб. / кВт ⋅ ч]
С ээ
1297,74
Сээ
=
Стоимость
электроэнергии
получаемой
из
по
(4.4)
городской
электросети
составляет 5,119 руб./кВт⋅ч без НДС, или 6,04 руб./кВт⋅ч с НДС. Разница в
стоимости на 1 кВт⋅ч составляет 4,23 руб./кВт⋅ч. В год эта разница составит
5489,44 тыс. руб.
Затраты на приобретение газопоршневой установки типа MWM TCG
2016 V08 C с функцией когенерации, согласно официальному дилеру данного
оборудования – компании МКС, составят 196 000 евро.
При курсе евро 69,9 руб. стоимость газопоршневой установки составит
13700,4 тыс. руб. Общая стоимость оборудования для установки нового
распределительного устройства с автоматическим управлением составит 500
тыс. рублей. Общие затраты на модернизацию системы электроснабжения
составят 14200,4 тыс. руб.
4.2. Расчет базовых финансовых показателей внедряемого проекта.
Чистый дисконтированный доход (NPV)− является показателем ценности
проекта, получается путем суммирования значений всех поступлений за
вычетом
затрат,
определяемых
ежегодно
в
течение
всего
времени
использования проекта. Чем выше значение данного параметра, тем выгоднее
считается проект. NPV наиболее часто используется при выборе из нескольких
вариантов проектов.
Индекс доходности (PI) равен отношению чистого дисконтированного
дохода к уровню капиталовложений. Проект считается эффективным при
PI > 0. Индекс отражает количество условных единиц прибыли на одну
единицу вложений.
84
Внутренняя норма рентабельности (IRR) – приведенный показатель
прибыльности. Представляет собой ставку дисконтирования, при достижении
значения которой проект считается безубыточным.
Дисконтирование – это приведение будущей стоимости к настоящему
моменту. Данная операция позволяет определить на данный момент будущих
платежей, которые будут осуществляться через n-е количество лет при
значении ставки процента r. Период окупаемости (РP) – период времени,
затраченный на полное возмещение суммы, вложенной в проект, за счет
денежных средств, полученных в результате его реализации.
Нормативные значения показателей:
- динамический срок окупаемости (PP) − не более 5 лет;
- чистый дисконтированный доход (NPV) – больше чем 0;
- внутренняя норма доходности (IRR) – выше ставки дисконтирования r;
-индекс прибыльности (PI) − более 1.
Применяемый далее метод расчета капитальных вложений и годовой
экономии производится в соответствии с методическими рекомендациями по
составлению
технико-экономических
энергосберегающих
мероприятий,
обоснований
разработанных
проведенных
Комитетом
по
энергоэффективности РФ. На рисунке 4.1 приведены основные методы оценки
эффективности инновационного энергосберегающего проекта.
Период
окупаемости (PP)
Индекс рентабельности инвестиций (PI)
ОЦЕНКА ПРОЕКТА
Коэффициент эффективности
инвестиций (ARR)
Чистая текущая стоимость
(NPV)
Внутренняя норма доходности (IRR)
Рисунок 4.1 - Методы оценки эффективности инновационного проекта.
Чистый дисконтированный доход рассчитывается по формуле [28]:
85
N
NPV =
∑ (R
n =0
n
− Sn )
1
,
(1 + r ) n
(4.5)
где, Rn– результаты на каждом шаге, руб.;
Sn– затраты на каждом шаге, руб.;
N – период расчета, годы;
r – норма дисконта.
Норма дисконта учитывает ставку рефинансирования Национального
банка РФ или фактическую ставку по долгосрочным кредитам, также
учитывается надбавка за риск, для расчета норму дисконта принимаем равной
11,8 %, r = 0,118.
В год, когда осуществляются первоначальные капитальные вложения (n =
0) чистый дисконтированный доход NPV приравнивается нулю.
Индекс прибыльности или доходности (PI) определяется по формуле:
PI =
1 N
1
( Rn − S n )
∑
,
K n n =0
(1 + r ) n
(4.6)
где, Kn – кап. вложения в n – ом периоде, руб.;
Rn– доход в n – ом периоде, руб.;
Sn– затраты в n – ом периоде, руб.
Внутренняя норма доходности (IRR) выявляет значение дисконта r, при
котором величина эффектов станет равна значению приведенных капитальных
вложений
∑ PV = I . При значении IRR равном или большем нормы дохода на
0
капитал, требуемой инвестором, проект можно считать эффективным.
