Аңдатпа Бұл дипломдық жұмыста «Гринсберг» ауылының электр жабдықтау жүйесі әзірленген. Ол өндірістің парниктік газ және электр беріліс желілерінің тегін жаңартылатын энергия көздерінен энергия үнемдейтін бөлу және тұтыну электр энергиясын болмыстың барлық кезеңдерін қамтиды. Қосымша айтқанда, құрылыс және энергетикалық кешенінің жүзеге асырылуын дәлелденген, және адам өзара іс-қимыл және электр жабдықтарын қауіпсіздігін арттыру жөніндегі шараларды анықталды. Аннотация В данном дипломном проекте была разработана локальная система электроснабжения населенного пункта «Гринсберг», включающая в себя все стадии существования электрической энергии: от производства из возобновляемых источников энергии, свободных от парниковых газов, и передачи по электрическим сетям до распределения и энергоэффективного потребления. В дополнение к этому была доказана технико-экономическая целесообразность строительства энергетического комплекса, и определены меры по увеличению безопасности взаимодействия человека и электротехнического оборудования. Annotation The local power supply system of the village "Greensburg", which includes all the stages of the electrical energy existence: starting production of renewable energy sources free of greenhouse gas emissions, and electric transmission networks to distribution and energy-efficient consumption has been developed in this thesis project. In addition, the technical and economic feasibility of the construction an energy complex has been proven, and the measures has been identified to increase the safety of interaction between human and electrical equipment. Содержание Перечень сокращений ............................................................................................... 8 Введение ..................................................................................................................... 9 1 Описание населенного пункта ............................................................................ 10 1.1 Генплан и расположение ............................................................................... 10 1.2 Электрические нагрузки по потребителям .................................................. 11 2 Расчет электрических нагрузок .......................................................................... 12 2.1 Суточные и годовой графики нагрузок........................................................ 12 2.2 Распределение потребителей по трансформаторным подстанциям ......... 16 2.3 Определение центра электрических нагрузок............................................. 21 3 Расчет ветропотенциала....................................................................................... 22 3.1 Расчет потенциала по метеорологическим данным ................................... 22 3.2 Экстраполяция скоростей ветра ................................................................... 27 3.3 Сравнение и выбор ветрогенераторов.......................................................... 28 3.4 Суточные графики выработки электроэнергии .......................................... 33 4 Расчет солнечного потенциала ........................................................................... 41 4.1 Теоретический расчет потенциала ............................................................... 41 4.2 Выбор фотоэлектрических панелей ............................................................. 47 4.3 Выбор аккумуляторов .................................................................................... 50 5 Электроснабжение ............................................................................................... 53 5.1 Составление схемы электроснабжения ........................................................ 53 5.2 Расчет токов короткого замыкания .............................................................. 54 5.3 Выбор оборудования ...................................................................................... 55 5.4 Потери мощности и электроэнергии ............................................................ 65 5.5 Потери напряжения ........................................................................................ 65 6 Специальная часть. Электроснабжение энергосберегающего дома ............... 68 6.1 Выбор оборудования ...................................................................................... 68 7 Безопасность жизнедеятельности ....................................................................... 72 7.1 Анализ условий труда в помещениях подстанции ..................................... 72 7.2 Разработка заземляющего устройства подстанции .................................... 72 7.3 Разработка мероприятий по улучшению условий труда ........................... 72 8 Экономическая часть. Бизнес план строительства электроэнергетического комплекса для электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» ............... 77 8.1 Анализ рынка сбыта ....................................................................................... 78 8.2 Тарифы на электроэнергию ........................................................................... 78 8.3 План производства ......................................................................................... 78 8.4 Юридический план ......................................................................................... 79 8.5 Экологическая информация .......................................................................... 79 8.6 Финансовый план ........................................................................................... 79 Заключение .............................................................................................................. 87 Список литературы ................................................................................................. 88 Приложение А. Описание населенного пункта ................................................... 90 Приложение Б. Суточные графики активных нагрузок потребителей.............. 92 Приложение В. Распределение потребителей по ТП .......................................... 99 Приложение Г. Определение центра электрических нагрузок ........................ 106 Приложение Д. Программа для расчета ветропотенциала ............................... 107 Приложение Е. Данные метеостанции по скоростям ветра .............................. 108 Приложение Ж. Данные для построения розы ветров ...................................... 109 Приложение И. Суточные графики скорости ветра .......................................... 109 Приложение К. Данные метеостанции по скоростям ветра за сутки .............. 111 Приложение Л. Выработка электроэнергии и нагрузка в течение суток ........ 112 Приложение М. Определение недостатка мощности и энергии ...................... 118 Приложение Н. Расчет мощности потока солнечной радиации ...................... 120 Приложение П. Карта солнечной активности в Казахстане ............................. 122 Приложение Р. Паспортные данные ФЭП и АКБ .............................................. 123 Приложение С. Расчет токов короткого замыкания .......................................... 124 Приложение Т. Выбор оборудования на 0,4 кВ ................................................. 155 Приложение У. Потери мощности и электроэнергии ....................................... 163 Приложение Ф. Потери напряжения ................................................................... 167 Приложение Х. Специальная часть ..................................................................... 176 Приложение Ц. Безопасность жизнедеятельности ............................................ 178 Перечень сокращений AC – переменный ток DC – постоянный ток АВ – автоматический выключатель АКБ – аккумуляторная батарея АПВ – автоматическое повторное включение ВИЭ – возобновляемые источники энергии ВНП – внутрення норма прибыли ВЭС – ветроэлектростанция ВЭУ – ветроэлектроустановка ИБП – источник бесперебойного питания КЗ – короткое замыкание КРУ – комплектное распределительное устройство ОПН – ограничитель перенапряжений ПС – подстанция ПУЭ – правила устройства электроустановок РП – распределительный пункт РУ – распределительное устройство СЭС – солнечная электростанция ТП – трансформаторная подстанция ФЭП – фотоэлектрическая панель ЦЭН – центр электрических нагрузок ЧП – чистая прибыль ЧПС – чистая приведенная стоимость ШПТ – шина постоянного тока ЭС – электроэнергетическая система 8 Введение В данном дипломном проекте будет спроектирована система электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» (Greensburg). Дипломный проект содержит восемь разделов, краткая характеристика которых представлена ниже. В разделе «Описание населенного пункта» приведена план-схема коттеджного городка «Гринсберг», а также мощности и количество потребителей. В разделе «Расчет электрических нагрузок» произведено определение нагрузок потребителей за сутки, за год для дальнейшего определения мощности источника электроэнергии. В разделе «Расчет ветропотенциала» производится оценка ветроэнергетических ресурсов, необходимых для соответствующего всем стандартам качества электроснабжения потребителей, и происходит выбор основного источника для электроснабжения населенного пункта. В разделе «Расчет солнечного потенциала» осуществляется оценка ресурсов энергии солнца в качестве дополнительного источника питания. В разделе «Электроснабжение населенного пункта» осуществлено проектирование схемы электроснабжения от ветро- и солнечной электростанции до потребителей. Также совершен расчет токов короткого замыкания: одно-, двух- и трехфазных для двух режимов питания нагрузок. В завершение этого раздела выбрано необходимое электрооборудование: начиная от выпрямителей и трансформаторов и заканчивая кабелем, соединяющим каждый дом с системой электроснабжения. В специальной части рассмотрены моменты в электроснабжении энергосберегающего дома, а именно освещение, схема бесперебойного питания от собственного источника энергии. В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен расчет заземляющего устройства на территории подстанции и ее освещение. В экономической части дипломного проекта создан бизнес-план строительства системы электроснабжения поселка. В процессе выполнения данного дипломного проекта были использованы следующие программные продукты: для расчета ветропотенциала – собственная программа на языке Pascal; для расчета токов короткого замыкания – «kz1000v14»; для выполнения рисунков, графиков – Adobe Photoshop CS6; для чертежей – «Autodesk AutoCAD 2015»; для расчета специальной части – «DIALux evo 4», для основных расчетов – «PTC Mathcad 15.0», «Microsoft Excel 2013». 9 1 Описание населенного пункта 1.1 Генплан и расположение Проект населенного пункта «Гринсберг» разработан с возможностью использования на 100% возобновляемой электрической энергии. К возобновляемым источникам энергии относятся кинетическая энергия ветра, энергия излучения солнца, потенциальная энергия малых рек, приливов и отливов, геотермальная энергия. Коттеджный городок расположен в очень выгодном с точки зрения энергоресурсов местоположении: в Шелекском коридоре с высокими среднегодовыми скоростями ветра (7-8 м/с на высоте 80 м) и практически постоянной в течение года розой ветров, направленной с востока на запад, а также на территории с относительно высокой плотностью солнечной радиации, соответствующей измеренным показателям в Южном Казахстане и Алматинской области. Ветровой атлас участка в районе Коридора Шелек расположен в приложении А. Расположение данного проекта также имеет неслучайный характер относительно выгодных торговых маршрутов, проходящих по Кульджинской трассе, соединяющий Алматы с городом Хоргос, КНР; а также большинством туристических – в виде Бартогайского озера, Чарынского каньона, горячих источников Чунджа и Кольсайских озер. Таким образом, населенный пункт «Гринсберг», расположенный на пересечении дорог и торговых путей в Алматинской области будет привлекать большое внимание со стороны многих людей, туристов в качестве перевалочного пункта, зоны отдыха, гостиницы, места жительства и многого другого. Также он может обеспечить работой людей из местных поселков и населенных пунктов в сфере услуг, образовании, торговле и т.д. Не стоит забывать, что Южная зона Казахстана не располагает достаточными топливно-энергетическими ресурсами, и ее электроэнергетика базируется на привозных углях, мазуте и импортируемом газе. Поэтому присоединение к перегруженным мощностям только увеличит зависимость от ископаемых видов топлива и данной работе будет спроектирована система электроснабжения для автономного населенного пункта. Таким образом в проекте просчитаны все стадии существования электрической энергии от производства и передачи из альтернативных источников, свободных от парниковых газов до распределения и энергоэффективного потребления. План-схема проектируемого населенного пункта “Greensburg” (приложение А) представлена в и на чертеже 1. 10 1.2 Электрические нагрузки по потребителям Населенный пункт «Гринсберг» состоит по большей части из коттеджных домов, общественных зданий – школы, больницы и торговоразвлекательной части. Особое место занимают экологически чистые места отдыха – парки, прогулочные зоны, пруды. В таблице 1.1 представлены типы потребителей, находящихся в населенном пункте: Таблица 1.1 – Электрические нагрузки № п/п Кате Тип гори нагр я узки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 3 1 2 3 3 3 3 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 В В У В В У В У У У В В В В В У В 18 1 В 19 20 21 22 23 24 Σ 1 3 3 3 3 В В В В В В Кол- Установленная мощность, кВт во Наименование ЭП, Одного ∑Рн ∑Qн n ЭП, Рн Гостиница 1 60 60 40 Больница 1 60 60 40 Администрация поселка 1 30 30 20 Торговый комплекс 1 50 50 33 Развлекательный комплекс 1 50 50 33 Музей 1 20 20 10 Спорткомплекс и бассейн 1 50 50 33,5 Библиотека и центр СМИ 1 30 30 15 СТО 3 20 60 53,3 Школа на 100 чел. 1 40 40 20 Стадион и беговая дорожка 2 20 40 20 Центральный парк 2 5 10 4,3 Парк с озером 1 10 10 4,3 Пешеходная прогулочная зона 1 10 10 4,3 Уличное освещение 6 10 60 25,8 Религиозные сооружения 2 20 40 17,2 Ярморочная площадь 1 20 20 4,3 Здание охраны и пожарной 2 30 60 40,2 охраны Водонасосная станция 1 20 20 17,8 Минимаркет 3 7 21 14,07 Коттеджные дома 1 типа 90 10 900 387 Коттеджные дома 2 типа 60 15 900 387 Коттеджные дома 3 типа 40 22 880 378 Собственные нужды СТ и ПС 9 5 45 40,05 232 3466 где В – вечерняя нагрузка (бытовые потребители); У – утренняя нагрузка (производственные потребители); Pн – суммарная активная мощность; Qн – суммарная реактивная мощность; cos – коэффициент мощности. 11 cos tg 0,83 0,83 0,83 0,83 0,83 0,89 0,83 0,89 0,75 0,89 0,89 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,67 0,67 0,67 0,67 0,67 0,5 0,67 0,5 0,89 0,5 0,5 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,83 0,67 0,75 0,83 0,92 0,92 0,92 0,75 0,89 0,67 0,43 0,43 0,43 0,89 2 Расчет электрических нагрузок Исходя из условий, заданных в разделе 1, произведем расчет электрических нагрузок по потребителям. 2.1 Суточные и годовой графики нагрузок Суточные графики нагрузок строятся для каждого из 24 типов потребителей для 4 сезонов: зимы, весны, лета и осени. В зависимости от типа нагрузки: вечерняя для бытовых потребителей или утренняя для производственных, строим графики потребления населенным пунктом электрической мощности в определенный момент времени в течение суток. Данные берем из [1]. Потребляемая мощность в определенный момент времени: P Pн k , где (2.1) P – нагрузка за определенный час; Pн – установочная мощность; k – коэффициент загрузки установленной мощности. P 60 0,35 21кВт. Затем находится суммарная нагрузка по поселку за каждый час: 24 Pn P , i 1 (2.2) i где Pn – нагрузка по населенному пункту за час. Данные расчетов сведены в таблицы 2.1 и Б1-Б3. (приложение Б). В итоге строим суточные графики зависимости нагрузок от времени для каждого из 4 сезонов, изображенные на рисунке 2.1. 12 Таблица 2.1 – Суточный зимний график активных нагрузок потребителей № Уст. п/п мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 1 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 2 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 3 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 4 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 5 % 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 P 27 27 13,5 22,5 22,5 9 22,5 13,5 27 18 18 4,5 4,5 4,5 27 18 9 27 9 9,45 405 405 396 20,25 1560 6 7 % P % P 0,5 30 0,65 39 0,5 30 0,6 36 0,5 15 0,6 18 0,5 25 0,65 32,5 0,5 25 0,65 32,5 0,5 10 0,6 12 0,5 25 0,65 32,5 0,5 15 0,6 18 0,5 30 0,6 36 0,5 20 0,6 24 0,5 20 0,65 26 0,5 5 0,65 6,5 0,5 5 0,65 6,5 0,5 5 0,65 6,5 0,5 30 0,65 39 0,5 20 0,6 24 0,5 10 0,65 13 0,5 30 0,65 39 0,5 10 0,65 13 0,5 10,5 0,65 13,65 0,5 450 0,65 585 0,5 450 0,65 585 0,5 440 0,65 572 0,5 22,5 0,65 29,25 1733 2239 Продолжение таблицы 2.1 (приложение Б) 13 8 % 0,8 0,65 0,65 0,8 0,8 0,65 0,8 0,65 0,65 0,65 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,65 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9 P 48 39 19,5 40 40 13 40 19,5 39 26 32 8 8 8 48 26 16 48 16 16,8 720 720 704 36 2731 % 0,7 0,75 0,75 0,7 0,7 0,75 0,7 0,75 0,75 0,75 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,75 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 45 22,5 35 35 15 35 22,5 45 30 28 7 7 7 42 30 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2440 10 % 0,75 0,9 0,9 0,75 0,75 0,9 0,75 0,9 0,9 0,9 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,9 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 P 45 54 27 37,5 37,5 18 37,5 27 54 36 30 7,5 7,5 7,5 45 36 15 45 15 15,75 675 675 660 33,75 2642 11 % 0,8 1 1 0,8 0,8 1 0,8 1 1 1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 P 48 60 30 40 40 20 40 30 60 40 32 8 8 8 48 40 16 48 16 16,8 720 720 704 36 2829 12 % 0,75 0,85 0,85 0,75 0,75 0,85 0,75 0,85 0,85 0,85 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,85 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 P 45 51 25,5 37,5 37,5 17 37,5 25,5 51 34 30 7,5 7,5 7,5 45 34 15 45 15 15,75 675 675 660 33,75 2628 Рисунок 2.1 – Суточный зимний, весенний, летний, осенний графики активных нагрузок потребителей 14 Рисунок 2.2 – Годовой график электрических нагрузок населенного пункта 15 И определяем суточные средние зимние, весенние, летние и осенние активные нагрузки потребителей: Pn _ ср _ зим 2165кВт, Pn _ ср _ весн 2059кВт, Pn _ ср _ летн 2012кВт, Pn _ ср _ осен 2088кВт, Pn _ ср 2081кВт. Строим годовой график электрических нагрузок. Для этого сортируем по убыванию все нагрузки населенного пункта. Зависимость следующая: f ( x ) Pn t , (2.3) где t =95 ч - для зимы, t =90 ч - для остальных сезонов – число часов использования нагрузки. График изображен на рисунке 2.2. 2.2Распределение потребителей по трансформаторным подстанциям Для электроснабжения коттеджного городка «Greensburg» принята схема передачи мощностей по сетям 0,4 кВ, а для более удаленной передачи мощности выбрана линия 10 кВ, для связи этих ступеней напряжения необходимы трансформаторные подстанции, устанавливаемые в самом населенном пункте вблизи потребителей. Определение оптимального количества необходимых ТП, соответствующее минимуму приведенных затрат проводится по следующей формуле [2]: N опт 3 m 3 P02 l 0 2 b'P0,38 1 j c 2 10 6 256 K ТП PТП U j cos 2 2 , (2.3) где m =232 – число зданий в населенном пункте; P0 =15 кВт – расчетная нагрузка на одно здание (среднее значение); l0 =0,05 км – среднее расстояние между зданиями; =3 – коэффициент, учитывающий сложность конфигурации сетей; 2 b' =2900 тг/(м∙мм ) – коэффициент, показывающий стоимость одножильного кабеля длиной 1 км сечением 1 мм2; P0,38 =0,177 – норма амортизационных отчислений для кабельной линии 0,38 кВ; 1 =2,31 – коэффициент для пятипроводных линий; 16 2 j =0,6 А/мм – плотность тока; =17,67 Ом∙м/км – удельное сопротивление; =1100 ч/год – время потерь; c =15 тг – средние приведенные затраты на потери энергии в сетях 0,38 кВ; 2 =1,73 – коэффициент для пятипроводных линий; KТП =1500000 тг – стоимость подстанции; PТП =0,184 – норма амортизационных отчислений для подстанций; U = 0,38 кВ – номинальное напряжение сети в населенном пункте; cos = 0,9 – средневзвешенный коэффициент мощности. N опт 3 232 3 15 2 0,05 32 2900 0,177 2,31 0,6 17 ,67 1100 15 1,73 10 3 256 1500000 0,184 0,38 0,6 0,9 2 2 5,512 6. Ввиду того, что потребители № 9, 11, 13, 16, 17, 20 находятся вдали от основной группы зданий и являются маломощными, т.е. суммарная мощность меньше мощности средней ТП, имеет смысл добавить дополнительную трансформаторную подстанцию только для данных зданий. Конечное количество ТП равно 7. Т.к. большинство потребителей относятся к 3 категории, т.е. не являются резервонуждающимися, и для уменьшения потерь в кабельных линиях принимаем все ТП однотрансформаторными. Тогда распределяем нагрузку на 6 трансформаторных подстанций одинаковой мощности и одну ТП меньшей. Заполняем таблицу 2.2 – Распределение потребителей по ТП1 [3]. Делим нагрузки по типам – бытовая, общественно-коммунальная, производственная, освещение и собственные нужды ТП. В столбцы 1-4 записываем номер потребителя, название, количество и установочную мощность. Рассчитываем дневную активную нагрузку и заполняем столбец 5: Pд n Pуст K д , (2.4) где n – количество потребителей; Pуст – установочная мощность потребителя; K д – коэффициент дневного максимума. Дневная реактивная нагрузка в столбце 6: Qд Plд tg , где tg –коэффициент мощности. 17 (2.5) Таблица 2.2 – Распределение потребителей по ТП1 № Ко Нагрузка на вводе потребителя по лС учетом Кд и Кв С учетом Ко Коэффициенты С учетом Pдоб пл Наименование во Руст Рд, Qд, Рв, Qв, Рд, Qд, Рв, Qв, cos Pдоб Pдоб Qд, Qв, Sд, Sв, cos cos ан ЭП tg Ko Kд Kв Рд, кВт Рв, кВт Kз кВт квар кВт квар кВт квар кВт квар ϕ д в квар квар КВА КВА ϕд ϕв у ,n 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 1 Бытовая нагрузка Котт.дома 121 35 10 210 90,3 350 151 64,1 27,54 107 45,90 0,92 0,43 0,31 0,6 1 44,5 76 108,55 46,6765 182,75 78,5825 118,160 198,929 типа Котт.дома 323 6 22 79,2 34,1 132 56,8 40,2 17,30 67,1 28,83 0,92 0,43 0,51 0,6 1 26,5 44,5 66,7336 28,6954 111,556 47,9691 72,642 121,432 типа Итого по п.1 175,284 75,3719 294,306 126,552 190,802 320,361 2 Общественно-коммунальная нагрузка 5 Развл.компл. 1 50 30 20,1 50 33,5 30 20,10 50 33,50 0,83 0,67 1 0,6 1 30 20,1 50 33,5 36,111 60,185 18. Зд.охр.и 1 30 18 12,1 30 20,1 18 12,06 30 20,10 0,83 0,67 1 0,6 1 18 12,06 30 20,1 21,667 36,111 1 пож.охр. Итого по п.2 48 32,16 80 53,6 57,778 96,296 3 Производственная нагрузка 9.2 СТО 1 20 20 17,8 12 10,7 20 17,80 12 10,68 0,75 0,89 1 1 0,6 20 17,8 12 10,68 26,774 16,064 Итого по п.3 20 17,8 12 10,68 26,774 16,064 4 Освещение 15. Ул.освещение 1 10 0 0 10 4,3 0 0,00 10 4,30 0,92 0,43 1 0 1 0 0 10 4,3 0,000 10,885 1 5 Собственные нужды 24. Соб.нужды 1 5 3 2,67 5 4,45 3 2,67 5 4,45 0,75 0,89 1 0,6 1 3 2,67 5 4,45 4,016 6,693 1 ТП1 Итого по ТП1 без учета потерь 279,369450,301 0,882 0,891 0,715 Сумм.нагрузк 587 246,284 128,002 401,306 199,582 277,561 448,196 0,887 0,895 0,711 а Пот.в лин. 0,4 41,539 9,19 41,539 9,19 Итого 287,822 137,193 442,845 208,772 318,847 489,589 0,903 0,905 0,777 Пот.в трансф. 5,365 27,868 5,365 27,868 Итого 293,187 165,061 448,210 236,641 336,458 506,844 0,871 0,884 0,805 18 Аналогично находится вечерняя активная и реактивная нагрузка в столбце 7 и 8. В столбце 9 определяем дневную активную нагрузку с учетом коэффициента одновременности: Pд Pд K о , (2.6) где K о – коэффициент одновременности, показывает процентную составляющую всех потребителей, одновременно загруженных на максимальную мощность. Дневная реактивная нагрузка с учетом K о в столбце 10: Qд Qд K о . (2.7) Аналогично находим вечернюю активную и реактивную нагрузку в столбце 11 и 12. Определяем дневную мощность с учетом добавочной мощности в столбце 20: Pд Pд Pдоб _ д , где (2.8) – добавочная мощность, необходимая для нахождения суммарной расчетной нагрузки, смысл которой заключается в том, что во время пиковых часов возможно увеличение нагрузки на ТП на величину равную этой мощности. Pдоб_ д Аналогично предыдущим расчетам заполняем столбцы 21,22,23. Суммируем дневную активную нагрузку данного типа потребителей: n Pд P i 1 (2.9) . д_i Также суммируем дневную реактивную и вечерние нагрузки и заполняем строку Итого по пункту 1. Находим полную дневную мощность для бытовых, производственных и т.п. нагрузок: S д Pд Qд . 2 2 (2.10) По этой формуле определяем и вечернюю полную мощность. Таким образом, рассчитав для каждого типа мощностей полную дневную и вечернюю мощности, складываем все дневные и вечерние полные нагрузки, и это сумма является нагрузкой на трансформатор без учета потерь в нем и линиях 0,4 кВ: 19 n S д S i 1 . (2.11) д_i Добавляем соответственно к суммарной активной и реактивной нагрузкам активные и реактивные потери мощности в кабельной линии 0,4 кВ, присоединенной к ТП: Pд Pд Pлин , (2.12) Qд Qд Qлин , (2.13) где Pлин – активные потери в сетях 0,4 кВ, рассчитаны в разделе 5; Qлин – реактивные потери в сетях 0,4 кВ, рассчитаны в разделе 5. Записываем результаты, согласно формулам 2.10, 2.11 определяем конечную полную мощность. Также добавляем потери мощности в трансформаторе: Pд Pд PТР , (2.14) Qд Qд QТР , (2.15) где PТР – активные потери в трансформаторе 10/0,4 кВ; QТР – реактивные потери в трансформаторе 10/0,4 кВ. И дальше по формулам 2.10, 2.11 складываем активные, реактивные мощности и определяем конечную полную мощность, протекаемую через трансформатор. В итоге для ТП1 из конечных дневной и вечерней полных мощностей выбираем наибольшую. Она равна S в 506,844кВА . Выбираем трансформатор марки ТСЛ-2500-10/0,4. Подробный выбор трансформатора сделан в разделе 5. Находим коэффициент мощности в системе: cos S в . Pв (2.16) И коэффициент загрузки трансформатора: Кз S в S ТР 0,85, 20 (2.17) где SТР – номинальная мощность трансформатора 10/0,4 кВ. Проверив условие выбора трансформатора, завершаем расчет для подстанции 1 и начинаем типовое определение тех же показателей для трансформаторных подстанций ТП2-ТП7 и распределительных пунктов РП1, РП2. Данные расчеты описаны в таблицах В8 – В15 (приложение В). 