Оглавление

Оглавление………………………………………………………………… …… ..…3

Введение…………………………………………………………………… …… ……4

1 Описание целей работы………………………………………………… …… ..…5

1.1 Постановка задачи……………………………………………………. …… ..…5

1.2 Описание потребителя……………………………………………….. …… ..…6

2 Оценка ветрового потенциала местности…………………………….. …… ..…9

2.1 Анализ материалов регулярных наблюдений метеостанций, расположенных в горнозаводской зоне………………………………….

2.2 Определение эксплуатационных характеристик ВЭУ-3 установленной в открытой местности в горнозаводской зоне Челябинской области……………………………………………………..

3 Выбор оборудования распределительной сети………………………. …… ….23

4 Расчёт варианта питания от системы…………………………………. …… ….32

5 Сравнение существующих типов ВЭУ……………………………….. …… ….37

5.1 Виды и характеристики ветроэнергоустоновок..…………………… …… ….37

5.2 Описание ВЭУ-3……………………………………………………… …… ….41

6 Выбор оборудования ВДЭС-6…………………………………………. …… ….50

6.1 Принцип работы системы и её функциональная схема……………. …… ….51

6.2 Логика работы системы управления…………….…………………… …… ….51

6.3 Выбор генератора для резервирования электроснабжения………… …… ….53

6.4 Импульсный стабилизатор напряжения………….…………………. …… ….55

6.5 Инвертор нагрузки………….…………………….…………………… …… ….59

6.6 Аккумуляторная батарея………….…………………….……………. …… ….61

7 Определение числа часов работы дизелей за год. ………….………… …… ….64

8 Релейная защита……………………………….…..………….………… …… ….69

9 Безопасность жизнедеятельности…………….…..………….………… …… ….77

10 Экономическая часть………………………….…….…….………….. …… ….84

10.1 Анализ структуры предприятия…………………….…….…….….. …… ….84

10.2 Экономическое сравнение возможных вариантов электроснабжения посёлка……………….…….…….…………………..

Заключение………………………………………..………….…………… …… ..103

Приложение 1………………………………………..………….………… ……

Список литературы…………………………………..………….………… ……

 

Внимание!

Диплом № 2196. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

Введение

 

Темой данной дипломной работы является электроснабжение автономного потребителя на примере рыбацкого посёлка удалённого от возможных мест подключения к энергосистеме, на базе альтернативных источников энергоснабжения.

При удалённости объекта электроснабжения от энергосистемы стоимость подключения к энергосистеме района через воздушную линию велика, при чём минимальная пропускная способность воздушной линии значительно превышает нагрузку малых потребителей.

Дизельная электростанций при определённой длине воздушной линии окажется экономически выгоднее воздушной линии.

Третий вариант электроснабжения малых потребителей – ветродизельная энергетическая станция (ВДЭС). Экономическая оправданность её установки зависит от ветрового потенциала местности.

В настоящее время ветроэнергетические установки (ВЭУ) получают всё большее распространение, это связано с удорожанием топлива для тепловых электростанций. По стоимости генерируемой электроэнергии некоторые виды ВЭУ конкурируют с конденсационными электростанциями, работающими на угле и газе.

ВЭУ применяются в автономных системах электроснабжения совместно с классическими дизельными или бензиновыми генераторами. Это позволяет обеспечить бесперебойное питание, при низком расходе топлива.

 

1 Описание целей работы

 

1.1 Постановка задачи

 

Требуется разработать ветроэнергетическую станцию (ВЭС) для автономного электроснабжения группы бытовых потребителей с пиковой мощностью 6-7 кВт.

 

ВЭС должна:

1. Бесперебойно обеспечивать потребителей электроэнергией промышленной частоты, качество которой должно соответствовать ГОСТ 13109;

2. Максимально использовать “даровую” энергию ветра;

3. Иметь высокую надёжность работы.

 

Необходимо:

1. Оценить ветровой потенциал в районе возможной установки ВЭС;

2. Сравнить экономические затраты установки ВЭС со стоимостью подключения к системе;

3. Рассчитать распределительную сеть напряжением 220В от ВЭС до домов населённого пункта;

4. Выбрать тип генератора;

5. Разработать логику работы системы управления бесперебойным питанием ветроэнергетической установки.

 

1.2 Описание потребителя

 

Объект электроснабжения – посёлок (3 дома), расположенный в зоне от ближайшей ВЛ 6 кВ на 10 километров. Вся нагрузка в посёлке – бытовая однофазная. Установленная мощность потребителей равна 6,2 кВт.

Поскольку питание потребителей осуществляется от источника ограниченной мощности, то превышение нагрузкой максимальной мощности, которую может выдать ВЭС, приведёт к срабатыванию защит инвертора от перегрузки или перегреву генератора и потери питания всеми потребителями. Этим автономная система электроснабжения отличается от варианта питания через воздушную линию и трансформатор – эти элементы могут быть значительно перегружены на короткое время и поэтому они выбираются по расчётной (максимальной среднеквадратичной получасовой) нагрузке с помощью коэффициентов расчётной мощности, учитывающих наложение графиков нагрузки от различных потребителей. Так расчётный коэффициент для ответвления, питающего 3 жилых дома с нагрузкой на вводах у каждого больше 2 кВт равен 0,8 [1].

Поэтому при питании от автономного источника в расчётах надо использовать не расчётную, а пиковую мощность, которая не должна превысить максимальную мощность генератора. В данном случае суммарная установленная мощность потребителей равна их пиковой суммарной мощности, т.к. электроприёмников мало и вероятность их одновременного включения велика.

Чтобы снизить пиковую мощность необходимо:

1) исключить возможность одновременной работы мощных однотипных потребителей (например, для подключения водонагревательного прибора и микроволновой печи может использоваться одна розетка);

2) использовать для освещения экономичные источники света – газоразрядные лампы;

3) ограничить мощность ТЭН водонагревательных приборов одним киловаттом;

4) использовать энергоэкономичные бытовые устройства;

5) отключать неиспользуемые телевизоры от сети, поскольку в режиме ожидания любой телевизор потребляет около 30Вт.

Типичные бытовые потребители для сельского жилого дома представлены в таблице 1.

 

 

 

Таблица 1 – Потребители, устанавливаемые в жилом доме

 

Потребитель Чайник/микро-волновая печь/ стиральная машина/пылесос

(одновременно включается только 1 из потребителей) Холодильник Телевизор Освещение Другие бытовые потребители

Установленная мощность, Вт 1000 250 100 400-500 250-350

 

Использование экономичных бытовых устройств позволит снизить расход топлива при питании от дизельгенератора.

График нагрузки, характерный для данного посёлка, представлен на рисунке 1.

 

 

 

Рисунок 1 – Примерный суточный график нагрузки посёлка

 

 

Рисунок 2 – Годовой ступенчатый график нагрузки посёлка

 

Продолжительность каждой нагрузки в течении года представлена в таблице 2.

 

Таблица 2 – Продолжительность каждой ступени нагрузки в течении года

 

Нагрузка, Вт 4000 2500 1500 900 500 280

Длительность, ч 183 487 700 1096 1610 4684

 

2 Оценка ветрового потенциала местности

 

2.1 Анализ материалов регулярных наблюдений метеостанций, расположенных в горнозаводской зоне

 

Основу исходной информации для определения климатических характеристик ветроэнергоресурсов составляют материалы регулярных наблюдений на метеорологических станциях. Такие станции расположены в г. Миассе, г. Златоусте и на горе Таганай (ныне не действующая).

Города Миасс и Златоуст Челябинской области расположены в горной зоне, относятся к районам со средним уровнем удельной ветровой энергии.

Измерения скорости ветра на всех метеостанциях с 1966 года производились 8 раз в сутки, длительность каждого замера средней скорости ветра 10 минут.

Старейшая метеостанция находится в городе Златоуст, она расположена на высоте 532 м над уровнем моря. Регулярные наблюдения за погодой здесь проводятся с 1837 года.

Характерной особенностью ветровой обстановки является сезонная неравномерность скоростей ветра, соответствующая тому, что интенсивность ветра в зимние и весенние месяцы больше, чем в летние.

Значения среднемесячной и годовой скорости ветра, измеренные на станции “Златоуст” за последние 7 лет, приведены в таблице 3.

 

Таблица 3 — Значения среднемесячной и годовой скорости ветра <vi>, м/с

 

Годы месяцы

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII год

2001 6,5 7,6 6,7 3,9 3,7 3,5 3,6 3,2 5,1 4,2 2,8 4,5 6,5

2002 5,6 4,5 6,2 4,8 4,8 3,4 2,8 3,4 4,2 4,5 4,5 4,5 5,6

2003 5,1 7,3 5,1 5,1 4,2 5,1 4,5 2,2 3,9 4,2 5,6 5,3 5,1

2004 4,2 4,8 5,6 5,6 4,8 4,2 3,4 3,1 3,4 5,9 3,1 2,0 4,2

2005 3,9 5,3 7,3 5,3 5,3 4,2 4,5 3,7 3,7 4,2 5,3 7,0 3,9

2006 4,8 6,7 7,6 6,5 4,8 4,5 3,9 4 4,3 4,8 5,9 5,5 4,8

2007 5,6 6,5 4,2 5,9 5,3 4,5 3,7 3,4 4,5 4,2 5,3 4,8 5,6

 

Местность в районе метеостанции “Златоуст” характеризуется высокой степенью открытости, а роза ветров довольно вытянута в направлении северо-запад.

 

Метеостанция располагается на возвышенности, вдали от построек и деревьев. Общая степень открытости местоположения по классификации В.Ю. Милевского соответствует 8а, число баллов, характеризующих масштаб класса открытости – 14.

За данный период времени средняя скорость ветра составила 4,7 м/с.

Средняя годовая скорость определяется как среднеарифметическое значение скорости ветра всех годовых замеров.

(2.1)

где n – число наблюдений;

– скорость ветра в i-й замер.

Среднеквадратичное отклонение скорости ветра находится по формуле

 

. (2.2)

 

Коэффициент вариации скорости ветра, характеризующий изменчивость скорости ветра во времени определяется по формуле

 

. (2.3)

 

По результатам наблюдений за период с 2001 по 2007 год для метеостанции “Златоуст” σ=2,91 м/с, cv=0,62.

В таблице 4 представлено распределение скорости ветра на метеостанции “Златоуст”.

 

Таблица 4 – Распределение скорости ветра на метеостанции “Златоуст”

 

Диапазон скоростей, м/с 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8

повторяемость, % 8,8 9,6 14,3 14,4 13,1 10,5 8,8 6,4

 

Продолжение таблицы 4

 

Диапазон скоростей, м/с 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15

повторяемость, % % 4,9 3,5 2,3 1,3 1 0,7 0,4

 

В графическом виде распределение скоростей ветра по вероятностям представлено на рисунке 3.

 

 

Рисунок 3 – Распределение скоростей ветра в районе метеостанции “Златоуст”

 

Вероятность скоростей ветра в определённом диапазоне находится как площадь фигуры, ограниченная сверху кривой , снизу осью 0x, слева и справа вертикальными прямыми, проведёнными из границ диапазона

 

. (2.4)

 

Роза ветров, составленная по фактической повторяемости скоростей ветра за период 2001-2007 года, соответствующая средним значениям скоростей ветра, представлена на рисунке 4.

 

 

Рисунок 4 – Роза ветров в районе метеостанции “Златоуст”, составленная по данным наблюдения за 2001 – 2007 гг.

 

Метеостанция “Миасс” расположена на высоте 334,5 м от уровня моря. Данные метеостанции “Миасс” для средних скоростей ветра в разные годы представлены в виде гистограммы на рисунке 5. Как следует из графиков, наиболее ветреные месяцы – февраль и март. По другим месяцам – тенденции не наблюдается.

Розы преобладающих ветров для метеостанции “Миасс” за 2001 и 2004 годы представлены на рисунке 6.

 

 

 

 

 

 

а)

 

б)

 

Рисунок 6 – Роза ветров в районе метеостанции “Миасс”

а) 2001год; б) 2004 год

 

Местность, в которой расположена метеостанция “Миасс”, характеризуется низкой степенью открытости, а роза ветров довольно вытянута в направлениях запад и юг. Это связано с тем, что с северной, западной и восточной стороны расположены горы и сама метеостанция находится в окружении построек. Общая степень открытости местоположения по классификации В.Ю. Милевского соответствует 6а, число баллов, характеризующих масштаб класса открытости – 8 [2].

Метеостанция “Дальний Таганай”, действовавшая с 1932 года, располагалась на горе Таганай на высоте 1108 м. Данные этой метеостанции по среднемесячной и годовой скорости и направлению ветра представлены в таблицах 5,6 и 7.

 

Таблица 5 – Направления и средние скорости ветра на по данным метеостанции “Дальний Таганай”

 

Месяц Направление ветра Скорость, м/с

Январь ЮЗ 6

Февраль З 5

Март З 4

Апрель З 6

Май ЮЗ 6

Июнь З 5

Июль З 5

Август ЮЗ 6

Сентябрь З 7

Октябрь З 5

Ноябрь З 5

Декабрь З 7

 

Таблица 6 — Значения среднегодовой скорости ветра, м/с

 

Год 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Среднегодовая скорость ветра 6,2 5,5 4,8 5,1 5,6 5,4 5,8

 

 

Таблица 7 — Повторяемость среднегодовых направлений ветра i (%)

 

Направление С С-В В Ю-В Ю Ю-З З С-З

Повторяемость, % — — — — — 25 75 —

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Определение эксплуатационных характеристик ВЭУ-3 установленной в открытой местности в горнозаводской зоне Челябинской области

 

Исходными требованиями к месту развертывания автономных ветроэнергетических установок (ВЭУ) и ветроэнергетических станций (ВЭС) являются:

— наличие высокого ветроэнергетического потенциала, который можно характеризовать уровнем средней годовой скорости ветра v ≥ 5 м/c на высоте 10 м над постилающей поверхностью;

— продолжительность во времени рабочих скоростей. Для большинства типов ВЭУ малой и средней мощности это диапазон скорости от 9 до 25 м/с.

— небольшая повторяемость энергетических затиший, т.е. для большинства ВЭУ это период времени, когда v ≤ 5 м/c составляет не более 20-30%;

— отсутствие или незначительная повторяемость ураганных ветров (v ≥ 33 м/c) и малое число буревых периодов (v ≥ 20 м/c);

— небольшие значения коэффициента вариации (сv) скорости ветра, т.е. ее изменчивости во времени. За критерий благоприятствования можно принять сv ≤ 0,5.

Удельная мощность ветрового потока Р(v) может быть определена аналитическим методом. Для этого требуются данные о параметрах распределения β и γ в уравнении Вейбулла — Гудрича:

 

, (2.5)

 

где F(v) — интегральная функция распределения скоростей;

β – параметр равный значению скорости ветра с обеспеченностью 36,8%;

γ – параметр, равный тангенсу углу наклона “выровненного” графика распределения скоростей.

Параметры β и γ находятся по выровненному графику распределения скоростей.

Удельная мощность ветрового потока определяется по формуле

 

(2.6)

 

где ρ – плотность воздуха (1,226 кг/м3);

– полная гамма- функция.