Используя представленную выше методику, проведена
оценка
экономической эффективности данного проекта.
Исходные данные проекта:
- общие затраты на модернизацию системы электроснабжения (согласно
пункту 4.1) – 14 200,4 тыс. руб.;
- срок эксплуатации без капитального ремонта (таблица 2.4) – 7 лет;
-
ежегодная экономия средств
86
предприятия, за
счет
внедрения
разработки, с учетом дисконтирования – от 4483,03 тыс. руб. в первом и до
2514,41 т. р. в седьмом году, приведены в таблице 4.2;
- коэффициент дисконтирования r составляет 11,8% в год (r =0,118).
Таблица 4.2
Расчет текущей эффективности проекта
Экономия
Год
средств,
тыс. руб.
Значения с учетом дисконтирования
Дисконт.
Текущая
множит.
стоимость,
1/(1+r)n
тыс. руб.
1
5012,03
0,895
4483,03
2
5248,51
0,8
4199,06
3
5338,68
0,716
3820,39
4
5 489,44
0,641
3513,67
5
5 489,44
0,573
3142,82
6
5 489,44
0,512
2811,11
7
5 489,44
0,458
2514,41
Произведем расчет основных показателей эффективности проекта:
1. Суммарная текущая эффективность проекта за 7 лет эксплуатации
(∑PV) рассчитанная для r= 11,8 %, составляет согласно расчетам, приведенным
в таблице 4.2 ∑ PV = 24 484,49 тыс. руб.
2. NPV (чистый приведенный доход) составит:
=
NPV
∑ PV − I , [тыс. руб.]
0
(4.7)
где, I0 – затраты на инвестиции. I0 = 14 200,4 тыс. руб.;
NPV = 24484, 49 − 14200, 4 = 10284,09, [тыс. руб.]
3. Индекс рентабельности проекта рассчитывается по формуле:
PI = ∑ PV / I0
=
PI 24484,
=
49 / 14200, 4 1,72
То есть, проект является достаточно рентабельным.
87
(4.8)
4. Срок окупаемости проекта рассчитывается по формуле:
PP = I0 / PVГ , [года]
(4.9)
где PVг – сумма годовых текущих стоимостей проекта за n лет, при
которой PVг = I0, то есть, PVг = PV1 + PV2 + …+ PVп / n
PVГ = 5012,03 + 5248,51 + 5338,68 + 5489, 44 / 4 = 5272,165, [тыс. руб.]
=
PP 14200,
=
4 / 5272,165 2,69, [года]
5. Расчет внутренней нормы доходности IRR проекта при условии,
что NPV = 0, составляет 30 %.То есть, только при увеличении r до величины 19
%, (r= 0,3),чистый дисконтированный доход (NPV) достигнет нуля, что и дает
возможность определить IRR = 30 %. А это означает, что при внутренней норме
доходности 30%, проект уже, становится безубыточным.
Из приведенного расчета можно сделать вывод, что проект, по уровню
рентабельности, сроку окупаемости и внутренней норме доходности, не только
приемлем, но и весьма выгоден для ООО «Фабер»
88
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данной выпускной квалификационной работе был проведен анализ
автономных электростанций и систем на базе альтернативных источников
энергии. В качестве основного источника электрической и тепловой энергии
для модернизации системы электроснабжения предприятия по производству
металлических изделий ООО «Фабер» была выбрана газопоршневая установка
типа MWM TCG 2016 V08 C с электрической мощностью 400 кВт. В качестве
резервного источника питания была выбрана городская сеть напряжением
0,4 кВ.
На начальном этапе был проведен анализ режима энергопотребления
предприятия, построены суточные и годовой графики энергопотребления,
исходя из полученных графиков, определены основные технико-экономические
показатели предприятия, создана имитационная математическая модель
электрических нагрузок предприятия. Проанализировав поученные данные,
были выявлены основные режимы потребления электрической энергии, и
разработана система их согласования с газопоршневой установкой, путем
изменения количества подаваемого топлива.
На
следующем
этапе
был
произведен
выбор
всех
основных
составляющих системы электроснабжения. Была выявлена необходимость
дополнительной компенсации реактивной мощности статической установкой,
мощностью
140
квар.