2.3 Определение центра электрических нагрузок Для уменьшения длины подводимых к семи ТП кабелей а, следовательно, уменьшения потерь и улучшения технико-экономических характеристик необходимо рассчитать центр электрических нагрузок для каждой трансформаторной подстанции, как в таблице 2.3. Затем расположить ТП нужно как можно ближе к ЦЭН (приложение Г). Таблица 2.3 – Расчет ЦЭН ТП4 i Номе р по плану 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 9.3 20.2 16.1 20.3 19 Название Pi, кВт cos φ Si, КВА xi, у.е. yi, у.е. Si∙xi Si∙yi Квартал 2х22 1 2 Квартал 6х22 Квартал 8х15 Квартал 8х15 Квартал 1х15 Квартал 8х15 СТО Минимаркет Религиозные сооружения Минимаркет Водонасосная станция Итого 44 22 22 132 120 120 15 120 20 7 20 7 20 625 0,92 47,8261 7532,61 143,478 130,435 130,435 16,3043 130,435 26,6667 8,43373 21,7391 8,43373 26,6667 690,853 157,5 157,5 157,5 162 134 134 134 116 135,75 137,25 130 100,75 99,75 136,297 6277,17 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,75 0,83 0,92 0,83 0,75 131,25 128,5 134 146,875 146,875 164,875 180,5 164,875 107,75 126,5 129 167,5 148,75 151,387 21073,4 19157,6 21505,4 2942,93 21505,4 2873,33 1066,87 2804,35 1412,65 3966,67 104586 23243,5 17478,3 17478,3 2184,78 15130,4 3620 1157,53 2826,09 849,699 2660 94161,1 21 3 Расчет ветропотенциала Для проведения исследования территории, занимаемой населенным пунктом «Гринсберг» и расположенной в районе Шелекского коридора, были приняты во внимание данные по ветропотенциалу в данном регионе, полученные в 1998, 1999 и 2000 г.г. в рамках программы «Инициатива развития рынка энергии ветра», финансируемой ПРООН. Замеры скорости и направления ветра производились на высоте 10,6 и 33,1 м. на расстоянии приблизительно 3 км от коттеджного городка ВЭС. По предварительным данным метеорологической станции становится ясно, что населенный пункт расположен в зоне с высоким потенциалом энергии ветра, поэтому в качестве основного источника электроэнергии для электроснабжения коттеджного городка выбираем энергию ветра. Полученные данные необходимы для дальнейшего выбора ветрогенераторов и другого оборудования, предназначенного для создания системы электроснабжения. Для подробного анализа существующего потенциала ветра была использована собственная программа, которая представляет собой пользовательски ориентированный программный код в среде Turbo Pascal, позволяющий оценить ветровые ресурсы в определенном месте на основе измерений ветра ближайших метеостанций (приложение Д). 3.1 Расчет потенциала по метеорологическим данным Для начала используем данные по скоростям ветра, снятые метеорологической станцией. Частично данные показаны в таблице Е1 (приложение Е). Замеры скоростей проводились на 2 высотах каждые 10 минут в течение 3 лет, однако полных данных достаточно на 1 год, итого в году значений суммарно накопилось 52704. Для такого массива информации необходима помощь в виде программного кода, смысл которого заключается в следующем: программа считает среди всех скоростей ветра количество скоростей, лежащих в определенном промежутке, заданного пользователем и выводит массив распределения скоростей ветра по частоте появления. Полученные несколько десятков значений (например 30) гораздо легче обработать дальше для расчета энергетического потенциала, чем более 50000. Заполняем таблицу 3.2 данными ветроэнергетического потенциала. Для этого составляем зависимость скоростей ветра от энергии, вырабатываемой ветрогенератором при данной скорости. Столбцы 1, 2 составляют диапазон 22 скоростей ветра. Столбец 3 заполняется программой расчета числа повторений скоростей в заданном промежутке. Определяем вероятность распределения скоростей и заполняем столбец 4: f ( ) n 100%, N (3.1) где n – число повторений скоростей ветра в заданном промежутке; N =52704 – общее количество замеренных скоростей ветра. В столбце 5 находим продолжительность появления ветра или составляем таблицу повторяемостей скоростей ветра в течение года: t f ( ) T , 100 (3.2) где T =8760 ч – число часов в году. Эти данные аналогичны таблицам повторяемости Гуллена или Поморцева, однако они основаны на реальных значениях. В столбце 6 определяем теоретическую энергию ветра на единицу площади, равную 1 м2: Wi _ теор 1 3 t , 2 (3.3) где =1,225 кг/м3 – средняя плотность воздуха при нормальных условиях; – скорость ветра в заданном диапазоне. Определяем теоретическую электроэнергию, выработанную выбранным ветрогенератором с определенной ометаемой площадью и записываем в столбец 7: Wi _ теор Wi _ теор S , (3.4) где S –площадь ометаемой поверхности лопастями ветрогенератора: S d2 , 4 (3.5) где d – диаметр окружности, создаваемой вращением лопастей ВЭУ. 23 Таблица 3.2 – Данные ветроэнергетического потенциала Диапазон Число скоростей ветра повторен Вероятнос ий n из ть, % от, м/с до, м/с N=52704 1 2 3 4 0 1 642 1,218 1 2 2554 4,846 2 3 3913 7,424 3 4 4394 8,337 4 5 4442 8,428 5 6 5035 9,553 6 7 5118 9,711 7 8 5320 10,094 8 9 5244 9,950 9 10 4620 8,766 10 11 3754 7,123 11 12 2839 5,387 12 13 1783 3,383 13 14 1279 2,427 14 15 768 1,457 15 16 451 0,856 16 17 268 0,509 17 18 122 0,231 18 19 70 0,133 19 20 32 0,061 20 21 24 0,046 21 22 15 0,028 22 23 9 0,017 23 24 5 0,009 24 25 1 0,002 25 26 1 0,002 26 27 0 0,000 27 28 1 0,002 Σ 52704 100,000 t, час 5 106,708 424,504 650,385 730,332 738,311 836,874 850,669 884,244 871,612 767,896 623,957 471,874 296,355 212,584 127,650 74,961 44,545 20,278 11,635 5,319 3,989 2,493 1,496 0,831 0,166 0,166 0,000 0,166 8760,0 00 Wi теор, кВт∙ч/м2 6 0,000 0,267 3,278 12,423 29,769 65,904 115,759 191,076 281,147 352,672 393,093 395,680 322,624 294,240 220,672 159,386 114,947 62,764 42,748 22,983 20,105 14,546 10,035 6,370 1,448 1,636 0,000 2,061 ∑Wi теор, Pi вэу, кВт МВт∙ч 7 0,000 0,915 11,214 42,499 101,839 225,457 396,012 653,672 961,804 1206,490 1344,771 1353,623 1103,695 1006,595 754,917 545,261 393,232 214,714 146,241 78,626 68,779 49,763 34,329 21,793 4,952 5,597 0,000 7,051 10733, 841 8 0,000 0,000 0,000 51,429 68,571 137,143 274,286 445,714 634,286 840,000 1028,571 1165,714 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 0,000 0,000 0,000 Wiвэу, МВт∙ч 9 0,0 0,0 0,0 37,6 50,6 114,8 233,3 394,1 552,9 645,0 641,8 550,1 370,9 266,0 159,7 93,8 55,7 25,4 14,6 6,7 5,0 3,1 1,9 1,0 0,2 0,0 0,0 0,0 4224,167 Столбцы 8 и 9 заполняем после выполнения пункта 3.3. По полученным значениям строим график характеристик ветра (Рисунок 3.1), на нем изображены средние показатели скорости и временные интервалы. Средняя скорость за весь период исследования на высоте 33,1 м составила 7,19 м/с. 24 Рисунок 3.1 – Кривая продолжительности ветра На рисунке 3.1 изображена кривая продолжительности ветра, которая представляет собой частоту потоков ветра со скоростью выше определенного значения. В завершение характеристики ветра, зарегистрированного метеорологической мачтой, далее представлена роза ветров на высоте 33,1 м (Рисунок 3.2), учитывая как направление ветра, так и его скорость. Рисунок 3.2 – Роза ветров по средней скорости Также строим розу ветров по повторяемости скоростей ветра для каждого направления (рисунок 3.3). 25 Рисунок 3.3 – Роза ветров по частоте В результате совмещения двух предыдущих роз ветров, получена роза ветров (Рисунок 3.4) для производства электроэнергии на высоте 33,1 м, учитывающая выводы, сделанные на основе анализа предыдущих графиков. Практически все производство энергии ветра на ВЭС будет получено при преобладающем направлении ветра (ENE, т.е. ВСВ), что позволяет использовать горизонтально-осевые ветроустановки пропеллерного типа. Рисунок 3.4 – Роза ветров по энергии Значения скоростей ветра, частот и энергий, необходимых для построения розы ветров содержит (приложение Ж). 26 3.2 Экстраполяция скоростей ветра В таблице 3.1 Содержатся результаты, полученные на основе реальных измерений скорости ветра на высоте 10,6 м и 33,1 м. Для того, чтобы выполнить количественную оценку производства электроэнергии, необходимо экстраполировать результаты, полученные на основе высоты вала ветровых турбин, которые будут установлены в будущем. Большая часть башен ветрогенераторов мощностью 1-2 МВт имеет высоту от 80 м, поэтому проводим расчет для этой высоты. Значения скоростей ветра скорректированы согласно формуле: h 0 , h0 (3.6) где – определяемая скорость ветра на высоте 80 м; 0 – значение скорости ветра на высоте 33,1 м; h – высота башни, 80 м; h0 – высота, на которой производились замеры, 33,1 м; =0,14 – эмпирический показатель степени, значение которого зависит от скорости ветра и шероховатости земной поверхности. Частично экстраполированные данные показаны в таблице (приложение Е). Среднесезонные скорости ветра стали следующими: Е1 Таблица 3.3 – Среднесезонные скорости ветра Ср. скорость. Зима, м/с 9,416141 Ср. скорость. Весна, м/с 8,157177 Ср. скорость. Лето, м/с 7,165455 Ср. скорость. Осень, м/с 7,808692 Ср. скорость. Год, м/с 8,136866 Экстраполируя полученные результаты, средняя скорость на высоте 80 м составляет 8,14 м/с, что согласно норме IEC 61400-1 «Моделирование ветра в нормальных условиях» соответствует ветру класса II, близкого к классу I. Таблица 3.4 – Характеристики ветра согласно норме IEC 61400-1 Параметр Ориентировочная скорость Средняя годовая скорость Скорость с периодом повторяемости 50 лет Скорость с периодом повторяемости 1 год Класс I 50 10 Класс II 42,5 8,5 Класс III 37,5 7,5 Класс IV 30 6 70 59,5 52,5 42 52,5 44,6 39,4 31,5 27 Что касается розы ветров, направление ветра не меняется среди результатов, полученных на высоте 33,1 м и экстраполяцией на 80 м, что позволяет проводить выбор ветровой турбины. 3.3 Сравнение и выбор ветрогенераторов Теперь следует выбор ветрогенератора. Ввиду мегаваттных мощностей потребителей, выбираем ветроустановки пропеллерного типа, горизонтальноосевые, мощностью свыше 1 МВт каждая. В качестве расчетного примера выбираем ветроэлектроустановку Suzlon S66 1.25 MW MkII, далее при сравнении с другими ВЭУ будет проведен проведена проверка для нахождения самого эффективного генератора. В паспортных данных выбранной модели берем значения кривой мощности. Ввиду того, что производитель не предоставляет данные в виде изображения зависимости мощности ветрогенератора и скорости, а не в виде таблицы, используем программу Adobe Photoshop для более точного определения кривой мощности. В результате составляем кривую мощности по точкам. Конечные значения мощностей заносим в таблицу 3.5. Таблица 3.5 – Данные кривой мощности ветроустановки Скорость, м/с 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 Мощность, кВт 0 0 0 0 0 0 51,429 60,000 68,571 102,857 137,143 188,571 274,286 Скорость, м/с 6,5 7 7,5 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 Мощность, кВт 360,000 445,714 540,000 634,286 737,143 840,000 942,857 1028,571 1097,143 1165,714 1217,143 1251,429 1251,429 Скорость, м/с 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Мощность, кВт 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 1251,429 Затем по этим значениям строим рисунок 3.5 – аппроксимационный график зависимости P( ) , и выводим по этому графику уравнение кривой мощности, являющееся полиномом 6-го порядка. В дальнейшем используем это уравнение для расчетов выработки электроэнергии ветроустановкой при любых заданных скоростях ветра. Кривая строится на участке до номинальной скорости ветра, при превышении ее мощность ветрогенератора не изменяется и построение графика не требуется. 28 Аналогично строим кривые мощности для других ВЭУ: Suzlon S88 2.1 MW и Vestas V90 2.0 MW. Сравнение ветрогенераторов Заполняем в таблице 3.6 столбцы 1-7 аналогично пункту 3.1, только экстраполированными данными. Используем уравнение кривой мощности для расчета выработки энергии ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII, и заполняем для каждого генератора столбцы 8, 12, 16 в таблице 3.6 – Сравнение выработанной ветроустановками электроэнергии. Находим электроэнергию, произведенную каждой ветротурбиной в столбцах 9, 13, 17: Wi _ ВЭУ Pi _ ВЭУ t , где Pi _ ВЭУ (3.7) – мощность ВЭУ для определенной скорости ветра. Суммарная электроэнергия за год: 28 Wi _ ВЭУ Wi _ ВЭУ . (3.8) i 1 И строим графики выработки электроэнергии каждой из трех ВЭУ Рисунок 3.6. Рисунок 3.6 – Сравнение выработанной ветроустановками электроэнергии 29 Рисунок 3.5 – Кривая мощности ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII 30 Таблица 3.6 – Сравнение выработанной ветроустановками электроэнергии Диап.скор. ветра от, до, Число Вероятно Wi теор, ∑Wi теор, t, час м/с м/с повт.n сть, % кВт∙ч/м2 МВт∙ч 1 2 3 4 5 6 7 0 1 466 0,884 77,45 0,00 0,00 1 2 1992 3,780 331,09 0,21 0,71 2 3 3012 5,715 500,63 2,52 8,63 3 4 3994 7,578 663,85 11,29 38,63 4 5 3866 7,335 642,57 25,91 88,63 5 6 4126 7,829 685,79 54,01 184,75 6 7 4686 8,891 778,87 105,99 362,59 7 8 4337 8,229 720,86 155,77 532,89 8 9 4542 8,618 754,93 243,51 833,05 9 10 4819 9,144 800,97 367,86 1258,46 10 11 4085 7,751 678,97 427,75 1463,34 11 12 3801 7,212 631,77 529,76 1812,30 12 13 2770 5,256 460,41 501,22 1714,66 13 14 2039 3,869 338,90 469,08 1604,73 14 15 1569 2,977 260,79 450,83 1542,27 15 16 955 1,812 158,73 337,50 1154,60 16 17 646 1,226 107,37 277,07 947,87 17 18 430 0,816 71,47 221,22 756,78 18 19 246 0,467 40,89 150,23 513,93 19 20 137 0,260 22,77 98,40 336,62 20 21 66 0,125 10,97 55,29 189,14 21 22 51 0,097 8,48 49,46 169,19 22 23 22 0,042 3,66 24,53 83,92 23 24 24 0,046 3,99 30,58 104,60 24 25 6 0,011 1,00 8,69 29,71 25 26 9 0,017 1,50 14,73 50,38 26 27 4 0,008 0,66 7,36 25,18 27 28 2 0,004 0,33 4,12 14,10 52704 100,00 8760,00 Suzlon S66 1.25 MW 1x 5x Pi вэу, Wiвэу, Pi вэу, Wiвэу, кВт МВт∙ч кВт МВт∙ч 8 9 10 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 51,43 34,14 257,14 170,70 68,57 44,06 342,86 220,31 137,14 94,05 685,71 470,25 274,29 213,63 1371,43 1068,16 445,71 321,30 2228,57 1606,48 634,29 478,84 3171,43 2394,21 840,00 672,82 4200,00 3364,08 1028,57 698,37 5142,86 3491,86 1165,71 736,46 5828,57 3682,31 1251,43 576,16 6257,14 2880,82 1251,43 424,12 6257,14 2120,58 1251,43 326,35 6257,14 1631,77 1251,43 198,64 6257,14 993,21 1251,43 134,37 6257,14 671,85 1251,43 89,44 6257,14 447,20 1251,43 51,17 6257,14 255,84 1251,43 28,50 6257,14 142,48 1251,43 13,73 6257,14 68,64 1251,43 10,61 6257,14 53,04 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 85800,0 25733,8 15839,21 5146,76 0 1 31 Suzlon S88 2.1 MW 1x 3x Pi вэу, Wiвэу, Pi вэу, Wiвэу, кВт МВт∙ч кВт МВт∙ч 12 13 14 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 25,71 16,52 77,13 49,56 85,70 58,77 257,10 176,32 325,66 253,65 976,98 760,94 617,04 444,80 1851,12 1334,40 908,42 685,80 2725,26 2057,39 1200,00 961,17 3600,00 2883,50 1500,00 1018,46 4500,00 3055,38 1816,84 1147,82 5450,52 3443,47 2048,23 943,02 6144,69 2829,05 2091,08 708,68 6273,24 2126,03 2100,00 547,65 6300,00 1642,95 2100,00 333,34 6300,00 1000,01 2100,00 225,48 6300,00 676,45 2100,00 150,09 6300,00 450,27 2100,00 85,86 6300,00 257,59 2100,00 47,82 6300,00 143,46 2100,00 23,04 6300,00 69,11 2100,00 17,80 6300,00 53,40 2100,00 7,68 6300,00 23,04 2100,00 8,38 6300,00 25,13 2100,00 2,09 6300,00 6,28 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 101156, 23063,7 7687,90 04 1 Vestas V90 2.0 MW 1x 3x Pi вэу, Wiвэу, Pi вэу, Wiвэу, кВт МВт∙ч кВт МВт∙ч 16 17 18 19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 155,16 99,70 465,48 299,10 344,80 236,46 1034,40 709,38 534,44 416,26 1603,32 1248,77 758,56 546,81 2275,68 1640,44 1000,00 754,93 3000,00 2264,80 1275,76 1021,85 3827,28 3065,54 1586,08 1076,91 4758,24 3230,72 1922,26 1214,42 5766,78 3643,27 1982,60 912,80 5947,80 2738,40 2000,00 677,81 6000,00 2033,43 2000,00 521,57 6000,00 1564,71 2000,00 317,46 6000,00 952,39 2000,00 214,74 6000,00 644,23 2000,00 142,94 6000,00 428,83 2000,00 81,78 6000,00 245,33 2000,00 45,54 6000,00 136,63 2000,00 21,94 6000,00 65,82 2000,00 16,95 6000,00 50,86 2000,00 7,31 6000,00 21,94 2000,00 7,98 6000,00 23,93 2000,00 1,99 6000,00 5,98 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100678, 25014,5 8338,17 98 1 По таблице 3.6 и рисунку 3.6 становится видно, что наибольшую энергию Wi_ВЭУ=25733,81 МВт∙ч за год вырабатывает группа из выбранных ранее ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII. Перерасчет делать не нужно и в итоге данная модель рекомендуется к установке. Выбор ветрогенератора. Для сравнения строим кривую повторяемостей скоростей ветра и энергии, получаем при каждой скорости ветра для не экстраполированных данных: Рисунок 3.7 – Кривая повторяемости ветра и выработанной энергии По таблицам 3.2 и 3.6 можно найти коэффициент использования ветрового потока: Ки Wi _ ВЭУ . Wi _ теор (3.9) Для таблицы 3.2 коэффициент использования равен: Ки 4224,167 0,39, 10733,841 что является очень хорошим результатом, ведь максимальный теоретический Ки ветрового потока не может превышать значения 0,593. Данные производителя ВЭУ указаны в таблице 3.7 и на рисунке 3.8. Технические характеристики ветровой турбины. 32 Таблица 3.7 – Характеристики ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII Наименование Характеристики Основные данные Установленная мощность, кВт Минимальная рабочая скорость ветра, м/с Номинальная скорость ветра, м/с Максимальная скорость ветра, м/с Максимальная выдерживаемая скорость ветра, м/с Ротор Тип Диаметр, м Номинальная частота вращения, об/мин Диаметр ротора, м Площадь ометаемой поверхности, м2 Генератор Тип Номинальное напряжение, переменное, В Частота, Гц Башня Высота башни ВЭУ, м Контроллер Класс ветра 1250 3 12 22 52,5 3 лопастной, пропеллерный, горизонтально-осевой 66 20,62 97 3421 Асинхронный 690 50 74,5 II a Рисунок 3.8 – Зависимость мощности одной ВЭУ от скорости ветра 3.4 Суточные графики выработки электроэнергии Для определения конечного количества ветрогенераторов и построения суточных графиков выработки электроэнергии необходимо сначала построить график скорости в характерные сутки. Расчет будет проводиться для каждого сезона: зимы, весны, лета и осени. 33 Построение зимних графиков. Из таблицы К1 (приложение К) берем данные метеостанции о скоростях ветра за характерный зимний день. Количество снятых скоростей в сутки равно 144, поэтому производим часовое осреднение и получаем средние скорости за каждый час суток. Данные скорости заполняем в столбцы 1 и 8 таблицы 3.8. В столбцы 2 и 9 пишем время действия определенной скорости. Построим график распределения скорости ветра в характерные зимние сутки без и с учетом высотной корректировки на рисунке 3.9: Рисунок 3.9 – Зимний суточный график скорости ветра Теоретическую энергию и энергию ветрогенератора в столбцах 3-6 и 1013 находим по формулам 3.3, 3.4, 3.7, 3.8. А вот реальную выработку ветрогенератора Pi ВЭУ в столбцах 5 и 12 при любой скорости будем определять по формуле кривой мощности, указанной на рисунке 3.5: Pi _ ВЭУ 0,004 6 0,2061 5 4,322 4 43,837 3 199,77 2 402,7 237,7, (3.10) где – любая скорость ветра. И находим суммарные в столбцах 2, 4, 6 и в столбцах 1-6 средние за сутки в столбцах значения величин. Средняя скорость: 34 24 ср i 1 i i (3.11) , где i =24 ч – число часов в сутках. Столбцы 7, 14 остаются не заполненными, т.к. еще не выбрано количество ВЭУ. Для экстраполированной среднесезонной и среднегодовой скорости на высоте 80 м аналогично рассчитываем выработку электроэнергии одной ВЭУ и заполняем строки «Среднее за сезон», «Среднее за год». Таким образом, заполнив таблицу 3.8, строим несколько зимних суточных графиков выработки электроэнергии и нагрузки, избраженных на рисунке 3.10: – график «Нагрузка» – показывает потребляемую мощность в течение суток; – график «Выработка» – показывает производимую несколькими ВЭУ электроэнергию; – график «Нагрузка средняя», Pn _ ср _ зим 2165кВт – показывает среднюю нагрузку в течение суток; – график «Выработка ср. 1 ВЭУ», Pi _ ВЭУ _ ср _ сут 765кВт – показывает среднесуточную выработку электроэнергии одной ВЭУ; – график «Выработка, Экстр.» – показывает производимую несколькими ВЭУ электроэнергию с учетом высотной корректировки 80 м; – график «Выработка ср. 1 ВЭУ, Экстр.», Pi _ ВЭУ _ ср _ сут 987кВт – показывает среднесуточную выработку электроэнергии одной ВЭУ с учетом высотной корректировки 80 м; – график «Выработка ср. за сезон», Pn _ cр _ сез 4659кВт – показывает среднюю за сезон выработку электроэнергии несколькими ВЭУ. Для начала можно определить необходимое количество ветроустановок: N ВЭУ где Pуст 3466кВт – Pуст Pi _ ВЭУ _ ср _ сут , установочная мощность потребителей. N ВЭУ _ зим 35 3466 3,51 4. 987 (3.12) Таблица 3.8 – Расчет выработки электроэнергии в течение зимних суток Σ Среднее за сутки Среднее за сезон Среднее за год V, м/с t, час 1 10,31 10,79 10,70 11,06 10,40 11,28 11,84 10,79 9,73 8,70 8,77 7,71 6,35 7,67 7,93 7,34 6,93 6,60 5,76 6,61 7,06 8,67 7,71 5,26 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 8,58 На высоте 33,1 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 3 4 5 0,69 2360,80 1091,69 0,79 2706,18 1165,64 0,77 2639,02 1152,55 0,85 2918,45 1203,13 0,71 2425,51 1106,84 0,90 3094,66 1230,03 1,05 3577,25 1250,00 0,79 2706,18 1165,64 0,58 1983,29 990,16 0,42 1420,86 789,99 0,42 1453,76 803,57 0,29 987,13 585,31 0,16 550,97 326,50 0,28 972,48 577,50 0,31 1074,09 630,40 0,25 853,44 511,74 0,21 717,81 431,77 0,18 618,21 369,77 0,12 412,59 235,03 0,18 621,50 371,86 0,22 757,88 455,95 0,41 1402,17 782,16 0,29 986,49 584,97 0,09 313,95 169,88 37554,64 0,40 1362,00 765,06 Wiвэу, кВт∙ч 6 1091,69 1165,64 1152,55 1203,13 1106,84 1230,03 1250,00 1165,64 990,16 789,99 803,57 585,31 326,50 577,50 630,40 511,74 431,77 369,77 235,03 371,86 455,95 782,16 584,97 169,88 17982,09 765,06 5xWiвэу, кВт∙ч 7 5458,46 5828,18 5762,77 6015,67 5534,20 6150,16 6250,00 5828,18 4950,79 3949,95 4017,85 2926,56 1632,51 2887,50 3152,00 2558,70 2158,87 1848,84 1175,14 1859,28 2279,77 3910,81 2924,86 849,39 89910,44 3825,28 36 V, м/с t, час 8 11,66 12,21 12,11 12,52 11,77 12,77 13,40 12,21 11,01 9,85 9,92 8,72 7,18 8,68 8,97 8,31 7,84 7,46 6,52 7,48 7,99 9,80 8,72 5,95 9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 9,71 9,42 8,14 Экстраполяция на высоте 80 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 10 11 12 1,00 3420,02 1250,00 1,15 3920,37 1250,00 1,12 3823,07 1250,00 1,24 4227,87 1250,00 1,03 3513,76 1250,00 1,31 4483,15 1250,00 1,51 5182,25 1250,00 1,15 3920,37 1250,00 0,84 2873,13 1195,61 0,60 2058,36 1012,24 0,62 2106,02 1025,75 0,42 1430,03 793,80 0,23 798,18 479,80 0,41 1408,80 784,95 0,45 1556,00 844,17 0,36 1236,36 708,96 0,30 1039,86 612,91 0,26 895,59 535,50 0,17 597,70 356,68 0,26 900,35 538,15 0,32 1097,92 642,39 0,59 2031,28 1004,39 0,42 1429,10 793,42 0,13 454,81 263,15 54404,36 0,58 1973,09 987,08 0,53 1799,34 931,73 0,34 1161,09 673,40 Wiвэу, кВт∙ч 13 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1195,61 1012,24 1025,75 793,80 479,80 784,95 844,17 708,96 612,91 535,50 356,68 538,15 642,39 1004,39 793,42 263,15 21591,86 987,08 931,73 673,40 5xWiвэу, кВт∙ч 14 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 5978,04 5061,18 5128,75 3969,01 2399,02 3924,75 4220,87 3544,80 3064,55 2677,48 1783,40 2690,74 3211,94 5021,93 3967,09 1315,75 107959,29 4935,41 4658,65 3367,02 Рисунок 3.10 – Зимний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки 37 Также можно применить следующую формулу: N ВЭУ где Pn _ ВЭУ _ cр _ сез Pn _ ср _ зим Pi _ ВЭУ _ ср _ сут (3.13) , – среднесезонная выработка электроэнергии одной ВЭУ. N ВЭУ _ зим 2165 2,32 3. 932 Построение весенних, летних, осенних графиков (приложение И, Л). По результатам расчетов в таблице 3.9 было определено оптимальное количество ветроустановок: Таблица 3.9 – Расчет количества ВЭУ Формула Количество ВЭУ Весна Лето Зима Осень Pуст - по Pi _ ВЭУ _ ср _ сут установочной мощности Pn _ ср _ зим - по Pi _ ВЭУ _ ср _ сут среднесезонной мощности 3,51 3,28 3,09 4,41 2,32 3,04 4,22 3,45 По таблице видно, что осенью в определенные дни и летом на протяжении всего сезона необходимо больше четырех ВЭУ, поэтому округляем до 5. Итак конечное количество ветрогенераторов: N ВЭУ _ осен 5. После выбора числа ВЭУ заполняем столбцы 7 и 14 в таблице 3.8 и строим окончательно графики на рисунке 3.10. Расчет недостатка мощности И еще находим самое главное в разделе 3 – определение недостатка мощности, возникающего вследствие непостоянства скорости ветра. Данный расчет очень важен, по данному провалу мощности в течение суток будет определяться дополнительный источник энергии, предположительно солнечная. Построим 2 графика выработки мощности и нагрузки на рисунке 3.11. 38 Рисунок 3.11 – Определение зимнего недостатка мощности По данному рисунку видно, что в моменты превышения величины нагрузки над величиной выработки и происходит недостаток установленных мощностей. Для его расчета складываем разности нагрузки и выработки в часы недостатка: Таблица 3.10 – Расчет зимнего недостатка энергии t, час 18 19 20 24 Нагрузка max, кВт 2890,1 3354 3194,7 1372,4 Σ Выработка max, кВт 2677,484 1783,4 2690,739 1315,75 Недостаток, кВт∙ч 212,616 1570,6 503,961 56,65 2287,177 Недостатки мощности для остальных сезонов (приложение М): Wнед Pn _ i Pi _ ВЭУ , 24 (3.14) i 1 где Pn _ i – нагрузка в определенный момент времени; Pn _ ВЭУ _ cр _ сез – выработка электроэнергии пятью ВЭУ. Были найдены среднесуточные провалы мощности для типичных суток. Также определим среднесезонные недостатки мощностей при превышении нагрузки над выработкой: 39 Wнед Pn _ i Pn _ cр _ сез , 24 (3.15) i 1 где Pn _ cр _ сез – среднесезонная выработка электроэнергии пятью ВЭУ. Таблица 3.11 – Расчет летнего недостатка энергии t, час 6 8 9 10 11 12 20 21 22 Нагрузка max, кВт 1559,7 Σ 2426,2 2627,5 2641,5 2828,8 2454,2 2571,5 2702,8 3340 Σ Выработка max, кВт 488,029 2383,566 2383,566 2383,566 2383,566 2383,566 2383,566 2383,566 2383,566 Недостаток, кВт∙ч 1071,671 1071,671 42,634 243,934 257,934 445,234 70,634 187,934 319,234 956,434 2523,969 Полученные значения заполняем в таблицу 3.11: Таблица 3.12 – Расчет среднесуточного и среднесезонного недостатка энергии Среднесуточный недостаток, кВт∙ч Среднесезонный недостаток, кВт∙ч Зима 2287,177 0 Весна 520,291 0 Лето 1071,671 2523,969 Осень 2060,541 324,846 По значениям таблицы видно, что максимальный провал мощности происходит каждый день летом и в некоторые дни зимой, т.