Чтобы определить производительность ВЭУ и режим ее работы в заданном районе, необходимо располагать соответствующей информацией о ветре. Для этого надо знать как минимум две статистики распределения: среднюю скорость ветра и коэффициент вариации сv. Эти данные нетрудно рассчитать для тех пунктов, где проводятся наблюдения за ветром. Однако ВЭУ размещаются, как правило, вдали от метеостанций и на более высоких уровнях. В таких местах оценку ветроэнергоресурсов осуществляют без проведения специальных анемометрических замеров. Поэтому, при проектировании, необходимо придерживаться конкретных методических рекомендаций для таких случаев. Эти рекомендации основаны на взаимосвязи средней скорости ветра и коэффициента вариации на различных уровнях 200-метрового слоя атмосферы. По характеру статистической связи параметров ветра территория страны подразделяется на шесть зон с различной степенью шероховатости постилающей поверхности (таблица 8).

 

Таблица 8 – Районирование территории России по типам местоположения ВЭУ [3]

 

Номер зоны Характеристика постилающей поверхности

1 Острова, побережья внешних морей в окружении равнинного рельефа

2 Острова, побережья внешних морей в окружении сложного рельефа. Предгорья, продуваемые ветром. Сфагновые болота, тундра

3 Районы лесостепей, степей, полупустынь. Лесотундра, пустыни, открытые побережья внутренних морей, крупных озер

4 Закрытые (малопродуваемые) побережья внутренних морей. Бухты внутренних и внешних морей

5 Лесная зона в окружении равнинного рельефа (Западная Сибирь, внутренние районы Камчатки, Сахалина), поймы крупных рек, озер в лесной зоне со сложным рельефом (Восточная Сибирь, Дальний Восток и др.)

6 Лесная зона в окружении сложного рельефа (Зауралье, Восточная Сибирь, Дальний Восток и др.)

 

Посёлок располагается в 5-ой зоне (поймы озёр в лесной зоне со сложным рельефом).

Для восстановления параметров ветра на различных высотах пользуются таблицами приложения 1 и 2 [3], которые позволяют определять значения vh/v10 cv(h)/cv(10) для любой территории.

Параметры и сv в предполагаемом месте установки ВЭУ найдём косвенно. Для этого, возьмём ближайшую станцию аналог, расположенную в этой же зоне (5-ой) со сходными условиями местоположения (по рельефу, растительности, защищённости и т.д.). Такой станцией является метеостанция Златоуст с параметрами на уровне 6 м: = 4,7 м/с, сv = 0,62. Присваиваем эти параметры району предполагаемой установки ВЭУ и определяем их значение на высоте 20 метров.

Средняя скорость ветра на высоте установки ветроколеса ВЭУ-3 составит

 

(2.7)

,

 

где — отношение скорости ветра на высоте 20 метров от земли к скорости ветра на высоте 10 метров от земли для 5-ой зоны,

— отношение скорости ветра на высоте 10 метров от земли к скорости ветра на высоте 6 метров от земли для 5-ой зоны,

Коэффициент вариации скорости ветра в районе предполагаемой установки составит

 

(2.8)

,

 

где — отношение коэффициента вариации скорости ветра на высоте 20 метров от земли к коэффициенту вариации скорости ветра на высоте 10 метров для 5-ой зоны;

— отношение коэффициента вариации скорости ветра на высоте 20 метров от земли к коэффициенту вариации скорости ветра на высоте 10 метров для 5-ой зоны.

Распределение скоростей ветра в районе предполагаемой установки на высоте 20 метров представлено на рисунке 7.

 

Рисунок 7 – Распределение скоростей ветра в районе предполагаемой установки ВЭУ на высоте 20 м

 

 

Параметры β и γ находим по выровненному графику распределения скоростей – рисунок 8.

 

Рисунок 8 – Интегральная повторяемость скоростей ветра, % от общего числа случаев наблюдений

 

Проведём расчет средней годовой производительности ветроагрегата ВЭУ – 3 (Ре = 3 кВт, h = 20 м, v0 = 4 м/с, vном = 10,4 м/с, vмакс =30 м/с), установленного вблизи рыбацкого посёлка ( vср= 7,3 м/с).

Определим общую (полную) мощность суммарного ветрового потока, приходящуюся на ометаемую площадь ВЭУ, умножив удельную мощность на площадь сечения ветрового потока

(2.9)

,

 

где vn3 – средний куб скорости ветра, определяемый по данным наблюдений, [3]

ρ – плотность воздуха;

S – площадь ветроколеса ометаемого ветровым потоком.

Общая энергия ветра, проходящая через ометаемую площадь ветроколеса за год составит

 

 

Средняя производительность ветроагрегата (А) с номинальной мощностью Ре (кВт), начальной скоростью ветроколеса v0 (м/с), скоростью регулирования vном (м/с) и максимальной скоростью vмакс (м/с) будет равна

 

, (2.10)

 

где — — средний куб скорости в диапазоне рабочих скоростей (vмакс > v ≥ v0);

— неполная гамма-функция;

— параметры функции Вейбулла;

— полная гамма-функция;

Далее по этим данным определяется средний куб скорости (767 м3/с3). [РД, П3].

Значения неполной гамма-функции равны I(xном, m) = I (1,42; 0,532) = 0,33,

I(x0, m) = I (0,55; 0,532) = 0, 0095. [3].

здесь хном = vном/vср = 10,4/7,3 = 1,42;

x0 = v0/vср = 4/7,3 = 0,55;

m = c20= 0,532.

Последний член выражения определяется также по данным (1,42; 0,532) и равен 0,305 [3].

Подставив найденные значения в формулу (12), вычислим среднюю производительность ветроустановки за год.

 

3 Выбор оборудования распределительной сети

 

Установленная мощность электроприёмников в каждом доме Pр.д. равна 2кВт, установленная реактивная мощность Qр.д. равна 0,66 квар [1]. Также в каждом доме есть наружное освещение. запитываемое от щитка в доме. Это лампы накаливания мощностью 60 Вт, т.е. Qр.осв=0.

Для соединения домов с ВДЭС применим самонесущий изолированный провод “Торсада”. По сравнению с традиционными воздушными линиями электропередачи с самонесущими изолированными проводами (СИП) “Торсада” имеет ряд преимуществ:

— возможность сооружения воздушной линии с изолированными проводами (ВЛИ) без вырубки просек;

— возможность применения опор действующих типовых проектов и для новых ВЛИ опор меньшей высоты (ПУЭ разрешена подвеска изолированных проводов на высоте 4 м над уровнем земли, а неизолированных на высоте 6 м);

— сокращение эксплуатационных расходов за счёт исключения систематической расчистки трасс, замены повреждённых изоляторов, сокращение объёмов аварийно-востановительных работ;

— более высокую безопасность обслуживания (отсутствие риска поражения при касании фазных проводов, находящихся под напряжением);

— практически невозможность короткого замыкания между проводами фаз и нулевым проводом на землю;

— простота ремонтов, особенно при работах под напряжением;

— меньший вес и большая длительность налипания снега, повышенная надёжность в зонах интенсивного гололёдообразования, уменьшение не менее чем на 30% гололёдоветровых нагрузок на опоры;

— снижения падения напряжения вследствии малого реактивного сопротивления (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов).

— крепёжная арматура комплектная и поставляется вместе с проводом, что упрощает и ускоряет монтаж.

Технические характеристики двухжильных СИП “Торсада” представлены в таблице 9.

 

Таблица 9 – Технические характеристики ответвительных (абонентских) проводов “Торсада”

Конс-трукция жгута Диаметр, мм Масса жгута, кг/км Линейное сопротив-ление при 20°С, Ом/км Длительно допустиый ток, при 20°С, А Падение напряже- ния, В/А, км Прочность жилы на разрыв, daN

жилы жилы с изоляцией жгута

мин. макс.

2×16 4,6 7,0 7,8 14,0 137 1,91 83 3,98 190

2×25 5,8 8,6 9,4 17,2 210 1,20 108 2,54 300

Применительно к условиям региона Урала и Сибири строительство 1 км ВЛ-0,4 кВ неизолированным проводом обходится приблизительно в 3 раза дешевле строительства 1 км ВЛ-0,4 кВ СИП, однако эксплуатационные затраты превышают те же затраты по ВЛ-0,4кв СИП в 20-25 раз.

Срок окупаемости составляет порядка 3-4 лет. СИП имеет показатель наработки на отказ 25-30 лет при правильно проведенном монтаже (отсутствии повреждений изоляции СИП).

Проверим, проходит ли провод сечением 2×16 по длительно допустимым токам и падению напряжения.

Разобьём линию на 5 участков:

1 – от ВДЭС до ответвления на первый дом, длина 62 м;

2 – от ответвления на первый дом до ответвления на второй дом, длина 24 м;

3 – от ответвления на второй дом до ввода в третий дом, длина 36 м;

4 – от ответвления на первый дом до ввода, длина 10 м;

5 – от ответвления на второй дом до ввода, длина 10 м.

Найдём расчётный ток в линии от ВДЭС до ответвления на первый жилой дом (участок 1).

(3.7)

 

 

где kо=0,8 –коэффициент одновремённости максимумов для трёх домов с установленной мощностью по 2 кВт, он учитывает несовпадение по времени максимумов нагрузки домов.

Расчётный ток на втором участке линии (участок 2)

 

(3.2)

 

 

где k/о=0,92 –коэффициент одновремённости максимумов для двух домов с установленной мощностью по 2 кВт.

Расчётный ток на участках линии 3.4.5 одинаков

 

(3.3)

 

 

Поскольку длительно допустимый ток для выбранного сечения равен 83 А, то по этому условию оно проходит.

Теперь найдём падения напряжения на участках линии.

В трёхфазных цепях ток фазы замыкается через жилы двух других фаз (рисунок 9), при чём для них этот возвратный ток является рабочим. Поэтому падения напряжения при сбалансированной нагрузке находится как

 

, (3.4)

 

где Iр – расчётный ток фазы;

z0 – удельное полное сопротивление жилы фазы;

l – длина линии.

 

 

В однофазных цепях ток замыкаются через нулевую жилу (рисунок 10), поэтому падение напряжения находится как

 

. (3.5)

 

Сопротивление повторных заземлений не учитываю.

Поскольку реактивное сопротивление линии x0=0,1Ом/км мало по сравнению с его активным сопротивлением r0=1,91Ом/км пренебрежём им и примем Z=r0∙l. Нулевая жила имеет такое же сечение и сопротивление.

Падения напряжения на участках линии составят

 

 

 

 

 

 

С учётом того, что номинальное выходное напряжение инвертора равно 230 В, найдём максимальные отклонения напряжения на вводах в дома.

Максимальное отклонение напряжения на вводе в жилой дом №1 составит

 

(3.6)

 

 

Максимальное отклонение напряжения на вводе в жилой дом №2 составит

 

(3.7)

 

 

Максимальное отклонение напряжения на вводе в жилой дом №3 составит

 

(3.8)

 

 

Длительно допустимое отклонение напряжение по ГОСТ 13109 равно 5%, т.е. данное сечение проходит по допустимой потере напряжения.

Результаты расчёта ВЛИ сведены в таблицу 10.

 

 

Расчётные потери активной мощности в однофазной линии происходят как в жиле фазного провода, так и в нулевой жиле (рисунок 10). Они находятся по формуле

 

, (3.9)

 

где Iр – расчётный ток фазы,

r0 – удельное активное сопротивление жилы фазы,

l – длина линии.

Сопротивление повторных заземлений не учитываю.

Расчётные потери на участках линии составят

 

 

 

 

 

 

Суммарные потери во всей линии при максимальной нагрузке

 

 

 

Поскольку мощность источника ограничена, то необходимо знать и потери в линии при протекании максимальной нагрузки. Чтобы их найти вначале нахожу пиковые токи на участках линий

 

(3.10)

 

(3.11)

 

(3.12)

 

 

Потери на участках линии при протекании максимальной нагрузке составят

 

 

 

 

 

 

Суммарные потери во всей линии при максимальной нагрузке

 

 

 

Потери напряжения при протекании пиковых токов нахожу по формуле (3.5)

Для участков линии они составят

 

 

 

 

 

 

 

Потери активной мощности при протекании пиковых и расчётных токов на участках линии, а также падения напряжения на участках линии при протекании пиковых токов представлены в таблице 11.

 

Таблица 11 – Активные потери в линии при протекании расчётных и пиковых токов, падения напряжения на участках при протекании пиковых токов

 

№ участка Расчётный ток участка Iр, А Потери мощности на участках при протекании расчётных токах ΔPР, Вт Пиковый ток участка IП, А Потери мощности на участках при протекании пиковых токах ΔPП, Вт Падения на пряжения на участках при протекании пиковых токов ΔUmax, В

1 23,6 131,9 29,5 206,1 3,49

2 18,1 30 19,7 35,6 0,9

3 9,8 13,2 9,8 13,2 0,67

4 9,8 3,7 9,8 3,7 0,19

5 9,8 3,7 9,8 3,7 0,19

Итого 183 262

 

Линия монтируется на деревянных опорах с железобетонными приставками.

На месте входа ВЛИ в ВДЭС-6 устанавливается анкерная концевая опора, на расстоянии 10 метров от ВДЭС-6. Поскольку она воспринимает одностороннее тяжение проводов, её выполняют двухстоечной. Такая же опора ставится на месте ввода ВЛИ в жилой дом №3, на расстоянии 10 метров от дома.

В местах ответвления ВЛИ на жилые дома №2 и №3 ставятся анкерные ответвительные опоры, расстояния между опорами и домами – 10 метров, эти опоры также двустоечные.

Между опорой стоящей у ВДЭС и опорой у ближайшего дома 52 метра, т.к. при проводе сечением 2×16 и применении данных типовых опор пролёт между соседними опорами не должен превышать 30 м, при принятой стреле провеса 0,5м, температуре +15°С и ветровой нагрузки 480 Па устанавливаем посередине пролёта промежуточную опору, поскольку тяжение проводов для неё одинаково с обоих сторон она выполняется одностоечной.

 

4 Расчёт варианта питания от системы

 

Электроснабжение посёлка можно осуществить от ближайшей проходящей воздушной линии (ВЛ) 6кВ, подключив к ней новую ВЛ 6 кВ через разъединитель и установив в посёлке понижающий трансформатор 6/0,4 (рисунок 9). Трансформатор устанавливается в комплектную трансформаторную подстанцию.

Найдем активную расчётную нагрузку посёлка для вечернего максимума по формуле:

(4.1)

,[1]

 

где kо – коэффициент одновремённости, для трёх домов мощностью больше 2 кВт он равен 0,8[методичка];

Pв.i –активная вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя;

ΔPР – потери в распределительной сети посёлка при протекании расчётной нагрузки, были найдены в разделе “Выбор оборудования распределительной сети посёлка”.

Реактивная расчётная нагрузка для посёлка находим по формуле

 

(4.2)

,[1]

 

где Qв.i – реактивная вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя.

Полная расчётная нагрузка посёлка составит

 

,

 

Минимальная стандартная мощность понижающего трансформатора 6/0,4 кВ – 25 кВА. Так как трансформатор устанавливается в КТП расположенной вне помещений, то уровень пожаробезопасности позволяет использовать трансформатор марки ТМ.