Автоматические
выключатели
в
главном
распределительном устройстве были выбраны производителя Eaton. Кабельные
линии, проложенные в земле от городской подстанции и контейнера с
газопоршневой установкой до производства, были выбраны марки ВБбШв,
сечением 185 мм2. Остальные кабельные линии выбраны марки ВВГнг(А)-LS
различных сечений, в зависимости от значений полученного расчетного тока.
Основной
отличительной
особенностью
данной
системы
энергоснабжения является использование автоматической системы управления
режимами
выработки
электрической
энергии
и
включения
резерва
индивидуальной разработки, на базе программируемого реле Siemens Logo 8 и
89
панели оператора Weintek 8071iE, а также подключаемого к ней по протоколу
Modbus модуля измерения параметров электрической сети Овен МЭ110220.3М. Также осуществлена функция дистанционного контроля и управления,
благодаря подключенной системе SCADA. Данное техническое решение
позволяет существенным образом расширить возможности контроля системы, а
также упростить функции управления, при существенных снижениях затрат по
сравнению с покупкой готовой системы управления, поставляемой в комплекте
с газопоршневой установкой. Для отладки и демонстрации работы системы
автоматического управления был разработан испытательный стенд.
На заключительном этапе была проведена оценка экономической
эффективности внедрения автономной системы энергоснабжения, в результате
расчета себестоимость электрической энергии при энергоснабжении от
газопоршневой установки составила 1,81 руб./кВт⋅ч при условии годового
потребления
электроэнергии
1297,74
тыс.
кВт⋅ч.
Срок
окупаемости
модернизации системы электроснабжения составит 2,69 года. Следовательно,
можно сделать вывод об экономической эффективности проведения данных
мероприятий.
При прохождении преддипломной практики результаты расчетов были
представлены руководству ООО «Фабер», и приняты им для дальнейшего
внедрения, о чем свидетельствует официальное исходящее письмо № 36 от
07.02.2018г.
90
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Архив тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям
на территории Орловской области [Электронный ресурс]. Режим доступа –
http://www.interrao-orel.ru/tek. – Дата доступа: 11.11.2016 г.
2. Kazmierkowski М. P., Krishnan R., Blaabjerg F. Control in Power
Electronics. Selected Problems. – Elsevier Science (USA), 2012.
3.
Формирование
энергоэффективных
режимов
дизельной
электростанции инверторного типа / Б. В. Лукутин, Г. Н. Климова, С. Г.
Обуховидр. – Изв. вузов. Электромеханика, 2009, № 6.
4. Electronic Power Conversion System for an Advanced Mobile Generator Set
/ L. M. Tolbert, W. A. Peterson, М. B. Scudiere and other. – IEEE Industry
Applications Society Annual Meeting, Chicago, Illinois, September 30 – October 4,
2010.
5. Ruiz A. G., Molinas M. Electrical Conversion System for Offshore Wind
Turbines Based on High Frequency AC Link. – Ecologic Vehicles and Renewable
Energies International Conference EVER, Monaco, 26 – 29 March, 2009.
6. Правила устройства электроустановок: Все действующие разделы
ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2008. – 853 с., ил. ISBN 9785-379-00766-9.
7. Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и
установок: учебное пособие / А.В. Кабышев, С.Г. Обухов. – Томск: Изд-во
ТПУ, 2006 – 248 с.
8.
Электроснабжение
промышленных
предприятий:
учебник
для
студентов высших учебных заведений/Б.И. Кудрин. – 2-е изд. – М.: Интермет
Инжиниринг, 2006. – 672 с.
9. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем
электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию Учеб.
пособие / Том. политехн. ун-т. – Томск, 2005. – 168 с.
10. Шлейников, В.Б. Электроснабжение промышленных предприятий.
Ч.1: практикум / В.Б. Шлейников .– Оренбург : ОГУ, 2012 .– 99 с. : ил.
91
11.
Математическое
моделирование
электрических
систем
и
их
элементов: учеб. пособие / А.В. Лыкин. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009. –
228 с.
12. Gas engines. Planning and Installation Notes. – Caterpillar Energy
Solutions GmbH – Mannheim 2017.
13.
Технические
характеристики
газопоршневой
когенерационной
установки серии TCG 2016 C [Электронный ресурс]. Режим доступа – http://gesukraine.com/maininfo_34.html. – Дата доступа: 14.05.2017 г.
14. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях / Ф.
Ф.Карпов. — М.: Энергия, 1975. — 182 с.