к. в качестве резервного источника мы собираемся использовать энергию Солнца; становится ясно, что наименее благоприятные условия по наличию ресурсов складываются зимой ввиду наименьшей солнечной активности. Поэтому в итоге выбираем энергию провала, равную: Wнед 2287,177кВт ч. 40 4 Расчет солнечного потенциала Исходя из расчета ветропотенциала и наложения его на график суточных нагрузок, было определен ежесуточный максимальный недостаток мощности равный 2287,177 кВт∙ч. Для покрытия провала мощности решено использовать энергию, получаемую от фотоэлектрических панелей и запасаемую в темное время суток в аккумуляторные батареи. Для этого необходимо провести расчет солнечного потенциала в нужной точке Земли и выбрать необходимое электрооборудование. Населенный пункт «Гринсберг» расположен в Алматинской области, неподалеку от города Шелек на широте φ0= 43°36’=43,6° с.ш., для данного местоположения и будем искать распределение потенциальной энергии Солнца на каждый 15 день каждого месяца. 4.1 Теоретический расчет потенциала Расчет длительности дня производится по следующим формулам. Склонение Солнца δ в данные сутки n определяется по формуле Купера: δ = δ0 sin 360 ( 284+n) , 365 (4.1) где δ0=+23°27=23,45°для северного полушария; n – номер суток с начала года. Начнем расчет с n=15, т.е. с 15 января: δ = 23,450 sin 360 ( 284+15 ) -21,27 0 . 365 Продолжительность солнечного дня в данные сутки в точке расчета солнечного потенциала – Тс рассчитывается по формуле: Tc = Tc = 2 arccos ( tg 0 tgδ ), 15 2 arccos ( tg 43,6 0 tg( 21,27 0 )) 9,1ч. 15 Рассчитываем время восхода солнца tан: 41 (4.2) t ан = 13 t ан = 13 Tc , 2 (4.3) 9,1 8,451ч. 2 Рассчитываем время захода солнца tак: t ак = 13 t ак = 13 Tc , 2 (4.4) 9,1 17,549ч. 2 Расчет изменения мощности потока солнечной радиации Максимальная мощность потока солнечной радиации за определенный месяц Rh мес на широте 43,6°: Rh мес = Rh max ( sin δ sin0 cos δ cos 0 ), (4.5) Rh мес = Rh max ( cos (-21,27 0 ) cos 43,60 cos (-21,27 0 ) cos 43,60 ) 433,175Вт/м 2 , где Rh max 1020Вт/м 2 – максимальная мощность потока солнечной радиации на экваторе, т.е на φ0=00 [4]. Мощность потока солнечной радиации за определенный час - Rh: Rh = Rh мес sin Rh = 433,175 sin 180 t , Tc (4.6) 180 1 146,548Вт/м 2 . 9,1 Расчет Rh в течение суток для каждого 15-го дня каждого месяца января по декабрь с учетом того, что полдень наступает в 13 ч., записан в таблицу 4.1 и (приложение Н). 42 Таблица 4.1 – Расчет мощности потока солнечной радиации для января-апреля Янв. tгp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σ t, ч t а, ч Rh, Вт/m2 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 9,099 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8,451 9,451 10,451 11,451 12,451 13,451 14,451 15,451 16,451 17,549 0 0 0 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 146,548 275,799 372,498 425,230 427,773 379,825 287,046 160,387 14,798 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2489,90 4 Фев. t, ч tгp 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 1 9 2 10 3 11 4 12 5 13 6 14 7 15 8 16 9 17 10 18 10,221 19 0 20 0 21 0 22 0 23 0 24 0 Σ t а, ч Rh, Вт/m2 0 0 0 0 0 0 7,889 8,889 9,889 10,889 11,889 12,889 13,889 14,889 15,889 16,889 17,889 18,111 0 0 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 167,007 318,361 439,873 520,155 551,682 531,497 461,495 348,235 202,334 37,467 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 3578,10 6 Мар. t, ч tгp 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 1 8 2 9 3 10 4 11 5 12 6 13 7 14 8 15 9 16 10 17 11 18 11,642 19 0 20 0 21 0 22 0 23 0 24 0 Σ 43 t а, ч Rh, Вт/m2 0 0 0 0 0 0 7,179 8,179 9,179 10,179 11,179 12,179 13,179 14,179 15,179 16,179 17,179 18,821 0 0 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 187,411 361,257 508,956 619,817 685,818 702,180 667,720 584,931 459,806 301,402 121,182 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 5200,47 9 Апр. t, ч tгp 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 1 7 2 8 3 9 4 10 5 11 6 12 7 13 8 14 9 15 10 16 11 17 12 18 13 19 13,211 20 0 21 0 22 0 23 0 24 0 Σ t а, ч Rh, Вт/m2 0 0 0 0 0 6,394 7,394 8,394 9,394 10,394 11,394 12,394 13,394 14,394 15,394 16,394 17,394 18,394 19,606 0 0 0 0 0 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 198,582 385,988 551,669 686,300 782,303 834,276 839,293 797,072 709,988 582,945 423,090 239,423 42,281 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 7073,21 1 Таблица 4.2 – Расчет дневной, месячной и годовой солнечной энергии Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Число дней в месяце 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 Средний день 15 янв. 14 фев. 15 мар. 15 апр. 15 май. 15 авг. 15 сен. 15 окт. 15 ноя. 15 дек. 15 45 74 105 135 166 196 227 258 288 319 349 30 29 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 δ, ° -21,269 -13,620 -2,819 9,415 18,792 23,314 21,517 13,784 2,217 -9,599 -19,148 -23,335 Тс, ч 9,099 10,221 11,642 13,211 14,521 15,231 14,940 13,801 12,282 10,764 9,426 8,766 tан – время восхода, ч 8,451 7,889 7,179 6,394 5,740 5,385 5,530 6,099 6,859 7,618 8,287 8,617 tак – время заката, ч 17,549 18,111 18,821 19,606 20,260 20,615 20,470 19,901 19,141 18,382 17,713 17,383 Rh мес, Вт∙ч/м2 433,175 552,247 703,169 843,771 925,873 956,736 945,175 884,975 765,312 611,013 467,066 399,607 N, номер среднего дня δt(промеж. м/у днями) Σ Wдень, Вт∙ч/м2 Σ Wмес, Вт∙ч/м2 15 июн. 15 июл. Среднее значение 10051,52 8960,450 7758,063 5968,691 4173,257 2795,447 2215,619 5734,719 5 100186,9 161214,8 301545,7 77187,03 212196,3 265108,3 277774 240499,9 179061 129371 83863,4 68684,2 666 434 5 2489,904 3578,106 5200,479 7073,211 8551,880 Σ Wгод, Вт∙ч/м2 2096692,403 Σ Wгод с учетом облачности 60%, Вт∙ч/м2 1244596,61 44 Рисунок 4.1 – Мощность потока солнечной радиации за каждый 15-й день каждого месяца 45 Определяем дневную, месячную и годовую солнечную энергию. Далее рассчитываем суммарную дневную Wдень, месячную Wмес и годовую Wгод энергии, получаемые от Солнца одним квадратным метром поверхности земли на широте населенного пункта «Гринсберг». Результаты представлены в таблице 4.2. Суммарная дневная энергия Wдень: 24 Wдень = Rh i. (4.7) i 0 Суммарная месячная энергия Wмес: Wмес =Wдень N мес , (4.8) где N мес – число дней в месяце. Wмес =2489,904 31 77,187кВт ч/м 2 . Суммарная годовая энергия Wгод: 12 Wгод =Wмес i ,, (4.9) i 0 Wгод =2096,692кВт ч/м 2 . Суммарная годовая энергия Wгод с учетом облачности: Wгод обл =Wгод К обл. (4.10) Коэффициент облачности: К обл = К обл = где Tсолн =2600ч Tсолн , Tсвет (4.11) 2600 0,6, 4380 – годовая продолжительность солнечного сияния (приложение П); Tсвет =4380 ч – максимальное теоретическое число световых часов в 46 году [5]. Wгод обл =2096,692 0,6 1244,596кВт ч/м 2 . 4.2 Выбор фотоэлектрических панелей Выбор фотоэлектрических панелей предназначен для заряда аккумуляторных батарей, подключенных к общей шине постоянного тока, находящейся в РП1. В свою очередь АКБ будут выдавать энергию во время провалов мощности, генерируемой ветроагрегатами. Максимальный недостаток мощности за сутки W=2287,177 кВт∙ч приходится на типичный зимний день, т.е. на декабрь, январь и февраль. При этом необходимо, чтобы АКБ могли полностью зарядиться за один день, чтобы отдать необходимую мощность за этот промежуток времени. Для чистоты расчетов берем месяц с самым низким потенциалом солнечной энергии – декабрь с Σ Wдень=2215,619 Вт∙ч/м2. Максимальная энергия 1 м2 фотопанелей для заряда аккумуляторных батарей WФЭП: Wф = Wдень К обл , (4.12) где =0,16 – коэффициент полезного действия фотопанели. WФЭП =2215,619 0,6 0,16 212,699Вт ч/м 2 . Необходимая площадь ФЭП: SФЭП = SФЭП = W , WФЭП (4.13) 2287 ,177 10753,09 м 2 . 212,699 Площадь одной фотопанели находится по паспортным данным: S1ФЭП = a b, S1ФЭП =1690 990 1940400 мм2 1,9404 м 2 . 47 (4.15) Необходимое количество фотоэлектрических панелей: N ФЭП = N ФЭП = SФЭП , S1ФЭП (4.16) 10753,09 5542шт. 1,9404 Итого по расчетам для покрытия недостатка мощности необходимо 5542 фотопреобразователя. Данные вычисления проводились для следящих систем, т.е. для фотопреобразователей, находящихся на монтировке, постоянно повернутых рабочей площадью к солнечным лучам под углом 900. По условию запуска асинхронных генераторов – ветроагрегатов, мощность остальных составляющих по сравнению с генераторами должна составлять как минимум 20% [6]: PАГ 5 P, (4.17) где PАГ – мощность асинхронных ветрогенераторов; P – мощность остальных источников энергии. Тогда: P PАГ 6250 1250кВт. 5 5 Выбираем исходя из этой мощности нужное число ФЭП: N ФЭПслед = P P1ФЭП 1250 4200. 0,31 Выбираем 4200 шт. ФЭП фирмы YINGLI YGE 72 YL310P-35b номинальной мощности 310 Вт, установленных на следящую систему. Описание выбранной модели сделано в таблице 4.3 и (приложение Р). Таблица 4.3 – Паспортные данные фотоэлектрической панели P1ФЭП , Вт U mpp , В I mpp , А ,% Длина а, мм Ширина b, мм 310 36,3 8,53 16 1690 990 48 На рисунке 4.2 изображена схема соединения ФЭП для создания напряжения 700 В. Рисунок 4.2 – Схема соединения ФЭП Оставшиеся 1342 фотопанели устанавливаем на крыши жилых и коммерческих зданий населенного пункта. Ввиду сложности установки следящих систем на крышу каждого дома, располагаем фотомодули стационарно. Тогда делаем поправку на данный фактор. Нужное количество стационарных фотопанелей: NФЭПстац NФЭПслед К попр , где – поправочный преимущество в выработке стационарными. К попр =1,25 (4.17) коэффициент, показывающий энергии следящих ФЭП над NФЭПстац 1342 1,25 1678. Определяем среднее количество ФЭП, приходящееся на 1 дом: N ФЭП ЭП N ФЭПстац N ЭП , где N ЭП – число потребителей (домов) электроэнергии. N ФЭП ЭП 49 1678 8. 232 (4.18) 4.3 Выбор аккумуляторов Выбираем аккумуляторы по условию того, что для длительного срока эксплуатации в АКБ всегда должно оставаться 20% заряда, т.е. необходимая емкость аккумуляторов возрастает на 20 %. Энергия всех АКБ: WАКБ WАКБ 1,2 1250 1,2 1500кВт ч. Определяем количество аккумуляторов в ряду для создания напряжения в цепи 700 вольт: N в ряду Uc , U АКБ (4.19) где U c – напряжение сети, в данном случае напряжение шины постоянного тока; U АКБ – напряжение одной аккумуляторной батареи. N в ряду 700 350. 2 Находим нужную емкость всех АКБ: С С W АКБ , U АКБ (4.20) 1500 750000 А ч. 2 Емкость одного ряда АКБ: С ряда С ряда C , N в ряду (4.21) 750000 2143 А ч. 350 Емкость одной аккумуляторной батареи: С1 АКБ 50 C ряда n рядов , (4.22) где n рядов – число параллельных рядов, состоящих из последовательно соединенных АКБ. С1 АКБ 2143 714 735 А ч. 3 Выбираем к использованию NАКБ=3∙350=1050 шт. АКБ модели EverExceed 10OPZv700 номинальной емкостью 735 А∙ч (приложение Р). Таблица 4.4 – Паспортные данные аккумуляторной батареи C1АКБ , А ч U ,В I кз , кА Ток заряда I з , А 735 2 5,5 70 На рисунке 4.3 изображена схема соединения аккумуляторов для создания напряжения 700 В. Рисунок 4.3 – Схема соединения АКБ Для стационарных 9-и фотомодулей для каждого дома выбираем следующее количество аккумуляторов. Минимальная энергия АКБ: WАКБ min WФЭП N ФЭПЭП 1,2, WАКБ min 310 8 1,2 2976кВт ч , N в ряду С 110 55, 2 18000 9000 А ч , 2 С ряда 9000 164 А ч , 55 51 (4.23) С1АКБ 164 158 А ч, WАКБ 55 158 2 17380кВт ч WАКБ min 2976кВт ч. Выбираем 55 шт. АКБ модели EverExceed 3OPZv150 номинальной емкостью 158 А∙ч (приложение Р). Таблица 4.5 – Паспортные данные аккумуляторной батареи C1АКБ , А ч U ,В I кз , кА Ток заряда I з , А 158 2 1,676 15 На рисунке 4.4 изображена схема соединения ФЭП для создания напряжения 110 В. Рисунок 4.4 – Схема соединения ФЭП для дома Данная схема соединения фотопанелей предназначена для использования на крыше частного дома или здания установленной мощностью 15 кВт. 52 5 Электроснабжение 5.1 Составление схемы электроснабжения Итак по разделам 3 и 4 были определены источники электроэнергии – 5 ветрогенераторов Suzlon S66 1.25 MW MkII и 4200 фотопанелей YINGLI YGE 72 YL310P-35b, запитываемых через 1050 аккумуляторов EverExceed 10OPZv700. Для синхронизации ВЭУ и подпитки асинхронных генераторов в двигательных режимах необходима общая шина постоянного тока. Далее будет описано выбранное в пункте 5.3 оборудование. Ветрогенераторы будут присоединяться к ней через выпрямители Siemens Synamics DCM D725/2000 (выбор произведен в пункте 5.3), которые выпрямляют переменный ток напряжением 0,7 кВ в постоянный, а АКБ напрямую. От выпрямителей до ШПТ электроэнергия передается по двум кабелям ВВГ 2х300. Шина постоянного тока рассчитана на напряжение 690 В (0,7 кВ) и к ней будут присоединены кабели от ВЭУ через автоматические выключатели Schneider Electric Masterpact NW20HDC, а к потребителям ВАТ49-2х6300/10-Л-УХЛ4. Затем собранная энергия распределяется на 2 линии, на каждой из которых находятся инвертор Siemens Sinvert PVS2520, преобразующий 700 В постоянного тока в 400 В переменного, и трансформатор ТСЛ-2500-10/0,4. Далее кабельная линия переменного напряжения 10 кВ подходит к РП2, и расходится на 7 трансформаторных подстанций с трансформаторами ТСЛ630-10/0,4. И теперь на напряжении 0,4 кВ электроэнергия доставляется на распределительные шкафы и к каждому потребителю. Также у потребителя есть свой источник питания в виде 55 АКБ EverExceed 10OPZv150, подсоединенных через ИБП APS Energia BFI 20T 110/400+PBI. Аккумуляторные батареи питаются от фотопанелей YINGLI YGE 72 YL310P35b. Таким образом расчет токов КЗ будет производиться для 2 режимов: при питании только от системы ВЭУ плюс фотопанелей с АКБ, установленных на шине 0,7 кВ, и при питании с двух сторон, т.е. дополнительно со стороны аккумуляторов у потребителей. Построим на рисунке 5 упрощенную схему электроснабжения для расчета токов КЗ, учитывающую только те элементы, влияющие на величину токов короткого замыкания. После расчетов этих токов будет проводиться подробный выбор электротехнического оборудования и возможно вноситься коррективы по достижению результатов значений токов КЗ. 53 Рисунок 5.1 – Однолинейная упрощенная схема электроснабжения для расчета токов КЗ 5.2 Расчет токов короткого замыкания Режим одностороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1) (приложение С). 54 Итого токи КЗ для первого режима: Таблица 5.1 – токи КЗ для первого режима I, кА Точка 3-ф 2-ф 1-ф К1.1 8,571 К1.2 39,552 К1.3 6,224 К1.4 2,406 К2 2,3 К3 2,279 К4 15,049 13,033 15,049 К5 11,067 9,584 9,022 К6 6,969 6,009 5,491 Режим двустороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1) и АКБ у потребителей (АКБ2) (приложение С). Итого токи КЗ для второго режима: Таблица 5.2 – токи КЗ для второго режима I, кА Точка 3-ф 2-ф 1-ф К1.1 12,349 К1.2 69,192 К1.3 24,366 К1.4 4,839 К2 4,729 К3 2,627 К4 22,92 19,85 25,867 К5 12,723 11,018 11,464 К6 7,219 6,009 5,491 5.3 Выбор оборудования Выбор оборудования для всей схемы электроснабжения на напряжении 0,7 кВ на переменном и постоянном токе, на напряжении 10 кВ и 0,4 кВ переменного тока. Выбор оборудования на напряжении 0,7 кВ на переменном токе 5.3.1 Выбор батарей конденсаторов В качестве основного источника энергии выше были выбраны 5 ветроэлектроустановок, являющимися асинхронными генераторами. Для их необходимо наличие источника реактивной мощности - батареи конденсаторов или синхронного компенсатора, подключенных к обмотке статора. При этом мощность конденсаторных батарей должна составлять 50% мощности асинхронного генератора. При активной нагрузке поступающая от конденсатора QБК реактивная мощность должна быть равна реактивной мощности генератора QВЭУ. При смешанной нагрузке мощность QБК должна покрывать также реактивную мощность QВЭУ+Н нагрузки. QБК S ВЭУ sin 0,5 1390 0,5 695квар. 55 Выбираем 3 конденсаторных установки КРМТ-0,69-233-33,3 для каждого асинхронного генератора на напряжение 0,7 кВ суммарной мощностью QБК=3х233=699 квар. 5.3.2 Выбор автоматического выключателя на участке ВЭУвыпрямитель Выбор автоматического выключателя на напряжение 0,7 кВ для защиты ВЭУ производится по следующим условиям: - Iном.ав.≥ Iдлит.; - Iном.расц. ≥ Iкрит.; - Iнаиб откл способн, ≥Iкз. Рабочий ток, он же длительный ток: Iр Рном 3U н cos (5.20) , где Рном – номинальная активная мощность ВЭУ; U н – номинальное напряжение. Iр 1250 3 0,7 0,9 1145,54 А. Выключатель Schneider Electric Masterpact NW12N1: I длит =1145,54 А I ном.ав =1250 A, I кр =1145,54 А I расц =1250 A, I к.з.=12,349кА I отк=42кА. 5.3.3 Выбор кабеля от ВЭУ до выпрямителя происходит по следующим условиям: I доп,пров I доп,пров I дл , К попр К защ I защ К попр (5.21) . (5.22) где Кзащ – коэффициент защиты; Кзащ=1 – для автоматических выключателей; Кпопр – поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей; Iзащ = Iном.расц. – ток защиты автоматического выключателя. 56 I доп.пров. I дл 1145,54 1145,54 А, 1400 А 1145,54 А, К попр 1 где Кпопр=1; I доп.пров. К защ I защ К попр 1 1250 1250 А, 1400 1250 А. 1 Выбираем кабель ВВГ 3х500. Выбор оборудования на напряжении 0,7 кВ на постоянном токе 5.3.4 Выбор выпрямителя Выпрямитель выбираем по условию передаваемой мощности и напряжению 0,7 кВ на переменном и постоянном токе. Pвыпр PВЭУ , (5.23) 1450 1250кВт. Проверка по коэффициенту загрузки К загр PВЭУ 0,9, Pвыпр К загр (5.24) 1250 0,86. 1450 Выбираем выпрямитель Siemens Synamics DCM D725/2000 мощностью 1450 кВт. Таблица 5.3 - Паспортные данные выпрямителя Pвыпр , кВт U АС , кВ U DC , кВ ,% 1450 0,7 0,7 98,4 5.3.5 Выбор автоматического выключателя на участке ВыпрямительШПТ Выбор автоматического выключателя на напряжение 0,7 кВ на постоянном токе. Условия выбора автоматического выключателя аналогичны условиям в пункте 5.3.2. Рабочий ток: 57 Iр Рном 1250 1785,71А; Uн 0,7 Выключатель Schneider Electric Masterpact NW20HDC: I длит =1785,71А I ном.ав =2000 A, I кр =1785,71 А I расц =2000 A, I к.з.=69,192кА I отк=85кА. 5.3.6 Выбор кабеля от выпрямителя до шины постоянного тока Условия выбора кабеля аналогичны условиям в пункте 5.3.3. I доп.пров. I дл 1785,71 1785,71А, 2000 А 1785,71А, К попр 1 где Кпопр=1. I доп.пров. К защ I защ К попр 1 2000 2000 А, 2000 2000 А. 1 Выбираем кабель ВВГ 2х(2х300). 5.3.7 Выбор ОПН на участке Выпрямитель-ШПТ Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) напряжению. производится U н U уст , по (5.25) 0,75кВ 0,7кВ. Выбираем ОПН ABB POLIM R..ND DC-B. 5.3.8 Выбор шинопровода на ШПТ Условия выбора для ШПТ: Iном > Iрасч , 11015 1785,5 5 1800 10728,55 А. Выбираем медную состоящую из 12 полос шину ШМТВ 180х10. 5.3.9 Выбор инвертора 58 (5.26) Инвертор выбираем по условию передаваемой мощности и напряжению 0,7 кВ на постоянном и 0,4 кВ на переменном токе. Pинв PТР , 2520 2500кВт. Выбираем инвертор Siemens Sinvert PVS2520 мощностью 2520 кВт для каждой из двух линий. Таблица 5.4 - Паспортные данные инвертора Pинв , кВт U DC , кВ U АС , кВ ,% 2520 0,7 0,4 98,4 5.3.10 Выбор автоматического выключателя на шине собственных нужд Выбор автоматического выключателя на напряжение 0,4 кВ на переменном токе. Условия выбора автоматического выключателя аналогичны условиям в пункте 5.3.2. Рабочий ток: Рном Iр 3U н cos 5 3 0,4 0,75 9,623 А. Выключатель Schneider Electric Compact NSX100F 4P: I длит =9,623 А I ном.ав =100 A, I кр =9,623 А I расц =12,5 A, I к.з.=24,366кА I отк=36кА. Выбор оборудования на напряжении 10 кВ на переменном токе 5.3.11 Выбор трансформаторов РП1 Полная расчетная нагрузка на трансформаторы РП1: S уст Pуст cos 3466 3851кВА, 0,9 где Pуст - номинальная нагрузка. Коэффициент загрузки трансформаторов РП1: K загр где S ном .тр S уст 2 S ном .тр , - номинальная мощность трансформатора РП1. 59 (5.27) K загр 3851 0,77 0,85. 2 2500 Выбираем к установке два трансформатора РП1 марки ТСЛ-2500-10/0,4. Таблица 5.5 - Паспортные данные трансформатора РП1 S ном , МВА U ВН , кВ U НН , кВ Рхх , кВт Ркз , кВт U кз ,% I хх ,% 2,5 10 0,4 4,2 19,5 6 0,6 5.3.12 Выбор выключателя на участке РП1-РП2 Проверка по условиям выбора высоковольтного выключателя: U н U уст , I н I ав.ток , I откл I кз , (5.28) I пред.скв i уд , I откл.тер t 2 I кз t 2 , 13,8кВ 10кВ, 1200 А 288,73 А, 25кА 4,839кА, 25кА 13,048кА, 25 2 2 4,839 0,12 2 . Выбираем выключатель типа ABB 15ADV20 AA4G1. 5.3.13 Выбор секционного выключателя в РП1 и РП2 Через секционный выключатель проходит половина мощности, проходящей через вводные выключатели. Следовательно, аварийный ток, проходящий через выключатель: I I р ав 151,59А. 2 Проверка по условиям выбора высоковольтного выключателя: U н U уст , 15,5кВ 10кВ, I н I ав.ток , 630 А 288,73 А, I откл I кз , 16кА 4 ,839кА, I пред.скв i уд , 16кА 13,048кА, I откл.тер t I кз t , 16 2 2 4,839 0,12 2 . 2 2 Выбираем секционный выключатель типа ABB OVR-3. 60 5.3.14 Выбор разъединителя на участке РП1-РП2 Проверка по условиям выбора разъединителя: U н U уст , 12кВ 10кВ, I н I ав.ток , 630 А 288,73 А, I дин i уд , 63кА 13,351кА. Выбираем разъединитель ABB OW III 10/6-2. 5.3.15 Выбор заземлителя на участке РП1-РП2 Проверка по условиям выбора заземлителя: U н U уст , 12кВ 10кВ, I н I ав.ток , 630 А 288,73 А, I дин i уд , 63кА 13,351кА. Выбираем заземлитель ABB OJWN 12/63 B. 5.3.16 Выбор ОПН на участке РП1-РП2 Выбор ограничителей перенапряжения напряжению: U н U уст , (ОПН) производится по 12,5кВ 10кВ. Выбираем ОПН ABB POLIM H..N. 5.3.17 Выбор кабеля на участке РП1-РП2 Мощность, проходящая по 2 кабелям 10 РП2: S р.каб 5251кВА. кВ между РП1 и Расчётный ток в кабеле: I р .каб где S р .каб 2 3U ср , (5.29) среднее напряжение; S р .каб – расчетная мощность, проходящая по кабелю. U ср 10,5кВ - I р .каб 5251 2 3 10,5 144,37 А. Аварийный ток в кабеле: I ав.каб 2 I р.каб 2 144,37 288,73 А. 61 Экономическое сечение провода: Fэ где j э 2,5 I ав.каб , jэ (5.30) А - экономическая плотность тока. мм 2 Fэ 288,73 115,49 мм 2 . 2,5 Минимальное сечение кабеля 10 кВ при прокладке в земле равно 70 мм2. I доп I р .каб , (5.31) 1,3 I доп I ав.каб , 284 А 144,37 А, 1,3 284 369,2 288,73 А. Принимаем к установке ( r0 0,154Ом / км, x0 0,08Ом / км ) . кабель марки СБ-10 5.3.18 Выбор выключателя на участке РП2-ТП1 Проверка по условиям выбора высоковольтного выключателя: U н U уст , 13,8кВ 10кВ, I н I ав.ток , 1200 А 92 ,34 А, I откл I кз , 25кА 4,729кА, I пред.скв i уд , 25кА 13,048кА, I откл.тер t I кз t , 25 2 2 4,729 0,12 2 . 2 2 Выбираем выключатель типа ABB 15ADV20 AA4G1. 5.3.19 Выбор разъединителя на участке РП2-ТП1 Проверка по условиям выбора разъединителя: U н U уст , 12кВ 10кВ, I н I ав.ток , 630 А 92,34 А, I дин i уд , 63кА 13,048кА. Выбираем разъединитель ABB OW III 10/6-2. 5.3.20 Выбор заземлителя на участке РП2-ТП1 Проверка по условиям выбора заземлителя: 62 3х120 U н U уст , 12кВ 10кВ, I н I ав.ток , 630 А 92,34 А, I дин i уд , 63кА 13,048кА. Выбираем заземлитель ABB OJWN 12/63 B. 5.3.21 Выбор кабеля на участке РП2-ТП1 Мощность, проходящая по кабелю 10 кВ между РП2 и ТП1: S р.каб SТП1 S нагр S 630 ТП 5251 839,63кВА. 3940 Расчётный ток в кабеле: I р .каб S р .каб 3U ср 839,63 3 10,5 46,17 А. Аварийный ток в кабеле: I ав.каб 2 I р.каб 2 46,17 92,34 А. Экономическое сечение провода: Fэ где j э 2,5 I ав.каб 92,34 36,94 мм 2 , jэ 2,5 А - экономическая плотность тока. мм 2 Минимальное сечение кабеля 10 кВ при прокладке в земле равно 70 мм2. I доп I р .каб , 212 А 46,17 А, 1,3 I доп I ав.каб , 1,3 212 275,6 92,34 А. Принимаем к установке (r0 0,268Ом / км, x0 0,082Ом / км) . кабель марки СБ-10 Выбор оборудования на напряжении 0,4 кВ на переменном токе 5.3.22 Выбор трансформаторов ТП1-ТП6 Полная расчетная нагрузка на трансформатор ТП1: S р 506,844кВА. Коэффициент загрузки трансформаторов РП1: K загр Sр S ном.тр 506,844 0,805 0,85, 630 63 3х70 где S ном.тр - номинальная мощность трансформатора ТП1. Выбираем к установке трансформатор ТП1 марки ТСЛ-630-10/0,4. Таблица 5.6 - Паспортные данные трансформатора ТП1 S ном , кВА U ВН , кВ U НН , кВ Рхх , кВт Ркз , кВт U кз ,% I хх ,% 630 10 0,4 1,5 6,4 6 0,8 5.3.23 Выбор трансформатора ТП7 Полная расчетная нагрузка на трансформатор ТП7: S р 127,666кВА. Коэффициент загрузки трансформатора ТП7: K загр Sр S ном.тр 127,666 0,798 0,85, 160 где S ном.тр - номинальная мощность трансформатора ТП7. Выбираем к установке трансформатор ТП1 марки ТСЛ-160-10/0,4. Таблица 5.7 - Паспортные данные трансформатора ТП1 S ном , кВА U ВН , кВ U НН , кВ Рхх , кВт Ркз , кВт U кз ,% I хх ,% 160 10 0,4 0,58 2,8 6 1,5 5.3.24 Выбор вводного автоматического выключателя Выбор автоматического выключателя на напряжение производится по следующим условиям: - Iном.ав.≥ Iдлит.; - Iном.расц. ≥ Iкрит.; - Iнаиб откл способн, ≥Iкз Рабочий ток, он же длительный ток: Iр Рном 3U н cos 587 3 0,4 0,884 0,4 кВ 958,441А. Критический ток: I крит I расч.ост. I пуск.макс . 1063,99 А. С учетом селективности выбираем выключатель номиналом на ступень выше Schneider Electric Masterpact NW16N1: 64 I длит =958,441 А I ном.ав =1600 A, I кр =1063,99 А I расц =1600 A, I к.з.=25,867кА I отк=42кА. 5.3.25 Выбор оборудования на 0,4 кВ В таблице 5.8 подробно расписан выбор автоматических выключателей для ТП4, для шкафов распределительных ШР и кабелей. Столбцы 1, 2, 3, 4 заполняем исходными данными. Столбец 5 считаем по формуле 5.20. Коэффициент пуска используем для нагрузок с преобладанием двигателей. Пусковой ток: I пуск I ном К пуск , (5.32) где I ном – номинальный ток; К пуск – коэффициент пуска; К пуск =3-4 – для тяжелого пуска ( Pном >20 кВт); К пуск =4-5 – для среднего пуска (10 кВт < Pном <20 кВт); К пуск =5-7 –для легкого пуска ( Pном <10 кВт). Столбцы 8-11 заполняются по паспортным данным автоматического выключателя и сравниваются по условиям в пункте 5.3.2. Столбцы 12 и 13 равны 8 и 5 соответственно. Кабель выбирается по условиям в пункте 5.3.3. Сопротивления кабеля в столбцах 17,18 берем из справочника [7]. Для остальных трансформаторных подстанций ТП1-ТП7, кроме ТП4 выбор описан в таблицах Т1-Т6 (приложение Т). 