 

Технические характеристики трансформатора ТМ-25/60,4 представлены в таблице 12.

 

Таблица 12 – Технические данные трансформатора ТМ-25/6

 

Тип Sт ном, кВА Uвн ном, кВ Uнн ном, кВ ΔPХ, кВт ΔPК, кВт Uк, % ПБВ, % ΔWТ, кВт•ч/год

ТМ 25 6 0,4 0,13 0,6 4,5 ±2•2,5 1145

 

Годовые потери энергии в трансформаторе

 

(4.3)

,

 

где ΔPХ и ΔPК – потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе (для выбранного трансформатора 0,13кВт и 0,63кВт соответственно); τ – число часов максимальных потерь, для группы бытовых потребителей с расчётной мощностью 4,98 кВт составляет около 400 часов[методичка].

Максимальные потери напряжения в трансформаторе ТМ25/10 найдём по формуле

, [1] (4.4)

 

где RТ и XТ – активное и реактивное сопротивление трансформатора ТМ25/10. Найдём их.

 

[1]

[1]

 

где UР – составляющая падения напряжения в реактивных сопротивлениях, которая определяется через напряжения короткого замыкания UК

 

 

 

 

Подставляем найденные величины в (4.4)

 

 

 

Расчётные потери активной мощности в трансформаторе

 

 

,

 

где kЗ=(SР/Sном)2 – коэффициент загрузки трансформатора.

Расчётные потери реактивной мощности в трансформаторе

 

(4.5)

 

 

Расчётный ток в отходящей линии

 

(4.6)

 

 

где Uном.л = 6 кВ – действующие линейное напряжении линии.

Годовое число часов использования максимума нагрузки (Tmax) для группы коммунально-бытовых потребителей мощностью 4,8 кВт составляет 1100 часов [методичка]. Т.к. число часов использования максимума нагрузки меньше 3000, экономическая плотность тока равна 1,3 А/мм2.

Экономически выгодное сечение

 

 

 

По условиям прочности примем провод АС25, т.к. по механической прочности в линиях выше 1000 В устанавливаются провода не ниже АС25 и А35[4].

Длительно допустимый ток для этой марки провода 130А.

Технические характеристики ВЛ 6кВ представлены в таблице 13.

 

Таблица 13 – Технические характеристики ВЛ 6кВ

 

Марка провода Uном, кВ r0 ВЛ, Ом/км x0 ВЛ, Ом/км Iр.л, А Iдоп, А Длина линии, км

АС25 6 1,1759 0,4 0,563 130 10

 

Потери напряжения в линии в период прохождения максима нагрузки

 

(4.7)

[1],

 

где Qр.л=2,43 квар – расчётная реактивная мощность линии, складывающаяся из расчётной реактивной нагрузки посёлка и расчётных потерь реактивной мощности в трансформаторе;

Pр.л=5,318 кВт – расчётная активная мощность линии, складывающаяся из расчётной активной нагрузки посёлка и расчётных потерь активной мощности в трансформаторе.

Годовые потери энергии в линии

 

(4.8)

 

 

Годовое потребление электроэнергии посёлком

 

(4.9)

 

 

где Pосв.Σ = 0,18кВт – суммарная мощность наружного освещения установленного в посёлке (3 лампы по 60 Вт);

Tосв – число часов работы освещения за год, равняется числу суток в году (365) умноженное на среднее число часов работы в день (11);

ΔPРΣ – расчётные потери активной мощности в распределительной сети посёлка (найдены в разделе “Выбор оборудования распределительной сети посёлка”;

τ – число часов максимальных потерь, принимаю его одинаковым для всей распределительной сети посёлка и равной 400 часов.

Всего забираемая из системы за год энергия

 

 

 

Доля энергии, берущейся от системы, которая теряется в линии за год

 

 

 

Доля энергии, берущейся от системы, которая теряется в трансформаторе за год

 

Как видим, малая загрузка трансформатора приводит к его низкому КПД, поскольку потери холостого хода постоянны и при малой нагрузке сравнимы с передаваемой мощностью.

По сравнению с вариантом питания от ВДЭС вариант питания от системы имеет одно преимущество – есть возможность увеличить расчётную нагрузку без дополнительных капитальных затрат.

5 Сравнение существующих типов ВЭУ

 

5.1 Виды и характеристики ветроколес

 

Основным элементом любой ветроустановки является ветроколесо, которое вращается под действием силы ветра. В зависимости от положения оси вращения ветроколеса все ветроустановки делятся на 2 вида: ВЭУ с горизонтальной осью вращения (пропеллерные) и ВЭУ с вертикальной осью вращения [5].

Виды существующих ветроколёс представлены на рисунке 12.

Важной характеристикой ветроколеса является его быстроходность Z, представляющая отношение скорости движения конца лопасти wR к скорости ветрового потока v.

. (5.1)

 

Коэффициент использование ветроколесом кинетической энергии ветрового потока ξ определяется как доля кинетической энергии потока, проходящей через площадь, ометаемую ветроколесом и преобразуемой в энергию вращения ветроколеса.

На рисунке 13 представлены зависимости коэффициента использования энергии ветра от быстроходности ветроколёс различных типов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 13 – Типовые зависимости коэффициента использования энергии

ветра Ср от быстроходности ветроколеса: 1 – идеальное крыльчатое ветроколесо; 2,3 и 4 – двух, — трех и много-лопастные крыльчатые ветроколеса; 5 – ротор Дарье; 6 – ротор Савониуса; 7 – четырехлопастное ветроколесо датской мельницы, 8 — ветроколесо ВЭУ-3 (6-ти лопастный H-Дарье)

В горизонтально осевых ветроколёсах пропеллерного типа взаимодействие с потоком связано с образованием подъёмной силы при обтекании лопастей.

Ветроустановки с горизонтальной осью вращения имеют ветроколесо, состоящее из отдельных лопастей или крыльев, расположенных по радиусам и вращающихся в плоскости, перпендикулярной к направлению воздушного потока. По числу лопастей в ветроколесе крыльчатые ветродвигатели делятся на две группы: малолопастные быстроходные ветродвигатели с числом лопастей 1 – 4 и многолопастные тихоходные, имеющие от 5 до 24 лопастей в ветроколесе (рисунок 14). Быстроходные колёса отличаются большей эффективностью при высоких скоростях ветра, а тихоходные большими моментами на малых скоростях.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 14 – Ветроколеса крыльчатых ветроустановок:

1 – многолопастное, 2 – трехлопастное, 3 – двухлопастное,

4 – однолопастное с противовесом.

Часть ветроустановок с быстроходными ветроколёсами могут менять угол атаки лопастями ветрового потока, за счет чего изменяются аэродинамические характеристики ветроколеса. Такие ветроустановки могут эффективно работать в большом ветровом диапазоне.

Крыльчатые ветроустановки могут оснащаются асинхронизированными генераторами (рисунок 15) или многополюсными тихоходными генераторами (рисунок 16).

 

Ветроустановки с быстроходными ветроколёсами пропеллерного типа – самые распространённые на данный момент. Их устанавливают на ветроэнергетических станциях для совместной работы в системе. Теория их создания хорошо проработана. Существующие ВЭУ имеют мощность до 4,5 МВт и диаметр ветроколеса до 112м.

Главные недостатки таких установок:

1) высокая шумность на частотах, особенно вредных для жизнедеятельности человека (6-10 Гц), что вынуждает делать большие зоны отчуждения;

2) необходимость постоянной ориентации ветроколеса на ветер, что усложняет конструкцию и вынуждает усиливать прочность её элементов, так как при повороте на ветер у быстроходных про¬пеллерных ВЭУ возникают большие “Кориолисовы силы”. По статистике при повороте ветроколеса на ветер происходит большинство поломок.

Для идеального ветроколеса пропеллерного типа, преобразующего энергию потока без потерь, предельное значение коэффициента использования энергии потока равно 0,593. Существующий ветроколёса пропеллерного типа имеют коэффициент использования энергии ветра до 0,45.

Ветроустановки с вертикальной осью вращения имеют ветроколеса, состоящие из нескольких элементов с аэродинамическим профилем, вращающихся вокруг вертикальной оси. В зависимости от типа вращающихся элементов ветроколёса делят на 2 основных вида: ротор Савониуса и ротор Дарье.

Преимуществом всех ветроустановок с вертикальной осью вращениях является то, что им не нужно ориентироваться на направление ветра.

При работе вертикально-осевого ротора Савониуса составленного из S – образных лопастей крутящий момент на валу ветроколеса создаётся силами сопротивления, величина которых на каждой лопасти зависит от её положения относительно потока. Ветроколесо с ротором Савониуса имеет малый коэффициент использования энергии ветра (порядка 0,2) и обычно применяется в маломощных ветроустановках. Его преимущество – простота конструкции и наличие момента страгивания на всех рабочих скоростях ветра. К недостаткам можно отнести большую материалоемкость конструкции.

При вращении вертикально-осевого ветроколеса типа ротора Дарье крутящий момент образуется за счёт силы тяги, создаваемой пульсирующим потоком около лопасти.

Ротор Дарье бывает классический (полный) и H-Дарье (с прямыми лопастями). Классический Дарье редко используется в реальных установках, к его преимуществам относится высокий коэффициент использования энергии ветра и простота устройства. К главным недостаткам можно отнести – отсутствие самораскручивающего момента и неравномерность рабочего момента при вращении, которая приводит к неравномерному вращению и повышенному уровне шума создаваемого ветроустановкой.

Ротор H-Дарье перспективнее двух других видов ветроколёс вертикально-осевого вращения, потому что конструктивно прост, имеет хороший коэффициент использования энергии ветрового потока и низкий уровень шума, что позволяет устанавливать их вблизи жилых построек и на крышах зданий. Недостаток установок с ротором H — Дарье – отсутствие самораскручивающего момента при одноярусном роторе ветроколеса. Предприятием “ГРЦ-Вертикаль” разработан двухъярусный H – Дарье, в котором за счёт подбора количества лопастей (6), аэродинамики и расположения лопастей решена проблема момента самораскрутки. Коэффициент использования ими энергии ветра достигает 0,37.

Делать лопасти ветроколёс с вертикальной осью вращения поворачивающимися нецелесообразно, потому что это приводит к слишком большому усложнению конструкции.

Невозможность регулирования оборотов ветроколеса поворотом лопастей решается установкой аэродинамических тормозов, которые меняют аэродинамические характеристики ветроколеса, если его обороты близки к максимально допустимым.

На таких ВЭУ могут устанавливаются как тихоходные многополюсные генераторы вращающиеся с переменной частотой, равной скорости вращения ветроколеса (рисунок 16), так и асинхронизированные генераторы (рисунок 15).

 

5.2 Описание ВЭУ-3

 

5.2.1 Ветроколесо

 

Ветроэнергетическая установка ВЭУ-3, используемая в ветробензиновой электростанции имеет шестилопастное двухярусное ветроколесо типа H-Дарье (рисунок 17). Шесть лопастей 1 расположенные в два яруса обеспечивают наличие самораскручивающего момента при любом начальном положении ветроколеса. Лопасти крепятся к кольцевым бандажам 2. Момент, снимаемый лопастями с ветрового потока с помощью траверс 3, передаётся на генератор 4. Ветроколесо устанавливается на мачту 5 высотой до 18 метров и закрепляется растяжками 6.

 

Разгон, торможение и стабильное вращение ветроколеса определяется выражениями

 

— условие разгона; (5.2)

— условие торможения; (5.3)

— условие стабильной скорости вращения, (5.4)

 

где WВ – мощность набегающего потока;

WГ – мощность снимаемая генератором с вала;

ξ- коэффициент использования энергии ветра;

ΔW – потери мощности.

 

Зависимость коэффициента использования энергии ветра ξ данным ветроколесом от соотношения скорости движения конца лопасти к скорости движения ветрового потока представлена на рисунке 18.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Данная зависимость имеет 2 принципиально разных участка – OA и AD.

Отложим 2 точки на этой зависимости, лежащие на одном из этих участков и имеющие одинаковый коэффициент использования энергии ветра – F и G. Оценим устойчивость работы ветроколеса в этих точках. Для упрощения будем считать, что потери мощности ΔW постоянны.

Точка F: 1) предположим, что мощность, снимаемая с ветроколеса, увеличивается т.е. (ветер стабилен), тогда согласно (5.3) ветроколесо тормозится, при этом ξ уменьшается. Точка, характеризующая режим, смещается в точку 0 – режим неустойчивый.

2) предположим, что мощность, снимаемая с ветроколеса, уменьшается, т.е. (ветер стабилен). Тогда согласно (5.2) ветроколесо разгоняется, при этом ξ увеличивается. Точка, характеризующая режим, смещается в точку A и переходит на участок A – D – режим неустойчивый.

Точка G: 1) предположим, что мощность, снимаемая с ветроколеса, увеличивается, т.е. (ветер стабилен). Тогда согласно (5.3) ветроколесо тормозится, при этом ξ увеличивается. Точка, характеризующая режим, смещается в точку G1 с таким ξ, что равенство (5.4) выполняется – режим устойчивый.

2) предположим, что мощность, снимаемая с ветроколеса, уменьшается, т.е. (ветер стабилен). Тогда согласно (5.2) ветроколесо разгоняется, при этом ξ уменьшается. Точка, характеризующая режим, смещается в точку G2 с таким ξ , что равенство (5.4) выполняется – режим устойчивый.

Как видим для стабильной работы ветроколеса пригоден только участок A-D, а смещение точки характеризующей режим на участок O-A приводит либо к его остановке, либо к возвращению на участок A-D.

Скорость ветра отслеживается румбоанемометром, сигнал с него поступает на систему управления, которая определяет какая мощность может быть снята с ветрогенератора. Номинальный режим работы ветроколеса характеризуется точкой B (Z=3,1; ξ=0,3). Если возможная мощность ветрового потока используется не полностью, то точка, характеризующая его работу находится на участке B – D.

Участок A – B не используется при работе, хотя ξ на нём максимален и достигает 0,32 в точке A. Он служит для того, чтобы при смене нагрузки или скорости ветра точка, характеризующая режим ветроколеса не перешла на участок OA.

Следует также отметить, что при самораскручивании ветроколесо проходит участок O-A, но в этот момент мощность с него не снимается.

Для надёжного ограничения скорости вращения ветроколеса в любых вероятных ситуациях, что необходимо по условиям прочности, конструкция ВЭУ-3 предусматривает наличие трёх центробежных ограничителей скорости вращения.

Маятники центробежных ограничителей, отклоняясь под действием центробежной силы, отклоняют аэродинамические щитки, расположенные на траверсах ветроколеса. Увеличенное лобовое сопротивление отклонённых щитков вызывает тормозной аэродинамический момент на валу ветроколеса.

Аэродинамические щитки не могут плавно регулировать угол своего отклонения, они только притормаживают ротор при достижении скорости вращения 200 об/мин, поэтому график n(t) имеет вид, показанный на рисунке 19.

Такой график скорости вращения ротора характерен при диапазоне скоростей ветра 12 – 30 м/с.

 

5.2.2 Генератор ВЭУ-3

 

Для преобразования механической энергии, снятой ротором ветроколеса с ветрового потока в электрическую применяется плоский тихоходный генератор с возбуждением от постоянных магнитов. Генератор является явнополюсной синхронной машиной.