15. Автоматические конденсаторные установки компенсации реактивной
мощности напряжением 0,4 кВ типа АУКРМ [Электронный ресурс]. Режим
доступа
–
http://www.nucon.ru/catalog/reguliruemye-kondensatornye-ustanovki-
krm-aukrm-0-4-kv. – Дата доступа: 27.09.2017 г.
16. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.2. Электротехнические
изделия и устройства / Под общей ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.
(гл. ред. И.Н. Орлов) – 9 – е изд. Стер. – М.: Издательство МЭИ, 2003. – 518 с.
17. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.
1. Электроснабжение / Под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат,
1986.-568 с.
18.
Модули
подключения
измерения
[Электронный
параметров
ресурс].
электрической
Режим
сети.
доступа
Схемы
–
http://www.owen.ru/catalog/modul_vvoda_parametrov_elektricheskoj_seti_me110_2
203m/23367284. – Дата доступа: 18.10.2017 г.
19. Киреева Э.А., Юнес Т. Автоматизация и экономия электроэнергии в
системах промышленного электроснабжения – М.: Энергоатомиздат, 1998.319с.
20. СПК107 Панель оператора программируемая (панельный контроллер).
Руководство по эксплуатации – Овен, 2017 г.
92
21. МВ110-16Д, МВ110-16ДН Модуль дискретного ввода. Руководство по
эксплуатации – Овен, 2017 г.
22. МУ110-16Р, МУ110-16К Модули дискретного вывода. Руководство по
эксплуатации – Овен, 2017 г.
23. Руководство пользователя по программированию ПЛК в CoDeSys 2.3 /
Smart Software Solutions GmbH – Русская редакция ПК Пролог – М.: 2006.-453с.
24. Автоматический ввод резерва на базе контроллера СПК107/
Комаристый А.С., Чаленко В.В. – Орел: Изд-во ФГБОУ ВО «ОГУ имени И.С.
Тургенева», 2017. – 150 с.
25. Руководство пользователя EasyBuilder Pro – Weintek, 2017 г.
26. Экономика предприятия (фирмы): Учебник / Под ред. О.И.Волкова,
О.В.Девяткина.– 3-е изд., перераб. и доп.– М.: ИНФРА – М, 2008.-602с.
27.
Сборник
укрупненных
показателей
стоимости
строительства
(реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО
«Холдинг МРСК» - Москва, 2012 – 71 с.
28.
Экономика
электропотребления
в
промышленности:
учебно-
методическое пособие для вузов / А.С. Комаристый. – Орел: ОрелГТУ, 2008. –
135 с.
93
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Рисунок А.1 - Однолинейная схема электроснабжения.
94
Рисунок А.2 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 1).
95
Рисунок А.3 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 2).
96
Рисунок А.4 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 3).
97
Рисунок А.5 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 4).
98
Рисунок А.6 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 5).
99
Рисунок А.7 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 6).
100
Рисунок А.8 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 7).
101
Рисунок А.9 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 8).
102
Рисунок А.10 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 9).
103
Рисунок А.11 - Принципиальная схема испытательного стенда (лист 10).
104
Рисунок А.12 - Принципиальная схема испытательного стенда
(спецификация лист 1).
105
Рисунок А.13 - Принципиальная схема испытательного стенда
(спецификация лист 2).
106
ОТЧЕТ О ПРОВЕРКЕ В СИСТЕМЕ «АНТИПЛАГИАТ.ВУЗ»
Проверяющий: Коренков Дмитрий Андреевич ([email protected] / ID: 68)
Организация: Орловский ГУ
Отчет предоставлен сервисом «Антиплагиат»- http://univorel.antiplagiat.ru
ИНФОРМАЦИЯ О ДОКУМЕНТЕ
№ документа: 90
Начало загрузки: 08.02.2018 10:43:54
Длительность загрузки: 00:00:09
Имя исходного файла: Чаленко В.В. Выпускная квалификационная работа магистра
Размер текста: 8826 кБ
Тип документа: Магистерская диссертация
Символов в тексте: 105438
Слов в тексте: 11661
Число предложений: 765
ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОТЧЕТЕ
Последний готовый отчет (ред.)