5.4 Потери мощности и электроэнергии Для расчета экономической целесообразности строительства и выбора кабелей, трансформаторов, выпрямителей и инверторов необходимо найти потери мощности, а затем и энергии, умножив на время максимальных потерь (приложение У, Ф). 5.5 Потери напряжения Одним из 11 показателей качества электроэнергии является соблюдение отклонения напряжения в заданных пределах ±5%. Для этого рассчитаем потери напряжения в сетях (приложение У, Ф). 65 Таблица 5.8 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП4 Расчетный ток, А № 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Название Руст, cos ϕ кВт 2 Квартал 1х22 Квартал 6х22 Один из 6 СТО 9.3 Минимаркет 20.2 Рел.сооруж. 16.1 Квартал 8х15 Один из 8 Квартал 9х15 Один из 8 9 Квартал 8х15 Один из 8 Минимаркет 20.3 Водонасосн.ст.19 3 22 132 22 20 7 20 120 15 120 15 15 120 15 7 20 Σ 566,00 4 0,92 0,92 0,92 0,75 0,83 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,83 0,75 Автоматический выключатель Iдлит Iкр Кпу I , (Iном), (Iпуск ном.ав. Iрасц, А ск А А ), А 5 6 7 36,33 217,99 36,33 40,52 3,00 121,55 12,81 33,03 198,18 24,77 198,18 24,77 24,77 198,18 24,77 12,81 40,52 3,00 121,55 1033,24 8 100,00 250,00 100,00 160,00 100,00 100,00 250,00 100,00 250,00 100,00 100,00 250,00 100,00 100,00 160,00 9 40,00 220,00 40,00 125,00 16,00 40,00 220,00 32,00 220,00 32,00 32,00 220,00 32,00 16,00 160,00 1600,0 1600,00 0 Iнаиб откл способн, Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric kзащ*Iза Iдл/kпопр щ/kпопр кА 10 36,00 36,00 25,00 36,00 36,00 36,00 36,00 25,00 36,00 25,00 25,00 36,00 25,00 36,00 36,00 11 NSX100F 4P 40 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 40 NSX160F 4P 125 NSX100F 4P 16 NSX100F 4P 40 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 32 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 16 NSX160F 4P 160 Masterpact 42,00 NW16N1 66 12 100,00 250,00 100,00 160,00 100,00 100,00 250,00 100,00 250,00 100,00 100,00 250,00 100,00 100,00 160,00 13 36,33 217,99 36,33 40,52 12,81 33,03 198,18 24,77 198,18 24,77 24,77 198,18 24,77 12,81 40,52 Провод, кабель Iдоп пров, А 14 130 321 130 237 130 130 321 130 321 130 130 321 130 130 237 Потери мощности Марка и Длина r0, x0, ΔP, Вт ΔQ, Вт сечени l,м Ом/км Ом/км е, ВВГ 15 5x25 5x120 5x25 5x70 5x25 5x25 5x120 5x25 5x120 5x25 5x25 5x120 5x25 5x25 5x70 16 160 80 240 120 190 60 80 180 180 340 430 17 0,74 0,154 0,74 0,268 0,74 0,74 0,154 0,74 0,154 0,74 0,74 0,154 0,74 0,74 0,268 18 0,091 0,08 0,091 0,082 0,091 0,091 0,08 0,091 0,08 0,091 0,091 0,08 0,091 0,091 0,082 19 20 468,87 57,66 1756,37 912,40 1846,18 227,03 316,75 96,92 43,74 5,38 460,15 56,59 1088,66 565,54 1157,95 142,40 1451,54 754,05 1157,95 142,40 245,21 30,15 3265,98 1696,61 1157,95 142,40 123,93 15,24 567,51 173,64 15108,7 5018,39 5 Таблица 5.9 – Выбор оборудования 0,7 кВ и расчет потерь мощности в линиях Расчетный ток, А № Название Руст, cos ϕ кВт 4 Автоматический выключатель Iкр Iдлит Кп (Iпуск) Iном.ав., А Iрасц, А (Iном), А уск ,А 5 7 8 9 откл спос, кА 10 1 2 3 1 ВЭУ-Выпр. 0,7~ 1250 2 БК-ВЭУ 0,7~ 699 1 576,53 630,00 3 Выпр.-ШПТ 0,7= 1250 1 1785,71 2000,00 2000,00 85,00 4 Выпр.-ШПТ 0,7= 1250 1 1785,71 2000,00 2000,00 85,00 5 Выпр.-ШПТ 0,7= 1250 1 1785,71 2000,00 2000,00 85,00 6 Выпр.-ШПТ 0,7= 1250 1 1785,71 2000,00 2000,00 85,00 7 Выпр.-ШПТ 0,7= 1250 1 1785,71 2000,00 2000,00 85,00 8 АКБ-ШПТ 0,7= 1260 1 1800,00 2000,00 2000,00 85,00 9 ШПТ-Инвертор 0,7= 4726 1 6751,43 12500,0 100,0 12500,00 0 0 10 Инвертор-Тр. 0,4~ 5 0,75 9,62 11 12 13 14 15 16 17 18 Тр.-Шины РП2 10~ Шины РП2-ТП1 10~ Шины РП2-ТП2 10~ Шины РП2-ТП3 10~ Шины РП2-ТП4 10~ Шины РП2-ТП5 10~ Шины РП2-ТП6 10~ Шины РП2-ТП7 10~ Σ 4726 587 561 531 618 532 515 112 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,8 288,74 37,66 35,99 34,06 39,64 34,13 33,04 8,08 0,9 1145,54 6 Iнаиб 1250,00 1250,00 42,00 100,00 630,00 36,00 12,50 36,00 Расчетная Тип аппарата защиты нагрузка провода, А Провод, кабель Потери мощности Марка и АВ, Schneider kзащ*Iзащ/ Длин r0, x0, Iдл/kпопр Iдоп пров, А сечение, Electric kпопр а l,м Ом/км Ом/км ВВГ 11 Masterpact NW12N1 NSX630F 4P 630 Masterpact NW20HDC Masterpact NW20HDC Masterpact NW20HDC Masterpact NW20HDC Masterpact NW20HDC Masterpact NW20HDC ВАТ-492х6300/10-ЛУХЛ4 NSX100F 4P 12,5 12 1250,00 1145,54 14 15 16 1400 3х500 80 17 18 ΔQ, Вт Ки max 19 20 21 0,048 0,048 40740,74 40740,74 0,539 2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240 0,03 - 24750 - 0,539 2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240 0,03 - 24750 - 0,539 2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240 0,03 - 24750 - 0,539 2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240 0,03 - 24750 - 0,539 2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240 0,03 - 24750 - 0,539 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 67 13 ΔP, Вт 288,74 37,66 35,99 34,06 39,64 34,13 33,04 8,08 369,2 237 237 237 237 237 237 237 3х120 3х70 3х70 3х70 3х70 3х70 3х70 3х70 1500 450 310 500 350 320 750 1090 0,154 0,268 0,268 0,268 0,268 0,268 0,268 0,268 0,08 63696,33 33089,00 0,082 513,02 156,97 0,082 322,80 98,77 0,082 466,45 142,72 0,082 442,28 135,32 0,082 299,66 91,69 0,082 658,15 201,37 0,082 57,26 17,52 230947 74674 6 Специальная часть. Электроснабжение энергосберегающего дома 6.1 Выбор оборудования В таблицах 6.1 и 6.2 подробно расписан выбор автоматических выключателей и проводов для одного дома. Столбцы 1, 2, 3, 4 заполняем исходными данными. Столбец 5 считаем по формуле 6.1. Рабочий ток, он же длительный ток: Iр Рном , U ф cos (6.1) где Рном – номинальная установочная мощность приемника, в данном случае лампы; U ф – фазное напряжение. Iр 36 0,17 А. 220 0,95 Столбцы 8-11 заполняются по паспортным данным автоматического выключателя и сравниваются по условиям: – Iном.ав.≥ Iдлит.; – Iном.расц. ≥ Iкрит.; – Iнаиб откл способн, ≥Iкз. Выключатель Schneider Electric Actipro IC60N 2P 10: I длит =0,17 А I ном.ав =10 A, I кр =0,17 А I расц =10 A, I к.з.=5,491кА I отк=10кА. Столбцы 12 и 13 равны 8 и 5 соответственно. Кабель выбирается по условиям: I доп,пров I доп,пров I дл , К попр К защ I защ К попр (6.2) , где Кзащ – коэффициент защиты; Кзащ=1 – для автоматических выключателей; 68 (6.3) Кпопр – поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей; Iзащ = Iном.расц. – ток защиты автоматического выключателя. I доп.пров. I дл 0,17 0,17 А, 15 А 0,17 А, К попр 1 где Кпопр=1; I доп.пров. К защ I защ К попр 1 10 10 А, 15 А 10 А. 1 Выбираем кабель ВВГ 3х1,5. Сопротивления кабеля в столбцах 17,18 берем из справочника [8]. Рабочий ток трехфазной сети: Iр Iр Рном U н 3 cos 3000 400 3 0,75 , (6.4) 5,77 А. Столбцы 8-11 заполняются по паспортным данным автоматического выключателя и сравниваются по условиям: – Iном.ав.≥ Iдлит.; – Iном.расц. ≥ Iкрит.; – Iнаиб откл способн, ≥Iкз. Выключатель Schneider Electric Actipro IC60H 4P 25: I длит =5,77 А I ном.ав =25 A, I кр =5,77 А I расц =25 A, I к.з.=7,219кА I отк=10кА. Остальные расчеты составляют (приложение Х). 69 Таблица 6.1 – Выбор оборудования 0,4 кВ для 1 этажа Расчетный ток, А Фа за 1 А А А А А А В В В В В В С С С С Название 2 Освещение Санузел+Кладов. Навес+Улица 2 Улица 3 Розетки Коридор+Кухня 1 Санузел+Кладов. +Навес Гараж 1 Σ Освещение Веранда+Улица 1 Коридор+Лестн. Кухня Розетки Веранда+Лестн. Кухня 2 Кухня 3 Σ Освещение Гостиная Розетки Гостиная 1 Гостиная 2 Кухня 4 Σ Руст, cos ϕ кВт Автоматический выключатель Iдлит Iкр Кпу I , (Iном), (Iпуск ном.ав. Iрасц, А ск А А ), А 6 7 8 9 Iнаиб откл способн, кА 10 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А Провод, кабель Потери мощности Потери напряжения Марк АВ, kзащ*Iза Iдоп а и Длин r0, x0, Schneider Iдл/kпопр ΔP, Вт ΔQ, Вт ΔU, В ΔU, % /k сеч., а l,м Ом/км Ом/км щ попр пров, А Electric ВВГ 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 3 4 5 36 33 21 0,95 0,95 0,95 0,17 0,16 0,10 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 0,17 0,16 0,10 15 3х1,5 13 15 3х1,5 18 15 3х1,5 16 12,3 12,3 12,3 0,126 0,005 0,000 0,026 0,012 0,126 0,006 0,000 0,033 0,015 0,126 0,002 0,000 0,019 0,009 1500 0,9 7,58 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 7,58 27 3х4 7 4,63 0,107 1,860 0,043 0,223 0,102 2000 0,9 10,10 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 10,10 27 3х4 12 4,63 0,107 5,669 0,131 0,511 0,232 1000 4590 0,9 0,9 5,05 23,18 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 32,00 32,00 10,00 IC60N 2P 32 5,05 27 3х4 11 4,63 0,107 1,299 0,030 0,234 0,106 33 50 110 0,95 0,95 0,95 0,16 0,24 0,53 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 0,16 0,24 0,53 15 3х1,5 20 15 3х1,5 12 15 3х1,5 22 12,3 12,3 12,3 0,126 0,006 0,000 0,037 0,017 0,126 0,008 0,000 0,034 0,015 0,126 0,075 0,001 0,136 0,062 1000 1500 1500 4193 0,9 0,9 0,9 0,9 5,05 7,58 7,58 21,18 16,00 16,00 16,00 32,00 IC60N 2P 16 16,00 IC60N 2P 16 16,00 IC60N 2P 16 16,00 IC60N 2P 32 5,05 7,58 7,58 27 27 27 3х4 3х4 3х4 8 10 16 4,63 4,63 4,63 0,107 0,945 0,022 0,170 0,077 0,107 2,657 0,061 0,319 0,145 0,107 4,252 0,098 0,511 0,232 125 0,95 0,60 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 0,60 15 3х1,5 24 12,3 0,126 0,106 0,001 0,168 0,076 1500 1500 1000 4125 0,9 0,9 0,9 0,9 7,58 7,58 5,05 20,83 16,00 16,00 16,00 32,00 7,58 7,58 5,05 27 27 27 4,63 4,63 4,63 0,107 3,720 0,086 0,447 0,203 0,107 2,392 0,055 0,287 0,131 0,107 0,827 0,019 0,149 0,068 16,00 16,00 16,00 32,00 16,00 16,00 16,00 32,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 IC60N 2P 16 16,00 IC60N 2P 16 16,00 IC60N 2P 32 70 3х4 3х4 3х4 14 9 7 Таблица 6.2 – Выбор оборудования 0,4 кВ для 2 этажа Расчетный ток, А Фа за 1 Название 2 Освещение A Спальня3+Балк.2 Розетки A Спальня 3+Балк.2 Σ Освещение B Спальня 2 B Санузел Розетки B Спальня 2 B Санузел+Корид.2 Σ Освещение C Спальня 1 C Коридор+Балк. 1 Розетки C Спальня 1 C Корид.1+Балкон1 Σ Σ Фаза A Σ Фаза B Σ Фаза C Этаж 1 Кухня 5 АВ С Гараж 2 Руст, cos ϕ кВт Автоматический выключатель Iдлит Iкр Кпу I , (Iном), (Iпуск ном.ав. Iрасц, А ск А А ), А 6 7 8 9 Iнаиб откл способн, кА 10 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А Провод, кабель Потери мощности Потери напряжения Марк АВ, kзащ*Iза Iдоп а и Длин r0, x0, Schneider Iдл/kпопр ΔP, Вт ΔQ, Вт ΔU, В ΔU, % /k сеч., а l,м Ом/км Ом/км щ попр пров, А Electric ВВГ 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 3 4 5 50 0,95 0,24 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 2500 2550 0,9 0,9 12,63 12,88 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 12,63 25,00 25,00 10,00 IC60N 2P 25 25,00 12,88 27 27 45 28 0,95 0,95 0,22 0,13 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 1500 1500 3073 0,9 0,9 0,9 7,58 7,58 15,52 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 7,58 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 7,58 25,00 25,00 10,00 IC60N 2P 25 25,00 15,52 27 27 27 65 40 0,95 0,95 0,31 0,19 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00 2000 1000 3105 7140 7266 7230 0,9 0,9 0,9 10,10 5,05 15,68 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 10,10 16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 5,05 25,00 25,00 10,00 IC60N 2P 25 25,00 15,68 3000 0,75 3000 0,75 5,77 5,77 25,00 25,00 10,00 IC60H 4P 25 25,00 25,00 25,00 10,00 IC60H 4P 25 25,00 71 0,24 0,22 0,13 0,31 0,19 5,77 5,77 15 3х1,5 11 12,3 0,126 0,008 0,000 0,031 0,014 3х4 3х4 15 3 4,63 4,63 0,107 11,072 0,256 0,798 0,363 0,107 2,304 0,053 0,163 0,074 15 3х1,5 13 15 3х1,5 7 12,3 12,3 0,126 0,007 0,000 0,033 0,015 0,126 0,002 0,000 0,011 0,005 3х4 3х4 3х4 12 4 3 4,63 4,63 4,63 0,107 3,189 0,074 0,383 0,174 0,107 1,063 0,025 0,128 0,058 0,107 3,346 0,077 0,196 0,089 15 3х1,5 12 15 3х1,5 14 12,3 12,3 0,126 0,014 0,000 0,044 0,020 0,126 0,006 0,000 0,031 0,014 27 27 27 3х4 3х4 3х4 15 4 3 4,63 4,63 4,63 0,107 7,086 0,164 0,638 0,290 0,107 0,472 0,011 0,085 0,039 0,107 3,416 0,079 0,198 0,090 27 27 5х10 5х10 8 7 1,84 1,84 0,099 4,866 0,262 0,210 0,096 0,099 4,258 0,229 0,184 0,084 7 Безопасность жизнедеятельности 7.1 Анализ условий труда в помещениях подстанции При работе с электроэнергией, особенно при ее производстве и распределении, важна роль психологии и физиологии персонала. Примерами быстропротекающих процессов в энергетике можно отнести операции по вводу в параллельную работу синхронного генератора, оперативные переключения в распределительных устройствах (РУ), ввод в работу резервного электрооборудования, электрические испытания изоляции и др. (приложение Ц). 7.2 Разработка заземляющего устройства подстанции Защитное заземление преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос потенциала, разряд молнии и т. п.). Принцип действия защитного заземления основан на снижении до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканием на корпус и другими причинами (приложение Ц). 7.3 Разработка мероприятий по улучшению условий труда Главной задачей расчета освещения это обеспечить комфортной световой среды для работы персонала согласно СНиП РК 2.04-05-2002. Для нормальной работы персонала производственное освещение отвечает следующим требованиям: Освещенность на рабочем месте соответствует характеру выполняемой работы по СНиП РК 2.04-05-2002 «Естественное и искусственное освещение. Общие требования»; Яркость на рабочей поверхности и в пределах окружающего пространства распределятся равномерно; Резкие тени на рабочей поверхности отсутствуют; Освещение обеспечивает необходимый спектральный состав света для правильной цветопередачи; Система освещения не является источником других вредных факторов (шум и т.д.), а также является электро- и пожаробезопасной. 72 Естественное освещение – освещение помещений светом неба (прямым или отраженным), проникающим через световые проемы в наружных ограждающих конструкциях. Особенностью естественного освещения является его чрезвычайно высокий диапазон изменения и непостоянство. Поэтому оценивать естественное освещение в абсолютных единицах освещенности – люксах – не представляется возможным. Основной величиной для расчетов и нормирования естественного освещения является коэффициент естественной освещенности (КЕО), который определяется отношением (в процентах) освещенности в данной точке внутри помещения Eвнутри к одновременно измеряемой наружной горизонтальной освещенности под открытым небом Eнаружи : e= Eвнутри Eнаружи 100%. (7.28) Исходные данные указаны в таблице 7.1. Применяем искусственное освещение в вечернее время. Таблица 7.1 – Исходные данные Показатель 1. Длина помещения, м 2. Ширина помещения, м 3. Высота помещения, м 4. Высота рабочей поверхности, м Обозначение А В Н hРАБ Значение 10 6 2,8 1 Искусственное освещение на подстанции устанавливается по типу системы освещения: Местное - концентрируется световой поток непосредственно на рабочих местах; Общее, которое делится на: равномерное и локализованное; Комбинированное – совмещение общего и местного освещений. В проекте предусмотрено искусственное освещение: Аварийное, которое применяется при внезапном отключении рабочего освещения (5% от общего освещения); Рабочее – освещение во всех помещениях и на территории, для создания условий нормальной работы; Эвакуационное – предусматривается в местах, опасных для прохода людей (≥0,5 лк – освещенность в зданиях, 0,2 лк – вне их). Нормирование искусственного освещения производится в соответствии со СНиП РК 2.04-05-2002, освещенность на рабочих местах нормируем в зависимости от условий выполнения зрительных работ, вида источника света 73 и системы освещения. Для искусственного освещения помещений используем светодиодные лампы, у которых высокая световая отдача (свыше 100 лм/Вт), продолжительный срок службы (до 50000 ч), близкий к естественному, спектральный состав излучаемого света, что обеспечивает хорошую цветопередачу. Рассчитаем общее освещение в главном управляющем помещении подстанции длиной 10 м, шириной 6 м, высотой 2,8 м. Разряд зрительной работы IV, в. В соответствии с СНиП РК о рекомендованных источниках света для диспетчерских помещений нормируемая освещенность равна 300 лк. Параметры светильника внесены в таблицу 7.2. Таблица 7.2 – Тип светильника Тип помещения Тип светильника Тип лампы Мощность, Вт Коэф. использования, % Cоsφ Световой поток, лм Управляющее помещение CД-70 Osram 90 LED 5000K 50 70 0,95 5000 Индекс помещения, определяется соотношением размеров освещаемого помещения: i A B . h A B (7.29) Высота подвеса светильников над рабочей поверхностью: h H h раб , (7.30) h 2,8 1 1,8 м. Тогда индекс помещения определим как: i 10 6 2,08. 1,810 6 (7.31) Световой поток: F 74 E кЗ S z , (7.32) где – нормируемая освещенность; –коэффициент запаса при искусственном освещении; освещаемая площадь; –коэффициент неравномерности освещения; –коэффициент использования светового потока. F 300 1,5 10 6 1,1 42429 лм. 0,7 Количество светильников: F F F , FЛ (7.33) 42429 9. 5000 Тогда расчетный световой поток будет определяться по формуле: FР F E KЗ S z , N (7.34) 300 1,5 10 6 1,1 4714 лм. 9 0,7 Проверка светового потока: F F FЛ FР 100 %, FЛ (7.35) 5000 4714 100 % 5,7% . 5000 Полученная величина находится в пределах 10% F 20% , значит перерасчёт светового потока не требуется. Схема светодиодных ламп в управляющем помещении подстанции показана на рисунке 7.3. 75 Рисунок 7.3 – Схема светодиодных ламп в управляющем помещении подстанции 76 8 Экономическая часть. Бизнес план строительства электроэнергетического комплекса для электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» Резюме Целью технико-экономического обоснования является расчет экономической эффективности строительства системы электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» с использованием возобновляемых источников энергии. Основной задачей расчета являются определение экономической эффективности проекта, включающей в себя расчет инвестиционной приемлемости проекта, рентабельности инвестиций, норму прибыли, а также срока окупаемости данного проекта. В состав системы электроснабжения входят три основных блока локальной энергосистемы, не присоединенной к национальной энергосистеме: основная часть, отвечающая за производство электроэнергии с помощью пяти ветрогенераторов суммарной мощностью 6,25 МВт и 4200 фотоэлектрических панелей общей мощностью 1,26 МВт; промежуточная часть, выполняющая функцию передачи электроэнергии от группы электростанций до населенного пункта и потребителей; и конечная часть энергосистемы, являющаяся распределительной для каждого приемника электрической энергии. В результате расчета технико-экономических показателей были получены следующие результаты: – общие капитальные вложения в строительство энергообъекта составили 2240,054 млн. тенге; – эксплуатационные затраты – 149,4 млн.тенге; – суммарные затраты на передачу электроэнергии 17 млн.тенге; – стоимость продажи электроэнергии равна 18,43 тенге/кВт∙ч; – внутренняя норма прибыли IRR составила 14%. Также был рассчитан доход от продажи квот на выбросы парниковых газов, в результате чистая годовая прибыль за вычетом налога 20% составила 347,854 млн.тенге. Полученная прибыль направлена на погашение инвестиционных средств и кредита. Срок окупаемости сооружаемой системы электроснабжения составил 6,5 лет. Организация брала кредит процентной ставкой 12%. В результате с учетом дисконтирования срок окупаемости составил 8 лет, так как чистая приведенная стоимость будет положительной на 8 год реализации проекта. 77 8.1 Анализ рынка сбыта В связи с выявленным дефицитом в электроснабжении потребителей Алматинской области и Южного Казахстана в целом, предполагается, что дополнительное присоединение строящегося по энергоэффективным технологиям городка к существующим сетям АО «АЖК» и далее к сетям национальной энергосистемы АО «KEGOC» принесет дополнительную нагрузку на уже перегруженные существующие электростанции. Поэтому существует смысл предлагать электроэнергию потребителям населенного пункта «Гринсберг» автономно с помощью вышеназванных источников возобновляемой энергии. 8.2 Тарифы на электроэнергию Для стоимостной оценки результата строительства энергетического комплекса используются действующий тариф на электроэнергию для Алматинской области 18,43 тенге/кВт∙ч. Тариф складывается из основных составляющих: производство электроэнергии на электростанции, ее транспортировка по сетям локальной энергосистемы и распределение по потребителям. 8.3 План производства Проект электроэнергетического комплекса состоит из двух составляющих: ветроэлектростанции (ВЭС) с солнечной электростанцией (СЭС) и распределительного пункта. В свою очередь ВЭС представляет собой 5 ветрогенераторов фирмы Suzlon мощностью 1,25 МВт, а СЭС составляют 4200 фотоэлектрических панелей площадь 1,95 м2 каждая. Затем полученная электроэнергия собирается на шинах распределительного пункта РП и преобразуется из постоянного в переменный ток с помощью инверторов Siemens, а далее с помощью 2 трансформаторов ТСЛ на 2500 кВА повышается напряжение сети до 10 кВ и энергия передается по кабелям к потребителям. В соответствии со строительными нормами срок строительства системы электроснабжения для населенного пункта «Гринсберг» принят равным 12 месяцам. Годовой объём вырабатываемой электроэнергии ветро- и солнечной электростанции составляет около 29,025 млн. кВт ч. Объем произведенной энергии определяется из рассчитанной установленной мощности существующих потребителей, равной 3466 кВт, коэффициента мощности cosφ=0,9 и графика электрических нагрузок, построенного в разделе 2. 78 8.4 Юридический план Строительство и эксплуатация рассматриваемых энергообъектов осуществляется за счет привлечения собственных средств организации и заемного капитала потенциальных инвесторов. Схема выплаты процентов за кредит принимается из расчета 12 % годовых, начиная с первого года эксплуатации. 8.5 Экологическая информация Экологическая ситуация в районе размещения электросети находится в пределах установленных санитарных норм. Строительство электростанций, распределительного пункта и прилегающих сетей никаким образом не ухудшит экологическую ситуацию в районе, а даже позволит сэкономить на до 9723,4 тонны угля в год. 8.6 Финансовый план 8.6.1 Определение капитальных вложений в строительство системы электроснабжения (энергосистемы) Капитальные затраты на сооружение ПС состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы. Капитальные вложения в энергосистему КЭС зависят от многих факторов и разделены на три составляющие: – затраты по электростанциям – на ветроэлектростанцию (ВЭС) и солнечную электростанцию (СЭС) – K ВЭС и K СЭС ; – затраты по распределительному пункту электрической энергии – K РП ; – затраты по кабельным линиям – K КЛ ; Стоимость ВЭС состоит из стоимости оборудования – ветрогенераторов, автоматических выключателей, батарей конденсаторов и соответствующих строительно-монтажных работ. Стоимость СЭС включает в себя стоимость и установку фотоэлектрических панелей, аккумуляторных батарей и выпрямителей. Расчетная стоимость распределительного пункта включает в себя стоимость трансформаторов, инверторов, выключателей, разъединителей, ограничителей перенапряжения (ОПН), ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также строительно-монтажных работ. Капитальные затраты по энергосистеме: 79 K ЭС K ВЭС K СЭС K РП K КЛ , (8.1) Все расчеты капиталовложений в подстанции сводятся в таблицу 7.2.1. Стоимость оборудования включает в себя цену оборудования и стоимость строительства данной единицы оборудования. Во время расчета стоимости оборудования в национальной валюте была использована информация Национального банка Республики Казахстан, по которой официальные (рыночные) курсы валют на 21 мая 2015 года составляют: USD – 185,8 тенге; EUR – 206,42 тенге; RUB – 3,7 тенге. Таблица 8.1 – Капитальные электроснабжения вложения в проектируемую систему Цена за единицу, млн. тенге Всего, млн. тенге 278,7 1393,5 5 4,487 22,437 4200 0,04237 177,95 15 0,929 13,935 1050 0,039 40,969 5 59,27 296,351 5 1,442 7,212 6 7,164 Electric Masterpact NW20HDC Трансформация и передача электроэнергии 42,982 Количество, шт. Наименование оборудования Производство электроэнергии Ветрогенератор Suzlon S66-1.25MW Mk II 5 Автоматический выключатель Schneider Electric Masterpact NW12H1 Фотоэлектрическая панель YINGLI YGE 72 YL310P-35b Батарея конденсаторов КРМТ-0,69-233-33,3 Аккумуляторная батарея EverExceed 10OPZv700 Выпрямитель Siemens Synamics DCM D725/200 Кабель ВВГ 2х(2х300) Автоматический выключатель Schneider Автоматический выключатель ВАТ-492х6300/10-Л-УХЛ4 Инвертор Siemens Sinvert PVS2520 Трансформатор ТСЛ-2500-10/0,4 Выключатель ABB 15ADV20 AA4G1 Кабель СБ-10 3х120 2 3,163 6,326 2 2 3 2 103,007 8,081 2,9 3,757 206,014 16,163 8,7 7,515 2240,054 Итого Капитальные затраты по энергосистеме (ЭС): 80 K ЭС 2240,054 млн.тенге. 8.6.2 Расчет суммарных эксплуатационных издержек Суммарные эксплуатационные издержки определяются по выражению: И И ам И об / рем И пот , (8.2) где Иам – ежегодные издержки на амортизацию, тенге; Иоб/рем – издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), тенге. Ежегодные издержки на амортизацию определяются: И ам ам K ЭС , 100 (8.3) где ам – нормы отчислений на амортизацию, %. Издержки на обслуживание и ремонты определяются: И об / рем об / рем K ЭС , 100 (8.4) где об / рем – нормы отчислений на обслуживание оборудования и ремонты, % . Расчет эксплуатационных издержек сводится в таблицу 8.2 Таблица 8.2 – Расчет эксплуатационных издержек ЭС Элемент Капитальные вло ам ,% жения, млн.тенге. ,% Иам, млн. тенге об / рем Иоб/рем, Иэкс, млн. тенге млн. тенге ВЭС и Солнечная ЭС 1648,791 4,2 2 69,249 32,976 102,225 Выпрямитель 296,351 5 3 14,818 8,891 23,709 Кабельная линия 14,727 2,8 0,8 0,412 0,118 0,53 РП 10 кВ Трансформатор Инвертор 58,008 16,163 206,014 6,7 5 5 2,5 3 3 3,887 0,808 10,3 1,4502 0,485 6,18 5,1632 1,293 16,48 135,748 50,1002 149,4 Итого: 81 Эксплуатационные издержки на потери в оборудовании: И пот С0 ( WТР Wинв Wвыпр WКЛ ). (8.5) И пот 18,43 (106349 378000 381060 57035) 17 млн.тенге, где С0 - стоимость электроэнергии равна 18,43 тенге/кВт∙ч. Потери рассчитаны в разделе 5 - Расчет потерь мощности и энергии в оборудовании. WТР - потери электроэнергии в трансформаторе; WКЛ - потери электроэнергии в кабельной линии; Wинв - потери электроэнергии в инверторе; Wвыпр - потери электроэнергии в выпрямителе. Общие издержки: И И ам И об / рем И пот, И (135,748 50,1002 17) 106 166,4 млн.тенге. 8.6.3 Расчет дохода от продажи электроэнергии Объем потребляемой электроэнергии состоит из суммы энергий за каждый из 4 сезонов и определяется по формуле: Э t P , (8.6) P – средняя мощность населенного пункта за 1 час в определенный сезон где рассчитана в разделе 2; Pзим 3397,4МВт, Pвесн 3291,4МВт, Pлетн 3244,4МВт, Pосен 3320,4МВт; t =2190 ч – число часов в сезоне. Э 2190 (3397,4 3291,4 3244,4 3320,4) 29,025млн.кВт ч. Рассчитаем доход от продажи электроэнергии потребителям населенного пункта «Гринсберг». Выбираем минимальный тариф для электроэнергии, выработанной с помощью возобновляемых источников энергии T=18,43 тг/ кВт∙ч, основанный на законе о возобновляемых источниках энергии. Закон Республики Казахстан № 165-IV "О поддержке использования возобновляемых источников энергии" от 4 июля 2009 года вступил в силу в 82 том же месяце и направлен на создание благоприятных условий для использования возобновляемых источников энергии. Возобновляемыми источниками энергии определены объекты гидроэнергетики мощностью до 35 МВт, солнечная энергия, энергия ветра и проекты, предусматривающие использование для производства энергии и тепла таких возобновляемых источников, как биогаз, биомасса и органические отходы. Основные тезисы этого закона: – Все компании, эксплуатирующие сети, должны приобретать весь объем электроэнергии и/или тепла, получаемый из возобновляемых источников. – Срок действия договоров о закупке электрической и тепловой энергии должен превышать период окупаемости оборудования, определенный в технико-экономическом обосновании. – Закупочная цена энергии устанавливается производителем энергии по собственному усмотрению, но она не должна превышать стоимости, определенной в технико-экономическом обосновании. Доход от прогнозируемого объема выработки электроэнергии составит: Д Э T , (8.7) Д 29,025 18,43 534,938 млн.тенге. Чистая прибыль в год за вычетом издержек и подоходного налога 20% составит: ЧПр ( Д И ) 0,8, (8.8) ЧПр ( 534,938 166,4 ) 0,8 294,83млн.тенге. 8.6.4 Расчет дохода от продажи квот на выбросы парниковых газов (ПГ) По Киотскому протоколу Министерство охраны окружающей среды Республики Казахстан приняло на себя обязательства по снижению выбросов парниковых газов и сейчас ведет работу по созданию национальной системы торговли выбросами СО2 и парниковых газов. Предприятия будут стимулированы к снижению выбросов парниковых газов благодаря предоставляемому для них выбору более выгодных условий. В этом и заключается смысл новой системы для Казахстана – торговли выбросами парниковых газов. Число разрешений на выбросы СО2 будет выдаваться предприятиям ограниченно. Если установленный для компании предел не будет достигнут и уровень выбросов будет снижен, то оставшаяся часть может быть продана другим предприятиям, которые все-таки превысили допустимый уровень 83 выбросов. Таким образом углеродные сертификаты станут средством куплипродажи. Сейчас такие системы существуют в Европе и США. Благодаря созданию системы торговли вредных выбросов, многие компании и заводы смогли не только уменьшить эмиссии парниковых газов, но и получить прибыль за счет проведенных мероприятий по энергоэффективности и энергосбережению. Экономическое развитие будет происходить благодаря внедрению национальной системы торговли квотами на эмиссии углекислого газа. Таким образом, экономически эффективный путь будет направлен на действия, защищающие экологию. Недостатком проекта является высокий тариф на отпуск электроэнергии, возможным вариантом по снижению тарифа может стать участие ВЭС в торговле углеродными квотами, при условии принятия в Республике Казахстан соответствующей законодательной базы. Оценочное снижение выбросов парниковых газов составит 29,722 тыс. тонн СО2 в год. Стоимость 1 тонны на мировом рынке составляет 12 долл. США/тонна или TCO2 2230тенге/ тонна . Годовая выработка электроэнергии по проекту составляет 29,025 млн. кВт·ч, тогда предотвращаемая эмиссия СО2 составит: M CO2 Э m 29,025 1,024 29,722 млн.кг. (8.9) где m 1,024кг - масса СО2, вырабатываемая при получении 1 кВт∙ч электроэнергии на пылеугольной ТЭС [9]. Это означает, что выработка 1 кВт·ч электроэнергии на ветровой и солнечной электростанции предотвращает эмиссию СО2 в размере 1,024 кг, и владелец установленной мощности приобретает права продажи квот на выбросы парниковых газов в соответствующем объеме и доход будет следующим: Д CO2 М CO2 TCO2 , (8.10) Д CO2 29,722 2230 66,28 млн.тенге. Тогда суммарный доход и чистая прибыль составят: Д Д Д CO 534,938 66,28 601,218 млн.тенге, 2 ЧПр ( 601,218 166,4 ) 0,8 347,854 млн.тенге. 84 (8.11) Простой срок окупаемости сооружаемой локальной энергосистемы составит: РР K ЭС 2240,054 6,5 лет. ЧПр 347 ,854 8.6.5 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций Чистая приведенная стоимость (ЧПС) Сроки окупаемости капитальных затрат на строительство системы электроснабжения были рассчитаны методом чистой приведенной стоимости. Этот метод основан на сопоставлении дисконтированных денежных потоков с инвестициями. Для определения NPV необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему знаменателю для возможности сравнения во времени. Чистая приведенная стоимость определяется по формуле: n ЧПС t 1 CF Ic , (1 r ) n (8.12) где Ic – инвестиции в данный проект, млн. тенге; r – ставка дисконтирования, r = 12%; n – время реализации проекта, год; СF– денежный поток, млн. тенге. Денежный поток определяется по формуле CF = ЧПр + Иам, (8.13) CF = 347,854 + 135,748 = 483,602 млн.тенге. Лучшим инвестиционным проектом будет считаться тот у которого: – ЧПС(NPV)0 и является определенной величиной, то стоимость фирмы увеличивается; – ЧПС(NPV) = 0, то экономист должен сделать новые расчеты по выполняемому проекту и учитывать предполагаемые налоги; – ЧПС(NPV)0, то проект не принимается, т.к. компания может обанкротиться. Принято, что CF не изменяется со временем. Расчет сведен в таблицу 8.3. ВНП (IRR) - Внутренняя норма прибыли 85 При ЧПС=0 внутренняя норма прибыли становится равной стоимости капитала. Для определения цены капитала: – Путем подбора, изменяя rt, совершается несколько расчетов для того, чтобы ЧПС стал равным 0; – рассчитывается по формуле: + ВНП(IRR) r1 ЧПС1 + (r 2 -r1 ) + ЧПС1 + ЧПС2 (8.14) - где ЧПС1+ - ЧПС при расчете капитала (процентной ставки) r1; ЧПС2- - ЧПС при расчете капитала (процентной ставки) r2; r1 - цена капитала, при которой ЧПС на минимальную величину превышает 0; r2 - цена капитала, при которой ЧПС на минимальную величину меньше 0. ВНП(IRR)=14%. Таблица 8.3 – Расчет ЧПС Год 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Ic, млн. тенге 2240,05 CF, млн. тенге -2240,054 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 483,602 1 (1 r) n 1,000 0,893 0,797 0,712 0,636 0,567 0,507 0,452 0,404 0,361 0,322 0,287 0,257 0,229 0,205 0,183 0,163 0,146 0,130 0,116 0,104 0,093 0,083 0,074 CF , млн. тенге ЧПС, млн. тенге (1 r ) n -2240,054 431,788 385,525 344,218 307,338 274,409 245,008 218,757 195,319 174,392 155,707 139,024 124,129 110,829 98,955 88,352 78,886 70,434 62,887 56,149 50,133 44,762 39,966 35,684 86 -2240,054 -1808,267 -1422,742 -1078,524 -771,186 -496,777 -251,769 -33,012 162,307 336,698 492,405 631,429 755,558 866,387 965,341 1053,694 1132,580 1203,014 1265,901 1322,050 1372,184 1416,946 1456,912 1492,596 ВНП (IRR), % 14 Из полученных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций составил около 8 лет. Заключение В данном дипломном проекте была спроектирована система электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» (Greensburg). В разделе «Описание населенного пункта» приведена план-схема коттеджного городка «Гринсберг», занимающего выгодное географическое положение, и определены основные причины возникновения данного проекта. В разделе «Расчет электрических нагрузок» произведено определение нагрузок потребителей за сутки, за год для дальнейшего определения мощности источника электроэнергии. В разделе «Расчет ветропотенциала» стало понятно, что населенный пункт расположен в зоне с высоким потенциалом энергии ветра, поэтому в качестве основного источника электроэнергии для электроснабжения коттеджного городка выбираем энергию ветра. Для покрытия провала мощности, возникающего вследствие непостоянства скорости ветра, решено использовать энергию, получаемую от фотоэлектрических панелей и запасаемую в темное время суток в аккумуляторные батареи. Для этого необходимо был поведен расчет солнечного потенциала в нужной точке Земли. В разделе «Электроснабжение населенного пункта» осуществлено проектирование схемы электроснабжения от ветро- и солнечной электростанции до потребителей. Также совершен расчет токов короткого замыкания: одно-, двух- и трехфазных для двух режимов питания нагрузок. В завершение этого раздела выбрано необходимое электрооборудование: начиная от выпрямителей и трансформаторов и заканчивая кабелем, соединяющим каждый дом с системой электроснабжения. Также рассчитаны потери мощности, энергии и напряжения. В специальной части рассмотрены моменты в электроснабжении энергосберегающего дома, а именно освещение, схема бесперебойного питания от собственного источника энергии. В разделе «Безопасность жизнедеятельности» были учтены меры по защите человека от аварийных случаев. В экономической части доказана финансово-экономическая целесообразность строительства системы электроснабжения поселка. Таким образом в проекте просчитаны все стадии существования электрической энергии от производства и передачи из альтернативных 87 источников, свободных от парниковых энергоэффективного потребления. газов, до распределения и Список литературы Основная литература: 1. Электроснабжение сельского хозяйства. Учебник для вузов – И.А.Будзко, Н.М.Зуль. – М.: Колос, 2005. – 536 с.: ил. – ISBN 5-10-003172-7. 2. В. Ю. Гессен, Ф. М. Ихтейман, С. Ф. Симоновский, Г. Н. Катович. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства: учебное пособие для вузов - М.: Колос, 2004. - 208 с. : ил. - Б. ц. 3. Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов. Электроснабжение сельского хозяйства. – М.: Колос, 2008. – 655 с.: ил. 4. Твайделл Дж. Возобновляемые источники энергии. Дж. Твайделл, А. Уэйр. Пер. с англ.- М.: Энергоатомиздат, 2005.- 392 с. 5. Ветроэнергетика Под ред. Д. де Рензо: Пер. с англ.; под ред. Я. И. Шефтера. — М.: Энергоатомиздат, 1982. —272 с, ил. 6. Харитонов В.П. Автономные ветроэлектрические установки М.: Всероссийский научно-исследовательский институт электрификации сельского хозяйства, 2006. – 280 с. 7. Виссарионов В.И., Дерюгина Г.В., Кузнецова В.А., Малинин Н.К. Солнечная энергетика: Учебное пособие для вузов / Под ред. В.И.Виссарионова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - с. 8. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 2006. - 576 с. Дополнительная литература: 1. Фолькер Куашнинг. Системы возобновляемых источников энергии. Технология - Расчеты – Моделирование. Учебник / Пер. с немецкого. — Астана, 2013. — 432 с.: 280 цв. ил., 113 табл. — ISBN 978-601-302-032-7. 2. Ветродизельные комплексы в децентрализованном электроснабжении: монография – Бобров А.В., Тремясов В.А. – СФУ Издательство, 2012 – 216 стр. 3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 2004. - 648 с. 4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М. Энергоатомиздат. 2005. 605 с. 88 5. Курсовое и дипломное проектирование по разделу «Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов». Методические указания – Волгоград, 2008. – 42 стр. 5. Охрана труда. Под редакцией проф. Б.А. Князевского. М. Высшая школа. 2006. 308 с. 6. Папафанасопуло Г. А. Несколько примеров расчетов снижения или предотвращения выбросов парниковых газов в энергетических проектах в Казахстане. / Энергетика и топливные ресурсы Казахстана, №1, 2007, с. 102110. 7. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов. М. Энергоатомиздат. 2004. 211 с. 8. Компенсированный асинхронный генератор для автономных систем электроснабжения. Мишин В.И., д.т.н., проф., Козырский В.В., д.т.н., проф. – Национальный аграрный университет, – Киев, 2009. 9. Михалычева Э.А., Трифонов А.Г. Экологические аспекты строительства и эксплуатации ветроэнергетических станций. – Вестник Брестского государственного технического университета. – 2013. 10. Сайт http://cleantechnica.com/ – 13 Charts On Solar Panel Cost & Growth Trends September 4th, 2014 by Zachary Shahan. 11. Сайт http://en.wikipedia.org/ – Cost of electricity by source in 2015. 89 Приложение А Описание населенного пункта Рисунок А1 – План-схема проектируемого населенного пункта “Greensburg” 90 Продолжение приложения А Рисунок А1– Ветровой атлас участка в районе Коридора Шелек. 91 Приложение Б Суточные графики активных нагрузок потребителей Таблица Б1 – Суточный зимний график активных нагрузок потребителей 92 № п/п Уст. мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 13 % 0,65 0,6 0,6 0,65 0,65 0,6 0,65 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 P 39 36 18 32,5 32,5 12 32,5 18 36 24 26 6,5 6,5 6,5 39 24 13 39 13 13,65 585 585 572 29,25 2239 14 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 15 16 % P % P 0,6 36 0,6 36 0,75 45 0,75 45 0,75 22,5 0,75 22,5 0,6 30 0,6 30 0,6 30 0,6 30 0,75 15 0,75 15 0,6 30 0,6 30 0,75 22,5 0,75 22,5 0,75 45 0,75 45 0,75 30 0,75 30 0,6 24 0,6 24 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 36 0,6 36 0,75 30 0,75 30 0,6 12 0,6 12 0,6 36 0,6 36 0,6 12 0,6 12 0,6 12,6 0,6 12,6 0,6 540 0,6 540 0,6 540 0,6 540 0,6 528 0,6 528 0,6 27 0,6 27 2122 2122 17 % 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 42 21 35 35 14 35 21 42 28 28 7 7 7 42 28 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2426 18 % 0,85 0,65 0,65 0,85 0,85 0,65 0,85 0,65 0,65 0,65 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,65 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 P 51 39 19,5 42,5 42,5 13 42,5 19,5 39 26 34 8,5 8,5 8,5 51 26 17 51 17 17,85 765 765 748 38,25 2890 19 % 0,65 0,6 0,6 0,65 0,65 0,6 0,65 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 P 39 36 18 32,5 32,5 12 32,5 18 36 24 26 6,5 6,5 6,5 39 24 13 39 13 13,65 585 585 572 29,25 2239 20 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 21 22 % P % P 0,6 36 0,6 36 0,75 45 0,75 45 0,75 22,5 0,75 22,5 0,6 30 0,6 30 0,6 30 0,6 30 0,75 15 0,75 15 0,6 30 0,6 30 0,75 22,5 0,75 22,5 0,75 45 0,75 45 0,75 30 0,75 30 0,6 24 0,6 24 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 36 0,6 36 0,75 30 0,75 30 0,6 12 0,6 12 0,6 36 0,6 36 0,6 12 0,6 12 0,6 12,6 0,6 12,6 0,6 540 0,6 540 0,6 540 0,6 540 0,6 528 0,6 528 0,6 27 0,6 27 2122 2122 23 % 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 42 21 35 35 14 35 21 42 28 28 7 7 7 42 28 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2426 24 % P 0,85 51 0,65 39 0,65 19,5 0,85 42,5 0,85 42,5 0,65 13 0,85 42,5 0,65 19,5 0,65 39 0,65 26 0,85 34 0,85 8,5 0,85 8,5 0,85 8,5 0,85 51 0,65 26 0,85 17 0,85 51 0,85 17 0,85 17,85 0,85 765 0,85 765 0,85 748 0,85 38,25 2890 Продолжение приложения Б Таблица Б2 – Суточный весенний график активных нагрузок потребителей 93 № п/п Уст. мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 1 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 2 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 3 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 4 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 5 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 P 27 27 13,5 22,5 22,5 9 22,5 13,5 27 18 18 4,5 4,5 4,5 27 18 9 27 9 9,45 405 405 396 20,25 1560 6 % 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 7 P 30 30 15 25 25 10 25 15 30 20 20 5 5 5 30 20 10 30 10 10,5 450 450 440 22,5 1733 % 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 8 P 36 30 15 25 25 10 25 15 30 20 20 5 5 5 30 20 10 30 10 10,5 450 450 440 22,5 1739 % 0,7 0,6 0,6 0,7 0,7 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 9 P 42 36 18 35 35 12 35 18 36 24 28 7 7 7 42 24 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2398 % 0,6 0,8 0,8 0,6 0,6 0,8 0,6 0,8 0,8 0,8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,8 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 10 P 36 48 24 30 30 16 30 24 48 32 24 6 6 6 36 32 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2136 % 0,75 0,9 0,9 0,75 0,75 0,9 0,75 0,9 0,9 0,9 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,9 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 P 45 54 27 37,5 37,5 18 37,5 27 54 36 30 7,5 7,5 7,5 45 36 15 45 15 15,75 675 675 660 33,75 2642 11 12 % P % P 0,85 51 0,75 45 1 60 0,85 51 1 30 0,85 25,5 0,85 42,5 0,75 37,5 0,85 42,5 0,75 37,5 1 20 0,85 17 0,85 42,5 0,75 37,5 1 30 0,85 25,5 1 60 0,85 51 1 40 0,85 34 0,85 34 0,75 30 0,85 8,5 0,75 7,5 0,85 8,5 0,75 7,5 0,85 8,5 0,75 7,5 0,85 51 0,75 45 1 40 0,85 34 0,85 17 0,75 15 0,85 51 0,75 45 0,85 17 0,75 15 0,85 17,85 0,75 15,75 0,85 765 0,75 675 0,85 765 0,75 675 0,85 748 0,75 660 0,85 38,25 0,75 33,75 2988 2628 Продолжение приложения Б Продолжение таблицы Б2 94 № п/п Уст. мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 13 % 0,65 0,6 0,6 0,65 0,65 0,6 0,65 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 P 39 36 18 32,5 32,5 12 32,5 18 36 24 26 6,5 6,5 6,5 39 24 13 39 13 13,65 585 585 572 29,25 2239 14 % P 0,6 36 0,65 39 0,65 19,5 0,6 30 0,6 30 0,65 13 0,6 30 0,65 19,5 0,65 39 0,65 26 0,6 24 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 36 0,65 26 0,6 12 0,6 36 0,6 12 0,6 12,6 0,6 540 0,6 540 0,6 528 0,6 27 2094 15 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 16 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 17 % P 0,6 36 0,65 39 0,65 19,5 0,6 30 0,6 30 0,65 13 0,6 30 0,65 19,5 0,65 39 0,65 26 0,6 24 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 36 0,65 26 0,6 12 0,6 36 0,6 12 0,6 12,6 0,6 540 0,6 540 0,6 528 0,6 27 2094 18 % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 36 18 30 30 12 30 18 36 24 24 6 6 6 36 24 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2080 19 % 0,65 0,6 0,6 0,65 0,65 0,6 0,65 0,6 0,6 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,6 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 P 39 36 18 32,5 32,5 12 32,5 18 36 24 26 6,5 6,5 6,5 39 24 13 39 13 13,65 585 585 572 29,25 2239 20 % P 0,85 51 0,6 36 0,6 18 0,85 42,5 0,85 42,5 0,6 12 0,85 42,5 0,6 18 0,6 36 0,6 24 0,85 34 0,85 8,5 0,85 8,5 0,85 8,5 0,85 51 0,6 24 0,85 17 0,85 51 0,85 17 0,85 17,85 0,85 765 0,85 765 0,85 748 0,85 38,25 2876 21 22 23 % P % P % P 1 60 0,85 51 0,6 36 0,55 33 0,5 30 0,45 27 0,55 16,5 0,5 15 0,45 13,5 1 50 0,85 42,5 0,6 30 1 50 0,85 42,5 0,6 30 0,55 11 0,5 10 0,45 9 1 50 0,85 42,5 0,6 30 0,55 16,5 0,5 15 0,45 13,5 0,55 33 0,5 30 0,45 27 0,55 22 0,5 20 0,45 18 1 40 0,85 34 0,6 24 1 10 0,85 8,5 0,6 6 1 10 0,85 8,5 0,6 6 1 10 0,85 8,5 0,6 6 1 60 0,85 51 0,6 36 0,55 22 0,5 20 0,45 18 1 20 0,85 17 0,6 12 1 60 0,85 51 0,6 36 1 20 0,85 17 0,6 12 1 21 0,85 17,85 0,6 12,6 1 900 0,85 765 0,6 540 1 900 0,85 765 0,6 540 1 880 0,85 748 0,6 528 1 45 0,85 38,25 0,6 27 3340 2848 2038 24 % 0,4 0,35 0,35 0,4 0,4 0,35 0,4 0,35 0,35 0,35 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,35 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 P 24 21 10,5 20 20 7 20 10,5 21 14 16 4 4 4 24 14 8 24 8 8,4 360 360 352 18 1372 Продолжение приложения Б Таблица Б3 – Суточный летний график активных нагрузок потребителей 95 № п/п Уст. мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 1 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 2 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 3 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 4 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 5 P 18 18 9 15 15 6 15 9 18 12 12 3 3 3 18 12 6 18 6 6,3 270 270 264 13,5 1040 % 0,45 0,4 0,4 0,45 0,45 0,4 0,45 0,4 0,4 0,4 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,4 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 6 P 27 24 12 22,5 22,5 8 22,5 12 24 16 18 4,5 4,5 4,5 27 16 9 27 9 9,45 405 405 396 20,3 1546 % 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 7 P 27 27 13,5 22,5 22,5 9 22,5 13,5 27 18 18 4,5 4,5 4,5 27 18 9 27 9 9,45 405 405 396 20,3 1560 % 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 8 P 30 30 15 25 25 10 25 15 30 20 20 5 5 5 30 20 10 30 10 10,5 450 450 440 22,5 1733 % 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 9 P 42 42 21 35 35 14 35 21 42 28 28 7 7 7 42 28 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2426 % 0,75 0,85 0,85 0,75 0,75 0,85 0,75 0,85 0,85 0,85 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,85 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 10 P 45 51 25,5 37,5 37,5 17 37,5 25,5 51 34 30 7,5 7,5 7,5 45 34 15 45 15 15,8 675 675 660 33,8 2628 % 0,75 0,9 0,9 0,75 0,75 0,9 0,75 0,9 0,9 0,9 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,9 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 P 45 54 27 37,5 37,5 18 37,5 27 54 36 30 7,5 7,5 7,5 45 36 15 45 15 15,8 675 675 660 33,8 2642 11 % 0,8 1 1 0,8 0,8 1 0,8 1 1 1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 P 48 60 30 40 40 20 40 30 60 40 32 8 8 8 48 40 16 48 16 16,8 720 720 704 36 2829 12 % 0,7 0,8 0,8 0,7 0,7 0,8 0,7 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 48 24 35 35 16 35 24 48 32 28 7 7 7 42 32 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2454 Продолжение приложения Б Продолжение таблицы Б3 96 № п/п Уст. мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 13 14 15 % P % P % P 0,6 36 0,55 33 0,5 30 0,55 33 0,55 33 0,65 39 0,55 16,5 0,55 16,5 0,65 19,5 0,6 30 0,55 27,5 0,5 25 0,6 30 0,55 27,5 0,5 25 0,55 11 0,55 11 0,65 13 0,6 30 0,55 27,5 0,5 25 0,55 16,5 0,55 16,5 0,65 19,5 0,55 33 0,55 33 0,65 39 0,55 22 0,55 22 0,65 26 0,6 24 0,55 22 0,5 20 0,6 6 0,55 5,5 0,5 5 0,6 6 0,55 5,5 0,5 5 0,6 6 0,55 5,5 0,5 5 0,6 36 0,55 33 0,5 30 0,55 22 0,55 22 0,65 26 0,6 12 0,55 11 0,5 10 0,6 36 0,55 33 0,5 30 0,6 12 0,55 11 0,5 10 0,6 12,6 0,55 11,6 0,5 10,5 0,6 540 0,55 495 0,5 450 0,6 540 0,55 495 0,5 450 0,6 528 0,55 484 0,5 440 0,6 27 0,55 24,8 0,5 22,5 2066 1906 1775 16 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 17 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 18 19 20 % P % P % P 0,6 36 0,65 39 0,75 45 0,65 39 0,65 39 0,65 39 0,65 19,5 0,65 19,5 0,65 19,5 0,6 30 0,65 32,5 0,75 37,5 0,6 30 0,65 32,5 0,75 37,5 0,65 13 0,65 13 0,65 13 0,6 30 0,65 32,5 0,75 37,5 0,65 19,5 0,65 19,5 0,65 19,5 0,65 39 0,65 39 0,65 39 0,65 26 0,65 26 0,65 26 0,6 24 0,65 26 0,75 30 0,6 6 0,65 6,5 0,75 7,5 0,6 6 0,65 6,5 0,75 7,5 0,6 6 0,65 6,5 0,75 7,5 0,6 36 0,65 39 0,75 45 0,65 26 0,65 26 0,65 26 0,6 12 0,65 13 0,75 15 0,6 36 0,65 39 0,75 45 0,6 12 0,65 13 0,75 15 0,6 12,6 0,65 13,7 0,75 15,8 0,6 540 0,65 585 0,75 675 0,6 540 0,65 585 0,75 675 0,6 528 0,65 572 0,75 660 0,6 27 0,65 29,3 0,75 33,8 2094 2253 2572 21 22 % P % P 0,8 48 1 60 0,55 33 0,55 33 0,55 16,5 0,55 16,5 0,8 40 1 50 0,8 40 1 50 0,55 11 0,55 11 0,8 40 1 50 0,55 16,5 0,55 16,5 0,55 33 0,55 33 0,55 22 0,55 22 0,8 32 1 40 0,8 8 1 10 0,8 8 1 10 0,8 8 1 10 0,8 48 1 60 0,55 22 0,55 22 0,8 16 1 20 0,8 48 1 60 0,8 16 1 20 0,8 16,8 1 21 0,8 720 1 900 0,8 720 1 900 0,8 704 1 880 0,8 36 1 45 2703 3340 23 % 0,6 0,4 0,4 0,6 0,6 0,4 0,6 0,4 0,4 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 24 12 30 30 8 30 12 24 16 24 6 6 6 36 16 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2024 24 % 0,4 0,35 0,35 0,4 0,4 0,35 0,4 0,35 0,35 0,35 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,35 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 P 24 21 10,5 20 20 7 20 10,5 21 14 16 4 4 4 24 14 8 24 8 8,4 360 360 352 18 1372 Продолжение приложения Б Таблица Б4 – Суточный осенний график активных нагрузок потребителей 97 Уст. № п/п мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 1 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 2 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 3 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 4 % 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 P 21 21 10,5 17,5 17,5 7 17,5 10,5 21 14 14 3,5 3,5 3,5 21 14 7 21 7 7,35 315 315 308 15,75 1213 5 6 % P % P 0,4 24 0,4 24 0,45 27 0,35 21 0,45 13,5 0,35 10,5 0,4 20 0,4 20 0,4 20 0,4 20 0,45 9 0,35 7 0,4 20 0,4 20 0,45 13,5 0,35 10,5 0,45 27 0,35 21 0,45 18 0,35 14 0,4 16 0,4 16 0,4 4 0,4 4 0,4 4 0,4 4 0,4 4 0,4 4 0,4 24 0,4 24 0,45 18 0,35 14 0,4 8 0,4 8 0,4 24 0,4 24 0,4 8 0,4 8 0,4 8,4 0,4 8,4 0,4 360 0,4 360 0,4 360 0,4 360 0,4 352 0,4 352 0,4 18 0,4 18 1400 1372 7 % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 8 P 36 36 18 30 30 12 30 18 36 24 24 6 6 6 36 24 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2080 % 0,7 0,65 0,65 0,7 0,7 0,65 0,7 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,65 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 9 P 42 39 19,5 35 35 13 35 19,5 39 26 28 7 7 7 42 26 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2412 % 0,7 0,8 0,8 0,7 0,7 0,8 0,7 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 10 P 42 48 24 35 35 16 35 24 48 32 28 7 7 7 42 32 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2454 % P 0,8 48 0,95 57 0,95 28,5 0,8 40 0,8 40 0,95 19 0,8 40 0,95 28,5 0,95 57 0,95 38 0,8 32 0,8 8 0,8 8 0,8 8 0,8 48 0,95 38 0,8 16 0,8 48 0,8 16 0,8 16,8 0,8 720 0,8 720 0,8 704 0,8 36 2815 11 % 0,8 1 1 0,8 0,8 1 0,8 1 1 1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 P 48 60 30 40 40 20 40 30 60 40 32 8 8 8 48 40 16 48 16 16,8 720 720 704 36 2829 12 % 0,7 0,85 0,85 0,7 0,7 0,85 0,7 0,85 0,85 0,85 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,85 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 51 25,5 35 35 17 35 25,5 51 34 28 7 7 7 42 34 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2468 Продолжение приложения Б Продолжение таблицы Б4 98 № п/п Уст. мощн ость ∑Рн 1 60 2 60 3 30 4 50 5 50 6 20 7 50 8 30 9 60 10 40 11 40 12 10 13 10 14 10 15 60 16 40 17 20 18 60 19 20 20 21 21 900 22 900 23 880 24 45 3466 Час № 13 % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 36 18 30 30 12 30 18 36 24 24 6 6 6 36 24 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2080 14 % P 0,6 36 0,65 39 0,65 19,5 0,6 30 0,6 30 0,65 13 0,6 30 0,65 19,5 0,65 39 0,65 26 0,6 24 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 36 0,65 26 0,6 12 0,6 36 0,6 12 0,6 12,6 0,6 540 0,6 540 0,6 528 0,6 27 2094 15 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 16 % 0,6 0,7 0,7 0,6 0,6 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 P 36 42 21 30 30 14 30 21 42 28 24 6 6 6 36 28 12 36 12 12,6 540 540 528 27 2108 17 % P 0,6 36 0,65 39 0,65 19,5 0,6 30 0,6 30 0,65 13 0,6 30 0,65 19,5 0,65 39 0,65 26 0,6 24 0,6 6 0,6 6 0,6 6 0,6 36 0,65 26 0,6 12 0,6 36 0,6 12 0,6 12,6 0,6 540 0,6 540 0,6 528 0,6 27 2094 18 % 0,7 0,6 0,6 0,7 0,7 0,6 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 36 18 35 35 12 35 18 36 24 28 7 7 7 42 24 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2398 19 % 0,8 0,6 0,6 0,8 0,8 0,6 0,8 0,6 0,6 0,6 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,6 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 P 48 36 18 40 40 12 40 18 36 24 32 8 8 8 48 24 16 48 16 16,8 720 720 704 36 2717 20 % 1 0,6 0,6 1 1 0,6 1 0,6 0,6 0,6 1 1 1 1 1 0,6 1 1 1 1 1 1 1 1 P 60 36 18 50 50 12 50 18 36 24 40 10 10 10 60 24 20 60 20 21 900 900 880 45 3354 21 % 0,85 0,55 0,55 0,85 0,85 0,55 0,85 0,55 0,55 0,55 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,55 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 P 51 33 16,5 42,5 42,5 11 42,5 16,5 33 22 34 8,5 8,5 8,5 51 22 17 51 17 17,85 765 765 748 38,25 2862 22 % 0,7 0,5 0,5 0,7 0,7 0,5 0,7 0,5 0,5 0,5 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,5 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 P 42 30 15 35 35 10 35 15 30 20 28 7 7 7 42 20 14 42 14 14,7 630 630 616 31,5 2370 23 24 % P % P 0,55 33 0,4 24 0,45 27 0,35 21 0,45 13,5 0,35 10,5 0,55 27,5 0,4 20 0,55 27,5 0,4 20 0,45 9 0,35 7 0,55 27,5 0,4 20 0,45 13,5 0,35 10,5 0,45 27 0,35 21 0,45 18 0,35 14 0,55 22 0,4 16 0,55 5,5 0,4 4 0,55 5,5 0,4 4 0,55 5,5 0,4 4 0,55 33 0,4 24 0,45 18 0,35 14 0,55 11 0,4 8 0,55 33 0,4 24 0,55 11 0,4 8 0,55 11,55 0,4 8,4 0,55 495 0,4 360 0,55 495 0,4 360 0,55 484 0,4 352 0,55 24,75 0,4 18 1878 1372 Приложение В Распределение потребителей по ТП Таблица В1 – Распределение потребителей по ТП2 99 Продолжение приложения В Таблица В2 – Распределение потребителей по ТП3 100 Продолжение приложения В Таблица В3 – Распределение потребителей по ТП4 101 Продолжение приложения В Таблица В4 – Распределение потребителей по ТП5 102 Продолжение приложения В Таблица В5 – Распределение потребителей по ТП6 103 Продолжение приложения В Таблица В6 – Распределение потребителей по ТП7 104 Продолжение приложения В Таблица В7 – Распределение потребителей по РП1 Таблица В8 – Распределение потребителей по РП2 105 Приложение Г Определение центра электрических нагрузок Таблица Г1 – Расчет ЦЭН ТП4 i Номе р по плану 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 9.3 20.2 16.1 20.3 19 Название Pi, кВт cos φ Si, КВА xi, у.е. yi, у.е. Si∙xi Si∙yi Квартал 2х22 1 2 Квартал 6х22 Квартал 8х15 Квартал 8х15 Квартал 1х15 Квартал 8х15 СТО Минимаркет Религиозные сооружения Минимаркет Водонасосная станция Итого 44 22 22 132 120 120 15 120 20 7 20 7 20 625 0,92 47,8261 7532,61 143,478 130,435 130,435 16,3043 130,435 26,6667 8,43373 21,7391 8,43373 26,6667 690,853 157,5 157,5 157,5 162 134 134 134 116 135,75 137,25 130 100,75 99,75 136,297 6277,17 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,75 0,83 0,92 0,83 0,75 131,25 128,5 134 146,875 146,875 164,875 180,5 164,875 107,75 126,5 129 167,5 148,75 151,387 21073,4 19157,6 21505,4 2942,93 21505,4 2873,33 1066,87 2804,35 1412,65 3966,67 104586 23243,5 17478,3 17478,3 2184,78 15130,4 3620 1157,53 2826,09 849,699 2660 94161,1 106 Приложение Д Программа для расчета ветропотенциала Рисунок Д1 – Распределение потребителей по РП1 107 Приложение Е Данные метеостанции по скоростям ветра Таблица Е1 – Данные метеостанции по скоростям ветра № 108 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Wind Speed, Скорость Скорость Скорость Std Dev, Gust, m/s m/s Heated ветра, м/с ветра, м/с ветра, м/с m/s (33,1 (33,1 m) anemometer (10,6 м) (33,1 м) (80 м) m) (32,9 m) 5,72 7,49 8,47 0,7 9,35 99,99 6,12 7,49 8,47 0,6 9,04 99,99 5,82 7,33 8,29 0,56 8,89 99,99 6,65 8,19 9,27 0,54 9,66 99,99 6,58 8,11 9,18 0,62 9,51 99,99 6,75 8,42 9,53 0,74 10,13 99,99 6,95 8,65 9,79 0,66 10,28 99,99 7,31 8,89 10,06 0,74 10,91 99,99 8,24 9,58 10,84 0,95 11,37 99,99 52696 52697 52698 52699 52700 52701 52702 52703 52704 52705 8,5 7,18 7,88 7,56 8,26 7,8 6,4 7,18 6,94 8,42 9,62 8,12 8,92 8,55 9,35 8,83 7,24 8,12 7,85 9,53 ср 7,19 8,14 0,82 0,74 0,43 0,39 0,5 0,87 0,76 0,5 0,56 0,6 10,91 8,57 8,73 8,42 9,35 9,51 7,95 8,57 8,42 9,82 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 Dir, deg (10,6 m) 56 44 49 45 47 53 56 54 53 … 71 51 41 34 40 41 40 48 42 52 Temp Дата и Dir, deg Temp, deg Temp, deg Pressure, difference, время(ггггммддччм (32,4 m) C (4,7 m) C (32,4 m) hPa (4,7 m) deg C м) 60 49 52 50 50 56 59 57 55 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 0,1 0 -0,1 0 0 0 0 0 0 -0,1 -0,09 -0,18 -0,09 -0,09 -0,09 -0,18 -0,18 -0,09 -0,18 961 961,2 961 961 960,6 960,6 960,6 960,5 960,3 200001010010 200001010020 200001010030 200001010040 200001010050 200001010100 200001010110 200001010120 200001010130 74 55 46 42 45 45 42 50 46 54 2 0,9 0,7 0,7 0,8 0,4 0,1 0,2 0,1 0,1 2 1 0,7 0,6 0,9 0,1 -0,1 -0,1 -0,1 0 0,01 0,09 0 -0,09 0,09 -0,27 -0,18 -0,27 -0,18 -0,09 961,5 961,5 961,3 961,5 961,2 961,5 961,5 961,3 961,2 961 199912312230 199912312240 199912312250 199912312300 199912312310 199912312320 199912312330 199912312340 199912312350 200001010000 Приложение Ж Данные для построения розы ветров Таблица Ж1 – Данные для построения розы ветров Направление, на 33,1м N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSW SW WSW W WNW NW NNW Частота, % 0,58 0,84 7,87 34,27 7,56 1,06 0,6 0,62 1,07 2,09 13,76 17,84 8,01 2,19 1,03 0,6 99,99 Скорость, м/с 2,6 3,09 6,91 8,18 6,42 2,76 2,28 3,14 3,68 4,96 7,54 7,98 5,66 3,64 2,86 2,46 7,12 Энергия, кВт∙ч 56,25909 136,7727 14330,24 103518,7 11040,06 122,9923 39,24646 105,9315 294,2875 1407,46 32551,96 50032,04 8015,423 582,8985 132,9781 49,29481 Приложение И Суточные графики скорости ветра Рисунок И1– Весенний суточный график скорости ветра 109 Продолжение приложения И Рисунок И2 – Летний суточный график скорости ветра Рисунок И3 – Осенний суточный график скорости ветра 110 Приложение К Данные метеостанции по скоростям ветра за сутки Таблица К1 – Данные метеостанции по скоростям ветра за типичные зимние сутки № Wind Speed, Скорость Скорость Скорость Std Dev, Gust, m/s m/s Heated ветра, м/с ветра, м/с ветра, м/с m/s (33,1 (33,1 m) anemometer (10,6 м) (33,1 м) (80 м) m) (32,9 m) 111 1 2 3 4 5 6 7 8 9 7,11 7,84 8,11 8,5 9,2 9,04 8,64 8,37 8,21 9,04 9,66 10,05 10,59 11,37 11,14 11,22 10,75 10,67 0,64 0,7 0,82 0,87 0,99 0,97 0,91 0,74 0,66 10,91 11,22 12,15 12,93 13,39 13,08 13,86 12,46 12,46 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 6,02 5,35 4,96 4,59 3,7 3,9 4,43 3,93 4 4,23 8,57 7,72 6,94 6,01 5,16 5,16 5,39 5,08 5,39 5,39 8,58 0,62 0,58 0,56 0,66 0,5 0,74 0,43 0,45 0,5 0,43 10,28 9,35 8,26 7,49 6,55 6,87 6,71 6,4 6,55 6,4 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99 ср Dir, deg (10,6 m) 53 55 58 62 64 66 67 64 58 … 59 54 54 49 57 72 88 93 85 77 Temp Дата и Dir, deg Temp, deg Temp, deg Pressure, difference, время(ггггммддччм (32,4 m) C (4,7 m) C (32,4 m) hPa (4,7 m) deg C м) 55 57 60 63 66 67 68 67 62 -13,4 -13,2 -13,1 -12,8 -12,8 -12,8 -12,7 -12,6 -12,7 -13,4 -13,3 -13,1 -13 -12,8 -12,7 -12,6 -12,5 -12,5 -0,06 -0,15 0,03 -0,14 -0,06 0,03 0,03 0,12 0,21 969,1 969,1 969,1 969,1 969,3 969,3 968,9 969,3 969,1 200001150000 200001150010 200001150020 200001150030 200001150040 200001150050 200001150100 200001150110 200001150120 64 59 58 54 56 69 84 88 83 77 -8,9 -8,8 -8,6 -8,9 -9 -8,9 -8,9 -9,1 -9,2 -9,4 -8,5 -8,6 -8,6 -8,9 -9,2 -9 -9,1 -9,2 -9,2 -9,7 0,4 0,23 0,05 -0,04 -0,22 -0,13 -0,22 -0,13 -0,04 -0,31 967 967 967,2 967,2 967,4 967,4 967,4 967,4 967,4 967,5 200001152220 200001152230 200001152240 200001152250 200001152300 200001152310 200001152320 200001152330 200001152340 200001152350 Приложение Л. Выработка электроэнергии и нагрузка в течение суток Таблица Л1 – Расчет выработки электроэнергии в течение весенних суток 112 Σ Среднее за сутки Среднее за сезон Среднее за год V, м/с t, час 1 4,04 5,14 9,94 9,75 9,59 9,35 9,44 8,89 9,31 9,00 8,85 9,17 9,00 8,33 8,55 6,62 9,68 9,25 9,71 11,01 11,97 11,05 8,47 8,21 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 8,93 На высоте 33,1 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 3 4 5 0,04 142,29 72,36 0,09 293,24 156,55 0,62 2113,48 1027,83 0,58 1999,64 995,05 0,55 1897,89 963,82 0,51 1761,69 918,98 0,53 1814,97 936,94 0,44 1512,55 827,21 0,51 1740,11 911,54 0,46 1572,04 850,33 0,44 1491,38 818,79 0,49 1660,98 883,46 0,46 1571,16 850,00 0,36 1245,00 712,95 0,39 1345,50 757,91 0,18 624,80 373,95 0,57 1952,86 980,92 0,50 1703,92 898,86 0,58 1974,13 987,40 0,84 2875,14 1195,95 1,08 3694,83 1250,00 0,85 2905,28 1200,97 0,38 1309,62 742,15 0,35 1193,40 688,85 40395,87 0,45 1534,32 835,76 Wiвэу, кВт∙ч 6 72,36 156,55 1027,83 995,05 963,82 918,98 936,94 827,21 911,54 850,33 818,79 883,46 850,00 712,95 757,91 373,95 980,92 898,86 987,40 1195,95 1250,00 1200,97 742,15 688,85 20002,74 835,76 5xWiвэу, кВт∙ч 7 361,78 782,73 5139,14 4975,26 4819,08 4594,88 4684,72 4136,04 4557,69 4251,65 4093,93 4417,31 4249,98 3564,73 3789,57 1869,74 4904,62 4494,29 4936,98 5979,73 6250,00 6004,86 3710,75 3444,27 100013,72 4178,81 V, м/с t, час 8 4,57 5,82 11,24 11,04 10,85 10,58 10,69 10,06 10,54 10,19 10,01 10,37 10,18 9,42 9,67 7,49 10,95 10,46 10,99 12,46 13,54 12,50 9,58 9,29 9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 1 1 10,10 8,16 8,14 Экстраполяция на высоте 80 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 10 11 12 0,06 206,13 103,90 0,12 424,81 243,18 0,89 3061,73 1225,29 0,85 2896,83 1199,57 0,80 2749,41 1173,74 0,75 2552,10 1134,72 0,77 2629,30 1150,61 0,64 2191,19 1048,95 0,74 2520,84 1128,05 0,67 2277,36 1071,23 0,63 2160,51 1040,73 0,70 2406,22 1102,39 0,67 2276,10 1070,91 0,53 1803,59 933,15 0,57 1949,19 979,80 0,26 905,13 540,80 0,83 2829,05 1188,04 0,72 2468,42 1116,55 0,84 2859,86 1193,35 1,22 4165,13 1250,00 1,56 5352,60 1250,00 1,23 4208,79 1250,00 0,55 1897,20 963,60 0,51 1728,85 907,62 58520,37 0,65 2222,73 1057,24 0,34 1169,80 677,60 0,34 673,40 673,40 Wiвэу, кВт∙ч 13 103,90 243,18 1225,29 1199,57 1173,74 1134,72 1150,61 1048,95 1128,05 1071,23 1040,73 1102,39 1070,91 933,15 979,80 540,80 1188,04 1116,55 1193,35 1250,00 1250,00 1250,00 963,60 907,62 24266,18 1057,24 677,60 1161,09 5xWiвэу, кВт∙ч 14 519,51 1215,88 6126,43 5997,87 5868,71 5673,59 5753,05 5244,75 5640,23 5356,13 5203,66 5511,95 5354,54 4665,77 4899,00 2704,01 5940,20 5582,74 5966,77 6250,00 6250,00 6250,00 4818,00 4538,11 121330,89 5286,20 3387,99 3367,02 Продолжение приложения Л 113 Рисунок Л1 – Весенний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки Продолжение приложения Л Таблица Л2 – Расчет выработки электроэнергии в течение летних суток 114 Σ Среднее за сутки Среднее за сезон Среднее за год V, м/с t, час 1 6,88 6,13 7,93 9,48 8,41 3,97 10,71 14,18 14,29 12,95 12,40 11,48 9,83 7,85 5,96 6,80 8,20 9,20 8,06 11,53 11,19 9,25 8,25 7,76 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 9,28 На высоте 33,1 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 3 4 5 0,20 700,85 421,41 0,14 496,04 290,48 0,31 1073,41 630,06 0,54 1836,19 943,95 0,37 1279,70 728,76 0,04 134,35 69,16 0,77 2648,90 1154,52 1,80 6145,01 1250,00 1,84 6282,53 1250,00 1,37 4682,42 1250,00 1,20 4104,24 1250,00 0,95 3256,50 1251,53 0,60 2047,17 1009,01 0,30 1042,56 614,30 0,13 455,90 263,87 0,20 678,17 407,42 0,35 1187,60 686,10 0,49 1677,34 889,37 0,33 1127,09 656,85 0,96 3300,69 1256,89 0,88 3019,84 1219,06 0,50 1704,84 899,18 0,35 1210,20 696,77 0,29 1007,11 595,86 51098,66 0,50 1720,75 904,79 Wiвэу, кВт∙ч 6 421,41 290,48 630,06 943,95 728,76 69,16 1154,52 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1251,53 1009,01 614,30 263,87 407,42 686,10 889,37 656,85 1256,89 1219,06 899,18 696,77 595,86 19684,54 904,79 5xWiвэу, кВт∙ч 7 2107,04 1452,39 3150,29 4719,73 3643,80 345,80 5772,58 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6257,66 5045,05 3071,51 1319,35 2037,08 3430,49 4446,86 3284,24 6284,43 6095,32 4495,92 3483,85 2979,32 98422,72 4523,95 V, м/с t, час 8 7,78 6,93 8,97 10,73 9,51 4,49 12,12 16,04 16,16 14,65 14,03 12,98 11,12 8,88 6,74 7,70 9,28 10,41 9,12 13,04 12,66 10,46 9,33 8,78 9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 1 1 10,50 7,17 8,14 Экстраполяция на высоте 80 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 10 11 12 0,30 1015,31 600,16 0,21 718,61 432,26 0,45 1555,02 843,80 0,78 2660,04 1156,71 0,54 1853,86 949,71 0,06 194,62 97,61 1,12 3837,38 1250,00 2,60 8902,10 1250,00 2,66 9101,32 1250,00 1,98 6783,29 1250,00 1,74 5945,70 1250,00 1,38 4717,61 1250,00 0,87 2965,68 1210,71 0,44 1510,33 826,33 0,19 660,45 396,38 0,29 982,45 582,82 0,50 1720,44 904,68 0,71 2429,92 1107,85 0,48 1632,79 873,14 1,40 4781,62 1250,00 1,28 4374,76 1250,00 0,72 2469,76 1116,85 0,51 1753,18 916,05 0,43 1458,98 805,70 74025,20 0,73 2492,80 1121,94 0,23 792,91 476,71 0,34 1161,09 673,40 Wiвэу, кВт∙ч 13 600,16 432,26 843,80 1156,71 949,71 97,61 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1250,00 1210,71 826,33 396,38 582,82 904,68 1107,85 873,14 1250,00 1250,00 1116,85 916,05 805,70 22820,76 1121,94 476,71 673,40 5xWiвэу, кВт∙ч 14 3000,78 2161,30 4218,98 5783,57 4748,55 488,03 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6250,00 6053,55 4131,65 1981,92 2914,11 4523,40 5539,25 4365,71 6250,00 6250,00 5584,23 4580,27 4028,50 114103,82 5609,72 2383,57 3367,02 Продолжение приложения Л 115 Рисунок Л2 – Летний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки Продолжение приложения Л Таблица Л3 – Расчет выработки электроэнергии в течение осенних суток 116 Σ Среднее за сутки Среднее за сезон Среднее за год V, м/с t, час 1 3,53 3,78 4,90 7,45 6,83 9,13 10,43 9,81 8,82 7,58 7,33 7,03 7,14 7,78 7,99 7,22 7,82 7,31 7,76 7,00 7,16 8,51 11,07 10,88 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 7,68 На высоте 33,1 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 3 4 5 0,03 94,40 56,82 0,03 116,56 62,82 0,07 253,04 131,38 0,26 890,58 532,70 0,20 685,68 412,06 0,48 1641,13 876,21 0,71 2444,21 1111,10 0,59 2031,59 1004,48 0,43 1479,60 814,06 0,27 938,64 559,23 0,25 848,80 509,09 0,22 749,85 451,15 0,23 783,39 471,11 0,30 1016,23 600,64 0,32 1099,34 643,10 0,24 809,47 486,40 0,30 1031,97 608,83 0,25 840,15 504,14 0,29 1006,47 595,52 0,22 737,66 443,81 0,23 792,21 476,30 0,39 1328,26 750,38 0,86 2926,37 1204,42 0,81 2775,75 1178,56 27321,36 0,29 975,04 578,87 Wiвэу, кВт∙ч 6 56,82 62,82 131,38 532,70 412,06 876,21 1111,10 1004,48 814,06 559,23 509,09 451,15 471,11 600,64 643,10 486,40 608,83 504,14 595,52 443,81 476,30 750,38 1204,42 1178,56 14484,32 578,87 5xWiвэу, кВт∙ч 7 284,10 314,08 656,92 2663,50 2060,31 4381,07 5555,52 5022,39 4070,30 2796,15 2545,47 2255,74 2355,54 3003,19 3215,50 2432,02 3044,16 2520,69 2977,61 2219,05 2381,50 3751,90 6022,12 5892,80 72421,61 2894,36 V, м/с t, час 8 3,99 4,28 5,54 8,43 7,72 10,33 11,80 11,09 9,98 8,58 8,29 7,96 8,08 8,81 9,04 8,16 8,85 8,27 8,78 7,91 8,11 9,63 12,53 12,31 9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 1 1 1 8,69 7,81 8,14 Экстраполяция на высоте 80 м Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу, кВт∙ч/м2 кВт∙ч кВт 10 11 12 0,04 136,75 70,11 0,05 168,85 84,38 0,11 366,58 204,43 0,38 1290,15 733,47 0,29 993,32 588,59 0,69 2377,46 1095,65 1,04 3540,86 1250,00 0,86 2943,11 1207,12 0,63 2143,46 1036,10 0,40 1359,79 764,10 0,36 1229,63 705,84 0,32 1086,29 636,56 0,33 1134,88 660,67 0,43 1472,18 811,06 0,47 1592,59 858,14 0,34 1172,66 678,97 0,44 1494,99 820,23 0,36 1217,09 700,00 0,43 1458,04 805,32 0,31 1068,63 627,63 0,34 1147,65 666,90 0,56 1924,21 972,08 1,24 4239,35 1250,00 1,18 4021,15 1250,00 39579,69 0,41 1412,52 786,51 0,30 1026,19 605,83 0,34 1161,09 673,40 Wiвэу, кВт∙ч 13 70,11 84,38 204,43 733,47 588,59 1095,65 1250,00 1207,12 1036,10 764,10 705,84 636,56 660,67 811,06 858,14 678,97 820,23 700,00 805,32 627,63 666,90 972,08 1250,00 1250,00 18477,35 786,51 605,83 673,40 5xWiвэу, кВт∙ч 14 350,53 421,90 1022,15 3667,33 2942,96 5478,27 6250,00 6035,62 5180,48 3820,51 3529,22 3182,80 3303,34 4055,31 4290,69 3394,84 4101,16 3500,01 4026,59 3138,17 3334,48 4860,39 6250,00 6250,00 92386,74 3932,54 3029,15 3367,02 Продолжение приложения Л 117 Рисунок Л3 – Осенний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки Приложение М Определение недостатка мощности и энергии Рисунок М1 – Определение весеннего недостатка мощности Рисунок М2 – Определение летнего недостатка мощности 118 Продолжение приложения М Рисунок М3 – Определение осеннего недостатка мощности Таблица М1 – Расчет весеннего недостатка энергии t, час 1 Нагрузка max, кВт 1039,8 Σ Выработка max, кВт 519,509 Недостаток, кВт∙ч 520,291 520,291 Таблица М2 – Расчет осеннего недостатка энергии t, час 1 2 3 20 20 Нагрузка max, кВт 1213,1 1213,1 1213,1 3354 Σ 3354 Σ Выработка max, кВт 350,535 421,903 1022,154 3138,167 3029,154 119 Недостаток, кВт∙ч 862,565 791,197 190,946 215,833 2060,541 324,8457 324,8457 Приложение Н Расчет мощности потока солнечной радиации Таблица Н1 – Расчет мощности потока солнечной радиации для мая-августа 120 Май t, ч tгp 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 1 7 2 8 3 9 4 10 5 11 6 12 7 13 8 14 9 15 10 16 11 17 12 18 13 19 14 20 14,521 21 0 22 0 23 0 24 0 Σ t а, ч 0 0 0 0 5,740 6,740 7,740 8,740 9,740 10,740 11,740 12,740 13,740 14,740 15,740 16,740 17,740 18,740 19,740 20,260 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 198,779 388,291 559,698 705,010 817,452 891,780 924,530 914,174 861,196 768,065 639,123 480,383 299,245 104,155 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 8551,88 0 Июн. t, ч tгp 1 0 2 0 3 0 4 0 5 1 6 2 7 3 8 4 9 5 10 6 11 7 12 8 13 9 14 10 15 11 16 12 17 13 18 14 19 15 20 15,231 21 0 22 0 23 0 24 0 Σ t а, ч 0 0 0 0 5,385 6,385 7,385 8,385 9,385 10,385 11,385 12,385 13,385 14,385 15,385 16,385 17,385 18,385 19,385 20,615 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 183,453 360,101 523,393 667,271 786,400 876,360 933,815 956,633 943,969 896,292 815,371 704,206 566,922 408,610 235,142 193,587 0,000 0,000 0,000 0,000 10551,5 25 Июл. t, ч tгp 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 1 7 2 8 3 9 4 10 5 11 6 12 7 13 8 14 9 15 10 16 11 17 12 18 13 19 14 20 14,940 21 0 22 0 23 0 24 0 Σ tа, ч 0 0 0 0 5,530 6,530 7,530 8,530 9,530 10,530 11,530 12,530 13,530 14,530 15,530 16,530 17,530 18,530 19,530 20,470 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 197,254 385,818 557,384 704,395 820,374 900,211 940,388 939,137 896,512 814,391 696,391 547,712 374,903 185,578 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 8960,45 0 Авг. tгp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σ t, ч tа, ч 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 13,801 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6,099 7,099 8,099 9,099 10,099 11,099 12,099 13,099 14,099 15,099 16,099 17,099 18,099 19,099 19,901 0 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 199,722 389,139 558,479 699,004 803,465 866,472 884,773 857,425 785,839 673,708 526,817 352,746 160,474 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 7758,06 3 Продолжение приложения Н Таблица Н2 – Расчет мощности потока солнечной радиации для сентября-декабря 121 Сен. tгp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σ t, ч t а, ч 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 12,282 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6,859 7,859 8,859 9,859 10,859 11,859 12,859 13,859 14,859 15,859 16,859 17,859 18,859 19,141 0 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 193,551 374,508 531,095 653,122 732,650 764,503 746,608 680,130 569,395 421,609 246,388 55,133 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 5968,69 1 Окт. tгp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σ t, ч t а, ч 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 10,764 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7,618 8,618 9,618 10,618 11,618 12,618 13,618 14,618 15,618 16,618 17,618 18,382 0 0 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 175,806 336,743 469,197 561,968 607,206 601,088 544,129 441,149 300,855 135,116 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 4173,25 7 Ноя. tгp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σ t, ч t а, ч 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 9,426 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8,287 9,287 10,287 11,287 12,287 13,287 14,287 15,287 16,287 17,713 0 0 0 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 152,781 288,747 392,934 453,876 464,865 424,692 337,779 213,690 66,083 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2795,44 7 Дек. tгp 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σ t, ч t а, ч 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 8,766 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8,617 9,617 10,617 11,617 12,617 13,617 14,617 15,617 16,617 17,383 0 0 0 0 0 0 0 Rh, Вт/m2 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 139,954 262,124 350,985 395,247 389,285 333,856 236,005 108,164 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2215,61 9 Приложение П Карта солнечной активности в Казахстане Рисунок П1 – Карта солнечной активности в Казахстане 122 Приложение Р Паспортные данные ФЭП и АКБ Рисунок Р1 – Паспортные данные ФЭП 123 Приложение С Расчет токов короткого замыкания Режим одностороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1). 5.2.1 Расчет короткого замыкания в точке К1.1 (на переменном токе) Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 5.2) и рассчитаем ток короткого замыкания. Выбираем цепь от генератора до ближайшего потребителя. Рисунок 5.2 – Схема замещения для расчета токов КЗ в режиме одностороннего питания для сети 0,7 кВ 124 Продолжение приложения С Определим сопротивление схемы при базовой мощности Sб 1000 МВА в относительных единицах. Сопротивление генераторов Г1, Г2, Г3, Г4, Г5: x Г x d Sб S HOM (5.1) , где S б – базовая мощность, принимается условно; S HOM =1,390МВА – номинальная мощность ветрогенератора; xd – сверхпереходное сопротивление генератора. x Г 1 x Г 2 х Г 3 х Г 4 х Г 5 0,2 1000 143,88о.е. 1,39 Начальное значение периодической составляющей тока КЗ: I П ,01 E* Iб , x (5.2) где E* – эдс генератора; I б – базовое значение тока при U СР в точке КЗ; x – результирующее сопротивление ветви схемы. Базовое значение тока: Sб Iб 3 U CP (5.3) , где U CP – среднее напряжение системы. Iб Sб 3 U CP 1000 3 0,7 824,786 кА. Ток трехфазного КЗ от генератора Г1: I П ,01 E"* 1,05 Iб 824,786 6,019кА. x1 143,88 125 Продолжение приложения С В процессе преобразования схемы возникла задача разделения так называемых связанных цепей. Токи от источников Г2-5 и АКБ1 проходят через общее сопротивление R3 r1 138,062 мОм. (Значения r1 взяты из пункта 5.2.2). Для того чтобы определить ток, поступающий к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду. Рисунок 5.3 – Схема разделения связанных цепей Определяем Rэк — эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки К1.1 схемы: Rэк Rэк где r1 R1 R2 , R1 R2 R1 R2 34,516 49,288 20,3 мОм, R1 R2 34,516 49,288 138,062 34,516 мОм ; 4 4 R2 r1 49,288 мОм. (Значения r1 взяты из пункта 5.2.2). R1 Определяем результирующее сопротивление схемы (рисунок 5.3 в): R рез Rэк R3 20,3 138,062 158,362 мОм. 126 (5.4) Продолжение приложения С Находим коэффициенты распределения по ветвям (т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника): С1 Rэк 20,3 0,588, R1 34,516 С2 Rэк 20,3 0,412. R2 49,288 Таким образом, используя коэффициенты распределения, можно по суммарному току в месте КЗ определить, как он распределится по ветвям. Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия: С1 С2 ... Сn 1, (5.5) С1 С2 0,588 0,412 1. Учитывая, что токораспределение по ветвям должно оставаться неизменным, получаем (рисунок 5.3 г): R рез1 R рез R рез2 R рез С1 С2 158,362 269,323 мОм, 0,588 158,362 384,374 мОм. 0,412 Ток трехфазного КЗ (для сетей постоянного тока и переменного до 1000В): I кз (3) U нн 3 Z (3) (5.6) . Ток трехфазного КЗ от генераторов Г2- Г5: I кз (3) U нн 3Z (3) U нн 3 r1 Ток трехфазного КЗ со стороны АКБ1: 127 700 3 269,323 1,501кА. Продолжение приложения С I кз (3) U нн 3Z (3) U нн 3 r1 700 3 384,374 1,051кА. Короткое замыкание в точке К1.1 состоит из 6 составляющих Iкз: одной со стороны АКБ1, одной со стороны генератора Г1 и четырех со стороны генераторов Г2- Г5 ВЭС: I кз I кз _ вэс (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (3) 6,019 1,501 1,051 8,571кА. Ударный ток КЗ: i у 2 k у I П ,0 . (5.7) где k у 1,951 - ударный коэффициент. Ударный ток КЗ от генератора Г1 ,Г2- Г5 и АКБ1: i у 2 1,951 8,571 23,649 кА. 5.2.2 Расчет короткого замыкания в точке К1.2 (на постоянном токе) Номинальный ток кабеля сечением 2х(2х300) (Iдоп=2х1000А): Iн Pвыпр U выпр Iн , (5.8) 1250 1785,714 А. 0,7 Сопротивление кабеля: rкаб rкаб _ уд n l, где rкаб _ уд – удельное активное сопротивление кабеля; n – количество кабелей; l – длина кабеля. 128 (5.9) Продолжение приложения С rкаб 0,0601 0,24 7 ,2 мОм, 2 где rкаб уд= 0,0601Ом/км. Сопротивление выпрямителя: rвыпр U выпр I кз _ выпр U выпр 3 Iн U 2 выпр , 3 Pвыпр (5.10) где Pвыпр – мощность выпрямителя, значение которого взято из мощности ВЭУ; U выпр – напряжение постоянного тока выпрямителя. rвыпр 0,7 2 130,667 мОм. 3 1250 Сопротивление автоматического выключателя на 2000 А: rав= 0,135 мОм [5]. Сопротивление контактов: - rК1= 0,015 мОм – для РУ на ТП; - rК2= 0,02 мОм - для первичных РП; - rК3= 0,025 мОм - для вторичных РП; - rК4= 0,03 мОм - для аппаратуры у приемников. Расчет сопротивлений на участке от выпрямителя до РП1: r1 130,667 2 0,03 7,2 0,135 138,062 мОм. Короткое замыкание в точке К1.2 со стороны ВЭС: I кз _ вэс U нн 700 5,07кА. r1 138,062 10 3 Сопротивление аккумулятора: rакб U акб , I кз _ акб где U акб – напряжение системы из АКБ; I кз _ акб – ток короткого замыкания АКБ. 129 (5.11) Продолжение приложения С rакб 700 49,123 мОм. 5500 3 Сопротивление автоматического выключателя на 2000 А: rав= 0,135 мОм. Iн PАКБ 1260 1800 А. U нн 0,7 Расчет сопротивлений на участке от АКБ1 до РП1: r1 49,123 0,135 0,03 49,288 мОм. Короткое замыкание в точке К1.2 со стороны АКБ1: I кз _ акб U нн 700 14,202кА. r 49,288 10 3 Короткое замыкание в точке К1.2 состоит из 6 составляющих Iкз: одной со стороны АКБ1 и пяти со стороны ВЭС: I кз I кз _ вэс I кз _ акб 5,07 5 14,202 39,552кА. 5.2.3 Расчет короткого замыкания в точке К1.3 (на переменном токе) Сопротивление инвертора (Pинв – мощность инвертора, значение которого взято из наибольшей возможной подключаемой нагрузке): rинв U инв U U 2 инв 0,7 2 инв 47 ,124 мОм. I кз _ инв 3 I н 3 Pинв 3 3466 Сопротивление автоматического выключателя на 5000 А: rав= 0,08 мОм. Iн Pинв 3466 4951,429 А. U нн 0,7 Расчет сопротивлений на участке от РП1 до инвертора: r1 47,124 0,03 0,08 47,234 мОм. Расчет сопротивлений в схеме замещения для точки КЗ К1.3. 130 Продолжение приложения С В процессе преобразования схемы возникла задача разделения так называемых связанных цепей. Токи от источников Г1-5 и АКБ1 проходят через общее сопротивление R3 r1 47,234 мОм. Для того чтобы определить ток, поступающий к точке КЗ от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду. Рисунок 5.4 – Схема разделения связанных цепей Определяем Rэк – эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1.3 схемы: Rэк где r1 R1 R2 27,612 49,288 17,698 мОм. R1 R2 27,612 49,288 138,062 27 ,612 мОм ; 5 5 R2 r1 49,288 мОм . R1 Определяем результирующее сопротивление схемы (рисунок 5.4 в ) R рез Rэк R3 17,698 47,234 64,932 мОм. Находим коэффициенты распределения по ветвям (т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника): 131 Продолжение приложения С С1 Rэк 17 ,698 0,641, R1 27 ,612 С2 Rэк 17 ,698 0,359. R2 49,288 Таким образом, используя коэффициенты распределения, можно по суммарному току в месте КЗ определить, как он распределится по ветвям. Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по выполнению условия: С1 С2 ... Сn 1, С1 С2 0,641 0,359 1. Учитывая, что токораспределение по ветвям должно оставаться неизменным, получаем (рисунок 5.4 г): R рез1 R рез R рез2 R рез С1 С2 64,932 101,298 мОм, 0,641 64,932 180,869 мОм. 0,359 Короткое замыкание в точке К1.3 состоит из 2 составляющих Iкз: со стороны АКБ1 и со стороны ВЭС: I кз I кз _ вэс I кз _ акб U нн 3 r1 U нн 3 r1 700 700 6,224кА. 3 101,298 3 180,869 Ударный ток КЗ от ВЭС и АКБ1: k у 1,951, i у 2 k у I П ,0 2 1,951 6,224 17,173 кА. 5.2.4 Расчет короткого замыкания в точке К1.4 (на переменном токе) Сопротивление трансформаторов Т1- Т2: ТСЛ 2500-10/0,4: 132 Продолжение приложения С xТ 1 U К% Sб , 100 S НОМ (5.12) где U К % – напряжение короткого замыкания трансформатора; S НОМ – номинальная мощность трансформатора. xТ 1 6 1000 24о.е. 100 2,5 Базовое значение тока Iб Sб 3 U CP 1000 3 10,5 54,99кА. Короткое замыкание в точке К1.4 Ток трехфазного КЗ со стороны ВЭС и АКБ1: I П ,01 E"* 1,05 Iб 54,99 2,406кА. xТ 1 24 Определение ударного тока КЗ Ударный ток КЗ со стороны ВЭС и АКБ1: k у 1,951, i у 2 k у I П ,0 2 1,951 2,406 6,638 кА. 5.2.5 Расчет короткого замыкания в точке К2 (на переменном токе) Сопротивление линии КЛ6: x КЛ 6 xУД l Sб 1000 0,08 1,5 1,1о.е. 2 U ср 10,5 2 Расчет сопротивлений на участке от трансформатора до РП2: xТ 1 КЛ 6 xТ 1 xКЛ 6 24 1,1 25,1о.е. Короткое замыкание в точке К2 133 Продолжение приложения С Ток трехфазного КЗ со стороны ВЭС и АКБ1: I П ,01 E"* xТ 1 КЛ 6 Iб 1,05 54,99 2,3кА. 25,1 Определение ударного тока КЗ Ударный ток КЗ со стороны ВЭС и АКБ1: k у 1,951 , i у 2 k у I П ,0 2 1,951 2,3 6,347 кА . 5.2.6 Расчет короткого замыкания в точке К3 (на переменном токе) Сопротивление линии КЛ8: x КЛ 8 xУД l Sб , U ср2 где xУД – удельное реактивное сопротивление линии; l – длина кабельной линии. x КЛ 8 0,082 0,31 1000 0,238о.е.; 10,5 2 Расчет сопротивлений на участке от трансформатора до ТП2: xТ 1 КЛ 6 КЛ 8 xТ 1 КЛ 6 xКЛ 8 25,1 0,238 25,338о.е. Короткое замыкание в точке К3 Ток трехфазного КЗ со стороны ВЭС и АКБ1: I П ,01 E"* 1,05 Iб 54,99 2,279кА. x16 25,338 Определение ударного тока КЗ Ударный ток КЗ со стороны ВЭС и АКБ1: k у 1,951 , 134 (5.13) Продолжение приложения С i у 2 k у I П ,0 2 1,951 2,279 6,287 кА . 5.2.7 Расчет короткого замыкания в точке К4 (на переменном токе) Рисунок 5.5 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точках К4, К5, К6 в режиме одностороннего питания для сети 0,4 кВ Сопротивление трансформатора ТСЛ 630-10/0,4. Активное - прямой, обратной, нулевой последовательностей: rТ 1 rТ 2 rТ 0 Pк U ср2 .ном 2 S ном .т , где Pк – потери короткого замыкания трансформатора. rТ 1 rТ 2 rТ 0 6400 0,4 2 Полное: 135 630 2 2,58 мОм. (5.13) Продолжение приложения С zТ u к U ср2 .ном 100 S ном .т , (5.14) где uк – напряжение короткого замыкания трансформатора. zТ u к U ср2 .ном 100 S ном.т 6 0,4 2 100 630 15,24 мОм; Реактивное - прямой, обратной, нулевой последовательностей: xТ 1 xТ 2 xТ 0 z 2 Т r 2 Т , xТ 1 xТ 2 xТ 0 z 2 Т r 2 Т 15,24 2 2,582 15,02 мОм. Сопротивление контактов: – rК1= 0,015 мОм –для РУ на ТП; – rК2= 0,02 мОм - для первичных РП; – rК3= 0,025 мОм - для вторичных РП; – rК4= 0,03 мОм - для аппаратуры у приемников; – rк1= rк2= rк0. Сопротивление автоматического выключателя на 1600 А: rав1= 0,14 мОм, xав1= 0,08 мОм, rав1= rав2= rав0, xав1= xав2= xав0. Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности: r1 2,58 0,015 0,14 2,735 мОм, r0 2,58 0,015 0,14 2,735 мОм, x1 15,02 0,08 15,1мОм, x0 15,02 0,08 15,1мОм. Короткое замыкание в точке К4: Трехфазное: 136 (5.15) Продолжение приложения С I кз (3) U нн 3Z U нн (3) 3 r1 x1 2 2 (5.16) , Двухфазное: I кз U нн (2) 3Z (2) U нн 2 3 3 r1 x1 2 2 3 (3) I кз , 2 (5.17) Однофазное: I кз I кз (3) (1) U нн 3Z (1) 3 U нн 2r1 r0 3 2 2x1 x 0 2 400 2,58 0,015 0,142 15,02 0,082 10 3 3 I кз I кз (1) (2) 15,049кА, 13,033кА, 3 U нн 3 (5.18) , 2 2,735 2,7352 2 15,1 15,12 15,049кА. 5.2.8 Расчет короткого замыкания в точке К5 (на переменном токе) Сопротивление автоматического выключателя на 250 А: rав2= rав3 =0,99 мОм, xав2= xав3 = 0,42 мОм, rав1= rав2= rав0, xав1= xав2= xав0. Сопротивление шинопровода на 1250 А в ТП: rш1 уд= 0,034 мОм/м, rш1= 0,034∙9=0,306 мОм, xш1 уд= 0,016 мОм/м, xш1 = 0,016∙9=0,144 мОм, rш0= 1,224 мОм, xш0 = 0,576 мОм. Сопротивление кабеля сечением 5х120: rкаб1 уд= 0,154 Ом/км, rкаб1= 0,154∙30/1000=4,62 мОм, 137 Продолжение приложения С xкаб1 уд= 0,08 Ом/км, xкаб1 = 0,08∙30/1000=2,4 мОм, rкаб0= 18,48 мОм, xкаб0 = 9,6 мОм. Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности: r1 2,735 0,015 3 0,02 0,306 0,99 2 4,62 9,706 мОм, r0 2,735 0,015 3 1,224 0,99 2 18,48 24,464 мОм, x1 15,1 0,144 0,42 2 2,4 18,484 мОм, x0 15,1 0,576 0,42 2 9,6 26,116 мОм. Короткое замыкание в точке К5: I кз (3) I кз I кз (1) U нн 3 Z (1) U нн 3Z (2) (3) U нн 3 r1 x1 2 U нн 3 Z(2) 3 3 9,706 18,484 2 10 3 2 U нн 3 2 r12 x12 3 3 U нн 2r1 r0 2x1 x0 2 400 2 2 11,067кА, 3 (3) I кз 9,584кА, 2 3 U нн 3 2 9,706 24,4642 2 18,0484 26,1162 9,022кА. 5.2.9 Расчет короткого замыкания в точке К6 (на переменном токе) Сопротивление автоматического выключателя на 100 А: rав4= rав5 =2,15 мОм, xав4= xав5 = 1,2 мОм, rав1= rав2= rав0, xав1= xав2= xав0. Сопротивление шинопровода на 250 А в ШР4: rш2 уд= 0,21 мОм/м, rш2= 0,21∙9=1,89 мОм, xш2 уд= 0,21 мОм/м, xш2 = 0,21∙9= 1,89 мОм, rш0= 7,56 мОм, xш0 = 7,56 мОм. 138 Продолжение приложения С Сопротивление кабеля сечением 5х25: rкаб2 уд= 0,74 Ом/км, rкаб2= 0,74∙10/1000=7,4 мОм, xкаб2 уд= 0,091 Ом/км, xкаб2 = 0,091∙10/1000=0,91 мОм, rкаб0= 29,6 мОм, xкаб0 = 3,64 мОм. Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности: r1 9,706 0,02 3 0,025 1,89 2,15 2 7 ,4 23,381мОм, r0 24,464 0,02 3 0,025 7 ,56 2,15 2 29,6 51,251мОм, x1 18,484 1,89 1,2 2 0,91 23,684 мОм, x0 18,484 7 ,56 1,2 2 3,64 32,084 мОм. Короткое замыкание в точке К6: I кз (3) I кз I кз (1) U нн 3 Z (1) U нн 3Z (2) (3) U нн 3 r1 x1 2 U нн 3Z (2) 2 3 2 r12 x12 3 3 U нн 3 3 23,3812 23,684 2 10 3 U нн 2r1 r0 2x1 x0 2 400 2 6,939кА, 3 (3) I кз 6,009кА, 2 3 U нн 3 2 23,381 51,2512 2 23,684 32,0842 5,491кА. Итого токи КЗ для первого режима: Таблица 5.1 – токи КЗ для первого режима I, кА Точка 3-ф 2-ф 1-ф К1.1 8,571 К1.2 39,552 К1.3 6,224 К1.4 2,406 К2 2,3 139 К3 2,279 К4 15,049 13,033 15,049 К5 11,067 9,584 9,022 К6 6,969 6,009 5,491 Продолжение приложения С Режим двустороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1) и АКБ у потребителей (АКБ2) 5.2.10 Расчет короткого замыкания в точке К6 (на переменном токе) Рисунок 5.6 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К6 в режиме двустороннего питания для сети 0,4 кВ Сопротивление аккумуляторов: rакб U акб I (3) кз _ акб 110 66 мОм. 1676 Сопротивление кабеля сечением 1х25(Iдоп=130А): Iн 3 Pинв 3 22 95,26 А, U инв 0,4 Сопротивление кабеля: 140 Продолжение приложения С rкаб _ уд rкаб l n 0,74 2 1,48 мОм. 1 где rкаб _ уд =0,74 Ом/км. Сопротивление инвертора (Pинв – мощность инвертора, значение которого взято из наибольшей возможной подключаемой нагрузке к АКБ2 и сети 0,4): rинв U инв U инв 3 I кз _ инв 3 3 Iн U инв 3 3 3 Pинв U инв U 2 инв 0,4 2 808,08 мОм, 9 Pинв 9 22 Сопротивление автоматического выключателя на 400 А: rав2= 0,65 мОм. Сопротивление контактов: - rК1= 0,015 мОм – для РУ на ТП; - rК2= 0,02 мОм - для первичных РП; - rК3= 0,025 мОм - для вторичных РП; - rК4= 0,03 мОм - для аппаратуры у приемников. Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности: r 14 1,48 0,65 808,08 2 0,03 824,33мОм. Короткое замыкание в точке К6 со стороны АКБ2: I кз _ акб (3) U нн 3Z U нн 3 r 400 3 824,33 10 3 0,28кА. Короткое замыкание в точке К6 состоит из 2 составляющих Iкз: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб I кз (3) 6,939 0,28 7,219кА, (2) 6,009кА, (1) 5,491кА. I кз 5.2.11 Расчет короткого замыкания в точке К5 (на переменном токе) 141 Продолжение приложения С Рисунок 5.7 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К5 в режиме двустороннего питания для сети 0,4 кВ Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со стороны одной АКБ2: r1 824,33 0,02 3 0,025 1,89 2,15 2 7 ,4 838,005 мОм, r0 0,02 3 0,025 7 ,56 2,15 2 29,6 26,787 мОм, x1 1,89 1,2 2 0,91 5,2 мОм, x0 7 ,56 1,2 2 3,64 13,6 мОм. Короткое замыкание в точке К5 со стороны одной АКБ2: 142 Продолжение приложения С I кз _ акб (3) I кз _ акб I кз _ акб (1) U нн 3Z (2) U нн 3 Z (1) (3) U нн 3 r1 x1 2 U нн 3 2 r12 x12 3 3 U нн 2r1 r0 2x1 x0 3 2 3 838,005 2 5,2 2 10 3 U нн 3 Z(2) 400 2 2 0,276кА, 3 (3) I кз 0,239кА, 2 3 400 3 2 838,005 26,7872 2 5,2 13,62 0,407кА. Короткое замыкание в точке К5 состоит из 6 составляющих Iкз со стороны АКБ2 и одной составляющей со стороны ВЭС с АКБ1: (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (2) I кз _ вэс (2) I кз _ акб (1) I кз _ вэс (1) I кз _ акб I кз I кз I кз (3) 11,067 6 0,276 12,723кА, (2) 9,584 6 0,239 11,018кА, (1) 9,022 6 0,407 11,464кА. 5.2.12 Расчет короткого замыкания в точке К4 (на переменном токе) 143 Продолжение приложения С Рисунок 5.8 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К4 в режиме двустороннего питания для сети 0,4 кВ Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со стороны шести АКБ2: 838,005 139 ,668 мОм, 6 26 ,787 r0 4,465 мОм, 6 5,2 x1 0,867 мОм, 6 13,6 x0 2,267 мОм. 6 r1 Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со стороны шести АКБ2 и одной линии: 144 Продолжение приложения С r1 139,668 0,015 3 0,02 0,306 0,99 2 4,62 146,639 мОм, r0 4,465 0,015 3 1,224 0,99 2 18,48 26,194 мОм, x1 0,867 0,144 0,42 2 2,4 4,251мОм, x0 2,267 0,576 0,42 2 9,6 13,283 мОм. Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со стороны 5Х(шести АКБ2 и одной линии) – число 5 означает количество ветвей присоединенных к ТП2 и суммарно эквивалентных по мощности ветвям, присоединным к наиболее мощной ТП4: 146,639 29 ,328 мОм, 5 26,194 r0 5,239 мОм, 5 4 ,251 x1 0 ,85 мОм, 5 13,283 x0 2 ,657 мОм. 5 r1 Короткое замыкание в точке К4 со стороны тридцати АКБ2: I кз _ акб (3) I кз _ акб I кз _ акб (1) U нн 3Z (2) U нн 3 Z (1) (3) U нн 3 r1 x1 2 U нн 3 Z(2) 3 29,328 2 0,85 2 10 3 U нн 3 2 r12 x12 3 3 U нн 3 400 2 2r1 r0 2x1 x0 2 2 7 ,871кА, 3 (3) I кз 6,817кА, 2 3 400 3 2 29,328 5,2392 2 0,85 2,6572 10,818кА. Короткое замыкание в точке К4 состоит из 2 составляющих Iкз: со стороны тридцати АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз I кз (3) (2) (3) I кз _ акб (2) I кз _ акб I кз _ вэс I кз _ вэс (3) (2) 145 15,049 7,871 22,92кА, 13,033 6,817 19,85кА, Продолжение приложения С I кз (1) I кз _ вэс (1) I кз _ акб (1) 15,049 10,818 25,867кА. 5.2.13 Расчет короткого замыкания в точке К3 (на переменном токе) 146 Продолжение приложения С Рисунок 5.9 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точках К3, К2 в режиме двустороннего питания для сети 10 кВ Для упрощения расчетов токов КЗ участок 0,4 от трансформатора 10/0,4 до АКБ2 можно заменить локальной системой эквивалентной мощности, равной сумме максимальных мощностей инверторов протекающих через ТП4. При этом со стороны АКБ2 оставляем участок ТП2-ШР4-АКБ2, а со стороны ВЭС с АКБ1 берем участок от Г1-5 до ТП2 как наименее удаленный. 147 Продолжение приложения С Рисунок 5.10 – Преобразованная схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3 Определим сопротивление системы мощности Sб 1000 МВА в относительных единицах. Реактивное сопротивление системы: 148 при базовой хС Sб Sб , S кз 3 I П .01 U ср (5.19) где S кз – мощность короткого замыкания. хС 1000 3 22,92 0,4 62,97о.е. Сопротивление трансформатора ТП4: xТ 10 / 0 ,4 U К% Sб 6 1000 95,24о.е. 100 S НОМ 100 0,63 Расчет сопротивлений на участке от С до ТП4: xСТ xС xТ 10 / 0 ,4 62,97 95,24 158,21о.е. Базовое значение тока: Sб Iб 3 U CP 1000 3 10,5 54,99 кА. Ток трехфазного КЗ со стороны ТП4 (АКБ): I кз E"* I б 1,05 54,99 0,348кА. X СТ 158,21 Короткое замыкание в точке К3 состоит из 2 составляющих: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (3) 2,279 0,348 2,627кА. Продолжение приложения С Ударный ток трехфазного КЗ для точки К3: k у 1,951 , i у 2 k у I кз ( 3) 2 1,951 2,627 7,248 кА . 5.2.14 Расчет короткого замыкания в точке К2 (на переменном токе) 149 Максимальный ток КЗ в точке К2 будет при утяжеленном режиме работы системы, а именно при отключении по какой-либо причине линии КЛ7. В этом случае сработает секционный выключатель в РП2 и место точки КЗ будет подпитываться не только со стороны ВЭС с АКБ1 и четырех ТП, но и дополнительных трех ТП, к которым также подключены АКБ2. Поэтому схема расчета КЗ будет выглядеть несколько иначе: Продолжение приложения С 150 Рисунок 5.11 – Преобразованная схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2 для сети 10 кВ и К1.3 для сети 0,7 кВ Расчет сопротивлений на участке от С до РП2: xСТКЛ xСТ xКЛ 8 158,21 0,238 158,448о.е. Продолжение приложения С 151 Общее сопротивление со стороны семи ТП (Примем для упрощения расчетов, что все семь ТП загружены одинаково максимальной мощностью АКБ2, как и ТП4): xСТКЛ814 158,448 22,635о.е. 7 Ток трехфазного КЗ со стороны семи ТП (АКБ2): I кз E"* I б 1,05 54,99 2,429кА. X СТКЛ814 22,635 Короткое замыкание в точке К2 состоит из 2 составляющих: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (3) 2,3 2,429 4,729кА. Ударный ток трехфазного КЗ для точки К2: k у 1,951 , i у 2 k у I кз (3) 2 1,951 4,729 13,048кА. 5.2.15 Расчет короткого замыкания в точке К1.4 (на переменном токе) Расчет сопротивлений на участке от линии до локальной системы С: xКЛ 6СТКЛ814 xКЛ 6 xСТКЛ814 1,1 22,635 23,735о.е. Ток трехфазного КЗ со стороны семи ТП (АКБ2): I кз E"* I б 1,05 54,99 2,433кА. X СТКЛ814 23,735 Короткое замыкание в точке К1.4 состоит из 2 составляющих: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (3) 2,406 2,433 4,839кА. Ударный ток трехфазного КЗ для точки К1.4: Продолжение приложения С 152 k у 1,951 , i у 2 k у I кз (3) 2 1,951 4,839 13,351кА . 5.2.16 Расчет короткого замыкания в точке К1.3 (на переменном токе) Расчет сопротивлений на участке от трансформатора до локальной системы С: xТ 1 КЛ 6СТКЛ814 xТ 1 x КЛ 6СТКЛ814 24 23,735 47,735о.е. Ток трехфазного КЗ со стороны трансформатора (АКБ2): I кз E"* I б 1,05 824,786 18,142кА. X СТКЛ814 47 ,735 Короткое замыкание в точке К1.3 состоит из 2 составляющих: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (3) 6,224 18,142 24,366кА. Ударный ток трехфазного КЗ для точки К1.3: k у 1,951 , i у 2 k у I кз ( 3) 2 1,951 24,366 67,23кА . 5.2.17 Расчет короткого замыкания в точке К1.2 (на постоянном токе) Продолжение приложения С 153 Рисунок 5.12 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1.2 в режиме двустороннего питания для сети 0,7 кВ Общее сопротивление на постоянном токе со стороны четырех и трех ТП (АКБ2): I кз U нн U нн 700 14,82кА. r1 47 ,234 Z Продолжение приложения С 154 Общее сопротивление на постоянном токе со стороны семи ТП (АКБ2): I кз 2 I кз 2 14,82 29,64кА. Короткое замыкание в точке К1.2 состоит из 2 составляющих: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз I кз _ вэс I кз _ акб 39,552 29,64 69,192кА. 5.2.18 Расчет короткого замыкания в точке К1.1 (на переменном токе) Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1.1 в режиме двустороннего питания для сети 0,7 кВ аналогична схеме замещения в пункте 5.2.14. Расчет сопротивлений на участке выпрямителя до инвертора: r1 47,234 138,062 185,296 мОм. Короткое замыкание в точке К1.1 со стороны АКБ2: I кз _ вэс U нн 700 3,778кА. r1 185,296 10 3 Короткое замыкание в точке К1.1 состоит из 2 составляющих: со стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1: I кз (3) I кз _ вэс (3) I кз _ акб (3) 8,571 3,778 12,349кА. Ударный ток трехфазного КЗ для точки К1.1: k у 1,951 , i у 2 k у I кз (3) 2 1,951 12,349 34,073кА . Итого токи КЗ для второго режима: Таблица 5.2 – токи КЗ для второго режима I, кА Точка 3-ф 2-ф 1-ф К1.1 12,349 К1.2 69,192 К1.3 24,366 К1.4 4,839 К2 4,729 155 К3 2,627 К4 22,92 19,85 25,867 К5 12,723 11,018 11,464 К6 7,219 6,009 5,491 Приложение Т Выбор оборудования на 0,4 кВ Таблица Т1 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП1 Расчетный ток, А № 156 1 1 2 3 4 5 6 7 Название Автоматический выключатель Руст, cos ϕ Iнаиб кВт Iдлит Iкр Кпу Iном.ав., (Iном), (Iпуск Iрасц, А откл ск А способн, А ), А кА 2 3 Квартал 8х10 80 1 10 2 10 3 10 4 10 5 10 6 10 7 10 8 10 Итого 1-8 Квартал 8х10 80 Один из 8 10 Квартал 8х10 80 Один из 8 10 СТО 9.2 20 Развл.комплекс 5 50 Зд.охр.и п.о. 18.1 30 Квартал 6х22 132 1 22 2 22 3 22 4 22 5 22 6 22 4 5 0,92 132,12 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 6 7 0,92 132,12 0,92 16,51 0,92 132,12 0,92 16,51 0,75 40,52 3,00 121,55 0,83 91,53 0,83 54,92 0,92 217,99 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric kзащ*Iза Iдл/kпопр щ/kпопр пров, А Провод, кабель Iдоп Потери мощности Марка и Длина r0, x0, ΔP, Вт сечени l,м Ом/км Ом/км е, ВВГ 8 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 9 160,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 10 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 11 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 12 13 160,00 132,12 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 14 237 130 130 130 130 130 130 130 130 15 5x70 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 16 30 200 160 100 160 60 100 60 10 17 0,268 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 18 0,082 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 160,00 100,00 160,00 100,00 160,00 160,00 100,00 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 160,00 25,00 160,00 25,00 125,00 100,00 63,00 250,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 36,00 25,00 36,00 25,00 36,00 36,00 36,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX160F 4P 125 NSX160F 4P 100 NSX100F 4P 63 NSX250F 4P 250 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 160,00 132,12 100,00 16,51 160,00 132,12 100,00 16,51 160,00 40,52 160,00 91,53 100,00 54,92 250,00 217,99 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 237 130 237 130 237 321 130 321 130 130 130 130 130 130 5x70 5x25 5x70 5x25 5x70 5x120 5x25 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 50 0,268 0,74 0,268 0,74 0,268 0,154 0,74 0,154 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,082 0,091 0,082 0,091 0,082 0,08 0,091 0,08 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 170 300 120 10 30 10 60 100 100 160 200 19 421,01 121,09 96,87 60,55 96,87 36,33 60,55 36,33 6,05 514,65 701,68 514,65 2385,73 514,65 395,94 464,43 66,95 658,64 29,30 175,83 293,04 293,04 468,87 586,09 ΔQ, Вт 20 128,82 14,89 11,91 7,45 11,91 4,47 7,45 4,47 0,74 63,29 214,69 63,29 729,96 63,29 121,14 241,26 8,23 342,15 3,60 21,62 36,04 36,04 57,66 72,07 Продолжение приложения Т Продолжение таблицы Т1 8 9 157 Итого 1-6 Квартал 8х10 Один из 8 Квартал 3х10 1 2 3 Итого 1-2 80 10 30 10 10 10 Σ 582,00 0,92 132,12 0,92 16,51 0,92 49,54 0,92 16,51 0,92 16,51 0,92 16,51 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 160,00 25,00 63,00 25,00 25,00 25,00 36,00 25,00 36,00 25,00 25,00 25,00 1063,99 1600,00 1600,0 42,00 0 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 63 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 Masterpact NW16N1 160,00 132,12 100,00 16,51 100,00 49,54 100,00 16,51 100,00 16,51 100,00 16,51 237 130 130 130 130 130 5x70 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 150 160 10 60 100 0,268 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 1846,18 227,03 0,082 2105,05 644,08 0,091 514,65 63,29 0,091 871,87 107,22 0,091 6,05 0,74 0,091 36,33 4,47 0,091 60,55 7,45 42,38 5,21 12078,99 3030,40 Продолжение приложения Т Таблица Т2 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП2 Расчетный ток, А № Название Автоматический выключатель Руст, cos ϕ Iнаиб кВт Iдлит Iкр Кпу Iном.ав., (Iном), (Iпуск Iрасц, А откл ск А способн, А ), А кА 158 1 2 3 1 Зд.охр.и п.о. 18.2 30 2 Админ.поселка 3 30 3 Библ.и ц.СМИ 8 30 4 Квартал 8х15 120 1 15 2 15 3 15 4 15 5 15 6 15 7 15 8 15 Итого 1-8 5 Квартал 5х10 50 1 10 2 10 3 10 4 10 5 10 Итого 1-5 6 Квартал 8х10 80 Один из 8 10 4 5 0,83 54,92 0,83 54,92 0,89 51,21 0,92 198,18 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 82,57 16,51 16,51 16,51 16,51 16,51 0,92 132,12 0,92 16,51 6 7 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric kзащ*Iза Iдл/kпопр щ/kпопр пров, А Провод, кабель Iдоп Потери мощности Марка и Длина r0, x0, ΔP, Вт сечени l,м Ом/км Ом/км е, ВВГ 8 100,00 100,00 100,00 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 9 63,00 63,00 63,00 220,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 10 36,00 36,00 36,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 11 NSX160F 4P 63 NSX160F 4P 63 NSX160F 4P 63 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 12 13 100,00 54,92 100,00 54,92 100,00 51,21 250,00 198,18 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 14 130 130 130 321 130 130 130 130 130 130 130 130 15 5x25 5x25 5x25 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 16 150 240 200 30 200 160 100 160 60 100 60 10 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 NSX160F 4P 100 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 82,57 16,51 16,51 16,51 16,51 16,51 237 130 130 130 130 130 5x70 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 60 60 160 10 60 100 160,00 160,00 36,00 NSX160F 4P 160 160,00 132,12 100,00 25,00 25,00 NSX100F 4P 25 100,00 16,51 237 130 5x70 5x25 180 17 0,74 0,74 0,74 0,154 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 ΔQ, Вт 18 19 20 0,091 1004,25 123,50 0,091 1606,80 197,59 0,091 1164,55 143,21 0,08 544,33 282,77 0,091 272,46 33,51 0,091 217,97 26,80 0,091 136,23 16,75 0,091 217,97 26,80 0,091 81,74 10,05 0,091 136,23 16,75 0,091 81,74 10,05 0,091 13,62 1,68 1157,95 142,4 0,268 0,082 328,91 100,64 0,74 0,091 36,33 4,47 0,74 0,091 96,87 11,91 0,74 0,091 6,05 0,74 0,74 0,091 36,33 4,47 0,74 0,091 60,55 7,45 236,13 29,04 0,268 0,082 2526,06 772,90 0,74 0,091 514,65 63,29 Продолжение приложения Т Продолжение таблицы Т2 7 8 159 Квартал 4х22 1 2 3 4 Итого 1-4 Кв.4х22+2х10 1 2 3 4 5 6 88 22 22 22 22 0,92 145,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 108 22 22 22 22 10 10 0,92 178,36 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 36,33 0,92 16,51 0,92 16,51 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 Σ 536,00 897,60 160,00 40,00 40,00 40,00 40,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 160,00 145,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 237 130 130 130 130 5x70 5x25 5x25 5x25 5x25 60 10 60 100 100 220,00 40,00 40,00 40,00 40,00 25,00 25,00 1200,0 1200,00 0 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 25 Masterpact 42,00 NW12N1 250,00 178,36 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 36,33 100,00 16,51 100,00 16,51 321 130 130 130 130 130 130 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 80 10 60 100 100 160 200 0,268 0,74 0,74 0,74 0,74 0,082 1018,85 311,74 0,091 29,30 3,60 0,091 175,83 21,62 0,091 293,04 36,04 0,091 293,04 36,04 791,22 97,3 0,154 0,08 1175,75 610,78 0,74 0,091 29,30 3,60 0,74 0,091 175,83 21,62 0,74 0,091 293,04 36,04 0,74 0,091 293,04 36,04 0,74 0,091 96,87 11,91 0,74 0,091 121,09 14,89 13078,64 2999,24 Продолжение приложения Т Таблица Т3 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП3 Расчетный ток, А № 160 1 1 2 3 4 5 6 7 8 Название Автоматический выключатель Руст, cos ϕ Iнаиб кВт Iдлит Iкр Кпу Iном.ав., (Iном), (Iпуск Iрасц, А откл ск А способн, А ), А кА 2 Квартал 6х22 Один из 6 Квартал 2х22 1 2 Итого 1-2 Квартал 7х15 1 2 2 4 5 6 7 Итого 1-7 Квартал 8х15 Один из 8 Спортк.и басс. 7 Шк.на 100 чел. 10 Центр.парк 12.2 Стад.и бег.д. 11.1 3 132 22 88 22 22 4 5 0,92 217,99 0,92 36,33 0,92 145,33 0,92 36,33 0,92 36,33 105 15 15 15 15 15 15 15 120 15 50 40 5 20 Σ 560,00 7 Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric kзащ*Iза Iдл/kпопр щ/kпопр пров, А Провод, кабель Iдоп Потери мощности Марка и Длина r0, x0, ΔP, Вт сечени l,м Ом/км Ом/км е, ВВГ 8 250,00 100,00 160,00 100,00 100,00 9 220,00 40,00 160,00 40,00 40,00 10 36,00 25,00 36,00 25,00 25,00 11 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 40 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 12 13 250,00 217,99 100,00 36,33 160,00 145,33 100,00 36,33 100,00 36,33 14 321 130 237 130 130 15 5x120 5x25 5x70 5x25 5x25 16 150 0,92 173,40 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 0,92 24,77 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 200,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 NSX250F 4P 200 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 250,00 173,40 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 100,00 24,77 321 130 130 130 130 130 130 130 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 30 200 160 100 60 100 60 10 0,92 198,18 0,92 24,77 0,83 91,53 0,89 68,29 0,92 8,26 0,89 34,14 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 220,00 32,00 100,00 80,00 12,50 40,00 1200,0 1200,00 0 36,00 25,00 36,00 36,00 36,00 36,00 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 100 NSX100F 4P 80 NSX100F 4P 12,5 NSX100F 4P 40 Masterpact 42,00 NW12N1 250,00 198,18 100,00 24,77 100,00 91,53 100,00 68,29 100,00 8,26 100,00 34,14 321 130 130 130 130 130 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 60 937,11 6 Тип аппарата защиты 160 10 60 10 200 150 350 ΔQ, Вт 17 0,154 0,74 0,268 0,74 0,74 18 19 20 0,08 3293,19 1710,75 0,091 1846,18 227,03 0,082 2716,92 831,30 0,091 29,30 3,60 0,091 175,83 21,62 205,13 25,23 0,154 0,08 416,75 216,49 0,74 0,091 272,46 33,51 0,74 0,091 217,97 26,80 0,74 0,091 136,23 16,75 0,74 0,091 81,74 10,05 0,74 0,091 136,23 16,75 0,74 0,091 81,74 10,05 0,74 0,091 13,62 1,68 939,98 115,59 0,154 0,08 1088,66 565,54 0,74 0,091 1157,95 142,40 0,74 0,091 185,97 22,87 0,74 0,091 2070,31 254,59 0,74 0,091 22,70 2,79 0,74 0,091 905,76 111,38 14849,52 4225,96 Продолжение приложения Т Таблица Т4 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП5 Расчетный ток, А № 161 1 1 2 3 4 5 6 7 8 Название Руст, кВт 2 Кв.1х22+4х15 1 2 3 4 5 Квартал 6х15 1 2 3 4 5 6 Торг.компл.4 Квартал 8х10 Один из 8 Квартал 8х10 Один из 8 Музей 6 Центр.парк 12.1 Квартал 5х22 1 2 3 4 5 3 82 22 15 15 15 15 90 15 15 15 15 15 15 50 80 10 80 10 20 5 110 22 22 22 22 22 Σ 517,00 cos ϕ 4 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,83 0,92 0,92 0,92 0,92 0,89 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 Автоматический выключатель Iдлит Iкр Iнаиб откл Кпус (Iном), (Iпуск) Iном.ав., А Iрасц, А способн, к А ,А кА 5 135,42 36,33 24,77 24,77 24,77 24,77 148,63 24,77 24,77 24,77 24,77 24,77 24,77 91,53 132,12 16,51 132,12 16,51 34,14 8,26 181,66 36,33 36,33 36,33 36,33 36,33 863,87 6 7 8 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 160,00 160,00 100,00 160,00 100,00 100,00 100,00 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 9 160,00 40,00 32,00 32,00 32,00 32,00 160,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 32,00 160,00 160,00 25,00 160,00 25,00 40,00 12,50 220,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 1200,0 1200,00 0 10 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 36,00 36,00 25,00 36,00 25,00 36,00 36,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric Марка и kзащ*Iзащ I Длина r0, x0, Iдл/kпопр доп пров, сечение, /kпопр l,м Ом/км Ом/км А ВВГ 11 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 NSX160F 4P 160 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 12,5 NSX250F 4P 220 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 42,00 Masterpact NW12N1 12 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 160,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 160,00 160,00 100,00 160,00 100,00 100,00 100,00 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 13 135,42 36,33 24,77 24,77 24,77 24,77 148,63 24,77 24,77 24,77 24,77 24,77 24,77 91,53 132,12 16,51 132,12 16,51 34,14 8,26 181,66 36,33 36,33 36,33 36,33 36,33 Провод, кабель 14 237 130 130 130 130 130 237 130 130 130 130 130 130 237 237 130 237 130 130 130 321 130 130 130 130 130 15 5x70 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x70 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x70 5x70 5x25 5x70 5x25 5x25 5x25 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 16 90 130 100 100 60 10 60 10 60 100 100 160 200 180 180 60 80 170 120 100 60 10 200 160 Потери мощности 17 0,268 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,268 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,268 0,268 0,74 0,268 0,74 0,74 0,74 0,154 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 18 0,082 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,082 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,082 0,082 0,091 0,082 0,091 0,091 0,091 0,08 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 ΔP, Вт ΔQ, Вт 19 1326,97 380,96 136,23 136,23 81,74 13,62 1065,68 13,62 81,74 136,23 136,23 217,97 272,46 1212,34 2526,06 514,65 842,02 514,65 207,03 25,73 1829,55 293,04 175,83 29,30 586,09 468,87 20 406,01 46,85 16,75 16,75 10,05 1,68 326,07 1,68 10,05 16,75 16,75 26,80 33,51 370,94 772,90 63,29 257,63 63,29 25,46 3,16 950,42 36,04 21,62 3,60 72,07 57,66 12755,98 3570,13 Продолжение приложения Т Таблица Т5 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП6 Расчетный ток, А № 162 1 1 2 3 4 5 6 Название Автоматический выключатель Руст, cos ϕ Iнаиб кВт Iдлит Iкр Кпу Iном.ав., (Iном), (Iпуск Iрасц, А откл ск А способн, А ), А кА 2 Больница 2 Гостиница 1 Квартал 8х10 Один из 8 Квартал 8х10 Один из 8 Квартал 8х10 Один из 8 Кв.5х22+2х15 1 2 3 4 5 6 7 3 60 60 80 10 80 10 80 10 140 22 22 22 22 22 15 15 Σ 500,00 4 0,83 0,83 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 0,92 5 109,83 109,83 132,12 16,51 132,12 16,51 132,12 16,51 231,20 36,33 36,33 36,33 36,33 36,33 24,77 24,77 847,22 6 7 8 160,00 160,00 160,00 100,00 160,00 100,00 160,00 100,00 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 9 160,00 160,00 160,00 25,00 160,00 25,00 160,00 25,00 250,00 40,00 40,00 40,00 40,00 40,00 32,00 32,00 1200,0 1200,00 0 10 36,00 36,00 36,00 25,00 36,00 25,00 36,00 25,00 36,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 25,00 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric kзащ*Iза Iдл/kпопр щ/kпопр 11 NSX160F 4P 160 NSX160F 4P 160 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX160F 4P 160 NSX100F 4P 25 NSX250F 4P 250 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 32 NSX100F 4P 32 Masterpact 42,00 NW12N1 12 160,00 160,00 160,00 100,00 160,00 100,00 160,00 100,00 250,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 13 109,83 109,83 132,12 16,51 132,12 16,51 132,12 16,51 231,20 36,33 36,33 36,33 36,33 36,33 24,77 24,77 Провод, кабель Iдоп пров, А 14 237 237 237 130 237 130 237 130 321 130 130 130 130 130 130 130 Потери мощности Марка и Длина r0, x0, ΔP, Вт сечени l,м Ом/км Ом/км е, ВВГ ΔQ, Вт 15 5x70 5x70 5x70 5x25 5x70 5x25 5x70 5x25 5x120 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 5x25 20 474,80 29,68 257,63 63,29 772,90 63,29 1331,11 63,29 1282,93 3,60 21,62 36,04 36,04 57,66 20,10 28,48 16 160 10 60 180 310 100 10 60 100 100 160 120 170 17 0,268 0,268 0,268 0,74 0,268 0,74 0,268 0,74 0,154 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 0,74 18 0,082 0,082 0,082 0,091 0,082 0,091 0,082 0,091 0,08 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 0,091 19 1551,79 96,99 842,02 514,65 2526,06 514,65 4350,44 514,65 2469,64 29,30 175,83 293,04 293,04 468,87 163,48 231,59 15036,05 4542,45 Продолжение приложения Т Таблица Т6 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП7 Расчетный ток, А № 163 1 1 2 3 4 5 6 Название Автоматический выключатель Руст, cos ϕ Iнаиб кВт Iдлит Iкр Кпу Iном.ав., (Iном), (Iпуск Iрасц, А откл ск А способн, А ), А кА 2 3 Парк с озером 13 10 Стад.и бег.д. 11.2 20 Ярмор.площ.17 20 СТО 9.1 20 Минимаркет 20.1 7 Рел.сооруж. 16.2 20 Σ 97,00 4 0,92 0,89 0,92 0,75 0,83 0,92 5 6 7 16,51 34,14 33,03 40,52 3,00 121,55 12,81 33,03 251,08 8 100,00 100,00 100,00 160,00 100,00 100,00 400,00 9 25,00 40,00 40,00 125,00 16,00 40,00 320,00 10 36,00 36,00 36,00 36,00 36,00 36,00 36,00 Тип аппарата защиты Расчетная нагрузка провода, А АВ, Schneider Electric kзащ*Iза Iдл/kпопр щ/kпопр 11 NSX100F 4P 25 NSX100F 4P 40 NSX100F 4P 40 NSX160F 4P 125 NSX100F 4P 16 NSX100F 4P 40 NSX400F 4P 320 12 100,00 100,00 100,00 160,00 100,00 100,00 13 16,51 34,14 33,03 40,52 12,81 33,03 Провод, кабель Iдоп пров, А 14 130 130 130 237 130 130 Потери мощности Марка и Длина r0, x0, ΔP, Вт сечени l,м Ом/км Ом/км е, ВВГ 15 5x25 5x25 5x25 5x70 5x25 5x25 16 160 30 10 130 100 120 17 0,74 0,74 0,74 0,268 0,74 0,74 18 0,091 0,091 0,091 0,082 0,091 0,091 19 96,87 77,64 24,22 171,57 36,45 290,62 697,38 ΔQ, Вт 20 11,91 9,55 2,98 52,50 4,48 35,74 117,16 Приложение У Потери мощности и электроэнергии Потери мощности в линиях Потери активной мощности в кабеле считаем так: P P2 Q2 S2 S2 R R r0 l , U2 U2 U2 (5.32) где P – активная мощность; Q – реактивная мощность; S – полная мощность; R – активное сопротивление кабеля; r0 –удельное активное сопротивление кабеля; l –длина кабеля. Потери реактивной мощности: Q P2 Q2 S2 S2 X X x0 l , U2 U2 U2 (5.33) где X – реактивное сопротивление кабеля; x 0 –удельное реактивное сопротивление кабеля. Заполняем столбцы 19, 20 в таблице 5.8. Для остальных трансформаторных подстанций ТП1-ТП7, кроме ТП4 выбор описан в таблицах Приложения В. Суммарные максимальные потери мощности в линиях 0,4 кВ: ΔPлин _ макс 83,605кВт, ΔQлин _ макс 23,504кВар. В таблице 5.9 проведен аналогичный расчет потерь мощности в сетях 0,7 кВ и 10 кВ. Расчетные потери мощности в линии от ВЭУ до РП1: Pлин PВЭУ _ ср PВЭУ _ н ΔPлин _ ВЭУ , (5.34) где PВЭУ _ ср =3367,02 кВт – средняя мощность всех ВЭУ в течение года (рассчитана в разделе 3); PВЭУ _ н – номинальная мощность ВЭУ; ΔPлин _ ВЭУ – потери в линии от ВЭУ до РП1. 164 Продолжение приложения У И заполняем столбцы 19, 20 в таблице 5.9. Суммарные максимальные потери мощности в линиях 0,4; 0,7 и 10 кВ: ΔPлин _ макс 314,552кВт, ΔQлин _ макс 98,178кВар. Определение потерь мощности в трансформаторах Активные и реактивные потери мощности определяются для каждого трансформатора следующим образом: Pтр Pxx Pкз К з2 , Qтр I xx U S н .тр кз S н .тр К з2 , 100 100 где Pxx – потери холостого хода; Pкз –потери КЗ. I xx – ток холостого хода; U кз – напряжение КЗ; S н .тр – номинальная мощность трансформатора; К з – коэффициент загрузки трансформатора. Для трансформатора ТП1: К з 0,777, ΔPтр 1,5+6,4 0,777 2 =5,364кВт, ΔQтр 0,008 630+0,06 630 0,777 2 =27,861квар. Для трансформаторов РП1: К з 0,693, ΔPтр 2 ( 4,2+19,5 0,6932 )=27,13кВт, ΔQтр 2 ( 0,006 2500+0,06 2500 0,6932 )=174,074квар. 165 (5.35) (5.36) Продолжение приложения У Суммарные потери в 7-и трансформаторах ТП и 2 трансформаторах РП1 рассчитаны в таблице 2.2 в разделе 2. Потери в 2 трансформаторах РП1: ΔPтр 37,614кВт, ΔQтр 195,217квар. Суммарные потери в 7-и трансформаторах ТП и 2-х трансформаторах РП1: ΔPтр 64,744кВт, ΔQтр 369,291квар. Потери мощности в выпрямителях и инверторах Активные потери мощности в инверторе или выпрямителе: Pинв K з Pном ( 1 ), (5.37) где Pном – номинальная мощность инвертора или выпрямителя; – КПД инвертора или выпрямителя; К з – коэффициент загрузки выпрямителя или инвертора. Суммарные потери в 5 выпрямителях и 2-х инверторах: Pвыпр 5 0,86 1450( 1 0,984 ) 0,539 53,77кВт, Pинв 2 0,69 2572( 1 0,984 ) 56,79кВт. Потери электроэнергии в линиях Для определения числа часов использования максимума нагрузки воспользуемся формулой: Tм Pn _ ср Pуст , (5.38) где Pn _ ср =2081 кВт – средняя нагрузка в течение года (рассчитана в разделе 2). Tм 2081 5260ч. 3466 Число часов использования максимума потерь: 166 Продолжение приложения У ( 0,124 ( 0,124 Тм 2 ) 8760, 10000 (5.39) 5260 2 ) 8760 3701ч. 10000 Потери в линиях: Wлин Pлин , (5.40) Wлин Pлин 314,552 3701 1,164 млн.кВт ч. Потери в линиях в процентах от всей энергии: Wлин,% Wлин Pн _ ср 8760 100% 1,164 100% 6,39%. 2081 8760 Потери электроэнергии в трансформаторах Активные потери электроэнергии определяются трансформатора: для Wтр Pxx Tм Pкз К з2 . каждого (5.41) Для ТП1: Wтр 1,5 5260 6,4 0,777 2 3701 22190кВт ч. Для РП1: ΔWтр 2 ( 4,2 5260+19,5 0,6932 3701 )=113503кВт ч. Суммарные потери в 7-и трансформаторах ТП и 2-х трансформаторах РП1: Wтр 225740кВт ч. Потери в трансформаторах в процентах от всей энергии: Wтр ,% Wтр 225740 100% 100% 1,24%. Pн _ ср 8760 2081 8760 167 Потери энергии в выпрямителях и инверторах Продолжение приложения У Активные потери электроэнергии в инверторе или выпрямителе: Wинв K з Pном ( 1 ) Tм Pинв Tм . (5.42) Wинв выпр ( 53,77 56,79 ) 5260 581546кВт ч. Потери в инверторах и выпрямителях в процентах от всей энергии: Wинв выпр,% Wинв выпр 581546 100% 100% 3,19%. Pн _ ср 8760 2081 8760 Приложение Ф Потери напряжения Одним из 11 показателей качества электроэнергии является соблюдение отклонения напряжения в заданных пределах ±5%. Для этого рассчитаем потери напряжения в сетях. В столбцы 1, 2, 3 таблицы 5.10 пишем величины, которые необходимо найти: отклонение и потери напряжения. В столбцах 4, 5 рассчитанные величины для самого удаленного приемника, в столбцах 6, 7 – для самого ближнего. Расчет проводится при 100% и 25% загрузке сети. В столбцах 9, 10 – нагрузка в виде 100% и 25%. Длина участка в 11 столбце, кабель – в 12. Коэффициент мощности, удельное активное и реактивное сопротивления в 1315 ст. соответственно. Формула расчета потери напряжения в ст. 16,18: U 2 2 P R Q X S cos r0 l S ( S cos ) x0 l , U U где P – активная мощность; Q – реактивная мощность; S – полная мощность; R – активное сопротивление кабеля; r0 –удельное активное сопротивление кабеля; l –длина кабеля; X – реактивное сопротивление кабеля; x 0 –удельное реактивное сопротивление кабеля; U – напряжение участка. 168 (5.43) Потери напряжения в процентах в ст. 17, 19: Продолжение приложения Ф U % U U 100%. (5.44) Фактическое отклонение напряжения: U ф ( U10 U10 U 0 ,7 U U U ш ). (5.45) Объяснение каждой переменной дано в таблице 5.10. Для остальных потребителей ТП2-ТП7 расчет сделан в Приложении В. 169 Продолжение приложения Ф Таблица Ф1 – Потери напряжения для потребителей ТП1 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 170 2 Шины 10 кВ подстанции 2 1 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до 2 РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до 3 РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до 4 ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 5 постоянная надбавка 6 Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 7 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до 8 ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до 9 ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка 10 потеря напряжения Допустимое отклонение 11 напряжения у ЭП Фактическое отклонение 12 напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения, жения, кВА кВА l, км В % В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,0628 -0,0157 -0,0628 -0,0157 δU 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш -0,0058 -0,0014 δUш ΔU 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 506,844 126,7 0,450 СБ 3х70 0,884 0,268 0,082 6,278 0,0628 1,569 0,0157 СТО 26,774 6,694 9.2 Кварта -0,0007 -0,0002 143,478 35,87 л 6х22 0,350 5х25 0,750 0,740 0,091 0,576 0,0058 0,144 0,0014 0,030 5х120 0,920 0,154 0,080 0,074 0,0007 0,019 0,0002 0,010 5х25 0,920 0,740 0,091 0,017 0,0002 0,004 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -0,0002 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,1245 -0,7811 -2,1196 -0,7799 23,913 5,978 Продолжение приложения Ф Таблица Ф2 – Потери напряжения для потребителей ТП2 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 171 2 Шины 10 кВ подстанции 2 1 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до 2 РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до 3 РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до 4 ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 5 постоянная надбавка 6 Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 7 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до 8 ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до 9 ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка 10 потеря напряжения Допустимое отклонение 11 напряжения у ЭП Фактическое отклонение 12 напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения, жения, кВА кВА l, км В % В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,0431 -0,0108 -0,0431 -0,0108 δU 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш -0,0058 -0,0014 δUш ΔU 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 503,470 125,87 0,310 СБ 3х70 0,894 0,268 0,082 4,313 0,0431 1,078 0,0108 Админ. 36,140 9,035 0,240 пос.3 Кварта -0,0007 -0,0002 130,435 32,609 0,030 л 8х15 5х25 0,830 0,740 0,091 0,577 0,0058 0,144 0,0014 5х120 0,920 0,154 0,080 0,068 0,0007 0,017 0,0002 5х25 0,920 0,740 0,091 0,012 0,0001 0,003 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -0,0001 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,1048 -0,7762 -2,0999 -0,7750 16,304 4,076 0,010 Продолжение приложения Ф Таблица Ф3 – Потери напряжения для потребителей ТП3 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 1 2 3 4 172 5 6 7 8 9 10 11 12 2 Шины 10 кВ подстанции 2 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 постоянная надбавка Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка потеря напряжения Допустимое отклонение напряжения у ЭП Фактическое отклонение напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения, жения, кВА кВА l, км В % В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,0694 -0,0174 -0,0694 -0,0174 δU 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш -0,0055 -0,0014 δUш ΔU 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 503,082 125,771 0,500 СБ 3х70 0,891 0,268 0,082 6,943 0,0694 1,736 0,0174 Стад.и бег.дор 22,472 5,618 0,350 .11.1 Кварта -0,0006 -0,0001 114,130 28,5325 0,030 л 7х15 5х25 0,890 0,740 0,091 0,551 0,0055 0,138 0,0014 5х120 0,920 0,154 0,080 0,059 0,0006 0,015 0,0001 5х25 0,920 0,740 0,091 0,012 0,0001 0,003 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -0,0001 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,1309 -0,7827 -2,1261 -0,7815 16,304 4,076 0,010 Продолжение приложения Ф Таблица Ф4 – Потери напряжения для потребителей ТП4 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 173 2 Шины 10 кВ подстанции 2 1 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до 2 РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до 3 РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до 4 ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 5 постоянная надбавка 6 Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 7 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до 8 ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до 9 ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка 10 потеря напряжения Допустимое отклонение 11 напряжения у ЭП Фактическое отклонение 12 напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения, жения, кВА кВА l, км В % В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,0500 -0,0125 -0,0500 -0,0125 δU 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш -0,0029 -0,0007 δUш ΔU 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 518,364 129,591 0,350 СБ 3х70 0,885 0,268 0,082 4,996 0,0500 1,249 0,0125 Вод. 26,667 6,66675 0,430 ст. 19 Кварта -0,0014 -0,0003 130,435 32,6088 0,060 л 8х15 5х70 0,750 0,268 0,082 0,293 0,0029 0,073 0,0007 5х120 0,920 0,154 0,080 0,135 0,0014 0,034 0,0003 5х25 0,920 0,740 0,091 0,012 0,0001 0,003 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -0,0001 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,1088 -0,7772 -2,1074 -0,7768 16,304 4,076 0,010 Продолжение приложения Ф Таблица Ф5– Потери напряжения для потребителей ТП5 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 174 2 Шины 10 кВ подстанции 2 1 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до 2 РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до 3 РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до 4 ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 5 постоянная надбавка 6 Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 7 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до 8 ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до 9 ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка 10 потеря напряжения Допустимое отклонение 11 напряжения у ЭП Фактическое отклонение 12 напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения жения, кВА кВА l, км В % ,В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,0446 -0,0112 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш ΔU 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 504,814 126,204 0,320 СБ 3х70 0,893 0,268 0,082 4,462 0,0446 1,116 0,0112 δU δUш -0,0025 -0,0006 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 Кварта 119,565 29,8913 0,120 л 5х22 Кварта -0,0015 -0,0004 86,956 21,739 0,060 л 8х10 -0,0034 -0,0009 ΔU -0,0001 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,1065 -0,7766 -2,1021 -0,7755 5х120 0,920 0,154 0,080 0,248 0,0025 0,062 0,0006 5х70 0,920 0,268 0,082 0,145 0,0015 0,036 0,0004 23,913 5,97825 0,200 5х25 0,920 0,740 0,091 0,343 0,0034 0,086 0,0009 10,870 2,7175 0,010 5х25 0,920 0,740 0,091 0,008 0,0001 0,002 0,0000 Продолжение приложения Ф Таблица Ф6 – Потери напряжения для потребителей ТП6 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 175 2 Шины 10 кВ подстанции 2 1 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до 2 РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до 3 РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до 4 ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 5 постоянная надбавка 6 Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 7 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до 8 ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до 9 ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка 10 потеря напряжения Допустимое отклонение 11 напряжения у ЭП Фактическое отклонение 12 напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения жения, кВА кВА l, км В % ,В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,1091 -0,0273 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш ΔU 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 529,683 132,421 0,750 СБ 3х70 0,879 0,268 0,082 10,912 0,1091 2,728 0,0273 δU δUш -0,0075 -0,0019 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 Кварта 86,956 21,739 0,310 л 8х10 Кварта -0,0015 -0,0004 86,956 21,739 0,060 л 8х10 -0,0016 -0,0004 ΔU -0,0001 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,1741 -0,7935 -2,1666 -0,7916 5х70 0,920 0,268 0,082 0,751 0,0075 0,188 0,0019 5х70 0,920 0,268 0,082 0,145 0,0015 0,036 0,0004 10,870 2,7175 0,200 5х25 0,920 0,740 0,091 0,156 0,0016 0,039 0,0004 10,870 2,7175 0,010 5х25 0,920 0,740 0,091 0,008 0,0001 0,002 0,0000 Продолжение приложения Ф Таблица Ф7 – Потери напряжения для потребителей ТП7 УТП № Величи на Звено электрической цепи БТП Нагрузка, % 100 25 100 25 5 6 7 Нагрузка, % 1 176 2 Шины 10 кВ подстанции 2 1 отклонение напряжения Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до 2 РП1 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП1 до 3 РП2 - потеря напряжения Кабель 10 кВ от РП2 до 4 ТП1 - потеря напряжения Трансформатор 10/0,38 5 постоянная надбавка 6 Регулятор - ПБВ Трансформатор 10/0,38 7 потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до 8 ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ТП1 до ШР -потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до 9 ЭП - потеря напряжения Кабель 0,38 кВ от ШР до ЭП - потеря напряжения Внутренняя проводка 10 потеря напряжения Допустимое отклонение 11 напряжения у ЭП Фактическое отклонение 12 напряжения 3 4 Нагруз Нагруз Длина Потер Потер Потер Потер ка на ка на расчет Марка и и и и и Приме r0, x0, участк участке ного сечение Cosφ напря напря напря напря чание Ом/км Ом/км е Sр, Sр, участка кабеля жения, жения, жения жения, кВА кВА l, км В % ,В % 100% 25% 100% 25% 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000 ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596 ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044 ΔU10 -0,0368 -0,0092 5,0000 5,0000 5,0000 5,0000 δU 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 ΔU -4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000 δUш ΔU 0,240 2х(2х300) 0,900 0,030 12,867 1,8382 3,217 0,4596 1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081 121,77 1,2177 30,443 0,3044 3 127,666 31,9164 1,090 СБ 3х70 0,804 0,268 0,082 3,677 0,0368 0,919 0,0092 δU δUш -0,0012 -0,0003 1390,00 347,5 0 3851,00 962,8 0 Парк с 10,870 2,7175 0,160 оз. 13 Ярмор. -0,0002 0,0000 21,739 5,43475 0,010 пл. 17 0,0000 0,0000 ΔU 0,0000 0,0000 ΔU -2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000 δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000 δUф -2,0939 -0,7735 -2,0929 -0,7732 5х25 0,920 0,74 0,091 0,125 0,0012 0,031 0,0003 5х25 0,920 0,74 0,091 0,016 0,0002 0,004 0,0000 177