Синхронные генераторы, возбуждаемые постоянными магнитами, применяются в авиационной технике, гироскопических навигационных приборах, в качестве автономных генераторов с автономным приводом от воздушных и газовых турбин.

Преимуществом синхронных машин (СМ) с возбуждением от постоянных магнитов являются:

1) высокая надёжность, простота конструкции и обслуживания, связанные с отсутствием скользящих контактов и вращающейся обмотки;

2) автономность, так как не требуется возбуждения постоянным током;

3) высокий КПД и меньший нагрев машины благодаря отсутствию потерь на возбуждение и в скользящем контакте.

Вместе с тем они обладают и рядом недостатков, из которых наиболее существенными является:

1) сложность регулирования и стабилизации напряжения СГ;

2) малая предельная мощность из-за невысокой механической прочности ротора из постоянных магнитов;

3) сравнительно небольшая удельная магнитная энергия сплавов для постоянных магнитов;

4) повышенная масса СГ средней мощности [6].

Создание магнитных сплавов на основе редкоземельных элементов (SmCo и NeFe), имеющих большую прочность и удельную магнитную энергию, позволяет изготавливать СМ с лучшими масса-габаритными показателями.

Принцип работы любого синхронного генератора основан на том, что на концах проводника, движущегося в магнитном поле перпендикулярно силовым линиям, индуцируется напряжение (рисунок 20). Возникает индукционный ток, направление которого определяется правилом правой руки. [7]

 

Если проводник движется с постоянной скоростью V, то за время Δt он покрывает площадь , так что магнитный поток изменяется на

 

(5.5)

 

где U — напряжение, индуцированное в движущемся проводнике;

V — скорость проводника, равномерно движущегося перпендикулярно силовым линиям;

— длина проводника;

B — магнитная индукция.

В соответствии с законом электромагнитной индукции Фарадея разница потенциалов (напряжение) на концах катушки при изменении магнитного потока пересекающего её составит

 

(5.6)

 

где N – число витков в катушке (проводник представляет из себя 1 виток, т.е. N=1);

— скорость изменения магнитного потока через катушку.

Подставим в (5.6)

 

(5.7)

 

или, поскольку

 

[7] (5.8)

 

Скорость движения проводника в магнитном поле (V) зависит как от частоты вращения генератора (n), так и от его размеров (D1, D2):

 

, (5.9)

 

где n – частота вращения генератора об/сек;

D1 и D2 – внутренний и внешний диаметры обмотки статора.

При создании тихоходных генераторов приходится увеличивать диаметр обмотки статора, поэтому тихоходные генераторы имеют большие размеры, чем быстроходные, той же мощности и напряжения.

 

 

 

 

 

Ток, выдаваемый каждой фазой, прямо пропорционален ЭДС фазы и обратно пропорционален её полному сопротивлению

 

, (5.10)

 

где Eф –ЭДС фазы генератора;

Zф – полное сопротивление фазы;

Zфг – полное сопротивление обмотки фазы генератора;

Zнагр – полное сопротивление активной нагрузки подключаемой к одной фазе генератора;

Rф – активное сопротивление фазы генератора;

Xф – реактивное сопротивление фазы генератора;

Rнагр – активная нагрузка, подключенная к выводам фазы;

Xнагр – реактивная нагрузка, подключенная к выводам фазы.

 

ЭДС фазы генератора Eф при малых токах в обмотках якоря зависит от частоты прямо пропорционально. Характеристика холостого хода генератора ВЭУ-3 представлена на рисунке 21.

 

 

 

 

 

При работе с нагрузкой на выходное напряжение генератора оказывает влияние 2 фактора:

1) магнитное поле, создаваемое токами якоря, противодействует полю постоянных магнитов, что снижает индукцию магнитного поля, пересекающего обмотки, а, следовательно, и индуцируемое им ЭДС;

2) часть ЭДС, наведённой в витках, падает на внутреннем сопротивлении генератора. Это падение увеличивается с ростом частоты, т.к. реактивная составляющая сопротивления генератора Xф прямо пропорциональна w.

Зависимости напряжения на выводах фазы генератора от частоты представлены на рисунке 22.

 

 

 

 

 

Как видно из графика, характеристика напряжения генератора всё больше отличается от линейной с ростом нагрузки.

Зависимости тока, снимаемого с фазы, от частоты при различной активной нагрузке, подключаемой к фазе представлена на рисунке 23.

Рабочая характеристика СГ, устанавливаемого на ВЭУ-3, при различной активной нагрузке представлена на рисунке 24.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Выбор оборудования ВДЭС-6

 

6.1 Принцип работы системы и её функциональная схема

 

Система бесперебойного питания содержит два дизель-генератора ДГ1 и ДГ2, два ветрогенератора ВГ1 и ВГ2, шкаф с системой управления ВДЭУ, шкаф аккумуляторных батарей ШАБ. Функциональная схема системы представлена на рисунке 25.

Шкаф управления ВДЭУ содержит блок выпрямителей БВ, в котором находятся четыре выпрямителя В1, В2, В3 и В4, импульсный стабилизатор напряжения (ИС), блок инвертора нагрузки.

В шкафу ШАБ кроме аккумуляторных батарей размещён блок заряда аккумуляторных батарей БЗАБ, содержащий узел управления зарядом АБ УУЗАБ и узёл управления разрядом АБ УУРАБ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Частота и выходное напряжение генератора выпрямляется и стабилизируется посредством статического преобразователя напряжения — ИС. ИС преобразует переменное напряжения в диапазоне 60-300 В в постоянное 48В. Принцип его работы основан на управляемой коммутации индуктивностей тиристорными ключами. К нему подключаются либо 2 ветрогенератора, либо 1-2 дизельгенератора. Совместное использование и ветро и дизельгенераторов возможно только при наличии двух импульсных стабилизаторов, поскольку при различном напряжении на выходах генераторов совместная работа на одном ИС исключена. Установка двух ИС (один для ветрогенераторов и один для дизельгенераторов) экономически неоправданно, так как стоимость ИС значительна и дизельгенераторы даже на холостом ходу потребляют 65% топлива по сравнению с полной загрузкой. То есть одновременное использование ветро и дизельгенераторов когда скорость ветра слишком мала, что бы обеспечить всю нагрузку, но выше минимальной для работы ВЭУ-3, не даёт большой экономии топлива

Для обеспечения питания потребителей на время запуска дизель-генераторов при увеличении нагрузке или снижении мощности снимаемой ветроколёсами используется аккумуляторная стойка. Для управления зарядом и разрядом аккумуляторных батарей они подключаются к звену постоянного тока системы через узел управления зарядом/узел управления разрядом АБ. При чём при возрастании нагрузки свыше той, которые могут выдать включенные генераторы, АБ должна перейти из режима заряда в режим разряда за время пока нагрузка обеспечивается энергией накопившейся в конденсаторах системы, что составляет порядка 0,05 с.

АБ также используется в ночной период (24 – 7 часов) для питания потребителей в периоды ветровых затиший, это экономически оправдано, поскольку расход дизельгенераторами топлива при холостом ходе равен 65% от расхода при номинальной загрузке.

 

6.2 Логика работы системы управления

 

Основной задачей системы управления ВБЭС является бесперебойное обеспечсние потребителей электрической энергией качеством соответствующей ГОСТу 13109. Скорость ветра и нагрузка потребителей носят непредсказуемый характер, поэтому СУ должна на основе простых сравнений определять, какие источники энергии задействовать для питания потребителей.

Источники электроэнергии в ВБЭС:

— 2 ветроустановки ВЭУ3;

— 2 дизельгенератора;

— аккумуляторная батарея.

В разделе “Определение ветрового потенциала местности” был рассчитан годовой энергетический потенциал для ВЭУ-3, установленной в ветровой зоне рыбацкого посёлка, который равен 11209 кВт•ч.

Общее годовое потребление электроэнергии было найдено в разделе “Выбор оборудования распределительной сети посёлка” и составила 6076 кВт∙ч

Таким образом, 2 ВЭУ-3 при таком ветровом режиме способны за год произвести электроэнергии значительно больше, чем нужно бытовому потребителю такой мощности, но запасти электроэнергию на время ветровых затиший — сложная техническая задача. Дешевле резервировать питание с помощью генераторов, работающих на классическом топливе (диз. топливо или бензин). При малой нагрузке для питания можно использовать аккумуляторные батареи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.3 Выбор генератора для резервирования электроснабжения

 

Для резервирования электроснабжения потребителей в период ветровых затиший в автономных системах на основе ВЭУ принято применять электростанции (ЭС) работающие на дизельном топливе или бензине.

Проведём анализ дизельных и бензиновых электростанций мощностью 6-7 кВт, а также рассмотрим вариант с двумя электростанциями мощностью 3-3,5 кВт.

Основные части любой ЭС – двигатель и генератор.

Двигатели для ЭС мощностью 6-7 кВт бывают 3-х типов:

— бензиновые с воздушным охлаждением;

— дизельные с воздушным охлаждением;

— дизельные с жидкостным охлаждением.

Двигатели для ЭС мощностью 3-3.5 кВт бывают 2-х типов:

— бензиновые с воздушным охлаждением;

— дизельные с воздушным охлаждением.

Дизельные двигатели используют более дешёвое топливо – дизтопливо. Удельный расход топлива для них колеблется в пределах 245-340 г/кВт∙ч. Бензиновые двигатели работают на неэтелированном бензине АИ-92, их удельный расход топлива составляет 355-460 г/кВт∙ч., т.е. дизельные двигатели расходуют более дешёвое топливо и в меньших количествах, чем бензиновые. [8].

Также дизели имеют большую надёжность чем бензиновые. Это связано с отсутствием системы зажигания – в них топливо, перемешанное со сжатым воздухом, воспламеняется под высоким давлением.

Преимущество бензиновых двигателей – меньший вес и цена. Кроме того, бензиновые двигатели меньше шумят, легче заводятся при низкой температуре и не требуют специального топлива в зимний период.

Дизели бывают с воздушным и жидкостным охлаждением. Обычно дизельные двигатели с воздушным охлаждением имеют частоту вращения коленвала 3000 об/мин, а дизели с жидкостным охлаждением 1500 об/мин. Большая частота вращения позволяет устанавливать генераторы меньшие по габаритам, но при неполной загрузке расход топлива у высокооборотистых двигателей больше, чем у низкооборотистых дизелей той же мощности, т.е. у высокооборотистых двигателей расход топлива меньше зависит от нагрузки.

Меньшая частота вращения коленвала приводит и к меньшему износу двигателя. Так, ЭС, оснащаемые дизельными двигателями с частотой вращения 1500 об/мин имеют наработку на отказ порядка 10000 – 40000 часов, а ЭС с дизелями 3000 об/мин – не более 5000 часов [9].

Основанное преимущество высокооборотистых дизелей – меньший вес и цена.

Поскольку классический генератор используется только для резервирования электроснабжения, то нет смысла устанавливать качественный дизель на 1500 об/мин, стоимость которого составляет минимум 220 тыс. руб.

Исходя из этого, целесообразно использовать 2 дизеля отечественного производства мощностью по 3,5-4 кВт и стоимостью 40-60 тыс. руб. потому что:

1) нагрузка посёлка большую часть суток не превышает 3000 Вт и в работе во время ветровых затиший будет находится один из генераторов. Система управления будет чередовать их работу. Использование двух генераторов уменьшит потери при малой нагрузке и повысит общую длительность безотказной работы.

2) отечественные ЭС дешевле, не требовательны к качеству топлива и масла, их ремонт обойдётся значительно дешевле чем импортных.

3) поскольку в шкафу ВДЭС поддерживается температура не ниже +8°С, то зимой не будет проблем с запуском дизеля. Шумность дизеля будет уменьшена тем, что он устанавливается в шкафу ВДЭС который располагается в 70 метрах от ближайшего дома. Таким образом, 2 недостатка дизельного генератора компенсируются особенностями размещения.

Электростанции обычно комплектуются бесщёточными синхронными генератороми, они имеют хорошее качество выходного напряжения и высокую надёжность.

Всем требованиям соответствует дизельный генератор АД4-Т400ВМ2 с дизельным двигателем ТМЗ-450Д и бесщёточным синхронным генератором. Его технические характеристики представлены в таблице 14.

 

Таблица 14 – Технические характеристики дизельного генератора АД4-Т400ВМ2

 

Номинальная мощность, Вт Макси-мальная мощность, Вт Количество фаз в генераторе Расход топлива при нагрузке 100%, л/ч Объём топливного бака, л Выходное напря-жение, В Вес, кг Стоимость, тыс. руб.

4000 4400 3 1,83 15 230/400 150 56.8

 

Данный дизельгенератор оснащён системой электростарта (собственной аккумуляторной батарей и стартером), что позволяет запускать его сигналом от системы управления.

Для варианта электроснабжения посёлка только от дизеля подходит дизельный генератор с жидкостным охлаждением российского производства АД 8С-Т400-1В Он имеет дизельный двигатель Д-120 и бесщёточный синхронный генератор ГС-8. Технические характеристики АД 8С-Т400-1В представлены в таблице 15.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 15 – Технические характеристики дизельного генератора АД 8С-Т400-1В

 

Номинальная мощность, Вт Макси-мальная мощность, Вт Количество фаз в генераторе Расход топлива при нагрузке 100%, л/ч Объём топливного бака, л Выходное напря-жение, В Вес, кг Стоимость, тыс.руб.

8000 8800 3 3,35 50 230/400 680 256

 

6.4 Импульсный стабилизатор напряжения

 

Импульсный стабилизатор напряжения (ИС) поддерживает напряжение вставки постоянного тока равным 48 В при изменении частоты вращения генератора, электрической нагрузки, температуры окружающей среды. Его принципиальная электрическая схема представлена на рисунке 28.

ИС содержит чувствительные элементы, воспринимающие напряжение на выходе, элементы сравнения, в которых напряжение на выходе сравнивается с эталонной величиной и регулирующий орган, изменяющий коэффициент заполнения открытия транзисторов VT1 и VT2. Частота циклов открытия-закрытия транзисторных ключей VT1 и VT2 составляет 40•103 в секунду.

 

(6.1)

 

Частота вращения ветрогенераторов и нагрузка меняется, ИС компенсирует влияние этого изменения, меняя частоту заполнения открывающих и закрывающих импульсов на транзисторы VT1 и VT2.

Если напряжение на выходе должно быть увеличено, то коэффициент заполнения открытия транзисторов VT1 и VT2 увеличивается.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На рисунке 29 показаны зависимости силы тока через один из дросселей IL для двух различных токов нагрузки. Значение напряжения на конденсаторе C1 одинаково в обоих случаях. При большем токе нагрузки коэффициент заполнения открытия Kзап транзисторов больше, среднее значение силы тока через соответствующий дроссель больше, чем и достигается стабилизация напряжения на выходе ИС [10].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

С ростом нагрузки коэффициент заполнения увеличивается, среднее значение силы тока возрастает таким образом, что напряжение на выходе стабилизатора остаётся практически неизменным.

На рисунке 30 представлены регулировочные характеристики ИС, показывающие, как изменяется коэффициент заполнения при неизменном напряжении на выходе от изменения напряжения на входе в ИС и силы тока нагрузки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.5 Инвертор нагрузки

 

В качестве преобразователя постоянного напряжения 48 В в переменное 230 В с частотой 50 Гц применён многофункциональный автономный преобразователь (МАП) “Энергия” производства ООО “Микроарт”. Форма выходного напряжения – модифицированный синус.

Схемотехнически МАП “Энергия” выполнен по принципу низкочастотного (50 Гц) преобразователя. В этом его основное отличие от автомобильных преобразователей 12/24 – 220 В. Главное преимущество таких преобразователей следующее: на выходе напряжение снимается непосредственно с обмотки низкочастотного трансформатора, а не коммутирующих транзисторов, что существенно повышает надёжность прибора при мощностях более 1 кВт. Улучшается его перегрузочная способность.

Кроме того, наводки и помехи при преобразовании по низкой частоте (50 Гц) намного ниже, особенно это проявляется на больших мощностях. Этому также способствует тороидальная форма трансформатора.

К недостаткам низкочастотного преобразователя относится больший вес и размер по сравнению с высокочастотными.

Выберем номинальную мощность МАП.

Установленная активная мощность нагрузки с учетом максимальных потерь в линии составляет

 

 

 

Установленная реактивная мощность QΣ была найдена ранее и составила 1,98квар.

Установленная полная мощность

 

 

 

Из ряда номинальных мощностей МАП ближайшее наибольшее значение составляет 8кВА, его и выбираем к установке.

 

Технические характеристики МАП “Энергия” с номинальной мощностью 8 кВА представлены в таблице 16.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 16 – технические характеристики МАП “Энергия” 8 кВА [11]

 

Технические характеристики МАП “Энергия” 8кВА

Форма сигнала на выходе Модифицированный синус

Напряжение питания, В 42-50

Выходное напряжение, В 230 (+5% -15%)

Частота выходного напряжения, Гц 50

Номинальная выходная мощность, кВА 8

Максимальная выходная мощность (форма напряжения меандр), кВА 12

КПД, % 90

Габариты, см 17×26×50

Вес, кг 50

 

Поскольку источник имеет ограниченную мощность и чувствителен к скачкам напряжения, то нагрузка должна удовлетворять ряду требований. Все бытовые электроприёмники делятся на 4 группы:

1) активные нагрузки без больших пусковых токов – лампы, нагреватели, утюги, телевизоры. Они потребляют мощность равную номинальной, cosφ для них близок к 1;

2) активные нагрузки с большими пусковыми токами – электроинструмент (дрели, болгарки, рубанки и т.п.). Эти приборы характеризуются большими пусковыми токами в момент включения (первые 2-3 секунды);

3) индуктивные нагрузки – насосы (обычно на основе двигателей асинхронного типа) и оборудования на их основе (холодильники, кондиционеры и т.п.), СВЧ-печи. Их cosφ = 0,6-0,7, т.е. их полная мощность примерно в 1,5 раза больше номинальной. Также они имеют большие пусковые токи в момент включения.

Работа данного инвертора с отечественными холодильниками, изготовленными 10 лет назад, не гарантируется и может привести к поломке МАПа, т.к. во время их создания не существовало жёстких норм по ограничению паразитных выбросов энергии, накопленной в индуктивности двигателя обратно в сеть (а при применении инвертора — обратно в инвертор). Со всеми современными холодильниками МАП “Энергия” работает.

Магнитрон СВЧ-печи имеет cosφ = 0,5, т.е. он потребляет полную мощность в два раза большую чем номинальная (активная).

4) ёмкостные нагрузки – приборы, основанные на мощных высокочастотных блоках питания (компьютеры), некоторый инструмент, имеющий на входе большую ёмкость, а также некоторые схемы управления люминесцентными лампами. Последствием работы инвертора чисто на такие нагрузки является повышение действующего выходного напряжения до 250В, поэтому надо следить за тем, чтобы среди нагрузок в доме не было чисто ёмкостных.

Если нагрузка обеспечивается ветро или дизельгенераторами то на входе инвертора напряжение составляет 48В. При этом максимальное отклонение напряжения на вводе в дом составляет 3,19% (см. раздел 3).

 

6.6 Аккумуляторная батарея

 

Для удобства замены и установки применим на ВДЭС стартерные (автомобильные) аккумуляторные батареи.

Тип и количество аккумуляторных батарей выбираются такими, чтобы за безветренную ночь (скорость ветра ниже 4 м/с, 7 часов нагрузка составляет 280 Вт) батареи разрядились не более чем на 30 %. То есть, батарея за ночь должна, разрядившись не более чем на 30 %, выдать энергию равную

 

.

 

Общая ёмкость 12-ти вольтовых АБ должна составить не менее

 

.

 

где UАБном = 12 В – напряжение на выходе 12-ти вольтовой стартёрной аккумуляторной батареи при 30-ти процентном разряде.

Такую ёмкость могут обеспечить 8 аккумуляторов типа 6СТ90, или 4 аккумулятора типа 6СТ190.

Поскольку аккумуляторные батареи требуют “мягкого” длительного заряда и при этом напряжение на их входе должно составлять около 56 В (14 В на каждый стартерный аккумулятор), то устройства заряда необходимо. Оно реализуется импульсным стабилизатором напряжения.

Оценим отклонение напряжения у потребителей при питании нагрузки только от АБ (если не узла устройства разряда). Допустимое изменение напряжения на выходе АБ при разряде задаётся производителем МАП и составляет от 42 В до 50 В (10,5 В и 12,5 В соответственно на каждом 12-ти вольтовом аккумуляторе).

Максимально возможное напряжение на выходе инвертора составит

 

 

 

где Uном.инв = 230 В – номинальное напряжение на выходе инвертора;

UАБ.ном = 48 В – номинальное напряжение на АБ при разряде;

UАБ.max = 42 В – минимально допустимое напряжение на АБ при разряде.

При этом отклонение напряжения при малой нагрузке, когда почти нет потерь напряжения в проводах, отклонение напряжения на вводах в дома потребителя составит

(6.2)

 

 

Максимально допустимое отклонение напряжения согласно ГОСТ 13109 составляет ±10%.

Минимально возможное напряжение на выходе инвертора составит

 

 

 

где Uном.инв = 230 В – номинальное напряжение на выходе инвертора;

UАБ.ном = 48 В – номинальное напряжение на АБ при разряде;

UАБ.min = 42 В – минимально допустимое напряжение на АБ при разряде.

 

Поскольку инвертор питает потребитель через ВЛИ, необходимо проверить максимальное отклонение напряжения на вводе в самый удалённый дом. Максимальные потери напряжения на участках ВЛИ (U1max; U2max; U3max; U4max; U5max) были найдены в разделе 3 — “Выбор оборудования распределительной сети”.

 

Максимальное отклонение напряжения на вводе в жилой дом №1 составит

 

(6.3)

 

 

Максимальное отклонение напряжения на вводе в жилой дом №2 составит

 

(6.3)

 

 

Максимальное отклонение напряжения на вводе в жилой дом №3 составит

 

(6.4)

 

 

Как видим, отклонение напряжения на вводе в дома превышает максимально допустимое – 10% по ГОСТ 13109. Чтобы отклонение напряжения не превышало предельно допустимого значения, необходимо увеличить нижний предел допустимого напряжения на выходе АБ. При минимально допустимом напряжении на АБ U/АБmin = 44 В (11 В на каждом аккумуляторе) напряжение на выходе инвертора составит

 

 

При минимально допустимом напряжении на выходе АБ 44В максимальное отклонение напряжения на вводе в самый удалённый жилой дом (дом №3) составит

(6.5)

 

 

Падение напряжения внутри помещений небольшой длины, например в жилом доме, можно принять 1% [1]. С учётом падения в домовой сети максимальное отклонение напряжения составит 9,8%, что удовлетворяет требованиям ГОСТ 13109.

Поскольку разряд АБ напрямую вынуждает использовать её только при напряжении на выходе 44-50 В, то целесообразно применять устройства разряда АБ, которую будет поддерживать 48 В на выходе независимо от напряжения на АБ. Устройство разряда реализуется импульсным стабилизатором напряжения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Определение числа часов работы дизелей в год

 

Ступенчатый график нагрузки посёлка был рассмотрен в 1 разделе. Распределение скоростей ветра в районе предполагаемой установки было найдена в разделе “Определение эксплуатационных характеристик ВЭУ-3, установленной в открытой местности в горнозаводской зоне”. На основании этих данных можно найти число часов работы дизельгенераторов в год, то есть время, когда энергии ,снимаемой ветряками не достаточно для питания нагрузки и приходится задействовать дизельгенераторы.

Продолжительность каждой ступени графика нагрузки с учётом 7 – ми часового ночного питания от аккумуляторных батарей представлена в таблице 17.

 

Таблица 17 – Продолжительность каждой ступени нагрузки дневного режима работы системы

 

Нагрузка, Вт 4000 2500 1500 900 500 280

Длительность, ч 183 487 700 1096 1610 4684

 

Найдём потери в ВЛИ при различной нагрузке. Для этого вначале найдём токи на участках линии. Принимаем, что нагрузка поровну делится между домами, то есть

(7.1)

(7.2)

 

где tgφнагр=0,33 – тангенс бытовой нагрузки.

Тогда ток в линии, питающей дом при каждой нагрузке

 

. (7.3)

 

Активные потери на каждом участке при этом составят

 

, (7.4)

 

где r0=1,91 Ом/км – сопротивление СИП 2×16,

– длина участка, км.

Токи участков линии при различной нагрузке представлены на таблице 18.

 

Таблица 18 — Токи в участках линий при различной нагрузке

 

№

участка Направление Длина участка, м Марка и сечение провода Ток участка

откуда куда

1 ВДЭС Опора № 3 62 СИП 2×16 3∙Iд

2 Опора № 3 Опора № 4 24 СИП 2×16 2∙Iд

3 Опора № 4 Дом №3 36 СИП 2×16 Iд

4 Опора № 3 Дом №1 10 СИП 2×16 Iд

5 Опора № 4 Дом №2 10 СИП 2×16 Iд

 

Потери по всем участкам складываются.

Результаты расчёта потерь в линии при различной нагрузке сведены в таблицу 19.

Таблица 19 – Потери в линии при различной нагрузке

 

Pнагр, Вт Iд, А ΔP, Вт Pнагр + ΔP, Вт

4000 6,38 110,4 4110

2500 3,99 43,2 2543

1500 2,39 15,6 1516

900 1,44 5,6 906

500 0,8 1,8 502

280 0,45 0,6 281

 

При преобразовании энергии теряется:

1) 5% в импульсном стабилизаторе напряжения;

2) около 1% в звене постоянного тока;

3) 10% в инверторе нагрузки.

Коэффициент преобразования энергии, выданной генератором ветрогенератора до переменного тока частотой 50 Гц напряжения 220 В составляет

 

.

 

Поделив активную мощность, которую должен выдать инвертор на ηпр, находим мощность, которую должны выдать ветро — или дизельгенераторы

 

. (7.5)

 

При этом скорость ветра, при которой 2 ВЭУ-3 могут выдать такую мощность, составит

, (7.6)

 

где Pном=3кВт – номинальная мощность ВЭУ-3;

vном=10,4м/с – номинальная скорость ветра для ВЭУ-3.

Результаты расчёта по формулам (6) и (7) для различной нагрузки сведены в таблицу 20.

 

Таблица 20 – Скорости ветра, при которых 2 ВЭУ-3 могут обеспечить различную нагрузку посёлка

 

Pнагр, Вт Pнагр + ΔP, Вт PГ, Вт v, м/с

4000 4110 4858 9,69

2500 2543 3006 8,26

1500 1516 1792 6,95

900 906 1071 5,86

500 502 593 4,81

280 281 332 3,96

 

Поскольку минимальная рабочая скорость ветра ВЭУ-3 составляет 4 м/с, то выдавать нагрузка в 280 Вт она будет при скорости 4 м/с и выше.

Вероятность того, что скорость ветра будет равна или выше определённого значения, находим из рисунка 31.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 31 – График обеспеченности % скоростей ветра в районе предполагаемой установки

 

Процент обеспеченность скорости ветра необходимой для работы ВЭУ при различной нагрузке представлена в таблице 21.

 

Таблица 21 – Процент обеспеченности скорости ветра необходимой для работы ВЭУ при различной нагрузке

 

v, м/с 9,69 8,26 6,95 5,86 4,81 4,00

Pнагр, Вт 4000 2500 1500 900 500 280

F(v>vн),% 25,5 36,7 49,0 0,2 70,7 78,6

 

Число часов работы дизеля в год составит

 

 

 

,

 

где ti – длительность каждой ступени нагрузки,

F(v>vн) – вероятность того, что данную нагрузку смогут обеспечить 2ВЭУ-3.

Число часов совместной работы дизелей в год – это длительность работы дизелей при первой ступени нагрузки. Найдём её

 

 

 

Вероятность совместной работы дизелей находим как отношение числа часов совместной работы дизелей в год к числу часов работы дизелей в год

 

.

 

Энергию, производимую дизелями за год, находим как число часов работы дизеля при каждой ступени нагрузки ( ), умноженное на мощность, которую при ней должен выдавать генератор (PГi – берётся из таблицы).

 

 

 

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8 Релейная защита

 

Поскольку защищаемая сеть неразветвлённая, то целесообразно применить автоматические воздушные выключатели с электромагнитным и биметаллическим расцепителем, то есть комбинированные выключатели.

Электромагнитный расцепитель выполняет функцию токовой отсечки. Биметаллический расцепитель имеет обратную время-токовую характеристику и выполняет функцию МТЗ и защиту от перегруза.

Принимаем к установке на ВДЭС и на вводах в жилые дома автомат ВА47-29-2. Инвертор нагрузки имеет собственную защиту от коротких замыканий и перегрузок — предохранитель с номинальным током 50 А и программную защиту, срабатывающую, если ток нагрузки превышает номинальный более 8 секунд.

Особенностью проектируемой системы автономного электроснабжения является малая мощность источника.

В основном мощность КЗ будет определяться аккумуляторной батареей используемой в ВДЭС. В зависимости от режима её использования возможны 2 случая в момент КЗ:

1) если АБ в момент КЗ находится в режиме разряда, то мощность КЗ будет определяться стартерным током используемых автомобильных аккумуляторных батарей;

2) если АБ находится в режиме заряда в момент КЗ, то система управления оценит КЗ как возросшую нагрузку, с которой “не справляются” генераторы и подаст сигналы на прекращения заряда, а затем на разряд АБ. Время такого переключения мало и составляет не более 0,1с.

В обоих случаях параллельно с батареей могут работать 1-2 дизельгенератора или 2 ветрогенератора.

АБ состоит из 8 автомобильных аккумуляторных батарей 6СТ90. Это стартерные 12-ти вольтовые АБ с ёмкостью 90 А∙ч. Их стартерные токи зависят от марки АБ и колеблются в диапазоне 270-800А [12]. Расчёты произведем для аккумуляторных батарей со стартерным током 420 А.

Мощность, которую способна выдать АБ, зависит от её ЭДС. При максимальном заряде напряжение на выходе батареи составляет 50 В, что соответствует 12,5 В на каждом аккумуляторе 6СТ90. При этом суммарная мощность, которую может выдать АБ, составит

 

(8.1)

.

 

При максимальном допустимом разряде ЭДС составляет 44 В, что соответствует 11 В на каждом аккумуляторе 6СТ90. При этом суммарная мощность, которую может выдать АБ, составит

 

 

(8.2)

.

 

Мощность дизель- или ветрогенераторов, параллельно включенных с АБ, может колебаться от 0 (нагрузку обеспечивает одна АБ) до 8 кВт (работают 2 дизельгенератора).

Схема сети для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 32. Жилой дом №3 является самым удалённым от ВДЭС и ток КЗ на вводе в нём будет наименьшим. Для установки в домах принимаем автоматические воздушные выключатели ВА47-29-2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Максимальная мощность КЗ в точке K1 составит

 

(8.3)

,

 

где ηв.п.т=0,99 – коэффициент, учитывающий 1 % потерь во вставке постоянного тока;

ηинв=0,9 – КПД инвертора;

ηИ.С.=0,95 – КПД импульсного стабилизатора;

P2г.д=8000Вт – суммарная мощность двух дизельгенераторов АД4-Т400ВМ2.

 

Минимальная мощность КЗ в точке K1 составит

 

(8.4)

,

 

Максимальный ток КЗ в точке K1 составит

 

.

 

Минимальный ток КЗ в точке K1 составит

 

.

 

 

Токи в точке K2 определяем по формуле

 

, (8.5)

 

где Uном = 220 В номинальное напряжение сети;

ZΣK2 – полное сопротивление короткой цепи для точки K2.

 

Сопротивление короткой цепи для точки K2 находим по формуле

 

(8.6)

 

где Rист – собственное сопротивление источника (считаем его полностью активным, поскольку сопротивление аккумуляторных батарей носит активный характер);

RВА47-29-2 = 0,5 мОм – сопротивление контактов автомата ВА 47-29-2;

RВЛИ и XВЛИ – активное и реактивное сопротивление одной жилы СИП 2×16 до самого удалённого дома.

 

Сопротивление источника зависит от его максимальной мощности, то есть от мощности КЗ в точке K1. При максимальной мощности источника его источника составит

 

 

 

При минимальной мощности источника его сопротивление составит

 

 

 

Активное сопротивление одной жилы СИП 2×16 до самого удалённого дома составит

 

 

 

где r0 = 1,91 Ом/км – удельное сопротивление жилы СИП 2×16;

=0,122 км – длина ВЛИ до самого удалённого дома.

 

Реактивное сопротивление одной жилы СИП 2×16 до самого удалённого дома составит

 

 

 

где x0 = 0,1 Ом/км – удельное сопротивление жилы СИП 2×16.

 

Подставив найденные значения в (8.6), находим значения сопротивления короткой цепи для точки K2 при минимальной и максимальной мощности источника:

 

 

 

 

Максимальный и минимальный токи КЗ в точке K2 находим по формуле (8.5)

 

 

 

 

Выберем номинальные токи и уставки электромагнитных расцепителей автоматов, устанавливаемых на ВДЭС и на вводах в жилые дома.

Номинальные токи автоматов выбираются по расчётному току нагрузки, при этом должно выполняться условие:

Расчётный ток жилого дома (Iрmax1) равен 9,8 А, принимаем к установке автомат с номинальным током 10 А (ближайшая большая ступень номинального тока автомата ВА47-29).

Найдём ток срабатывания тепловых расцепителей автоматов, устанавливаемых на вводах в жилые дома

 

 

(8.7)

,

где Kотс.т.р=1,2 – коэффициент отстройки для автоматического выключателя ВА47-29, учитывающий погрешность срабатывания расцепителя;

KСЗ=1,2 – коэффициент самозапуска для бытовой нагрузки, учитывающий пусковые токи бытовых электроприёмников.

 

Расчётный ток посёлка (Iрmax2) равен 23,6А, принимаем к установке в щите ВДЭС автомат с номинальным током 25 А (ближайшая большая ступень номинального тока автомата ВА47-29).

 

Найдём ток срабатывания теплового расцепителя автомата, устанавливаемого на ВДЭС

(8.8)

.

 

Для автоматов, устанавливаемых на вводах в жилых дома принимаем кратность уставки электромагнитных расцепителей (кратность токовой отсечки – Kо1) минимальной, для ВА47-29 она равна 3.

Ток отсечки для них равен

 

 

где Iн=10 А – номинальный ток автомата.

Расчётный ток отсечки для этих автоматов составит

 

 

где Kотс.э/м.р=3 – коэффициент отстройки для э/м расцепителя автомата ВА47-29.

 

Стандартный ток отсечки автоматов в жилых домах Iо1 больше чем их расчётный ток отсечки Iо.р1.

Обычно ток отсечки автомата, расположенного ближе к источнику, подбирается так, чтобы при внешнем КЗ (в данном случае точка K2) электромагнитный расцепитель не срабатывал. Но поскольку данная сеть неразветвлённая и потребители будут иметь доступ к распределительному щиту ВДЭС, выполнение этого условия не обязательно.

Для автомата, устанавливаемого на ВДЭС, кратность уставки электромагнитного расцепителя (Kо2) выбираем равной 3.

Ток отсечки для него равен

 

 

Расчётный ток отсечки для автомата на ВДЭС составит

 

 

Стандартный ток отсечки автомата на ВДЭС Iо2 больше, чем его расчётный ток отсечки Iо.р2.

Найдём время срабатывания тепловых и электромагнитных расцепителей автоматов, для этого воспользуемся их время — токовыми характеристиками (рисунок 33).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 33 – Время-токовые характеристики автоматического выключателя ВА47-29 c номинальными токами 10 и 25 А и характеристикой электромагнитного расцепителя типа B

 

Откладывая по оси токи срабатывания тепловых расцепителей и значения токов отсечки, находим, что T/СЗ1=23с; T/СЗ2=30с; T//СЗ1=0,01с; T//СЗ2=0,01с.

 

Для защиты силовых вентилей от КЗ инвертор имеет плавкий предохранитель ПН-2/50. Характеристики предохранителя, стоящего ближе к источнику и автоматического выключателя, стоящего дальше от источника, считаются согласованными, если время перегорания предохранителя при любых токах в 3 раза больше, чем время срабатывания выключателя при тех же токах [13]. Чтобы проверить согласованность предохранителя и автоматов построим карту селективности (рисунок 34).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 34 – Карта селективности защит распределительной сети посёлка.

 

Как видно из рисунка, при всех возможных токах КЗ (до 274 А) время срабатывания выключателя на ВДЭС больше, чем время срабатывания предохранителя в 3 с лишним раза.

Проверим чувствительность действия автоматов.

МТЗ считается чувствительной к токам КЗ, если

 

, (8.9)

где Kч.МТЗ = 1,5 – коэффициент чувствительности для МТЗ;

IКmin – минимальный возможный ток КЗ;

IСЗ – ток срабатывания защиты.

 

Для автомата в самом удалённом от ВДЭС доме при КЗ в точке К2

— требование чувствительности выполняется.

 

Для автомата установленного на ВДЭС при КЗ в точке К1

 

— требование чувствительности выполняется.

 

Отсечка считается чувствительной к токам КЗ, если

 

, (8.10)

где Kч.л = 2 – коэффициент чувствительности для отсечки;

 

Для автомата в самом удалённом от ВДЭС доме при КЗ в точке К2

 

— требование чувствительности выполняется.

 

Для автомата установленного на ВДЭС при КЗ в точке К1

 

— требование чувствительности выполняется.

 

Чувствильность защиты будет выполняться при стартерном токе аккумуляторов 420 А и выше

Токи уставок, время срабатываний и коэффициенты чувствительности биметаллических и электромагнитных расцепителей автоматов представлены в таблице 22.

 

Таблица 22 – Токи уставок, время срабатываний и коэффициенты чувствительности для биметаллических и электромагнитных расцепителей автоматов

 

Место расположения выключателя Тип автомата Iрmax, А Iном, А Iотс, А Tср.МТЗ, с Tср.отс, с Kч.МТЗ Kч.отс

Жилые дома №1,2,3 ВА-47-29-2 9,8 10 30 23 0,01 10,4 4,9

На ВДЭС ВА-47-29-2 23,6 25 75 30 0,01 6,29 2,85

 

 

9 Безопасность жизнедеятельности

 

ВЛИ выполняется с глухозаземлённой нейтралью, что соответсвует системе обозначения TN.

Расшифровка:

T – заземлённая нейтраль;

N – открытые проводящие части присоединены к глухозаземлённой нейтрали источника питания.

Электрическая проводка в домах выполняется трёхпроводной с нулевым рабочим проводником N и нулевым защитным проводником PE.

При применении системы TN рекомендуется выполнять повторное заземление PE-проводника на вводе в электроустановки зданий, а также в других доступных местах, т.е., PE-проводник каждого дома нужно присоединить к повторному заземлителю. Для повторного заземления в первую очередь следует использовать естественные заземлители — подземные части опор, а также заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений. Сопротивление заземлителя повторного заземления не нормируется (пункт 1.7.61 ПУЭ) [4].

Общее сопротивление растекания заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений PE-проводника каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 10 Ом при 220 В источника однофазного тока. (пункт 1.7.103 ПУЭ).

При удельном сопротивлении земли ρ>100 Ом∙м допускается увеличить указанные нормы в 0,01ρ раза, но не более десятикратного (пункт 1.7.103 ПУЭ).

Поскольку место будущей установки неизвестно, принимаем, что заземлители будут находиться в суглинке с ρ=100 Ом∙м.

В качестве защитной меры применено автоматическое отключение, поэтому должно быть выполнено уравнивание потенциалов (пункт 1.7.78 ПУЭ), т.е. повторное заземление необходимо и для работы автоматов.

Для автоматического отключения питания применяем защитно- коммутационный аппарат, реагирующий на сверхтоки и на дифференциальный ток. Так как ток КЗ от источника ограниченной мощности (инвертора) невелик, то основной защитой человека от прикосновения к элементам, находящимся под напряжением, будет осуществляться УЗО. Уставка УЗО 30мА.

Время срабатывания э/м расцепителя автомата ВА-47-29-2 равно 0,01-0,02 с, время срабатывания УЗО 0,04с. Поскольку, согласно пункту 1.7.79 ПУЭ время автоматического отключения питания не должно превышать 0,4с для сетей с номинальным фазным напряжением 220В, выбранный автомат проходит по времени срабатывания.

Основная система уравнения потенциалов в каждом жилом доме и в ВДЭС должна соединять между собой:

1) нулевой защитный проводник PE;

2) заземляющий проводник, присоединённый к заземлителю повторного заземления на вводе в здание;

3) металлические части каркаса здания.

Нулевой защитный проводник связан с повторным заземлением через нулевую жилу СИП “Торсада”.

Схема присоединения шин распределительного щита в доме к жилам провода 2×16 СИП “Торсада” представлена на рисунке 35.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 35 – Схема присоединения шин распределительного щита в домах и ВДЭС к жилам провода 2×16 СИП “Торсада”

 

Согласно ПУЭ (пункт 2.4.46) концевые опоры ВЛИ имеющие ответвления к вводам в населённой местности с одно- двухэтажной застройкой подлежат заземлению. При этом наибольшее расстояние от соседнего заземления этих же линий должно быть не более 100 м для районов с числом грозовых часов в году до 40. Расстояние до ближайших заземлителей 52 м для опоры №1 и 26 метров для опоры №5. Так как для нашего района число грозовых часов год равно 20, то дополнительных повторных заземлителей устанавливать не надо.

Для защиты от грозовых перенапряжений и защиты оборудования в доме устанавливаются вентильные разрядники или ограничители перенапряжений (ОПН). Принимаем к установке на опорах №1,3,4,5 ОПН 0,38.

Крюки опор имеющих повторное заземление (опоры №1,3,4,5) подлежат заземлению (пункт 2.4.37).

В соответствии с ПУЭ (пункт 2.4.55) расстояние по вертикали от провода ВЛИ до поверхности земли в населённой и ненаселённой местности до земли и проезжей части улиц должно быть не менее 5 м. При пересечение непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛИ к вводам в здания расстояния от СИП до тротуаров пешеходных дорожек допускается уменьшить до 3,5 м. Расстояние от СИП и изолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводам должно быть не менее 2,5 м.

Таким образом, от провода ВЛИ до земли между опорами 1-2 и 2-3 допускается расстояние 3,5 м, между опорами 3-4 и 4-5 до 5 м, на вводах в дома и ВДЭС-6 до 2,5м. Данный пункт выполняется, потому что применены типовые опоры для населённой местности и выдержаны рекомендуемые пролёты для СИПа (30 м).

 

На опорах ВЛИ № 1,3,4,5 необходимо выполнить заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления и защиты от грозовых перенапряжений, также на них ставятся ограничители перенапряжений ОПН 0,38. С заземляющим устройством должна соединяться крепёжная арматура ВЛИ и нулевой провод СИП. При этом сопротивление заземляющих устройств не должно превышать 10 Ом. В качестве грунта, в который будут устанавливаться опоры, принят суглинок с ρ=100 Ом∙м.

Проверим, проходит ли по сопротивлению растекания заземлитель (рисунок 36), выполненный из 3-х вертикальных электродов (угловая сталь 50×50×5 мм) длиной по 3,0 м, соединённых между собой полосовой сталью (40×4 мм). Заземляющий проводник выполнен из круглой стали диаметром 8мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчёт заземляющего устройства

1) сопротивление растекания одиночного вертикального электрода из угловой стали, верхний конец которого ниже уровня земли находим по формуле [14]

 

(9.1)

 

где р = 100 Ом•м – удельное сопротивление грунта;

= 3 м – длина вертикального электрода;

b = 0,05 м – ширина каждой пластины углового вертикального электрода;

t = 0,6 + /2=0,6 + 1,5 = 2,1 м – средняя глубина залегания вертикального электрода.

Найдём RО.В,. подставив известные величины

 

 

 

2) сопротивление растекания одиночного горизонтального электрода из полосовой стали находим по формуле

 

(9.2)

 

Для горизонтального электрода = 3 м, b = 0,04 м, t = 0,6 м.

Найдём RО.Г., подставив известные величины

 

 

 

3) сопротивление растекания вертикального заземлителя находим по формуле

 

(9.3)

 

где nО.В. = 3 – число вертикальных электродов вбитых по контуру;

ηВ =0,66 – коэффициент использования вертикальных электродов из угловой стали, размещённых по контуру (число электров 3, при отношении расстояния между электродами к длине электрода – 1).

 

 

 

Найдём RЗ.В,. подставив известные величины

 

 

 

4) сопротивление растекания горизонтального соединительного контура находим по формуле

(9.4)

 

где nО.U. = 3 – число горизонтальных электродов в соединительной полосе соединённых по контуру;

ηГ =0,45 – коэффициент использования соединительной полосы в контуре электродов из угловой стали (число электродов в контуре 3, отношение расстояния между электродами к длине проводника – 1).

Найдём RЗ.Г., подставив известные величины

 

 

 

5) общее сопротивление растекания заземляющего устройства находим, сложив параллельные сопротивления горизонтального соединительного контура и вертикального заземлителя

(9.5)

 

 

Требование по сопротивлению растекания заземляющего устройства, к которому подключается PE-проводник — не менее 10 Ом выполняется, т.е. данная схема заземляющего устройства подходит для опор № 1,3,4,5.

 

ВДЭС-6 комплектуется первичными средствами пожаротушения:

— 2 порошковых огнетушителя ОУ 5;

— ящик с песком объёмом не менее 0,5 м3.

 

Обязательный перечень средств защиты для персонала обслуживающего ВДЭС-6:

— изолирующая штанга 1 шт;

— указатель напряжения 2 шт;

— изолирующие клещи 1 шт;

 

— изолирующие перчатки 2 пары;

— диэлектрические галоши 2 пары;

— защитное ограждение;

— защитные очки 1 шт;

— переносное заземление 1 комплект;

— защитные каски 1 шт на каждого работника или члена ОВБ;

— диэлектрические ковры – по местным условиям;

— изолирующий инструмент 1 комплект.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10 Экономическая часть

 

10.1 Анализ структуры предприятия

 

В основе анализа – принцип эффективности управления при наличии многовариантных путей достижения одной и той же цели.

Организационная структура управления предприятием должна адекватно соответствовать масштабам и функциональному назначению управления объектов. Структура управления определяет состав подразделений, их взаимозависимости и взаимосвязи.

 

1) Типы организационных структур [15]

— линейная;

— функциональная;

— линейно-функциональная;

— линейно штабная;

— “продуктовая структура”;

— инновационно-производственная;

— проектная структура управления;

— матричная структура управления;

— дивизионная структура управления.

 

2)Характеристика организационной структуры на ООО ГРЦ Вертикаль

На данном предприятии проектная структура управления.

Проектная структура управления – структура, ориентированная на обеспечение эффективного управления параллельным выполнением на предприятии или в организации ряда крупных проектов. При этом получают автономию определённые совокупности подразделений, участвующих в отдельных проектах во главе с руководителями этих проектов. Руководитель проекта несёт всю ответственность за своевременную и качественную разработку и реализацию. Он наделяется всеми правами по управлению подчинёнными ему подразделениями и не имеет в подчинении подразделений, непосредственно не связанных с подготовкой проекта.

 

Работы, выполняемые в отделе 137 проводятся по заданию ООО “ГРЦ — Вертикаль”.

ООО “ГРЦ — Вертикаль” создано для разработки и изготовления ветроэнергетических станций малой мощности.

Структура предприятия представлена на рисунке 37.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Конструкторское направление разрабатывает проект энергоустановки и чертежи, а также оценивает её рентабельность. Производственное направление отвечает за связь с заводами, производящими комплектующие. Технологическое направление оценивает реальность изготовления элементов энергоустановки разработанных конструкторами. Экспериментальное направление занимается испытаниями созданных ветроустановок и отработкой проектируемых узлов и агрегатов. Расчётно-теоретическое направление прорабатывает математические модели условий эксплуатации установки, проводит необходимые расчёты по аэродинамике, прочности и т.п. Направление автоматики и систем управления отвечает за разработку систем управление ВЭУ, её отладку и комплексные проверки на работоспособность.

В перспективе будет создано направление по эксплуатации, которое будет заниматься монтажом и обслуживанием ветроэнергетических установок проданных потребителям.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10.2 Экономическое сравнение возможных вариантов электроснабжения посёлка

 

Электроснабжение удалённого посёлка можно осуществить тремя вариантами:

1) от энергосистемы с помощью воздушной линии и понижающего трансформатора;

2) с помощью ветродизельной электростанции;

3) с помощью дизельной электростанции.

 

Для определения наиболее выгодного варианта проведём технико-экономическое сравнение по критерию приведённых годовых затрат, которые находятся по формуле

 

[16] (10.1)

 

где Eнi – нормативный коэффициент, учитывающий срок окупаемости i-го элемента;

Ki – капиталовложения на i-й элемент;

ИЭ –годовые экономические издержки на рассматриваемый вариант;

У – ущерб от среднегодового недоотпуска электроэнергии; разницу надёжности электроснабжения от различных вариантов учитывать не будем поэтому его считаем одинаковым для всех вариантов.

 

1) вариант питания посёлка от энергосистемы.

В затраты на вариант питания посёлка от энергосистемы войдут:

— стоимость приобретения, монтажа элементов ВЛ и КТП;

— стоимость годовых потерь электроэнергии на элементах системы электроснабжения (трансформаторе и воздушной линии);

— стоимость подключения к энергосистеме заявленной мощности;

— годовую стоимость приобретаемой у энергосистемы электроэнергии;

— расходы на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудования;

— постепенное обновление (амортизация) оборудования.

 

1.1) найдём стоимость элементов ВЛ и КТП.

Найдём число опор, необходимое для установки воздушной линии 6 кВ. Длина линии 10 км. Максимально допустимая длина пролёта между деревянными опорами с ж/б приставками типового проекта 3.407-85 при протяжке провода АС-25 в районе по ветровым нагрузкам №3 и толщине максимальной стенки гололёда 5-10 мм составляет 78 метров между промежуточными опорами. Допустимая длина пролёта от анкерной опоры – 75 метров. В расчётах принимаем среднюю длину пролёта 77 метров.

 

 

Число пролётов

 

 

На концах линии устанавливаются концевые анкерные опоры. Они двустоечные, потому что должно восприниматься одностороннее тяжение проводов.

При повороте линии более чем на 15° устанавливаются промежуточные угловые опоры, они также двустоечные. Таких опор 6.

Остальные опоры – промежуточные одностоечные. Таких опор 123.

Провода крепятся к опорам с помощью опорных изоляторов ИО 6-3,75УХЛ2. В посёлке устанавливается трансформаторная подстанция КТП25/10/0,4 с трансформатором ТМ25/10. Линия подключается к существующей линии через разъединитель, установленный на опоре.

 

Стоимость монтажа каждого элемента находится как цена в i-ом году, умноженная на официальный коэффициент перевода цен к 2008 году

 

(10.2)

 

где KЭ– стоимость элемента, приведённая к 2008 году;

KЭ.i– стоимость элемента в i-ом году;

Kп2008/i – официальный коэффициент перевода цен i-го года к 2008-му.

Если в источнике информации цена элемента даётся с НДС, находим его цену без НДС

(10.3)

 

где KЭ.б.НДС – стоимость элемента без НДС;

KЭ.б.НДС – стоимость элемента с НДС;

НДС = 18% — налог на добавленную стоимость.

Поскольку стоимость приводимая в прайсах не учитывает стоимость доставки со склада продавца, то необходимо учитывать торгово-закупочные наценки, которые составляют не меньше ставки рефинансирования Центробанка. Принимаем их равными 12% от стоимости.

Стоимость всех элементов и суммарная стоимость их покупки представлены в таблице 23.

 

 

 

 

Таблица 23 Стоимость элементов ВЛ и КТП

 

Наименование

элемента Стоимость без НДС, руб/ ед Год по которому известна цена К-т перевода цен к 2008-му году Кол-во единиц Суммарная стоимость, руб

Промежуточная деревянная опора с ж/б приставкой 7 200/шт 2008 1 123 885 600

Угловая анкер-ная деревянная опора с ж/б приставкой 14 000/шт 2008 1 6 84 000

Концевая анкерная деревянная опора с ж/б приставкой 14 000/шт 2008 1 2 28 000

Провод АС-25 7 881/км 2007 1,1 31,5 273 077

Изоляторы ИО6-3,75 97/шт 2007 1,1 465 49 616

ТМ 25/6/0,4 25 428/шт 2007 1,1 1 27 966

КТП 25/6/0,4 27 966/шт 2007 1,1 1 30 763

Ограничитель перенапряжений ОПН-П-7,2/10 1 720/шт 2007 1,1 2 3 784

Разъединитель Р-43 400А 1 696/шт 2007 1,1 2 3 731

Предохранитель ПКТ-101-6-2-40 692/шт 2007 1,1 1 762

Крюки для крепления изоляторов ИО6-3,75 15 570/т 2001 3,75 0,524 30 595

Проволока чёрная диам. 8мм 6 680/т 2001 3,75 0,0062 155

Угловая сталь общего назначения 50×50×5 мм 4 140/т 2001 3,75 0,0648 1006

Угловая сталь общего назначения 40×40×4 мм 4 140/т 2001 3,75 0,0207 321

Итого 1 419 376

Итого с учётом торгово-закупочной наценки 1 589 701

НДС 18% 286 146

Итого с НДС 1 875 847

 

 

1.2) найдём стоимость монтажа этих элементов

Сметная стоимость монтажа каждого элемента по формуле

 

(10.4)

 

где ПЗ – прямые затраты на монтаж элемента;

ОТ – оплата труда рабочих на монтаж элемента;

Kпр=0,65 – коэффициент учитывающий долю прибыли монтажной организации;

Kн.р=0,95. – коэффициент учитывающий накладные расходы на монтажные работы;

Kп2008/2001=3,75 – официальный коэффициент перевода цен монтажа 2001 года к 2008-му.

Сметная стоимость монтажа всех элементов при варианте питания от системы представлена в таблице 24

 

Таблица 24– Локальный сметный расчёт на монтаж ВЛ 6 кВ и элементов КТП

 

№ пп Обоснование Наименование работ и затрат Ед. Изм. Кол. Стоимостьть единицы, руб Общая стоимость, руб

Всего Экспл. Маш. Всего В т.ч. оплата труда Экспл. Маш.

Оплата труда В т..ч. оплата труда В т.ч. оплата труда

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 33-04-001-01 Установка с помощью механизмов деревянных опор ВЛ 6кВ с ж/б приставками одностоечных шт 123 189,34 122,43 23289 4367 15059

35,5 10,94 1346

2 33-04-001-02 Установка с помощью механизмов деревянных опор ВЛ 6кВ с ж/б приставками А-образных угловых промежуточных шт 6 466,23 309,16 2797 754 1855

125,66 26,08 156

3 33-04-001-03 Установка с помощью механизмов деревянных опор ВЛ 6кВ с ж/б приставками А-образных концевых, анкерных шт 2 517,71 324,57 1035 323 649

161,73 26,08 52

4 33-04-009-07 Подвеска проводов ВЛ 6кВ в ненаселённой местности сечением до 35мм2 вручную км 10 1402,64 335,26 14026 8185 3353

818,5 = =

5 08-01-025 Монтаж КТП напряжением до 10 кВ с трансформатором мощностью до 400 кВА шт 1 1575,41 1061,08 1575 367 1061

367,33 127,37 123

 

Продолжение таблицы 24

 

№ пп Обоснование Наименование работ и затрат Ед. Изм. Кол. Стоимостьть единицы, руб Общая стоимость, руб

Всего Экспл. Маш. Всего В т.ч. оплата труда Экспл. Маш.

Оплата труда В т..ч. оплата труда В т.ч. оплата труда

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

6 08-01-061-01 Монтаж предохранителя ПКТ шт 1 32,33 4,72 32 13 4

13,30 0,63 0

7 08-01-066-1 ОПН-10/51 шт 2 78,48 23,71 157 70 47

35,31 3,13 6

8 08-01-056-1 Разъединитель 10 кВ шт 2 65,26 16,20 130 65 32

32,72 2,22 4

9 ТЕРп01-12-010-02 Испытание ВЛ 6кВ повышенным напряжением шт 1 613 — 613 613 —

613 — —

10 ТЕР33-04-016-05 Развозка конструкций и материалов опор ВЛ 0,38-10 кВ по трассе материалов одностоечных опор шт 123 13,38 10,8 1646 317 1328

2,58 1,96 241

11 ТЕР33-04-016-06 Развозка конструкций и материалов опор ВЛ 0,38-10 кВ по трассе материалов двустоечных опор шт 8 22,75 18,36 182 36 147

4,52 3,33 27

12 ТЕР33-04-004-02 Забивка вертикальных заземлителей вручную на глубину до 3 м шт 6 38,25 6,58 223 44 39

7,27 — —

Итого прямые затраты по смете 45 705

в том числе строительные работы 29 172

в том числе монтажные работы 16 533

Итого ФОТ строительных работ 5 488

Итого ФОТ монтажных работ 9 666

Накладные расходы стр-ых работ 105,00% ФОТ стр-ых работ (от 5488) 5 762

Сметная прибыль стр-ых работ 60,00% ФОТ стр-ых работ (от 5488) 3 293

Накладные расходы монт-ых работ 95,00% ФОТ монт-ых работ (от 9666) 9 183

Сметная прибыль монт-ых работ 65,00% ФОТ монт-ых работ (от 9666) 6 283

Итого 70 226

Проектно-изыскательские работы – 4% 2 809

Надбавка на работу в лесной местности – 5% 3 511

Итого 76 456

С учётом индекса к базовым ценам 2001г (K=3,75) 286 710

НДС 18 % 51 608

ВСЕГО по смете в текущих ценах 338 318

Оценим рентабельность работ строительно-монтажной организации, она составит

(10.4)

.

 

Работа считается выгодной если рентабельность превышает ставку рефинансирования Центробанка (10,5%), то есть строительно-монтажной организации будет выгодно проводить монтаж ВЛ и КТП

 

1.3) стоимость права на присоединение к линии 6кВ с учётом потерь в линии и трансформаторе

(10.5)

 

 

где c0п.п.=14407руб/кВт – стоимость присоединения к сетям электроснабжающей организации (Златоустовские Электрические сети) одного кВт установленной мощности на ступени 6кВ, без НДС.

 

1.4) стоимость годовых потерь электроэнергии при передаче

 

(10.6)

,

 

где c0=1,763 руб/кВт•ч – стоимость 1кВт•ч покупаемого у электроснабжающей организации без НДС (одноставочный тариф для сельхоз. Потребителей, подключаемых на стороне 6кВ);

ΔWГ=ΔWТ + ΔWЛ – годовые потери электроэнергии в элементах СЭС, складываются из потерь в трансформаторе и потерь в линии, которые были найдены ранее в разделе “Расчёт варианта снабжения от системы”.

 

1.5) годовая оплата потребляемой электроэнергии

 

(10.7)

 

 

Стоимость приобретаемой электроэнергии найдена без НДС.

 

 

 

 

1.6) издержки на содержание и обслуживание ВЛ

Обычно стоимость обслуживания линии закладывается в цене покупаемой электроэнергии, но поскольку линия протяжённая, а передаваемая по ней мощность мала, оценим затраты на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудования. Оценим стоимость годового обслуживания линии.

На 100 км линий 0,4-20 кВ для оперативного и технического обслуживания требуется 1,01 человек персонала (при длине линий обслуживаемых организацией менее 600 км, суммарная длина линий Черновского района 0,38-6кВ составляет 110,9 км) и 0,67 человек ремонтного персонала [17]. Длина линии 10 км, т.е. на её обслуживание требуется

 

(10.8)

.

 

Средняя заработная плата по организации 12 тыс. руб.

Таким образом, заработная плата персонала обслуживающего ВЛ составит

 

(10.9)

,

 

Затраты на оплату труда обслуживающего персонала

 

(10.10)

,

 

где ЕСН=26% — единый социальный налог;

СВ=0,3% — взнос по фонду социального страхования (ФСС).

 

Накладные расходы на персонал, обслуживающий ВЛ равны 95% от ФОТ

 

(10.11)

 

 

Расходы материалов на содержание, ремонт и эксплуатацию оборудования (РСЭО) составляют определённый процент от сметной стоимости внедрения оборудование.

 

Найдём РСЭО ВЛ

 

(10.12)

,

 

где kРСЭО.ВЛ = 0,8 % — норма расхода на РСЭО для ВЛ;

Kп.ВЛ = 1 514 654 руб – сметная стоимость приобретения элементов ВЛ;

Kм.ВЛ = 275 600 руб – сметная стоимость монтажа элементов ВЛ.

 

Найдём РСЭО КТП

 

(10.13)

,

 

где kРСЭО.КТП = 5,9% — норма расхода на РСЭО для ВЛ;

Kп.КТП = 75 047 руб – сметная стоимость приобретения элементов КТП;

Kм.КТП = 11 110 руб – сметная стоимость монтажа элементов КТП.

 

Суммарные затраты на обслуживание и РСЭО ВЛ и КТП

 

(10.14)

.

 

1.7) затраты на амортизацию оборудования.

(10.15)

,

 

где = 3,3 % амортизационная норма отчислений на ВЛ с деревянными опорами с ж/б приставками;

= 3,5 % – амортизационная норма отчислений на КТП;

KВЛ = 1 790 254 руб – капитальные вложения на внедрения ВЛ;

KКТП = 86 157 руб – капитальные вложения на внедрения КТП.

 

Все затраты на вариант питания от системы и суммарная стоимость варианта представлены в таблице 25

 

 

 

 

Таблица 25 Стоимость приведённых, капитальных и годовых текущих затраты на ВЛ и КТП

 

Наименование затраты Стоимость, руб Коэффициент перевода к одному году Приведённая годовая стоимость, руб

Капитальные затраты Приобретение всех элементов 1 589 701 0,16 254 352

Монтаж всех элементов 286 710 45 874

Подключения к энергосистемы заявленной мощности 91 340 14 614

Текущие затраты Годовые потери при передаче 2 333 1 2 333

Оплата потребляемой электроэнергии за год 10 712 10 712

Обслуживание и РСЭО ВЛ и КТП 72 759 72 759

Затраты на амортизацию оборудования 62 093 62 093

Капитальные затраты (без НДС) 1 967 751

Текущие годовые затраты (без НДС) 147 897

Итого приведённые годовые затраты (без НДС) 462 737

Итого приведённые годовые затраты (с НДС) 546 030

 

 

2) Вариант питания посёлка от ВДЭС

Приведённая годовая стоимость внедрения ВДЭС складывается из:

— стоимости приобретения и монтажа ВДЭС;

— текущих материальных затрат для обслуживания ВДЭС;

— оплаты труда и накладные расходы неквалифицированного постоянного персонала ответственного за обслуживание дизельгенератора и квалифицированного персонала производящего плановые и профилактические осмотры ВДЭС;

— постепенное обновление (амортизация) оборудования.

 

2.1) Стоимость приобретения и монтажа ВДЭС со всеми компонентами (без НДС) составляет 850 тыс. руб.

 

2.2) Материальные затраты на обслуживание ВДЭС складываются из затрат на материальных затрат на обслуживание дизелей и затраты на РСЭО.

Материальные затраты на обслуживание дизелей складываются из затрат на дизтопливо, масло и смену фильтров. Чтобы найти их найдём число часов работы каждого дизеля, стоимость одного часа работы при холостом ходе, стоимость 1кВт•ч произведённого дизелями (считаем что расход топлива растёт пропорционально росту нагрузки)

Число часов работы каждого дизеля за год

 

 

 

где Tд = 2164,7 ч – число часов работы дизеля за год, было найдено ранее в разделе “Определение числа часов работы дизелей”;

kс.р.д.. – вероятность совместной работы дизелей (найдена ранее в главе “Определение числа часов работы дизеля”.

 

Стоимость 1-го часа работы дизеля на холостом ходу

 

(10.16)

 

 

где сд.т.=18,6 руб/л – цена дизтоплива (без НДС);

Vд.ч.ЧЧ=0,95 л/час– расход топлива дизелем за 1 час работы на холостом ходу;

см=51 руб/л – цена машинного масла (без НДС);

Vс.м.=1 л/смена– объём сменяемого масла;

Цф.=130 руб/смена – цена сменяемых воздушных и масляных фильтров (без НДС);

Tс.=150 часов – число моточасов между сменами масла и фильтров.

 

Стоимость одного кВт•ч произведённого дизельгенератором

 

(10.17)

 

 

где Vч.д.100% = 1,57 л/ч – расход топлива дизелем за 1 час работы при 100% загрузки.

Энергия производимая дизелями за год (Wд)была найдена ранее в разделе “Определение числа часов работы дизелей” и составила 3104 кВт•ч.

 

Годовые расходы на топливо, машинное масло и фильтры для дизелей:

 

(10.18)

 

 

Найдём РСЭО ВДЭС

 

(10.19)

 

 

где kРСЭО.ВДЭС = 4,9% — норма расхода на РСЭО для ВДЭС (поскольку для проектируемого оборудования она не известна принимаем её равной РСЭО для силового оборудования);

KВДЭС= 850 000 руб – сметная стоимость приобретения и монтажа ВДЭС.

 

Суммарные материальные затраты на обслуживание ВДЭС равны

 

.

 

2.3) обслуживанием ВДЭС занимается постоянный персонал и выездная ремонтная бригада.

2.3.1) постоянный персонал осуществляет ежедневное обслуживание ВДЭС, его обязанность – следить за уровнем диз.топлива и масла в дизельгенераторах. Эту работу может выполнять как сам владелец так и нанятый им работник.

Оплата труда постоянного персонала

 

(10.20)

 

 

где сч=20 руб/час – оплата часа труда неквалифицированного персонала;

Nч.с. = 1 час/сутки – продолжительность ежедневного обслуживания;

Nс.=365 – число суток в году;

Kур = 1,15 – уральский коэффициент;

 

 

 

 

 

Затраты на оплату труда постоянного персонала

 

 

 

2.3.2) выездная ремонтная бригада (ВРБ) состоит из двух человек, с группой по безопасности не меньше 3-ей. Задача ВРБ – проведение плановых осмотров ВДЭС.

Оплаты труда выездной ремонтной бригады

 

(10.21)

 

 

где ЗПВРБ = 12000 руб/месяц – месячная зарплата члена ВРБ, взята как средняя зарплата по предприятию;

Nч = 4 часа – длительность разового осмотра;

Nраз. = 3 – частота обслуживания ВДЭС в год.

 

Затраты на оплату труда ВБР

 

 

 

2.3.3) Транспортные расходы – стоимость бензина для служебной машины “Газель” ВБР.

 

,

 

где lп=40км – расстояние по дороге от станции обслуживания ВДЭС до посёлка;

Vб.уд. = 0,18 л/км – удельный расход топлива автомобилем “Газель”.

 

2.3.4) Накладные расходы. Начисляются на оплату труда персонала ВДЭС. Для ГРЦ накладные расходы составляет 110% от ФОТ.

 

 

 

 

 

 

 

2.4) затраты на амортизацию оборудования.

 

 

 

где = 0,05 – амортизационная норма отчислений для ВДЭС (срок службы 20 лет)

Капитальные текущие годовые и приведённые гшодовые затраты на ВДЭС представлены в таблице 26

 

Таблица 26 Смета приведённых, капитальных и текущие годовых затрат на ВДЭС

 

Наименование затраты Стоимость, руб Коэффициент перевода к одному году Приведённая годовая стоимость, руб

Капитальные затраты Приобретение и монтаж ВДЭС 850 000 0,16 136 000

Текущие затраты Материальные затраты на обслуживание ВДЭС 93 764 1 93 764

Оплата труда постоянного персонала и ВРБ 12 669 12 669

Транспортные расходы ВРБ 804 804

Накладные расходы 11 034 11 034

Затраты на амортизацию оборудования 42 500 42 500

Капитальные затраты (без НДС) 850 000

Текущие годовые затраты (без НДС) 160 771

Итого приведённые годовые затраты (без НДС) 296 771

Итого приведённые годовые затраты (с НДС) 350 190

 

 

 

 

 

3) приведённая годовая стоимость на вариант питания от дизеля складывается из:

— стоимости приобретения и дизеля;

— текущих материальных затрат для обслуживания дизеля;

— оплаты труда и накладные расходы неквалифицированного постоянного персонала ответственного за обслуживание дизельгенератора и квалифицированного персонала производящего плановые и профилактические осмотры дизеля;

— постепенное обновление (амортизация) оборудования.

 

3.1) для варианта питания от одного дизеля в разделе “выбор классического генератора” был выбран дизельный генератор АД8С-Т400-3В.

Его стоимость 314 тыс. руб. С учётом торгово-закупочной наценки она составит 351700 руб. Срок службы при постоянной эксплуатации – 10 лет.

Сметную стоимость на его монтаж примем равной стоимости монтажа КТП с трансформатором мощностью до 400кВА, поскольку масса трансформатора ТМ400/6-10 равна 1720 кг, а масса дизельгенератора 650 кг.

 

(10.22)

,

 

где ПЗм.КТП – прямые затраты на монтаж КТП с тр-ом м-ю до 400кВА;

ОТм.КТП – оплата труда рабочих на монтаж КТП с тр-ом м-ю до 400кВА,

 

3.2) найдём годовую стоимость ГСМ для дизеля

Стоимость одного часа работы дизеля на ХХ

 

(10.23)

.

 

Стоимость одного кВт•ч произведённого дизельгенератором (считаем что расход топлива растёт пропорционально нагрузке)

 

(10.24)

.

 

Дизель производит всю энергию потребляемую посёлком, то есть

Годовые расходы на горючесмазочные материалы и фильтры для дизеля

 

(10.25)

 

 

3.3) затраты на оплату труда постоянного персонала и ВРБ, транспортные и накладные расходы такие же как у ВДЭС, то есть

 

 

3.4) найдём РСЭО АД8С-Т400-3В

 

(10.26)

 

 

где kРСЭО.АД8С = 4,9% — норма расхода на РСЭО для дизельгенератора АД8С-Т400-3В,принимаем её равной РСЭО для силового оборудования;

KАД8С= 359 487 руб – сметная стоимость приобретения и монтажа ВДЭС.

 

Суммарные материальные затраты на обслуживание ВДЭС равны

 

.

 

3.5) затраты на амортизацию оборудования.

 

.

,

где = 10 % – амортизационная норма отчислений для АД8С-Т400-1В (срок службы при постоянной эксплуатации 10 лет).

 

Капитальные и текущие затраты на дизельный генератор АД8С-Т400-3В представлены в таблице 27

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 27 – Стоимость приведённых, капитальных и текущие годовых затрат на дизельный генератор АД8С-Т400-3В

 

Наименование затраты Стоимость, руб Коэффициент перевода к одному году Приведённая годовая стоимость, руб

Капитальные затраты Приобретение АД8С-Т400-1В 351 700 0,16 56 272

Монтаж АД8С-Т400-1В 8 112 1 298

Текущие затраты Материальные затраты на обслуживание АД8С 354 779 1 354 779

Оплата труда постоянного персонала и ВРБ 12 669 12 669

Транспортные расходы ВРБ 804 804

Накладные расходы 11 034 11 034

Затраты на амортизацию оборудования 35 949 35 949

Капитальные затраты (без НДС) 359 812

Текущие годовые затраты (без НДС) 415 235

Итого приведённые годовые затраты (без НДС) 472 805

Итого приведённые годовые затраты (с НДС) 557 910

 

Капитальные, текущие годовые и приведённые годовые затраты на каждый вариант представлены в таблице 28 и рисунке 38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 28 – Смета приведённых, капитальных и текущие годовых затрат на 3 рассмотренных варианта

 

Наименование затрат Электроснабжение посёлка осуществляется с помощью

ВЛ 6кВ и КТП-25/6/0,4 ВДЭС-6 АД8С-Т400-1В

Капитальные затраты (без НДС), руб 1 967 751 850 000 359 487

Текущие годовые затраты (без НДС), руб 147 897 160 771 415 235

Итого приведённые годовые затраты (без НДС), руб 462 737 296 771 472 753

Итого приведённые годовые затраты (с НДС), руб 546 030 350 190 557 849

 

 

 

Рисунок 38 Смета капитальных ,текущие годовых и приведённых затрат на 3 рассмотренных варианта.

 

Как видим приведенные годовые затраты по внедрению ВДЭС-6 меньше чем на внедрение для двух других вариантов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

1. Электроснабжение сельскохозяйственного населённого пункта: Методические указания / Составители: Рыжков С.А., Мякинин Е.Г., Нестерова Л.Г.; Под. ред. Ильина Ю.П. – Челябинск: ЧИМиЭСХ, 1990. – 54 с.

2. Милевский В.Ю. Методика исследования скоростных роз и скоростных ветров роз – диаграмма ветра. – Л. Гидрометеоиздат, 1960ю – 70с.

3. Проведение изыскательных работ по оценке ветроэнергетических ресурсов для обоснования схем размещения и проектирования ветроэнергетических установок: Методические указания / Составители: М.М. Борисенко, А.Д. Дробышев, В.П. Харитонов и др. – М.: Роскомгидромет, 1991-56с.

4. Правила устройства электроустановок 6-е и 7-е издание/ Ред. колл. З.Н. Засыпкин (вып.ред.) и др.- Новосибирск; Сиб. Унив. Изд-во, 2007. – 854с.

5. Гилинский И.А. Тепловые, гидравлические и ветряные двигатели сельских электростанций. – М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, 1958.- 263с.

6. Специальные электрические машины / Под ред. А.И. Бертинова- М.: Энергоиздат, 1982. – 560с.

7. Х. Кухлинг. Справочник по физике / Перевод с немецкого под ред. Е.М. Лейкина — М.: Мир, 1982. – 520с.

8. Ковалевский Е.С. и др. Дизельные установки малой и средней мощности / Е.С. Ковалевский, Ю.Б. Моргулис, В.К. Эрдели.- М: Государственное научнотехническое издательство машиностротельной литературы, 1957. – 416 с.

9. Ильчанинов И. Как правильно выбрать генераторную установку для загородного дома // Новый дом. – 2004. №8; 2005г. №№1-2 // www.GENERATORA.net.

10. Акимов С.В., Акимов А.В.. Автомобильные генераторные установки. –М.: Транспорт, 1995.-120с.

11. Инструкция по работе и техническое описание МАП “Энергия”. – М.: Микроарт, 2007, — 32с.

12. Химические и физические источники тока. Аккумуляторы и аккумуляторные батареи (свинцовые, щелочные): номенклатурный каталог / Составитель С.А. Жданова; Под ред. Л.К. Синициной. – М.: Информэлектро, 2005. – 48с.

13. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. –М.: Высшая школа, 2006. – 640 с.

14. Справочник по проектированию электропривода / Под ред. Я. М. Большама, В.И. Круповича, М.Л. Самовера. –М.: Энергия, 1974.- 854с.

15.

16. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие к курсовому проекту. А.М. Ершов, О.А. Петров, Ю.В. Ситчихин; Под. ред. И.Ю. Тихомирова.- Челябинск; ЧПИ, 1985. – 57 стр.