Начало проверки: 08.02.2018 10:44:05
Длительность проверки: 00:00:26
Комментарии: не указано
Модули поиска: Модуль поиска ЭБС "БиблиоРоссика", Модуль поиска ЭБС "BOOK.ru",
Коллекция РГБ, Цитирование, Модуль поиска ЭБС "Университетская библиотека онлайн",
Коллекция eLIBRARY.RU, Модуль поиска ЭБС "Айбукс", Модуль поиска Интернет, Модуль
поиска ЭБС "Лань", Модуль поиска "ФГБОУ ВО ОГУ им. И.С. Тургенева", Кольцо вузов
№
Доля Доля
в
в
отчете тексте
Ссылка
Актуален на
Модуль
поиска
[01]
Обухов, Сергей Геннадьевич
диссертация ... доктора
0,68% 2,01%
технических наук : 05.14.02 Томск
2013
http://dlib.rsl.ru
25 Дек 2015
Коллекция
РГБ
[02]
Типы фотоэлектрических
1,65% 1,65% преобразователей —
Мегаобучалка
Модуль
http://megaobuchalka.r
09 Мар 2016 поиска
u
Интернет
[03]
Сравнительный анализ схем
автономных электростанций,
1,09% 1,54% использующих установки
возобновляемой энергетики
Основу малой энергетики России
http://lib.knigi-x.ru
Модуль
15 Ноя 2017 поиска
Интернет
[04]
Комаристый, Александр
Семенович диссертация ...
1,15% 1,47%
кандидата экономических наук :
08.00.05 Орел 2005
http://dlib.rsl.ru
20 Янв 2010
[05]
Основу малой энергетики России
составляют дизель-генераторы
0,65% 1,36% (ДГ) и дизельные электростанции
(ДЭС) на их основе. Как
источники
http://lib.knigi-x.ru
Модуль
07 Ноя 2017 поиска
Интернет
[06]
0,46% 1,25% Бардакова
не указано
14 Июн
2011
Источник
Коллекция
РГБ
Кольцо вузов
[07]
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ОРГАНИЗАЦИОННОЭКОНОМИЧЕСКОГО
МЕХАНИЗМА РЕАЛИЗАЦИИ
0,19% 1,19% ПРОГРАММ
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ В
РЕГИОНЕ - V Студенческий
научный форум (15 февраля - 31
марта 2013 года)
http://scienceforum.ru
06 Июл
2013
Модуль
поиска
Интернет
[08]
Дизайн архитектурной среды
0,62% 0,98% рекреационного комплекса на
берегу Кучукского озера
http://elib2.altstu.ru
16 Июл
2017
Модуль
поиска
Интернет
[09]
А. В. Лыкин ; М-во образования и
науки Российской Федерации,
Новосибирский гос. технический
ун-т (НГТУ), Фак. энергетики
0,56% 0,94%
Математическое моделирование
электрических систем и их
элементов : учебное пособие
Новосибирск 2009
http://dlib.rsl.ru
31 Мар 2014
Коллекция
РГБ
[10]
0,72% 0,77% ВВ Сп РГР.docx
не указано
16 Апр 2015 Кольцо вузов
[11]
Васильев Б.Ю., Хрипунков П.А.
Источники автономного
0,66% 0,66%
электроснабжения на основе
турбодетандера
http://web.snauka.ru
Модуль
27 Окт 2014 поиска
Интернет
[12]
Х электроснабжения выполнил
0,54% 0,63% студент безруков виктор
викторович шифр группа эо з
http://fullref.ru
раньше
2011
[13]
0,21% 0,6%
http://www.lib.tpu.ru/fulltext/c/2013
/C15/V1/C15_V1.pdf
http://lib.tpu.ru
Модуль
09 Ноя 2017 поиска
Интернет
[14]
0,48% 0,54%
Моделирование электрических
нагрузок — Мегаобучалка
http://megaobuchalka.r раньше
2011
u
[15]
Разработка системы
электроснабжения комплекса
0,14% 0,52%
цехов машиностроительного
завода
не указано
12 Июн
2016
[16]
Том 2 - Факультет новых
технологий и автоматизации
производства, Факультет пищевой
биотехнологии и товароведения,
Архитектурно-строительный
0,49% 0,49%
институт, Учебно-научноисследовательский институт
информационных технологий,
Институт транспорта,
Карачевский фи...
http://oreluniver.ru
Модуль
04 Авг 2017 поиска
Интернет
[17]
0%
не указано
18 Июн
2015
Кольцо вузов
[18]
Разработка системы
0,13% 0,41% электроснабжения части
станкостроительного завода
не указано
07 Июн
2016
Кольцо вузов
[19]
0%
не указано
12 Июн
2016
Кольцо вузов
0,46%
0,41%
ДП 151806 ЭЭФ Кенжеханова
АД.txt
Разработка системы
электроснабжения завода
2
Модуль
поиска
Интернет
Модуль
поиска
Интернет
Кольцо вузов
металлорежущего инструмента
Модуль
02 Авг 2017 поиска
Интернет
[20]
0,41% 0,41%
ГПУ против ГТУ "Когенерация.Ру"
http://cogeneration.ru
[21]
0,21% 0,4%
Учебное пособие к курсовому
проекту
Модуль
http://portal.tpu.ru:7777 08 Янв 2018 поиска
Интернет
Разработка системы
электроснабжения
0,37%
коксохимического завода
металлургического комбината
не указано
11 Июн
2016
Кольцо вузов
З-11ЭЭ(б)Э0,06% 0,36% 2_Цыцарских_Александр_Петров
ич_ПЗ_83.docx
не указано
17 Июн
2016
Кольцо вузов
[24]
0,21% 0,34% ВКР_ОсипковАС_З10Э_110616
не указано
11 Июн
2016
Кольцо вузов
[25]
0,34% 0,34% не указано
http://electromeh.npitu.ru
раньше
2011
Модуль
поиска
Интернет
[26]
Электроснабжение
0,07% 0,33% промышленных предприятий : в 2
ч. : ч. 1 : практикум
раньше
http://bibliorossica.com
2011
Модуль
поиска ЭБС
"БиблиоРосс
ика"
[27]
0%
не указано
08 Июн
2016
Кольцо вузов
http://oreluniver.ru
Модуль
28 Дек 2017 поиска
Интернет
http://dlib.rsl.ru
20 Янв 2010
Коллекция
РГБ
http://dlib.rsl.ru
25 Дек 2015
Коллекция
РГБ
http://biblioclub.ru
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
20 Апр 2016
ская
библиотека
онлайн"
http://studfiles.ru
28 Июл
2016
Модуль
поиска
Интернет
раньше
2011
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
ская
библиотека
онлайн"
[22]
0,1%
[23]
Разработка системы
0,33% электроснабжения химического
завода
0,3%
Энерго- и ресурсосбережение –
XXI век.: материалы XV
международной научнопрактической интернетконференции (15 марта – 30 июня
2017 г.) (2/2)
[28]
0,3%
[29]
Прасько, Дмитрий Георгиевич
диссертация ... кандидата
0,01% 0,29%
технических наук : 05.09.03
Краснодар 2004
[30]
0%
Соснина, Елена Николаевна
диссертация ... доктора
0,29%
технических наук : 05.09.03
Нижний Новгород 2013
0,28%
Библия электрика. ПУЭ, МПОТ,
ПТЭ
[31]
0%
[32]
0,28% 0,28% Электроснабжение_Красноярск
[33]
0%
0,27% 228767
http://biblioclub.ru
3
[34]
Комментарий к Федеральному
0,17% 0,27% закону от 26 марта 2003 г. № 35ФЗ «Об электроэнергетике»
https://book.ru
03 Июл
2017
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
[35]
0%
не указано
05 Июн
2016
Кольцо вузов
[36]
Саврасов, Фёдор Витальевич
диссертация ... кандидата
0,01% 0,25%
технических наук : 05.09.03 Томск
2013
http://dlib.rsl.ru
раньше
2011
Коллекция
РГБ
[37]
0%
Сарсикеев, Ермек Жасланович
диссертация ... кандидата
0,24%
технических наук : 05.14.02 Томск
2013
http://dlib.rsl.ru
раньше
2011
Коллекция
РГБ
[38]
0,08% 0,23%
11ЭЭ(б)_Хисматуллин_Динар_Ил
ьгизович_ПЗ.docx
не указано
17 Июн
2015
Кольцо вузов
[39]
0,19% 0,23%
Ю. Д. Сибикин Электроснабжение
http://dlib.rsl.ru
учебное пособие Москва 2014
30 Ноя 2014
Коллекция
РГБ
Разработка системы
0,25% электроснабжения химического
комбината
Обухов, Сергей Геннадьевич
Повышение эффективности
комбинированных автономных
систем электроснабжения с
0,22%
возобновляемыми источниками
энергии : автореферат дис. ...
доктора технических наук :
05.14.02 Томск 2013
http://dlib.rsl.ru
31 Янв 2014
Коллекция
РГБ
Библия электрика ПУЭ, МПОТ,
ПТЭ Новосибирск 2011
http://dlib.rsl.ru
17 Фев 2014
Коллекция
РГБ
http://biblioclub.ru
раньше
2011
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
ская
библиотека
онлайн"
не указано
15 Июн
2015
Кольцо вузов
http://dlib.rsl.ru
02 Фев 2013
Коллекция
РГБ
15 Июн
2016
Кольцо вузов
[40]
0%
[41]
0,01% 0,22%
[42]
0,04% 0,22% 270271
[43]
0%
[44]
Аветян, Арам Гарриевич
диссертация ... кандидата
0,16% 0,21%
технических наук : 05.09.03
Москва 2006
[45]
0%
0,2%
ВКР_ГоревСВ_З10Э_150616
не указано
[46]
0,2%
0,2%
CoDeSys
Модуль
http://ru.wikipedia.org 13 Апр 2013 поиска
Интернет
[47]
0,07% 0,19% 45114
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
[48]
0%
0,19% 71333
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
[49]
0,08% 0,19% 62930
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
0,21%
11ЭЭ(б)Э_Смолин_Иван_Алексан
дрович_ПЗ _154.docx
4
[50]
0%
Степанов, Сергей Федорович
диссертация ... доктора
0,18%
технических наук : 05.09.03
Саратов 2006
[51]
0%
0,18% ВКР_ЛабынцевСО_З10Э_070616
http://dlib.rsl.ru
02 Фев 2013
Коллекция
РГБ
не указано
07 Июн
2016
Кольцо вузов
0%
0,17% 231274
http://biblioclub.ru
раньше
2011
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
ская
библиотека
онлайн"
[53]
0%
Шалухо, Андрей Владимирович
диссертация ... кандидата
0,17%
технических наук : 05.09.03
Нижний Новгород 2013
http://dlib.rsl.ru
раньше
2011
Коллекция
РГБ
[54]
0,16% 0,16%
http://studmed.ru
раньше
2011
Модуль
поиска
Интернет
[55]
0%
З-09Э0,15% 2_Мартынов_Александр_Сергеев
ич_ПЗ_117.docx
не указано
15 Мая 2015 Кольцо вузов
[56]
0%
0,15%
10ЭПП_Ланцев_Денис_Владимир
ович_ПЗ_133.doc
не указано
18 Мая 2015 Кольцо вузов
[57]
0,15% 0,15%
З-09Э-1_Кривченко
Иван_Алексеевич_ПЗ_157.docx
не указано
15 Мая 2015 Кольцо вузов
[58]
0%
0,15%
11ЭЭ(б)Э_Решетников_Иван_Сер
геевич_ПЗ_130.docx
не указано
15 Июн
2015
[59]
0%
0,15% 10616
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
19 Апр 2016
ская
библиотека
онлайн"
[52]
Ответы по схемотехнике ЭВМ Electro.doc
Кольцо вузов
0%
0,15% 225898
http://biblioclub.ru
[61]
0%
Правила устройства
0,14%
электроустановок
Модуль
поиска ЭБС
http://bibliorossica.com 25 Мая 2016
"БиблиоРосс
ика"
[62]
0%
0,14%
Библия электрика. ПУЭ, МПОТ,
ПТЭ Москва 2012
http://dlib.rsl.ru
17 Фев 2014
Коллекция
РГБ
[63]
0%
Справочная книга по
энергетическому оборудованию
0,14%
предприятий и общественных
зданий
http://ibooks.ru
раньше
2011
Модуль
поиска ЭБС
"Айбукс"
[64]
0%
0,14% 3313
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
[65]
0%
0,14% 6029
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
[60]
5
[66]
0%
Электроснабжение цеха
0,13% промышленного предприятия :
учебное пособие
раньше
http://bibliorossica.com
2011
Модуль
поиска ЭБС
"БиблиоРосс
ика"
http://biblioclub.ru
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
20 Апр 2016
ская
библиотека
онлайн"
Электростанции на биотопливе
(биомассе)
https://book.ru
03 Июл
2017
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
Электрификация объектов при
0,06% 0,13% строительстве городских
подземных сооружений
http://ibooks.ru
раньше
2011
Модуль
поиска ЭБС
"Айбукс"
http://dlib.rsl.ru
раньше
2011
Коллекция
РГБ
0,13% 270270
[67]
0%
[68]
0,13% 0,13%
[69]
Черкасова, Нина Ильинична
диссертация ... кандидата
0,13%
технических наук : 05.14.02
Новосибирск 2005
[70]
0,1%
[71]
0,08% 0,13% 72227
http://e.lanbook.com
Модуль
10 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
[72]
0,12% 0,12% Основы электроэнергетики
https://book.ru
03 Июл
2017
[73]
0,07% 0,12%
http://lib.tpu.ru
Модуль
09 Ноя 2017 поиска
Интернет
http://dlib.rsl.ru
раньше
2011
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
не указано
15 Июн
2016
http://biblioclub.ru
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
20 Апр 2016
ская
библиотека
онлайн"
http://www.lib.tpu.ru/fulltext/c/2015
/C15/V1/C15_V1.pdf
Гордин, Сергей Александрович
диссертация ... кандидата
0,11%
технических наук : 05.09.03
Комсомольск-на-Амуре 2009
[74]
0%
[75]
0,11% 0,11% 53610
[76]
0%
0,1%
ВКР_ТокмаковАА_З10Э_150616
Промышленные потребители на
рынке электроэнергии. Принципы
организации деловых отношений
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
Коллекция
РГБ
Кольцо вузов
0%
0,1%
[78]
0%
Наука XXI века. Проблемы
академической мобильности
0,09%
исследователей и методологии
исследования. Выпуск 3
Модуль
поиска ЭБС
http://bibliorossica.com 26 Мая 2016
"БиблиоРосс
ика"
[79]
0%
Электрооборудование
0,09% электрических станций, сетей и
систем (СПО)
https://book.ru
03 Июл
2017
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
[80]
0,09% 0,09% не указано
http://window.edu.ru
04 Июн
2012
Модуль
поиска
Интернет
[77]
6
[81]
0%
Маркетинг в электроэнергетике.
0,09%
Учебное пособие
Модуль
поиска ЭБС
http://bibliorossica.com 26 Мая 2016
"БиблиоРосс
ика"
http://biblioclub.ru
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
20 Апр 2016
ская
библиотека
онлайн"
http://ibooks.ru
Модуль
09 Дек 2016 поиска ЭБС
"Айбукс"
0,09% 72342
http://e.lanbook.com
Модуль
10 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
0%
0,08% 63560
http://e.lanbook.com
Модуль
09 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
[86]
0%
0,07% KSTUMAMBETOVA_2011.pdf
http://arch.kyrlibnet.kg
раньше
2011
Модуль
поиска
Интернет
[87]
Хошнау Зана Пешанг Халил
диссертация ... кандидата
0,07% 0,07%
технических наук : 05.14.02 Томск
2012
http://dlib.rsl.ru
раньше
2011
Коллекция
РГБ
0%
Коноплев, Евгений Викторович
диссертация ... кандидата
0,07%
технических наук : 05.20.02
Ставрополь 2007
http://dlib.rsl.ru
20 Янв 2010
Коллекция
РГБ
[89]
0%
Проектирование систем
электроснабжения
0,06%
промышленных предприятий
(теория и примеры)
https://book.ru
03 Июл
2017
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
[90]
0%
А.П. Долгов Устойчивость
0,06% электрических систем учеб.
пособие Новосибирск 2010
http://dlib.rsl.ru
17 Фев 2014
Коллекция
РГБ
[91]
Основы электроснабжения горных
https://book.ru
0,06% 0,06% предприятий: Учебник для вузов.
- 2-е изд., исправленное
03 Июл
2017
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
[92]
0%
0,06% 72341
[93]
[94]
0,09% 274123
[82]
0%
[83]
0,09% 0,09% Маркетинг в электроэнергетике
[84]
0%
[85]
[88]
[95]
http://e.lanbook.com
Модуль
10 Мар 2016 поиска ЭБС
"Лань"
0%
Региональная экономика : теория
и практика: научно-практический
0,05%
и аналитический журнал. 2009. №
1/9
http://biblioclub.ru
Модуль
поиска ЭБС
"Университет
20 Апр 2016
ская
библиотека
онлайн"
0%
Передача и распределение
0,04% электрической энергии (для
бакалавров)
https://book.ru
03 Июл
2017
http://biblioclub.ru
Модуль
поиска ЭБС
19 Апр 2016 "Университет
ская
библиотека
0%
0,04% 228011
7
Модуль
поиска ЭБС
"BOOK.ru"
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа