K - Алматинский университет энергетики и связи

Аңдатпа
Бұл дипломдық жұмыста «Гринсберг» ауылының электр жабдықтау
жүйесі әзірленген. Ол өндірістің парниктік газ және электр беріліс желілерінің
тегін жаңартылатын энергия көздерінен энергия үнемдейтін бөлу және тұтыну
электр энергиясын болмыстың барлық кезеңдерін қамтиды.
Қосымша айтқанда, құрылыс және энергетикалық кешенінің жүзеге
асырылуын дәлелденген, және адам өзара іс-қимыл және электр жабдықтарын
қауіпсіздігін арттыру жөніндегі шараларды анықталды.
Аннотация
В данном дипломном проекте была разработана локальная система
электроснабжения населенного пункта «Гринсберг», включающая в себя все
стадии существования электрической энергии: от производства из
возобновляемых источников энергии, свободных от парниковых газов, и
передачи по электрическим сетям до распределения и энергоэффективного
потребления.
В дополнение к этому была доказана технико-экономическая
целесообразность строительства энергетического комплекса, и определены
меры по увеличению безопасности взаимодействия человека и
электротехнического оборудования.
Annotation
The local power supply system of the village "Greensburg", which includes
all the stages of the electrical energy existence: starting production of renewable
energy sources free of greenhouse gas emissions, and electric transmission networks
to distribution and energy-efficient consumption has been developed in this thesis
project.
In addition, the technical and economic feasibility of the construction an
energy complex has been proven, and the measures has been identified to increase
the safety of interaction between human and electrical equipment.
Содержание
Перечень сокращений ............................................................................................... 8
Введение ..................................................................................................................... 9
1 Описание населенного пункта ............................................................................ 10
1.1 Генплан и расположение ............................................................................... 10
1.2 Электрические нагрузки по потребителям .................................................. 11
2 Расчет электрических нагрузок .......................................................................... 12
2.1 Суточные и годовой графики нагрузок........................................................ 12
2.2 Распределение потребителей по трансформаторным подстанциям ......... 16
2.3 Определение центра электрических нагрузок............................................. 21
3 Расчет ветропотенциала....................................................................................... 22
3.1 Расчет потенциала по метеорологическим данным ................................... 22
3.2 Экстраполяция скоростей ветра ................................................................... 27
3.3 Сравнение и выбор ветрогенераторов.......................................................... 28
3.4 Суточные графики выработки электроэнергии .......................................... 33
4 Расчет солнечного потенциала ........................................................................... 41
4.1 Теоретический расчет потенциала ............................................................... 41
4.2 Выбор фотоэлектрических панелей ............................................................. 47
4.3 Выбор аккумуляторов .................................................................................... 50
5 Электроснабжение ............................................................................................... 53
5.1 Составление схемы электроснабжения ........................................................ 53
5.2 Расчет токов короткого замыкания .............................................................. 54
5.3 Выбор оборудования ...................................................................................... 55
5.4 Потери мощности и электроэнергии ............................................................ 65
5.5 Потери напряжения ........................................................................................ 65
6 Специальная часть. Электроснабжение энергосберегающего дома ............... 68
6.1 Выбор оборудования ...................................................................................... 68
7 Безопасность жизнедеятельности ....................................................................... 72
7.1 Анализ условий труда в помещениях подстанции ..................................... 72
7.2 Разработка заземляющего устройства подстанции .................................... 72
7.3 Разработка мероприятий по улучшению условий труда ........................... 72
8 Экономическая часть. Бизнес план строительства электроэнергетического
комплекса для электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» ............... 77
8.1 Анализ рынка сбыта ....................................................................................... 78
8.2 Тарифы на электроэнергию ........................................................................... 78
8.3 План производства ......................................................................................... 78
8.4 Юридический план ......................................................................................... 79
8.5 Экологическая информация .......................................................................... 79
8.6 Финансовый план ........................................................................................... 79
Заключение .............................................................................................................. 87
Список литературы ................................................................................................. 88
Приложение А. Описание населенного пункта ................................................... 90
Приложение Б. Суточные графики активных нагрузок потребителей.............. 92
Приложение В. Распределение потребителей по ТП .......................................... 99
Приложение Г. Определение центра электрических нагрузок ........................ 106
Приложение Д. Программа для расчета ветропотенциала ............................... 107
Приложение Е. Данные метеостанции по скоростям ветра .............................. 108
Приложение Ж. Данные для построения розы ветров ...................................... 109
Приложение И. Суточные графики скорости ветра .......................................... 109
Приложение К. Данные метеостанции по скоростям ветра за сутки .............. 111
Приложение Л. Выработка электроэнергии и нагрузка в течение суток ........ 112
Приложение М. Определение недостатка мощности и энергии ...................... 118
Приложение Н. Расчет мощности потока солнечной радиации ...................... 120
Приложение П. Карта солнечной активности в Казахстане ............................. 122
Приложение Р. Паспортные данные ФЭП и АКБ .............................................. 123
Приложение С. Расчет токов короткого замыкания .......................................... 124
Приложение Т. Выбор оборудования на 0,4 кВ ................................................. 155
Приложение У. Потери мощности и электроэнергии ....................................... 163
Приложение Ф. Потери напряжения ................................................................... 167
Приложение Х. Специальная часть ..................................................................... 176
Приложение Ц. Безопасность жизнедеятельности ............................................ 178
Перечень сокращений
AC – переменный ток
DC – постоянный ток
АВ – автоматический выключатель
АКБ – аккумуляторная батарея
АПВ – автоматическое повторное включение
ВИЭ – возобновляемые источники энергии
ВНП – внутрення норма прибыли
ВЭС – ветроэлектростанция
ВЭУ – ветроэлектроустановка
ИБП – источник бесперебойного питания
КЗ – короткое замыкание
КРУ – комплектное распределительное устройство
ОПН – ограничитель перенапряжений
ПС – подстанция
ПУЭ – правила устройства электроустановок
РП – распределительный пункт
РУ – распределительное устройство
СЭС – солнечная электростанция
ТП – трансформаторная подстанция
ФЭП – фотоэлектрическая панель
ЦЭН – центр электрических нагрузок
ЧП – чистая прибыль
ЧПС – чистая приведенная стоимость
ШПТ – шина постоянного тока
ЭС – электроэнергетическая система
8
Введение
В данном дипломном проекте будет спроектирована система
электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» (Greensburg).
Дипломный проект содержит восемь разделов, краткая характеристика
которых представлена ниже.
В разделе «Описание населенного пункта» приведена план-схема
коттеджного городка «Гринсберг», а также мощности и количество
потребителей.
В разделе «Расчет электрических нагрузок» произведено определение
нагрузок потребителей за сутки, за год для дальнейшего определения
мощности источника электроэнергии.
В
разделе «Расчет
ветропотенциала»
производится оценка
ветроэнергетических ресурсов, необходимых для соответствующего всем
стандартам качества электроснабжения потребителей, и происходит выбор
основного источника для электроснабжения населенного пункта.
В разделе «Расчет солнечного потенциала» осуществляется оценка
ресурсов энергии солнца в качестве дополнительного источника питания.
В разделе «Электроснабжение населенного пункта» осуществлено
проектирование схемы электроснабжения от ветро- и солнечной
электростанции до потребителей. Также совершен расчет токов короткого
замыкания: одно-, двух- и трехфазных для двух режимов питания нагрузок. В
завершение этого раздела выбрано необходимое электрооборудование:
начиная от выпрямителей и трансформаторов и заканчивая кабелем,
соединяющим каждый дом с системой электроснабжения.
В специальной части рассмотрены моменты в электроснабжении
энергосберегающего дома, а именно освещение, схема бесперебойного
питания от собственного источника энергии.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен расчет
заземляющего устройства на территории подстанции и ее освещение.
В экономической части дипломного проекта создан бизнес-план
строительства системы электроснабжения поселка.
В процессе выполнения данного дипломного проекта были
использованы
следующие
программные
продукты:
для
расчета
ветропотенциала – собственная программа на языке Pascal; для расчета токов
короткого замыкания – «kz1000v14»; для выполнения рисунков, графиков –
Adobe Photoshop CS6; для чертежей – «Autodesk AutoCAD 2015»; для расчета
специальной части – «DIALux evo 4», для основных расчетов – «PTC Mathcad
15.0», «Microsoft Excel 2013».
9
1 Описание населенного пункта
1.1 Генплан и расположение
Проект населенного пункта «Гринсберг» разработан с возможностью
использования на 100% возобновляемой электрической энергии. К
возобновляемым источникам энергии относятся кинетическая энергия ветра,
энергия излучения солнца, потенциальная энергия малых рек, приливов и
отливов, геотермальная энергия.
Коттеджный городок расположен в очень выгодном с точки зрения
энергоресурсов местоположении: в Шелекском коридоре с высокими
среднегодовыми скоростями ветра (7-8 м/с на высоте 80 м) и практически
постоянной в течение года розой ветров, направленной с востока на запад, а
также на территории с относительно высокой плотностью солнечной
радиации, соответствующей измеренным показателям в Южном Казахстане и
Алматинской области.
Ветровой атлас участка в районе Коридора Шелек расположен в
приложении А.
Расположение данного проекта также имеет неслучайный характер
относительно выгодных торговых маршрутов, проходящих по Кульджинской
трассе, соединяющий Алматы с городом Хоргос, КНР; а также большинством
туристических – в виде Бартогайского озера, Чарынского каньона, горячих
источников Чунджа и Кольсайских озер.
Таким образом, населенный пункт «Гринсберг», расположенный на
пересечении дорог и торговых путей в Алматинской области будет
привлекать большое внимание со стороны многих людей, туристов в качестве
перевалочного пункта, зоны отдыха, гостиницы, места жительства и многого
другого. Также он может обеспечить работой людей из местных поселков и
населенных пунктов в сфере услуг, образовании, торговле и т.д.
Не стоит забывать, что Южная зона Казахстана не располагает
достаточными топливно-энергетическими ресурсами, и ее электроэнергетика
базируется на привозных углях, мазуте и импортируемом газе. Поэтому
присоединение к перегруженным мощностям только увеличит зависимость от
ископаемых видов топлива и данной работе будет спроектирована система
электроснабжения для автономного населенного пункта.
Таким образом в проекте просчитаны все стадии существования
электрической энергии от производства и передачи из альтернативных
источников, свободных от парниковых газов до распределения и
энергоэффективного потребления.
План-схема проектируемого населенного пункта “Greensburg”
(приложение А) представлена в и на чертеже 1.
10
1.2 Электрические нагрузки по потребителям
Населенный пункт «Гринсберг» состоит по большей части из
коттеджных домов, общественных зданий – школы, больницы и торговоразвлекательной части. Особое место занимают экологически чистые места
отдыха – парки, прогулочные зоны, пруды. В таблице 1.1 представлены типы
потребителей, находящихся в населенном пункте:
Таблица 1.1 – Электрические нагрузки
№
п/п
Кате Тип
гори нагр
я узки
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
3
1
2
3
3
3
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
В
В
У
В
В
У
В
У
У
У
В
В
В
В
В
У
В
18
1
В
19
20
21
22
23
24
Σ
1
3
3
3
3
В
В
В
В
В
В
Кол- Установленная мощность,
кВт
во
Наименование
ЭП, Одного
∑Рн
∑Qн
n
ЭП, Рн
Гостиница
1
60
60
40
Больница
1
60
60
40
Администрация поселка
1
30
30
20
Торговый комплекс
1
50
50
33
Развлекательный комплекс
1
50
50
33
Музей
1
20
20
10
Спорткомплекс и бассейн
1
50
50
33,5
Библиотека и центр СМИ
1
30
30
15
СТО
3
20
60
53,3
Школа на 100 чел.
1
40
40
20
Стадион и беговая дорожка
2
20
40
20
Центральный парк
2
5
10
4,3
Парк с озером
1
10
10
4,3
Пешеходная прогулочная зона 1
10
10
4,3
Уличное освещение
6
10
60
25,8
Религиозные сооружения
2
20
40
17,2
Ярморочная площадь
1
20
20
4,3
Здание охраны и пожарной
2
30
60
40,2
охраны
Водонасосная станция
1
20
20
17,8
Минимаркет
3
7
21
14,07
Коттеджные дома 1 типа
90
10
900
387
Коттеджные дома 2 типа
60
15
900
387
Коттеджные дома 3 типа
40
22
880
378
Собственные нужды СТ и ПС 9
5
45
40,05
232
3466
где В – вечерняя нагрузка (бытовые потребители);
У – утренняя нагрузка (производственные потребители);
Pн – суммарная активная мощность;
Qн – суммарная реактивная мощность;
cos  – коэффициент мощности.
11
cos 
tg 
0,83
0,83
0,83
0,83
0,83
0,89
0,83
0,89
0,75
0,89
0,89
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,67
0,67
0,67
0,67
0,67
0,5
0,67
0,5
0,89
0,5
0,5
0,43
0,43
0,43
0,43
0,43
0,43
0,83
0,67
0,75
0,83
0,92
0,92
0,92
0,75
0,89
0,67
0,43
0,43
0,43
0,89
2 Расчет электрических нагрузок
Исходя из условий, заданных в разделе 1, произведем расчет
электрических нагрузок по потребителям.
2.1 Суточные и годовой графики нагрузок
Суточные графики нагрузок строятся для каждого из 24 типов
потребителей для 4 сезонов: зимы, весны, лета и осени. В зависимости от типа
нагрузки: вечерняя для бытовых потребителей или утренняя для
производственных, строим графики потребления населенным пунктом
электрической мощности в определенный момент времени в течение суток.
Данные берем из [1].
Потребляемая мощность в определенный момент времени:
P  Pн  k ,
где
(2.1)
P – нагрузка за определенный час;
Pн – установочная мощность;
k
– коэффициент загрузки установленной мощности.
P  60  0,35  21кВт.
Затем находится суммарная нагрузка по поселку за каждый час:
24
Pn   P ,
i 1
(2.2)
i
где Pn – нагрузка по населенному пункту за час.
Данные расчетов сведены в таблицы 2.1 и Б1-Б3. (приложение Б).
В итоге строим суточные графики зависимости нагрузок от времени для
каждого из 4 сезонов, изображенные на рисунке 2.1.
12
Таблица 2.1 – Суточный зимний график активных нагрузок потребителей
№ Уст.
п/п мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21 900
22 900
23 880
24
45
3466
Час №
1
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
2
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
3
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
4
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
5
%
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
P
27
27
13,5
22,5
22,5
9
22,5
13,5
27
18
18
4,5
4,5
4,5
27
18
9
27
9
9,45
405
405
396
20,25
1560
6
7
%
P
%
P
0,5 30 0,65 39
0,5 30 0,6 36
0,5 15 0,6 18
0,5 25 0,65 32,5
0,5 25 0,65 32,5
0,5 10 0,6 12
0,5 25 0,65 32,5
0,5 15 0,6 18
0,5 30 0,6 36
0,5 20 0,6 24
0,5 20 0,65 26
0,5
5 0,65 6,5
0,5
5 0,65 6,5
0,5
5 0,65 6,5
0,5 30 0,65 39
0,5 20 0,6 24
0,5 10 0,65 13
0,5 30 0,65 39
0,5 10 0,65 13
0,5 10,5 0,65 13,65
0,5 450 0,65 585
0,5 450 0,65 585
0,5 440 0,65 572
0,5 22,5 0,65 29,25
1733
2239
Продолжение таблицы 2.1 (приложение Б)
13
8
%
0,8
0,65
0,65
0,8
0,8
0,65
0,8
0,65
0,65
0,65
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,65
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
9
P
48
39
19,5
40
40
13
40
19,5
39
26
32
8
8
8
48
26
16
48
16
16,8
720
720
704
36
2731
%
0,7
0,75
0,75
0,7
0,7
0,75
0,7
0,75
0,75
0,75
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,75
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
45
22,5
35
35
15
35
22,5
45
30
28
7
7
7
42
30
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2440
10
%
0,75
0,9
0,9
0,75
0,75
0,9
0,75
0,9
0,9
0,9
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,9
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
P
45
54
27
37,5
37,5
18
37,5
27
54
36
30
7,5
7,5
7,5
45
36
15
45
15
15,75
675
675
660
33,75
2642
11
%
0,8
1
1
0,8
0,8
1
0,8
1
1
1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
P
48
60
30
40
40
20
40
30
60
40
32
8
8
8
48
40
16
48
16
16,8
720
720
704
36
2829
12
%
0,75
0,85
0,85
0,75
0,75
0,85
0,75
0,85
0,85
0,85
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,85
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
P
45
51
25,5
37,5
37,5
17
37,5
25,5
51
34
30
7,5
7,5
7,5
45
34
15
45
15
15,75
675
675
660
33,75
2628
Рисунок 2.1 – Суточный зимний, весенний, летний, осенний графики активных нагрузок потребителей
14
Рисунок 2.2 – Годовой график электрических нагрузок населенного пункта
15
И определяем суточные средние зимние, весенние, летние и осенние
активные нагрузки потребителей:
Pn _ ср _ зим  2165кВт, Pn _ ср _ весн  2059кВт,
Pn _ ср _ летн  2012кВт, Pn _ ср _ осен  2088кВт, Pn _ ср  2081кВт.
Строим годовой график электрических нагрузок. Для этого сортируем
по убыванию все нагрузки населенного пункта. Зависимость следующая:
f ( x )  Pn t ,
(2.3)
где t =95 ч - для зимы, t =90 ч - для остальных сезонов – число часов
использования нагрузки.
График изображен на рисунке 2.2.
2.2Распределение потребителей по трансформаторным подстанциям
Для электроснабжения коттеджного городка «Greensburg» принята
схема передачи мощностей по сетям 0,4 кВ, а для более удаленной передачи
мощности выбрана линия 10 кВ, для связи этих ступеней напряжения
необходимы трансформаторные подстанции, устанавливаемые в самом
населенном пункте вблизи потребителей.
Определение
оптимального
количества
необходимых
ТП,
соответствующее минимуму приведенных затрат проводится по следующей
формуле [2]:
N опт  3

m 3  P02  l 0  2  b'P0,38   1  j      c   2  10 6
256  K ТП  PТП  U  j  cos  
2

2
,
(2.3)
где m =232 – число зданий в населенном пункте;
P0 =15 кВт – расчетная нагрузка на одно здание (среднее значение);
l0 =0,05 км – среднее расстояние между зданиями;
 =3 – коэффициент, учитывающий сложность конфигурации
сетей;
2
b' =2900 тг/(м∙мм ) – коэффициент, показывающий стоимость
одножильного кабеля длиной 1 км сечением 1 мм2;
P0,38 =0,177 – норма амортизационных отчислений для кабельной
линии 0,38 кВ;
 1 =2,31 – коэффициент для пятипроводных линий;
16
2
j =0,6 А/мм – плотность тока;
 =17,67 Ом∙м/км – удельное сопротивление;
 =1100 ч/год – время потерь;
c =15 тг – средние приведенные затраты на потери энергии в сетях
0,38 кВ;
 2 =1,73 – коэффициент для пятипроводных линий;
KТП =1500000 тг – стоимость подстанции;
PТП =0,184 – норма амортизационных отчислений для подстанций;
U = 0,38 кВ – номинальное напряжение сети в населенном пункте;
cos  = 0,9 – средневзвешенный коэффициент мощности.
N опт  3

232 3  15 2  0,05  32  2900  0,177  2,31  0,6  17 ,67  1100  15  1,73  10 3
256  1500000  0,184  0,38  0,6  0,9
2

2
 5,512  6.
Ввиду того, что потребители № 9, 11, 13, 16, 17, 20 находятся вдали от
основной группы зданий и являются маломощными, т.е. суммарная мощность
меньше мощности средней ТП, имеет смысл добавить дополнительную
трансформаторную подстанцию только для данных зданий. Конечное
количество ТП равно 7. Т.к. большинство потребителей относятся к 3
категории, т.е. не являются резервонуждающимися, и для уменьшения потерь
в кабельных линиях принимаем все ТП однотрансформаторными. Тогда
распределяем нагрузку на 6 трансформаторных подстанций одинаковой
мощности и одну ТП меньшей.
Заполняем таблицу 2.2 – Распределение потребителей по ТП1 [3]. Делим
нагрузки по типам – бытовая, общественно-коммунальная, производственная,
освещение и собственные нужды ТП. В столбцы 1-4 записываем номер
потребителя, название, количество и установочную мощность. Рассчитываем
дневную активную нагрузку и заполняем столбец 5:
Pд  n  Pуст  K д ,
(2.4)
где n – количество потребителей;
Pуст – установочная мощность потребителя;
K д – коэффициент дневного максимума.
Дневная реактивная нагрузка в столбце 6:
Qд  Plд  tg ,
где tg –коэффициент мощности.
17
(2.5)
Таблица 2.2 – Распределение потребителей по ТП1
№
Ко
Нагрузка на вводе потребителя
по
лС учетом Кд и Кв
С учетом Ко
Коэффициенты
С учетом Pдоб
пл Наименование во
Руст Рд, Qд, Рв, Qв, Рд, Qд, Рв, Qв, cos
Pдоб Pдоб
Qд,
Qв,
Sд,
Sв,
cos cos
ан
ЭП
tg Ko Kд Kв
Рд, кВт
Рв, кВт
Kз
кВт квар кВт квар кВт квар кВт квар ϕ
д
в
квар
квар КВА КВА ϕд
ϕв
у
,n
1
2
3 4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 14 15 16 17 18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
1 Бытовая нагрузка
Котт.дома 121
35 10 210 90,3 350 151 64,1 27,54 107 45,90 0,92 0,43 0,31 0,6 1 44,5 76 108,55 46,6765 182,75 78,5825 118,160 198,929
типа
Котт.дома 323
6 22 79,2 34,1 132 56,8 40,2 17,30 67,1 28,83 0,92 0,43 0,51 0,6 1 26,5 44,5 66,7336 28,6954 111,556 47,9691 72,642 121,432
типа
Итого по п.1
175,284 75,3719 294,306 126,552 190,802 320,361
2 Общественно-коммунальная нагрузка
5 Развл.компл. 1 50 30 20,1 50 33,5 30 20,10 50 33,50 0,83 0,67 1 0,6 1
30
20,1
50
33,5 36,111 60,185
18. Зд.охр.и
1 30 18 12,1 30 20,1 18 12,06 30 20,10 0,83 0,67 1 0,6 1
18
12,06
30
20,1 21,667 36,111
1
пож.охр.
Итого по п.2
48
32,16
80
53,6 57,778 96,296
3 Производственная нагрузка
9.2
СТО
1 20 20 17,8 12 10,7 20 17,80 12 10,68 0,75 0,89 1 1 0,6
20
17,8
12
10,68 26,774 16,064
Итого по п.3
20
17,8
12
10,68 26,774 16,064
4 Освещение
15.
Ул.освещение 1 10 0
0 10 4,3 0 0,00 10 4,30 0,92 0,43 1 0 1
0
0
10
4,3
0,000 10,885
1
5 Собственные нужды
24. Соб.нужды
1 5
3 2,67 5 4,45 3 2,67 5 4,45 0,75 0,89 1 0,6 1
3
2,67
5
4,45 4,016 6,693
1
ТП1
Итого по ТП1 без учета потерь
279,369450,301 0,882 0,891 0,715
Сумм.нагрузк
587
246,284 128,002 401,306 199,582 277,561 448,196 0,887 0,895 0,711
а
Пот.в лин. 0,4
41,539 9,19 41,539 9,19
Итого
287,822 137,193 442,845 208,772 318,847 489,589 0,903 0,905 0,777
Пот.в трансф.
5,365 27,868 5,365 27,868
Итого
293,187 165,061 448,210 236,641 336,458 506,844 0,871 0,884 0,805
18
Аналогично находится вечерняя активная и реактивная нагрузка в
столбце 7 и 8. В столбце 9 определяем дневную активную нагрузку с учетом
коэффициента одновременности:
Pд  Pд  K о ,
(2.6)
где K о – коэффициент одновременности, показывает процентную
составляющую всех потребителей, одновременно загруженных на
максимальную мощность.
Дневная реактивная нагрузка с учетом K о в столбце 10:
Qд  Qд  K о .
(2.7)
Аналогично находим вечернюю активную и реактивную нагрузку в
столбце 11 и 12. Определяем дневную мощность с учетом добавочной
мощности в столбце 20:
Pд  Pд  Pдоб _ д ,
где
(2.8)
– добавочная мощность, необходимая для нахождения
суммарной расчетной нагрузки, смысл которой заключается в том,
что во время пиковых часов возможно увеличение нагрузки на ТП
на величину равную этой мощности.
Pдоб_ д
Аналогично предыдущим расчетам заполняем столбцы 21,22,23.
Суммируем дневную активную нагрузку данного типа потребителей:
n
Pд   P
i 1
(2.9)
.
д_i
Также суммируем дневную реактивную и вечерние нагрузки и
заполняем строку Итого по пункту 1. Находим полную дневную мощность для
бытовых, производственных и т.п. нагрузок:
S д  Pд  Qд .
2
2
(2.10)
По этой формуле определяем и вечернюю полную мощность. Таким
образом, рассчитав для каждого типа мощностей полную дневную и
вечернюю мощности, складываем все дневные и вечерние полные нагрузки, и
это сумма является нагрузкой на трансформатор без учета потерь в нем и
линиях 0,4 кВ:
19
n
S д   S
i 1
.
(2.11)
д_i
Добавляем соответственно к суммарной активной и реактивной
нагрузкам активные и реактивные потери мощности в кабельной линии 0,4
кВ, присоединенной к ТП:
Pд  Pд  Pлин ,
(2.12)
Qд  Qд  Qлин ,
(2.13)
где Pлин – активные потери в сетях 0,4 кВ, рассчитаны в разделе 5;
Qлин – реактивные потери в сетях 0,4 кВ, рассчитаны в разделе 5.
Записываем результаты, согласно формулам 2.10, 2.11 определяем
конечную полную мощность. Также добавляем потери мощности в
трансформаторе:
Pд  Pд  PТР ,
(2.14)
Qд  Qд  QТР ,
(2.15)
где PТР – активные потери в трансформаторе 10/0,4 кВ;
QТР – реактивные потери в трансформаторе 10/0,4 кВ.
И дальше по формулам 2.10, 2.11 складываем активные, реактивные
мощности и определяем конечную полную мощность, протекаемую через
трансформатор.
В итоге для ТП1 из конечных дневной и вечерней полных мощностей
выбираем наибольшую. Она равна S в  506,844кВА . Выбираем трансформатор
марки ТСЛ-2500-10/0,4. Подробный выбор трансформатора сделан в разделе
5.
Находим коэффициент мощности в системе:
cos  
S в
.
Pв
(2.16)
И коэффициент загрузки трансформатора:
Кз 
S в
S ТР
 0,85,
20
(2.17)
где SТР – номинальная мощность трансформатора 10/0,4 кВ.
Проверив условие выбора трансформатора, завершаем расчет для
подстанции 1 и начинаем типовое определение тех же показателей для
трансформаторных подстанций ТП2-ТП7 и распределительных пунктов РП1,
РП2. Данные расчеты описаны в таблицах В8 – В15 (приложение В).
2.3 Определение центра электрических нагрузок
Для уменьшения длины подводимых к семи ТП кабелей а,
следовательно, уменьшения потерь и улучшения технико-экономических
характеристик необходимо рассчитать центр электрических нагрузок для
каждой трансформаторной подстанции, как в таблице 2.3. Затем расположить
ТП нужно как можно ближе к ЦЭН (приложение Г).
Таблица 2.3 – Расчет ЦЭН ТП4
i
Номе
р по
плану
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
9.3
20.2
16.1
20.3
19
Название
Pi, кВт
cos φ
Si, КВА
xi, у.е.
yi, у.е.
Si∙xi
Si∙yi
Квартал 2х22
1
2
Квартал 6х22
Квартал 8х15
Квартал 8х15
Квартал 1х15
Квартал 8х15
СТО
Минимаркет
Религиозные сооружения
Минимаркет
Водонасосная станция
Итого
44
22
22
132
120
120
15
120
20
7
20
7
20
625
0,92
47,8261
7532,61
143,478
130,435
130,435
16,3043
130,435
26,6667
8,43373
21,7391
8,43373
26,6667
690,853
157,5
157,5
157,5
162
134
134
134
116
135,75
137,25
130
100,75
99,75
136,297
6277,17
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,75
0,83
0,92
0,83
0,75
131,25
128,5
134
146,875
146,875
164,875
180,5
164,875
107,75
126,5
129
167,5
148,75
151,387
21073,4
19157,6
21505,4
2942,93
21505,4
2873,33
1066,87
2804,35
1412,65
3966,67
104586
23243,5
17478,3
17478,3
2184,78
15130,4
3620
1157,53
2826,09
849,699
2660
94161,1
21
3 Расчет ветропотенциала
Для проведения исследования территории, занимаемой населенным
пунктом «Гринсберг» и расположенной в районе Шелекского коридора, были
приняты во внимание данные по ветропотенциалу в данном регионе,
полученные в 1998, 1999 и 2000 г.г. в рамках программы «Инициатива
развития рынка энергии ветра», финансируемой ПРООН. Замеры скорости и
направления ветра производились на высоте 10,6 и 33,1 м. на расстоянии
приблизительно 3 км от коттеджного городка ВЭС.
По предварительным данным метеорологической станции становится
ясно, что населенный пункт расположен в зоне с высоким потенциалом
энергии ветра, поэтому в качестве основного источника электроэнергии для
электроснабжения коттеджного городка выбираем энергию ветра.
Полученные данные необходимы для дальнейшего выбора ветрогенераторов и
другого
оборудования,
предназначенного
для
создания
системы
электроснабжения.
Для подробного анализа существующего потенциала ветра была
использована собственная программа, которая представляет собой
пользовательски ориентированный программный код в среде Turbo Pascal,
позволяющий оценить ветровые ресурсы в определенном месте на основе
измерений ветра ближайших метеостанций (приложение Д).
3.1 Расчет потенциала по метеорологическим данным
Для начала используем данные по скоростям ветра, снятые
метеорологической станцией. Частично данные показаны в таблице Е1
(приложение Е). Замеры скоростей проводились на 2 высотах каждые 10
минут в течение 3 лет, однако полных данных достаточно на 1 год, итого в
году значений суммарно накопилось 52704.
Для такого массива информации необходима помощь в виде
программного кода, смысл которого заключается в следующем: программа
считает среди всех скоростей ветра количество скоростей, лежащих в
определенном промежутке, заданного пользователем и выводит массив
распределения скоростей ветра по частоте появления. Полученные несколько
десятков значений (например 30) гораздо легче обработать дальше для
расчета энергетического потенциала, чем более 50000.
Заполняем таблицу 3.2 данными ветроэнергетического потенциала. Для
этого составляем зависимость скоростей ветра от энергии, вырабатываемой
ветрогенератором при данной скорости. Столбцы 1, 2 составляют диапазон
22
скоростей ветра. Столбец 3 заполняется программой расчета числа
повторений скоростей в заданном промежутке.
Определяем вероятность распределения скоростей и заполняем столбец
4:
f ( ) 
n
 100%,
N
(3.1)
где n – число повторений скоростей ветра в заданном промежутке;
N =52704 – общее количество замеренных скоростей ветра.
В столбце 5 находим продолжительность появления ветра или
составляем таблицу повторяемостей скоростей ветра в течение года:
t
f ( )
T ,
100
(3.2)
где T =8760 ч – число часов в году.
Эти данные аналогичны таблицам повторяемости Гуллена или
Поморцева, однако они основаны на реальных значениях. В столбце 6
определяем теоретическую энергию ветра на единицу площади, равную 1 м2:
Wi _ теор 
1
   3  t ,
2
(3.3)
где  =1,225 кг/м3 – средняя плотность воздуха при нормальных
условиях;
 – скорость ветра в заданном диапазоне.
Определяем теоретическую электроэнергию, выработанную выбранным
ветрогенератором с определенной ометаемой площадью и записываем в
столбец 7:
Wi _ теор  Wi _ теор  S ,
(3.4)
где S –площадь ометаемой поверхности лопастями ветрогенератора:
S  
d2
,
4
(3.5)
где d – диаметр окружности, создаваемой вращением лопастей ВЭУ.
23
Таблица 3.2 – Данные ветроэнергетического потенциала
Диапазон
Число
скоростей ветра повторен Вероятнос
ий n из
ть, %
от, м/с до, м/с
N=52704
1
2
3
4
0
1
642
1,218
1
2
2554
4,846
2
3
3913
7,424
3
4
4394
8,337
4
5
4442
8,428
5
6
5035
9,553
6
7
5118
9,711
7
8
5320
10,094
8
9
5244
9,950
9
10
4620
8,766
10
11
3754
7,123
11
12
2839
5,387
12
13
1783
3,383
13
14
1279
2,427
14
15
768
1,457
15
16
451
0,856
16
17
268
0,509
17
18
122
0,231
18
19
70
0,133
19
20
32
0,061
20
21
24
0,046
21
22
15
0,028
22
23
9
0,017
23
24
5
0,009
24
25
1
0,002
25
26
1
0,002
26
27
0
0,000
27
28
1
0,002
Σ
52704
100,000
t, час
5
106,708
424,504
650,385
730,332
738,311
836,874
850,669
884,244
871,612
767,896
623,957
471,874
296,355
212,584
127,650
74,961
44,545
20,278
11,635
5,319
3,989
2,493
1,496
0,831
0,166
0,166
0,000
0,166
8760,0
00
Wi теор,
кВт∙ч/м2
6
0,000
0,267
3,278
12,423
29,769
65,904
115,759
191,076
281,147
352,672
393,093
395,680
322,624
294,240
220,672
159,386
114,947
62,764
42,748
22,983
20,105
14,546
10,035
6,370
1,448
1,636
0,000
2,061
∑Wi
теор, Pi вэу, кВт
МВт∙ч
7
0,000
0,915
11,214
42,499
101,839
225,457
396,012
653,672
961,804
1206,490
1344,771
1353,623
1103,695
1006,595
754,917
545,261
393,232
214,714
146,241
78,626
68,779
49,763
34,329
21,793
4,952
5,597
0,000
7,051
10733,
841
8
0,000
0,000
0,000
51,429
68,571
137,143
274,286
445,714
634,286
840,000
1028,571
1165,714
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
0,000
0,000
0,000
Wiвэу,
МВт∙ч
9
0,0
0,0
0,0
37,6
50,6
114,8
233,3
394,1
552,9
645,0
641,8
550,1
370,9
266,0
159,7
93,8
55,7
25,4
14,6
6,7
5,0
3,1
1,9
1,0
0,2
0,0
0,0
0,0
4224,167
Столбцы 8 и 9 заполняем после выполнения пункта 3.3.
По полученным значениям строим график характеристик ветра (Рисунок
3.1), на нем изображены средние показатели скорости и временные
интервалы. Средняя скорость за весь период исследования на высоте 33,1 м
составила 7,19 м/с.
24
Рисунок 3.1 – Кривая продолжительности ветра
На рисунке 3.1 изображена кривая продолжительности ветра, которая
представляет собой частоту потоков ветра со скоростью выше определенного
значения.
В
завершение
характеристики
ветра,
зарегистрированного
метеорологической мачтой, далее представлена роза ветров на высоте 33,1 м
(Рисунок 3.2), учитывая как направление ветра, так и его скорость.
Рисунок 3.2 – Роза ветров по средней скорости
Также строим розу ветров по повторяемости скоростей ветра для
каждого направления (рисунок 3.3).
25
Рисунок 3.3 – Роза ветров по частоте
В результате совмещения двух предыдущих роз ветров, получена роза
ветров (Рисунок 3.4) для производства электроэнергии на высоте 33,1 м,
учитывающая выводы, сделанные на основе анализа предыдущих графиков.
Практически все производство энергии ветра на ВЭС будет получено
при преобладающем направлении ветра (ENE, т.е. ВСВ), что позволяет
использовать горизонтально-осевые ветроустановки пропеллерного типа.
Рисунок 3.4 – Роза ветров по энергии
Значения скоростей ветра, частот и энергий, необходимых для
построения розы ветров содержит (приложение Ж).
26
3.2 Экстраполяция скоростей ветра
В таблице 3.1 Содержатся результаты, полученные на основе реальных
измерений скорости ветра на высоте 10,6 м и 33,1 м.
Для того, чтобы выполнить количественную оценку производства
электроэнергии, необходимо экстраполировать результаты, полученные на
основе высоты вала ветровых турбин, которые будут установлены в будущем.
Большая часть башен ветрогенераторов мощностью 1-2 МВт имеет
высоту от 80 м, поэтому проводим расчет для этой высоты.
Значения скоростей ветра скорректированы согласно формуле:

h
  0    ,
 h0 
(3.6)
где  – определяемая скорость ветра на высоте 80 м;
0 – значение скорости ветра на высоте 33,1 м;
h – высота башни, 80 м;
h0 – высота, на которой производились замеры, 33,1 м;
 =0,14 – эмпирический показатель степени, значение которого
зависит от скорости ветра и шероховатости земной поверхности.
Частично экстраполированные данные показаны в таблице
(приложение Е). Среднесезонные скорости ветра стали следующими:
Е1
Таблица 3.3 – Среднесезонные скорости ветра
Ср. скорость.
Зима, м/с
9,416141
Ср. скорость.
Весна, м/с
8,157177
Ср. скорость.
Лето, м/с
7,165455
Ср. скорость.
Осень, м/с
7,808692
Ср. скорость.
Год, м/с
8,136866
Экстраполируя полученные результаты, средняя скорость на высоте 80
м составляет 8,14 м/с, что согласно норме IEC 61400-1 «Моделирование ветра
в нормальных условиях» соответствует ветру класса II, близкого к классу I.
Таблица 3.4 – Характеристики ветра согласно норме IEC 61400-1
Параметр
Ориентировочная скорость
Средняя годовая скорость
Скорость с периодом
повторяемости 50 лет
Скорость с периодом
повторяемости 1 год
Класс I
50
10
Класс II
42,5
8,5
Класс III
37,5
7,5
Класс IV
30
6
70
59,5
52,5
42
52,5
44,6
39,4
31,5
27
Что касается розы ветров, направление ветра не меняется среди
результатов, полученных на высоте 33,1 м и экстраполяцией на 80 м, что
позволяет проводить выбор ветровой турбины.
3.3 Сравнение и выбор ветрогенераторов
Теперь следует выбор ветрогенератора. Ввиду мегаваттных мощностей
потребителей, выбираем ветроустановки пропеллерного типа, горизонтальноосевые, мощностью свыше 1 МВт каждая.
В качестве расчетного примера выбираем ветроэлектроустановку Suzlon
S66 1.25 MW MkII, далее при сравнении с другими ВЭУ будет проведен
проведена проверка для нахождения самого эффективного генератора.
В паспортных данных выбранной модели берем значения кривой
мощности. Ввиду того, что производитель не предоставляет данные в виде
изображения зависимости мощности ветрогенератора и скорости, а не в виде
таблицы, используем программу Adobe Photoshop для более точного
определения кривой мощности. В результате составляем кривую мощности по
точкам. Конечные значения мощностей заносим в таблицу 3.5.
Таблица 3.5 – Данные кривой мощности ветроустановки
Скорость,
м/с
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
Мощность,
кВт
0
0
0
0
0
0
51,429
60,000
68,571
102,857
137,143
188,571
274,286
Скорость,
м/с
6,5
7
7,5
8
8,5
9
9,5
10
10,5
11
11,5
12
12,5
Мощность,
кВт
360,000
445,714
540,000
634,286
737,143
840,000
942,857
1028,571
1097,143
1165,714
1217,143
1251,429
1251,429
Скорость,
м/с
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Мощность,
кВт
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
1251,429
Затем по этим значениям строим рисунок 3.5 – аппроксимационный
график зависимости P(  ) , и выводим по этому графику уравнение кривой
мощности, являющееся полиномом 6-го порядка. В дальнейшем используем
это уравнение для расчетов выработки электроэнергии ветроустановкой при
любых заданных скоростях ветра. Кривая строится на участке до
номинальной скорости ветра, при превышении ее мощность ветрогенератора
не изменяется и построение графика не требуется.
28
Аналогично строим кривые мощности для других ВЭУ: Suzlon S88 2.1
MW и Vestas V90 2.0 MW.
Сравнение ветрогенераторов
Заполняем в таблице 3.6 столбцы 1-7 аналогично пункту 3.1, только
экстраполированными данными.
Используем уравнение кривой мощности для расчета выработки
энергии ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII, и заполняем для каждого генератора
столбцы 8, 12, 16 в таблице 3.6 – Сравнение выработанной ветроустановками
электроэнергии.
Находим
электроэнергию,
произведенную
каждой
ветротурбиной в столбцах 9, 13, 17:
Wi _ ВЭУ  Pi _ ВЭУ  t ,
где
Pi _ ВЭУ
(3.7)
– мощность ВЭУ для определенной скорости ветра.
Суммарная электроэнергия за год:
28
Wi _ ВЭУ  Wi _ ВЭУ .
(3.8)
i 1
И строим графики выработки электроэнергии каждой из трех ВЭУ Рисунок 3.6.
Рисунок 3.6 – Сравнение выработанной ветроустановками электроэнергии
29
Рисунок 3.5 – Кривая мощности ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII
30
Таблица 3.6 – Сравнение выработанной ветроустановками электроэнергии
Диап.скор.
ветра
от, до, Число Вероятно
Wi теор, ∑Wi теор,
t, час
м/с м/с повт.n
сть, %
кВт∙ч/м2 МВт∙ч
1
2
3
4
5
6
7
0
1
466
0,884
77,45
0,00
0,00
1
2
1992
3,780 331,09
0,21
0,71
2
3
3012
5,715 500,63
2,52
8,63
3
4
3994
7,578 663,85 11,29
38,63
4
5
3866
7,335 642,57 25,91
88,63
5
6
4126
7,829 685,79 54,01
184,75
6
7
4686
8,891 778,87 105,99
362,59
7
8
4337
8,229 720,86 155,77
532,89
8
9
4542
8,618 754,93 243,51
833,05
9
10
4819
9,144 800,97 367,86
1258,46
10 11
4085
7,751 678,97 427,75
1463,34
11 12
3801
7,212 631,77 529,76
1812,30
12 13
2770
5,256 460,41 501,22
1714,66
13 14
2039
3,869 338,90 469,08
1604,73
14 15
1569
2,977 260,79 450,83
1542,27
15 16
955
1,812 158,73 337,50
1154,60
16 17
646
1,226 107,37 277,07
947,87
17 18
430
0,816
71,47 221,22
756,78
18 19
246
0,467
40,89 150,23
513,93
19 20
137
0,260
22,77
98,40
336,62
20 21
66
0,125
10,97
55,29
189,14
21 22
51
0,097
8,48
49,46
169,19
22 23
22
0,042
3,66
24,53
83,92
23 24
24
0,046
3,99
30,58
104,60
24 25
6
0,011
1,00
8,69
29,71
25 26
9
0,017
1,50
14,73
50,38
26 27
4
0,008
0,66
7,36
25,18
27 28
2
0,004
0,33
4,12
14,10
52704
100,00 8760,00
Suzlon S66 1.25 MW
1x
5x
Pi вэу, Wiвэу, Pi вэу, Wiвэу,
кВт МВт∙ч
кВт
МВт∙ч
8
9
10
11
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
51,43 34,14 257,14 170,70
68,57 44,06 342,86 220,31
137,14 94,05 685,71 470,25
274,29 213,63 1371,43 1068,16
445,71 321,30 2228,57 1606,48
634,29 478,84 3171,43 2394,21
840,00 672,82 4200,00 3364,08
1028,57 698,37 5142,86 3491,86
1165,71 736,46 5828,57 3682,31
1251,43 576,16 6257,14 2880,82
1251,43 424,12 6257,14 2120,58
1251,43 326,35 6257,14 1631,77
1251,43 198,64 6257,14 993,21
1251,43 134,37 6257,14 671,85
1251,43 89,44 6257,14 447,20
1251,43 51,17 6257,14 255,84
1251,43 28,50 6257,14 142,48
1251,43 13,73 6257,14 68,64
1251,43 10,61 6257,14 53,04
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
85800,0 25733,8
15839,21
5146,76
0
1
31
Suzlon S88 2.1 MW
1x
3x
Pi вэу, Wiвэу, Pi вэу, Wiвэу,
кВт
МВт∙ч
кВт
МВт∙ч
12
13
14
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
25,71 16,52 77,13 49,56
85,70 58,77 257,10 176,32
325,66 253,65 976,98 760,94
617,04 444,80 1851,12 1334,40
908,42 685,80 2725,26 2057,39
1200,00 961,17 3600,00 2883,50
1500,00 1018,46 4500,00 3055,38
1816,84 1147,82 5450,52 3443,47
2048,23 943,02 6144,69 2829,05
2091,08 708,68 6273,24 2126,03
2100,00 547,65 6300,00 1642,95
2100,00 333,34 6300,00 1000,01
2100,00 225,48 6300,00 676,45
2100,00 150,09 6300,00 450,27
2100,00 85,86 6300,00 257,59
2100,00 47,82 6300,00 143,46
2100,00 23,04 6300,00 69,11
2100,00 17,80 6300,00 53,40
2100,00 7,68 6300,00 23,04
2100,00 8,38 6300,00 25,13
2100,00 2,09 6300,00 6,28
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
101156, 23063,7
7687,90
04
1
Vestas V90 2.0 MW
1x
3x
Pi вэу, Wiвэу, Pi вэу, Wiвэу,
кВт
МВт∙ч кВт МВт∙ч
16
17
18
19
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
155,16 99,70 465,48 299,10
344,80 236,46 1034,40 709,38
534,44 416,26 1603,32 1248,77
758,56 546,81 2275,68 1640,44
1000,00 754,93 3000,00 2264,80
1275,76 1021,85 3827,28 3065,54
1586,08 1076,91 4758,24 3230,72
1922,26 1214,42 5766,78 3643,27
1982,60 912,80 5947,80 2738,40
2000,00 677,81 6000,00 2033,43
2000,00 521,57 6000,00 1564,71
2000,00 317,46 6000,00 952,39
2000,00 214,74 6000,00 644,23
2000,00 142,94 6000,00 428,83
2000,00 81,78 6000,00 245,33
2000,00 45,54 6000,00 136,63
2000,00 21,94 6000,00 65,82
2000,00 16,95 6000,00 50,86
2000,00 7,31 6000,00 21,94
2000,00 7,98 6000,00 23,93
2000,00 1,99 6000,00 5,98
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100678, 25014,5
8338,17
98
1
По таблице 3.6 и рисунку 3.6 становится видно, что наибольшую
энергию Wi_ВЭУ=25733,81 МВт∙ч за год вырабатывает группа из выбранных
ранее ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII. Перерасчет делать не нужно и в итоге
данная модель рекомендуется к установке.
Выбор ветрогенератора.
Для сравнения строим кривую повторяемостей скоростей ветра и
энергии, получаем при каждой скорости ветра для не экстраполированных
данных:
Рисунок 3.7 – Кривая повторяемости ветра и выработанной энергии
По таблицам 3.2 и 3.6 можно найти коэффициент использования
ветрового потока:
Ки 
Wi _ ВЭУ
.
Wi _ теор
(3.9)
Для таблицы 3.2 коэффициент использования равен:
Ки 
4224,167
 0,39,
10733,841
что является очень хорошим результатом, ведь максимальный
теоретический Ки ветрового потока не может превышать значения 0,593.
Данные производителя ВЭУ указаны в таблице 3.7 и на рисунке 3.8.
Технические характеристики ветровой турбины.
32
Таблица 3.7 – Характеристики ВЭУ Suzlon S66 1.25 MW MkII
Наименование
Характеристики
Основные данные
Установленная мощность, кВт
Минимальная рабочая скорость ветра, м/с
Номинальная скорость ветра, м/с
Максимальная скорость ветра, м/с
Максимальная выдерживаемая скорость ветра,
м/с
Ротор
Тип
Диаметр, м
Номинальная частота вращения, об/мин
Диаметр ротора, м
Площадь ометаемой поверхности, м2
Генератор
Тип
Номинальное напряжение, переменное, В
Частота, Гц
Башня
Высота башни ВЭУ, м
Контроллер
Класс ветра
1250
3
12
22
52,5
3 лопастной, пропеллерный,
горизонтально-осевой
66
20,62
97
3421
Асинхронный
690
50
74,5
II a
Рисунок 3.8 – Зависимость мощности одной ВЭУ от скорости ветра
3.4 Суточные графики выработки электроэнергии
Для определения конечного количества ветрогенераторов и построения
суточных графиков выработки электроэнергии необходимо сначала построить
график скорости в характерные сутки. Расчет будет проводиться для каждого
сезона: зимы, весны, лета и осени.
33
Построение зимних графиков.
Из таблицы К1 (приложение К) берем данные метеостанции о скоростях
ветра за характерный зимний день. Количество снятых скоростей в сутки
равно 144, поэтому производим часовое осреднение и получаем средние
скорости за каждый час суток.
Данные скорости заполняем в столбцы 1 и 8 таблицы 3.8. В столбцы 2 и
9 пишем время действия определенной скорости. Построим график
распределения скорости ветра в характерные зимние сутки без и с учетом
высотной корректировки на рисунке 3.9:
Рисунок 3.9 – Зимний суточный график скорости ветра
Теоретическую энергию и энергию ветрогенератора в столбцах 3-6 и 1013 находим по формулам 3.3, 3.4, 3.7, 3.8.
А вот реальную выработку ветрогенератора Pi ВЭУ в столбцах 5 и 12 при
любой скорости будем определять по формуле кривой мощности, указанной
на рисунке 3.5:
Pi _ ВЭУ  0,004 6  0,2061 5  4,322 4  43,837 3  199,77 2  402,7  237,7, (3.10)
где  – любая скорость ветра.
И находим суммарные в столбцах 2, 4, 6 и в столбцах 1-6 средние за
сутки в столбцах значения величин. Средняя скорость:
34
24
ср 

i 1
i
i
(3.11)
,
где i =24 ч – число часов в сутках.
Столбцы 7, 14 остаются не заполненными, т.к. еще не выбрано
количество ВЭУ. Для экстраполированной среднесезонной и среднегодовой
скорости на высоте 80 м аналогично рассчитываем выработку электроэнергии
одной ВЭУ и заполняем строки «Среднее за сезон», «Среднее за год».
Таким образом, заполнив таблицу 3.8, строим несколько зимних
суточных графиков выработки электроэнергии и нагрузки, избраженных на
рисунке 3.10:
– график «Нагрузка» – показывает потребляемую мощность в течение
суток;
– график «Выработка» – показывает производимую несколькими ВЭУ
электроэнергию;
– график «Нагрузка средняя», Pn _ ср _ зим  2165кВт – показывает среднюю
нагрузку в течение суток;
– график «Выработка ср. 1 ВЭУ», Pi _ ВЭУ _ ср _ сут  765кВт – показывает
среднесуточную выработку электроэнергии одной ВЭУ;
– график «Выработка, Экстр.» – показывает производимую несколькими
ВЭУ электроэнергию с учетом высотной корректировки 80 м;
– график «Выработка ср. 1 ВЭУ, Экстр.», Pi _ ВЭУ _ ср _ сут  987кВт –
показывает среднесуточную выработку электроэнергии одной ВЭУ с учетом
высотной корректировки 80 м;
– график «Выработка ср. за сезон», Pn _ cр _ сез  4659кВт – показывает
среднюю за сезон выработку электроэнергии несколькими ВЭУ.
Для начала можно определить необходимое количество ветроустановок:
N ВЭУ 
где
Pуст  3466кВт –
Pуст
Pi _ ВЭУ _ ср _ сут
,
установочная мощность потребителей.
N ВЭУ _ зим 
35
3466
 3,51  4.
987
(3.12)
Таблица 3.8 – Расчет выработки электроэнергии в течение зимних суток
Σ
Среднее за сутки
Среднее за сезон
Среднее за год
V, м/с
t, час
1
10,31
10,79
10,70
11,06
10,40
11,28
11,84
10,79
9,73
8,70
8,77
7,71
6,35
7,67
7,93
7,34
6,93
6,60
5,76
6,61
7,06
8,67
7,71
5,26
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
8,58
На высоте 33,1 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
3
4
5
0,69
2360,80 1091,69
0,79
2706,18 1165,64
0,77
2639,02 1152,55
0,85
2918,45 1203,13
0,71
2425,51 1106,84
0,90
3094,66 1230,03
1,05
3577,25 1250,00
0,79
2706,18 1165,64
0,58
1983,29 990,16
0,42
1420,86 789,99
0,42
1453,76 803,57
0,29
987,13
585,31
0,16
550,97
326,50
0,28
972,48
577,50
0,31
1074,09 630,40
0,25
853,44
511,74
0,21
717,81
431,77
0,18
618,21
369,77
0,12
412,59
235,03
0,18
621,50
371,86
0,22
757,88
455,95
0,41
1402,17 782,16
0,29
986,49
584,97
0,09
313,95
169,88
37554,64
0,40
1362,00 765,06
Wiвэу,
кВт∙ч
6
1091,69
1165,64
1152,55
1203,13
1106,84
1230,03
1250,00
1165,64
990,16
789,99
803,57
585,31
326,50
577,50
630,40
511,74
431,77
369,77
235,03
371,86
455,95
782,16
584,97
169,88
17982,09
765,06
5xWiвэу,
кВт∙ч
7
5458,46
5828,18
5762,77
6015,67
5534,20
6150,16
6250,00
5828,18
4950,79
3949,95
4017,85
2926,56
1632,51
2887,50
3152,00
2558,70
2158,87
1848,84
1175,14
1859,28
2279,77
3910,81
2924,86
849,39
89910,44
3825,28
36
V, м/с
t, час
8
11,66
12,21
12,11
12,52
11,77
12,77
13,40
12,21
11,01
9,85
9,92
8,72
7,18
8,68
8,97
8,31
7,84
7,46
6,52
7,48
7,99
9,80
8,72
5,95
9
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
9,71
9,42
8,14
Экстраполяция на высоте 80 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
10
11
12
1,00
3420,02 1250,00
1,15
3920,37 1250,00
1,12
3823,07 1250,00
1,24
4227,87 1250,00
1,03
3513,76 1250,00
1,31
4483,15 1250,00
1,51
5182,25 1250,00
1,15
3920,37 1250,00
0,84
2873,13 1195,61
0,60
2058,36 1012,24
0,62
2106,02 1025,75
0,42
1430,03 793,80
0,23
798,18
479,80
0,41
1408,80 784,95
0,45
1556,00 844,17
0,36
1236,36 708,96
0,30
1039,86 612,91
0,26
895,59
535,50
0,17
597,70
356,68
0,26
900,35
538,15
0,32
1097,92 642,39
0,59
2031,28 1004,39
0,42
1429,10 793,42
0,13
454,81
263,15
54404,36
0,58
1973,09 987,08
0,53
1799,34 931,73
0,34
1161,09 673,40
Wiвэу,
кВт∙ч
13
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1195,61
1012,24
1025,75
793,80
479,80
784,95
844,17
708,96
612,91
535,50
356,68
538,15
642,39
1004,39
793,42
263,15
21591,86
987,08
931,73
673,40
5xWiвэу,
кВт∙ч
14
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
5978,04
5061,18
5128,75
3969,01
2399,02
3924,75
4220,87
3544,80
3064,55
2677,48
1783,40
2690,74
3211,94
5021,93
3967,09
1315,75
107959,29
4935,41
4658,65
3367,02
Рисунок 3.10 – Зимний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки
37
Также можно применить следующую формулу:
N ВЭУ 
где
Pn _ ВЭУ _ cр _ сез
Pn _ ср _ зим
Pi _ ВЭУ _ ср _ сут
(3.13)
,
– среднесезонная выработка электроэнергии одной ВЭУ.
N ВЭУ _ зим 
2165
 2,32  3.
932
Построение весенних, летних, осенних графиков (приложение И, Л). По
результатам расчетов в таблице 3.9 было определено оптимальное количество
ветроустановок:
Таблица 3.9 – Расчет количества ВЭУ
Формула
Количество ВЭУ
Весна
Лето
Зима
Осень
Pуст
- по
Pi _ ВЭУ _ ср _ сут
установочной мощности
Pn _ ср _ зим
- по
Pi _ ВЭУ _ ср _ сут
среднесезонной мощности
3,51
3,28
3,09
4,41
2,32
3,04
4,22
3,45
По таблице видно, что осенью в определенные дни и летом на
протяжении всего сезона необходимо больше четырех ВЭУ, поэтому
округляем до 5. Итак конечное количество ветрогенераторов:
N ВЭУ _ осен  5.
После выбора числа ВЭУ заполняем столбцы 7 и 14 в таблице 3.8 и
строим окончательно графики на рисунке 3.10.
Расчет недостатка мощности
И еще находим самое главное в разделе 3 – определение недостатка
мощности, возникающего вследствие непостоянства скорости ветра. Данный
расчет очень важен, по данному провалу мощности в течение суток будет
определяться дополнительный источник энергии, предположительно
солнечная. Построим 2 графика выработки мощности и нагрузки на рисунке
3.11.
38
Рисунок 3.11 – Определение зимнего недостатка мощности
По данному рисунку видно, что в моменты превышения величины
нагрузки над величиной выработки и происходит недостаток установленных
мощностей. Для его расчета складываем разности нагрузки и выработки в
часы недостатка:
Таблица 3.10 – Расчет зимнего недостатка энергии
t, час
18
19
20
24
Нагрузка max, кВт
2890,1
3354
3194,7
1372,4
Σ
Выработка max, кВт
2677,484
1783,4
2690,739
1315,75
Недостаток, кВт∙ч
212,616
1570,6
503,961
56,65
2287,177
Недостатки мощности для остальных сезонов (приложение М):
Wнед   Pn _ i  Pi _ ВЭУ ,
24
(3.14)
i 1
где
Pn _ i –
нагрузка в определенный момент времени;
Pn _ ВЭУ _ cр _ сез – выработка электроэнергии пятью ВЭУ.
Были найдены среднесуточные провалы мощности для типичных суток.
Также определим среднесезонные недостатки мощностей при превышении
нагрузки над выработкой:
39
Wнед   Pn _ i  Pn _ cр _ сез ,
24
(3.15)
i 1
где
Pn _ cр _ сез
– среднесезонная выработка электроэнергии пятью ВЭУ.
Таблица 3.11 – Расчет летнего недостатка энергии
t, час
6
8
9
10
11
12
20
21
22
Нагрузка max, кВт
1559,7
Σ
2426,2
2627,5
2641,5
2828,8
2454,2
2571,5
2702,8
3340
Σ
Выработка max, кВт
488,029
2383,566
2383,566
2383,566
2383,566
2383,566
2383,566
2383,566
2383,566
Недостаток, кВт∙ч
1071,671
1071,671
42,634
243,934
257,934
445,234
70,634
187,934
319,234
956,434
2523,969
Полученные значения заполняем в таблицу 3.11:
Таблица 3.12 – Расчет среднесуточного и среднесезонного недостатка энергии
Среднесуточный недостаток, кВт∙ч
Среднесезонный недостаток, кВт∙ч
Зима
2287,177
0
Весна
520,291
0
Лето
1071,671
2523,969
Осень
2060,541
324,846
По значениям таблицы видно, что максимальный провал мощности
происходит каждый день летом и в некоторые дни зимой, т.к. в качестве
резервного источника мы собираемся использовать энергию Солнца;
становится ясно, что наименее благоприятные условия по наличию ресурсов
складываются зимой ввиду наименьшей солнечной активности. Поэтому в
итоге выбираем энергию провала, равную:
Wнед  2287,177кВт  ч.
40
4 Расчет солнечного потенциала
Исходя из расчета ветропотенциала и наложения его на график
суточных нагрузок, было определен ежесуточный максимальный недостаток
мощности равный 2287,177 кВт∙ч.
Для покрытия провала мощности решено использовать энергию,
получаемую от фотоэлектрических панелей и запасаемую в темное время
суток в аккумуляторные батареи. Для этого необходимо провести расчет
солнечного потенциала в нужной точке Земли и выбрать необходимое
электрооборудование.
Населенный пункт «Гринсберг» расположен в Алматинской области,
неподалеку от города Шелек на широте φ0= 43°36’=43,6° с.ш., для данного
местоположения и будем искать распределение потенциальной энергии
Солнца на каждый 15 день каждого месяца.
4.1 Теоретический расчет потенциала
Расчет длительности дня производится по следующим формулам.
Склонение Солнца δ в данные сутки n определяется по формуле Купера:
δ = δ0  sin
360  ( 284+n)
,
365
(4.1)
где δ0=+23°27=23,45°для северного полушария;
n – номер суток с начала года.
Начнем расчет с n=15, т.е. с 15 января:
δ = 23,450  sin
360  ( 284+15 )
 -21,27 0 .
365
Продолжительность солнечного дня в данные сутки в точке расчета
солнечного потенциала – Тс рассчитывается по формуле:
Tc =
Tc =
2
 arccos (  tg 0  tgδ ),
15
2
 arccos (  tg 43,6 0  tg(  21,27 0 ))  9,1ч.
15
Рассчитываем время восхода солнца tан:
41
(4.2)
t ан = 13 
t ан = 13 
Tc
,
2
(4.3)
9,1
 8,451ч.
2
Рассчитываем время захода солнца tак:
t ак = 13 
t ак = 13 
Tc
,
2
(4.4)
9,1
 17,549ч.
2
Расчет изменения мощности потока солнечной радиации
Максимальная мощность потока солнечной радиации за определенный
месяц Rh мес на широте 43,6°:
Rh мес = Rh max  ( sin δ  sin0  cos δ  cos 0 ),
(4.5)
Rh мес = Rh max  ( cos (-21,27 0 )  cos 43,60  cos (-21,27 0 )  cos 43,60 )  433,175Вт/м 2 ,
где Rh max  1020Вт/м 2 – максимальная мощность потока солнечной
радиации на экваторе, т.е на φ0=00 [4].
Мощность потока солнечной радиации за определенный час - Rh:
Rh = Rh мес  sin
Rh = 433,175  sin
180  t
,
Tc
(4.6)
180 1
 146,548Вт/м 2 .
9,1
Расчет Rh в течение суток для каждого 15-го дня каждого месяца января
по декабрь с учетом того, что полдень наступает в 13 ч., записан в таблицу 4.1
и (приложение Н).
42
Таблица 4.1 – Расчет мощности потока солнечной радиации для января-апреля
Янв.
tгp
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Σ
t, ч
t а, ч
Rh,
Вт/m2
0
0
0
0
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
9,099
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8,451
9,451
10,451
11,451
12,451
13,451
14,451
15,451
16,451
17,549
0
0
0
0
0
0
0
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
146,548
275,799
372,498
425,230
427,773
379,825
287,046
160,387
14,798
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
2489,90
4
Фев.
t, ч
tгp
1
0
2
0
3
0
4
0
5
0
6
0
7
0
8
1
9
2
10
3
11
4
12
5
13
6
14
7
15
8
16
9
17
10
18 10,221
19
0
20
0
21
0
22
0
23
0
24
0
Σ
t а, ч
Rh,
Вт/m2
0
0
0
0
0
0
7,889
8,889
9,889
10,889
11,889
12,889
13,889
14,889
15,889
16,889
17,889
18,111
0
0
0
0
0
0
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
167,007
318,361
439,873
520,155
551,682
531,497
461,495
348,235
202,334
37,467
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
3578,10
6
Мар.
t, ч
tгp
1
0
2
0
3
0
4
0
5
0
6
0
7
1
8
2
9
3
10
4
11
5
12
6
13
7
14
8
15
9
16
10
17
11
18 11,642
19
0
20
0
21
0
22
0
23
0
24
0
Σ
43
t а, ч
Rh,
Вт/m2
0
0
0
0
0
0
7,179
8,179
9,179
10,179
11,179
12,179
13,179
14,179
15,179
16,179
17,179
18,821
0
0
0
0
0
0
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
187,411
361,257
508,956
619,817
685,818
702,180
667,720
584,931
459,806
301,402
121,182
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
5200,47
9
Апр.
t, ч
tгp
1
0
2
0
3
0
4
0
5
0
6
1
7
2
8
3
9
4
10
5
11
6
12
7
13
8
14
9
15
10
16
11
17
12
18
13
19 13,211
20
0
21
0
22
0
23
0
24
0
Σ
t а, ч
Rh,
Вт/m2
0
0
0
0
0
6,394
7,394
8,394
9,394
10,394
11,394
12,394
13,394
14,394
15,394
16,394
17,394
18,394
19,606
0
0
0
0
0
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
198,582
385,988
551,669
686,300
782,303
834,276
839,293
797,072
709,988
582,945
423,090
239,423
42,281
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
7073,21
1
Таблица 4.2 – Расчет дневной, месячной и годовой солнечной энергии
Месяц
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Число дней в месяце
31
28
31
30
31
30
31
31
30
31
30
31
Средний день
15 янв.
14 фев.
15 мар.
15 апр.
15 май.
15 авг.
15 сен.
15 окт.
15 ноя.
15 дек.
15
45
74
105
135
166
196
227
258
288
319
349
30
29
31
30
31
30
31
31
30
31
30
31
δ, °
-21,269
-13,620
-2,819
9,415
18,792
23,314
21,517
13,784
2,217
-9,599
-19,148
-23,335
Тс, ч
9,099
10,221
11,642
13,211
14,521
15,231
14,940
13,801
12,282
10,764
9,426
8,766
tан – время восхода, ч
8,451
7,889
7,179
6,394
5,740
5,385
5,530
6,099
6,859
7,618
8,287
8,617
tак – время заката, ч
17,549
18,111
18,821
19,606
20,260
20,615
20,470
19,901
19,141
18,382
17,713
17,383
Rh мес, Вт∙ч/м2
433,175
552,247
703,169
843,771
925,873
956,736
945,175
884,975
765,312
611,013
467,066
399,607
N, номер среднего
дня
δt(промеж. м/у
днями)
Σ Wдень, Вт∙ч/м2
Σ Wмес, Вт∙ч/м2
15 июн. 15 июл.
Среднее
значение
10051,52
8960,450 7758,063 5968,691 4173,257 2795,447 2215,619 5734,719
5
100186,9 161214,8
301545,7
77187,03
212196,3 265108,3
277774 240499,9 179061 129371 83863,4 68684,2
666
434
5
2489,904 3578,106 5200,479 7073,211 8551,880
Σ Wгод, Вт∙ч/м2
2096692,403
Σ Wгод с учетом
облачности 60%,
Вт∙ч/м2
1244596,61
44
Рисунок 4.1 – Мощность потока солнечной радиации за каждый 15-й день каждого месяца
45
Определяем дневную, месячную и годовую солнечную энергию.
Далее рассчитываем суммарную дневную Wдень, месячную Wмес и
годовую Wгод энергии, получаемые от Солнца одним квадратным метром
поверхности земли на широте населенного пункта «Гринсберг». Результаты
представлены в таблице 4.2.
Суммарная дневная энергия Wдень:
24
Wдень =  Rh i.
(4.7)
i 0
Суммарная месячная энергия Wмес:
Wмес =Wдень  N мес ,
(4.8)
где N мес – число дней в месяце.
Wмес =2489,904  31  77,187кВт  ч/м 2 .
Суммарная годовая энергия Wгод:
12
Wгод =Wмес i ,,
(4.9)
i 0
Wгод =2096,692кВт  ч/м 2 .
Суммарная годовая энергия Wгод с учетом облачности:
Wгод обл =Wгод  К обл.
(4.10)
Коэффициент облачности:
К обл =
К обл =
где
Tсолн =2600ч
Tсолн
,
Tсвет
(4.11)
2600
 0,6,
4380
– годовая продолжительность солнечного сияния
(приложение П);
Tсвет =4380 ч – максимальное теоретическое число световых часов в
46
году [5].
Wгод обл =2096,692  0,6  1244,596кВт  ч/м 2 .
4.2 Выбор фотоэлектрических панелей
Выбор фотоэлектрических панелей предназначен для заряда
аккумуляторных батарей, подключенных к общей шине постоянного тока,
находящейся в РП1. В свою очередь АКБ будут выдавать энергию во время
провалов мощности, генерируемой ветроагрегатами.
Максимальный недостаток мощности за сутки W=2287,177 кВт∙ч приходится на типичный зимний день, т.е. на декабрь, январь и февраль. При
этом необходимо, чтобы АКБ могли полностью зарядиться за один день,
чтобы отдать необходимую мощность за этот промежуток времени. Для
чистоты расчетов берем месяц с самым низким потенциалом солнечной
энергии – декабрь с Σ Wдень=2215,619 Вт∙ч/м2.
Максимальная энергия 1 м2 фотопанелей для заряда аккумуляторных
батарей WФЭП:
Wф = Wдень  К обл  ,
(4.12)
где  =0,16 – коэффициент полезного действия фотопанели.
WФЭП =2215,619  0,6  0,16  212,699Вт  ч/м 2 .
Необходимая площадь ФЭП:
SФЭП =
SФЭП =
W
,
WФЭП
(4.13)
2287 ,177
 10753,09 м 2 .
212,699
Площадь одной фотопанели находится по паспортным данным:
S1ФЭП = a  b,
S1ФЭП =1690  990  1940400 мм2  1,9404 м 2 .
47
(4.15)
Необходимое количество фотоэлектрических панелей:
N ФЭП =
N ФЭП =
SФЭП
,
S1ФЭП
(4.16)
10753,09
 5542шт.
1,9404
Итого по расчетам для покрытия недостатка мощности необходимо 5542
фотопреобразователя. Данные вычисления проводились для следящих систем,
т.е. для фотопреобразователей, находящихся на монтировке, постоянно
повернутых рабочей площадью к солнечным лучам под углом 900.
По условию запуска асинхронных генераторов – ветроагрегатов,
мощность остальных составляющих по сравнению с генераторами должна
составлять как минимум 20% [6]:
PАГ  5  P,
(4.17)
где PАГ – мощность асинхронных ветрогенераторов;
P – мощность остальных источников энергии.
Тогда:
P
PАГ 6250

 1250кВт.
5
5
Выбираем исходя из этой мощности нужное число ФЭП:
N ФЭПслед =
P
P1ФЭП

1250
 4200.
0,31
Выбираем 4200 шт. ФЭП фирмы YINGLI YGE 72 YL310P-35b
номинальной мощности 310 Вт, установленных на следящую систему.
Описание выбранной модели сделано в таблице 4.3 и (приложение Р).
Таблица 4.3 – Паспортные данные фотоэлектрической панели
P1ФЭП , Вт
U mpp , В
I mpp , А
 ,%
Длина а, мм
Ширина b,
мм
310
36,3
8,53
16
1690
990
48
На рисунке 4.2 изображена схема соединения ФЭП для создания
напряжения 700 В.
Рисунок 4.2 – Схема соединения ФЭП
Оставшиеся 1342 фотопанели устанавливаем на крыши жилых и
коммерческих зданий населенного пункта. Ввиду сложности установки
следящих систем на крышу каждого дома, располагаем фотомодули
стационарно. Тогда делаем поправку на данный фактор. Нужное количество
стационарных фотопанелей:
NФЭПстац  NФЭПслед  К попр ,
где
– поправочный
преимущество в выработке
стационарными.
К попр =1,25
(4.17)
коэффициент, показывающий
энергии следящих ФЭП над
NФЭПстац  1342 1,25  1678.
Определяем среднее количество ФЭП, приходящееся на 1 дом:
N ФЭП ЭП 
N ФЭПстац
N ЭП
,
где N ЭП – число потребителей (домов) электроэнергии.
N ФЭП ЭП 
49
1678
 8.
232
(4.18)
4.3 Выбор аккумуляторов
Выбираем аккумуляторы по условию того, что для длительного срока
эксплуатации в АКБ всегда должно оставаться 20% заряда, т.е. необходимая
емкость аккумуляторов возрастает на 20 %. Энергия всех АКБ:
WАКБ  WАКБ  1,2  1250  1,2  1500кВт  ч.
Определяем количество аккумуляторов в ряду для создания напряжения
в цепи 700 вольт:
N в ряду 
Uc
,
U АКБ
(4.19)
где U c – напряжение сети, в данном случае напряжение шины
постоянного тока;
U АКБ – напряжение одной аккумуляторной батареи.
N в ряду 
700
 350.
2
Находим нужную емкость всех АКБ:
С
С
W АКБ
,
U АКБ
(4.20)
1500
 750000 А  ч.
2
Емкость одного ряда АКБ:
С ряда 
С ряда 
C
,
N в ряду
(4.21)
750000
 2143 А  ч.
350
Емкость одной аккумуляторной батареи:
С1 АКБ 
50
C ряда
n рядов
,
(4.22)
где
n рядов –
число параллельных рядов, состоящих из последовательно
соединенных АКБ.
С1 АКБ 
2143
 714  735 А  ч.
3
Выбираем к использованию NАКБ=3∙350=1050 шт. АКБ модели
EverExceed 10OPZv700 номинальной емкостью 735 А∙ч (приложение Р).
Таблица 4.4 – Паспортные данные аккумуляторной батареи
C1АКБ , А  ч
U ,В
I кз , кА
Ток заряда I з , А
735
2
5,5
70
На рисунке 4.3 изображена схема соединения аккумуляторов для
создания напряжения 700 В.
Рисунок 4.3 – Схема соединения АКБ
Для стационарных 9-и фотомодулей для каждого дома выбираем
следующее количество аккумуляторов. Минимальная энергия АКБ:
WАКБ min  WФЭП  N ФЭПЭП  1,2,
WАКБ min  310  8  1,2  2976кВт  ч ,
N в ряду 
С
110
 55,
2
18000
 9000 А  ч ,
2
С ряда 
9000
 164 А  ч ,
55
51
(4.23)
С1АКБ  164  158 А  ч,
WАКБ  55  158  2  17380кВт  ч  WАКБ min  2976кВт  ч.
Выбираем 55 шт. АКБ модели EverExceed 3OPZv150 номинальной
емкостью 158 А∙ч (приложение Р).
Таблица 4.5 – Паспортные данные аккумуляторной батареи
C1АКБ , А  ч
U ,В
I кз , кА
Ток заряда I з , А
158
2
1,676
15
На рисунке 4.4 изображена схема соединения ФЭП для создания
напряжения 110 В.
Рисунок 4.4 – Схема соединения ФЭП для дома
Данная схема соединения
фотопанелей предназначена для
использования на крыше частного дома или здания установленной
мощностью 15 кВт.
52
5 Электроснабжение
5.1 Составление схемы электроснабжения
Итак по разделам 3 и 4 были определены источники электроэнергии – 5
ветрогенераторов Suzlon S66 1.25 MW MkII и 4200 фотопанелей YINGLI YGE
72 YL310P-35b, запитываемых через 1050 аккумуляторов EverExceed
10OPZv700. Для синхронизации ВЭУ и подпитки асинхронных генераторов в
двигательных режимах необходима общая шина постоянного тока.
Далее будет описано выбранное в пункте 5.3 оборудование.
Ветрогенераторы будут присоединяться к ней через выпрямители Siemens
Synamics DCM D725/2000 (выбор произведен в пункте 5.3), которые
выпрямляют переменный ток напряжением 0,7 кВ в постоянный, а АКБ
напрямую. От выпрямителей до ШПТ электроэнергия передается по двум
кабелям ВВГ 2х300. Шина постоянного тока рассчитана на напряжение 690 В
(0,7 кВ) и к ней будут присоединены кабели от ВЭУ через автоматические
выключатели Schneider Electric Masterpact NW20HDC, а к потребителям ВАТ49-2х6300/10-Л-УХЛ4.
Затем собранная энергия распределяется на 2 линии, на каждой из
которых находятся инвертор Siemens Sinvert PVS2520, преобразующий 700 В
постоянного тока в 400 В переменного, и трансформатор ТСЛ-2500-10/0,4.
Далее кабельная линия переменного напряжения 10 кВ подходит к РП2, и
расходится на 7 трансформаторных подстанций с трансформаторами ТСЛ630-10/0,4. И теперь на напряжении 0,4 кВ электроэнергия доставляется на
распределительные шкафы и к каждому потребителю. Также у потребителя
есть свой источник питания в виде 55 АКБ EverExceed 10OPZv150,
подсоединенных через ИБП APS Energia BFI 20T 110/400+PBI.
Аккумуляторные батареи питаются от фотопанелей YINGLI YGE 72 YL310P35b.
Таким образом расчет токов КЗ будет производиться для 2 режимов:
при питании только от системы ВЭУ плюс фотопанелей с АКБ,
установленных на шине 0,7 кВ, и при питании с двух сторон, т.е.
дополнительно со стороны аккумуляторов у потребителей.
Построим на рисунке 5 упрощенную схему электроснабжения для
расчета токов КЗ, учитывающую только те элементы, влияющие на величину
токов короткого замыкания.
После расчетов этих токов будет проводиться подробный выбор
электротехнического оборудования и возможно вноситься коррективы по
достижению результатов значений токов КЗ.
53
Рисунок 5.1 – Однолинейная упрощенная схема электроснабжения для
расчета токов КЗ
5.2 Расчет токов короткого замыкания
Режим одностороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1)
(приложение С).
54
Итого токи КЗ для первого режима:
Таблица 5.1 – токи КЗ для первого режима
I, кА
Точка
3-ф
2-ф
1-ф
К1.1
8,571
К1.2
39,552
К1.3
6,224
К1.4
2,406
К2
2,3
К3
2,279
К4
15,049
13,033
15,049
К5
11,067
9,584
9,022
К6
6,969
6,009
5,491
Режим двустороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1) и АКБ у
потребителей (АКБ2) (приложение С).
Итого токи КЗ для второго режима:
Таблица 5.2 – токи КЗ для второго режима
I, кА
Точка
3-ф
2-ф
1-ф
К1.1
12,349
К1.2
69,192
К1.3
24,366
К1.4
4,839
К2
4,729
К3
2,627
К4
22,92
19,85
25,867
К5
12,723
11,018
11,464
К6
7,219
6,009
5,491
5.3 Выбор оборудования
Выбор оборудования для всей схемы электроснабжения на напряжении
0,7 кВ на переменном и постоянном токе, на напряжении 10 кВ и 0,4 кВ
переменного тока.
Выбор оборудования на напряжении 0,7 кВ на переменном токе
5.3.1 Выбор батарей конденсаторов
В качестве основного источника энергии выше были выбраны 5
ветроэлектроустановок, являющимися асинхронными генераторами. Для их
необходимо наличие источника реактивной мощности - батареи
конденсаторов или синхронного компенсатора, подключенных к обмотке
статора. При этом мощность конденсаторных батарей должна составлять 50%
мощности асинхронного генератора.
При активной нагрузке поступающая от конденсатора QБК реактивная
мощность должна быть равна реактивной мощности генератора QВЭУ. При
смешанной нагрузке мощность QБК должна покрывать также реактивную
мощность QВЭУ+Н нагрузки.
QБК  S ВЭУ  sin   0,5  1390  0,5  695квар.
55
Выбираем 3 конденсаторных установки КРМТ-0,69-233-33,3 для
каждого асинхронного генератора на напряжение 0,7 кВ суммарной
мощностью QБК=3х233=699 квар.
5.3.2 Выбор автоматического выключателя на участке ВЭУвыпрямитель
Выбор автоматического выключателя на напряжение 0,7 кВ для защиты
ВЭУ производится по следующим условиям:
- Iном.ав.≥ Iдлит.;
- Iном.расц. ≥ Iкрит.;
- Iнаиб откл способн, ≥Iкз.
Рабочий ток, он же длительный ток:
Iр 
Рном
3U н  cos 
(5.20)
,
где Рном – номинальная активная мощность ВЭУ;
U н – номинальное напряжение.
Iр 
1250
3  0,7  0,9
 1145,54 А.
Выключатель Schneider Electric Masterpact NW12N1:
I длит =1145,54 А  I ном.ав =1250 A,
I кр =1145,54 А  I расц =1250 A,
I к.з.=12,349кА  I отк=42кА.
5.3.3 Выбор кабеля от ВЭУ до выпрямителя происходит по следующим
условиям:
I доп,пров 
I доп,пров 
I дл
,
К попр
К защ  I защ
К попр
(5.21)
.
(5.22)
где Кзащ – коэффициент защиты;
Кзащ=1 – для автоматических выключателей;
Кпопр – поправочный коэффициент на условия прокладки проводов
и кабелей;
Iзащ = Iном.расц. – ток защиты автоматического выключателя.
56
I доп.пров. 
I дл
1145,54

 1145,54 А, 1400 А  1145,54 А,
К попр
1
где Кпопр=1;
I доп.пров. 
К защ  I защ
К попр

1  1250
 1250 А, 1400  1250 А.
1
Выбираем кабель ВВГ 3х500.
Выбор оборудования на напряжении 0,7 кВ на постоянном токе
5.3.4 Выбор выпрямителя
Выпрямитель выбираем по условию передаваемой мощности и
напряжению 0,7 кВ на переменном и постоянном токе.
Pвыпр  PВЭУ ,
(5.23)
1450  1250кВт.
Проверка по коэффициенту загрузки
К загр 
PВЭУ
 0,9,
Pвыпр
К загр 
(5.24)
1250
 0,86.
1450
Выбираем выпрямитель Siemens Synamics DCM D725/2000 мощностью
1450 кВт.
Таблица 5.3 - Паспортные данные выпрямителя
Pвыпр , кВт
U АС , кВ
U DC , кВ
 ,%
1450
0,7
0,7
98,4
5.3.5 Выбор автоматического выключателя на участке ВыпрямительШПТ
Выбор автоматического выключателя на напряжение 0,7 кВ на
постоянном токе. Условия выбора автоматического выключателя аналогичны
условиям в пункте 5.3.2. Рабочий ток:
57
Iр 
Рном 1250

 1785,71А;
Uн
0,7
Выключатель Schneider Electric Masterpact NW20HDC:
I длит =1785,71А  I ном.ав =2000 A,
I кр =1785,71 А  I расц =2000 A,
I к.з.=69,192кА  I отк=85кА.
5.3.6 Выбор кабеля от выпрямителя до шины постоянного тока
Условия выбора кабеля аналогичны условиям в пункте 5.3.3.
I доп.пров. 
I дл
1785,71

 1785,71А, 2000 А  1785,71А,
К попр
1
где Кпопр=1.
I доп.пров. 
К защ  I защ
К попр

1  2000
 2000 А, 2000  2000 А.
1
Выбираем кабель ВВГ 2х(2х300).
5.3.7 Выбор ОПН на участке Выпрямитель-ШПТ
Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН)
напряжению.
производится
U н  U уст ,
по
(5.25)
0,75кВ  0,7кВ.
Выбираем ОПН ABB POLIM R..ND DC-B.
5.3.8 Выбор шинопровода на ШПТ
Условия выбора для ШПТ:
Iном > Iрасч ,
11015  1785,5  5  1800  10728,55 А.
Выбираем медную состоящую из 12 полос шину ШМТВ 180х10.
5.3.9 Выбор инвертора
58
(5.26)
Инвертор выбираем по условию передаваемой мощности и напряжению
0,7 кВ на постоянном и 0,4 кВ на переменном токе.
Pинв  PТР , 2520  2500кВт.
Выбираем инвертор Siemens Sinvert PVS2520 мощностью 2520 кВт для
каждой из двух линий.
Таблица 5.4 - Паспортные данные инвертора
Pинв , кВт
U DC , кВ
U АС , кВ
 ,%
2520
0,7
0,4
98,4
5.3.10 Выбор автоматического выключателя на шине собственных нужд
Выбор автоматического выключателя на напряжение 0,4 кВ на
переменном токе. Условия выбора автоматического выключателя аналогичны
условиям в пункте 5.3.2. Рабочий ток:
Рном
Iр 
3U н  cos 
5

3  0,4  0,75
 9,623 А.
Выключатель Schneider Electric Compact NSX100F 4P:
I длит =9,623 А  I ном.ав =100 A,
I кр =9,623 А  I расц =12,5 A,
I к.з.=24,366кА  I отк=36кА.
Выбор оборудования на напряжении 10 кВ на переменном токе
5.3.11 Выбор трансформаторов РП1
Полная расчетная нагрузка на трансформаторы РП1:
S уст 
Pуст
cos 

3466
 3851кВА,
0,9
где Pуст - номинальная нагрузка.
Коэффициент загрузки трансформаторов РП1:
K загр 
где
S ном .тр
S уст
2  S ном .тр
,
- номинальная мощность трансформатора РП1.
59
(5.27)
K загр 
3851
 0,77  0,85.
2  2500
Выбираем к установке два трансформатора РП1 марки ТСЛ-2500-10/0,4.
Таблица 5.5 - Паспортные данные трансформатора РП1
S ном , МВА
U ВН , кВ
U НН , кВ
Рхх , кВт
Ркз , кВт
U кз ,%
I хх ,%
2,5
10
0,4
4,2
19,5
6
0,6
5.3.12 Выбор выключателя на участке РП1-РП2
Проверка по условиям выбора высоковольтного выключателя:
U н  U уст ,
I н  I ав.ток ,
I откл  I кз ,
(5.28)
I пред.скв  i уд ,
I откл.тер  t 2  I кз  t 2 ,
13,8кВ  10кВ,
1200 А  288,73 А,
25кА  4,839кА,
25кА  13,048кА,
25  2 2  4,839  0,12 2 .
Выбираем выключатель типа ABB 15ADV20 AA4G1.
5.3.13 Выбор секционного выключателя в РП1 и РП2
Через секционный выключатель проходит половина мощности,
проходящей через вводные выключатели. Следовательно, аварийный ток,
проходящий через выключатель:
I
I р  ав  151,59А.
2
Проверка по условиям выбора высоковольтного выключателя:
U н  U уст ,
15,5кВ  10кВ,
I н  I ав.ток ,
630 А  288,73 А,
I откл  I кз ,
16кА  4 ,839кА,
I пред.скв  i уд ,
16кА  13,048кА,
I откл.тер  t  I кз  t , 16  2 2  4,839  0,12 2 .
2
2
Выбираем секционный выключатель типа ABB OVR-3.
60
5.3.14 Выбор разъединителя на участке РП1-РП2
Проверка по условиям выбора разъединителя:
U н  U уст , 12кВ  10кВ,
I н  I ав.ток , 630 А  288,73 А,
I дин  i уд , 63кА  13,351кА.
Выбираем разъединитель ABB OW III 10/6-2.
5.3.15 Выбор заземлителя на участке РП1-РП2
Проверка по условиям выбора заземлителя:
U н  U уст , 12кВ  10кВ,
I н  I ав.ток , 630 А  288,73 А,
I дин  i уд , 63кА  13,351кА.
Выбираем заземлитель ABB OJWN 12/63 B.
5.3.16 Выбор ОПН на участке РП1-РП2
Выбор ограничителей перенапряжения
напряжению:
U н  U уст ,
(ОПН)
производится
по
12,5кВ  10кВ.
Выбираем ОПН ABB POLIM H..N.
5.3.17 Выбор кабеля на участке РП1-РП2
Мощность, проходящая по 2 кабелям 10
РП2:
S р.каб  5251кВА.
кВ между РП1
и
Расчётный ток в кабеле:
I р .каб 
где
S р .каб
2 3U ср
,
(5.29)
среднее напряжение;
S р .каб – расчетная мощность, проходящая по кабелю.
U ср  10,5кВ -
I р .каб 
5251
2 3  10,5
 144,37 А.
Аварийный ток в кабеле:
I ав.каб  2  I р.каб  2  144,37  288,73 А.
61
Экономическое сечение провода:
Fэ 
где j э  2,5
I ав.каб
,
jэ
(5.30)
А
- экономическая плотность тока.
мм 2
Fэ 
288,73
 115,49 мм 2 .
2,5
Минимальное сечение кабеля 10 кВ при прокладке в земле равно 70 мм2.
I доп  I р .каб ,
(5.31)
1,3  I доп  I ав.каб ,
284 А  144,37 А,
1,3  284  369,2  288,73 А.
Принимаем
к
установке
( r0  0,154Ом / км, x0  0,08Ом / км ) .
кабель
марки
СБ-10
5.3.18 Выбор выключателя на участке РП2-ТП1
Проверка по условиям выбора высоковольтного выключателя:
U н  U уст ,
13,8кВ  10кВ,
I н  I ав.ток ,
1200 А  92 ,34 А,
I откл  I кз ,
25кА  4,729кА,
I пред.скв  i уд ,
25кА  13,048кА,
I откл.тер  t  I кз  t , 25  2 2  4,729  0,12 2 .
2
2
Выбираем выключатель типа ABB 15ADV20 AA4G1.
5.3.19 Выбор разъединителя на участке РП2-ТП1
Проверка по условиям выбора разъединителя:
U н  U уст , 12кВ  10кВ,
I н  I ав.ток , 630 А  92,34 А,
I дин  i уд , 63кА  13,048кА.
Выбираем разъединитель ABB OW III 10/6-2.
5.3.20 Выбор заземлителя на участке РП2-ТП1
Проверка по условиям выбора заземлителя:
62
3х120
U н  U уст , 12кВ  10кВ,
I н  I ав.ток , 630 А  92,34 А,
I дин  i уд , 63кА  13,048кА.
Выбираем заземлитель ABB OJWN 12/63 B.
5.3.21 Выбор кабеля на участке РП2-ТП1
Мощность, проходящая по кабелю 10 кВ между РП2 и ТП1:
S р.каб  SТП1 
S нагр
S
 630 
ТП
5251
 839,63кВА.
3940
Расчётный ток в кабеле:
I р .каб 
S р .каб
3U ср

839,63
3  10,5
 46,17 А.
Аварийный ток в кабеле:
I ав.каб  2  I р.каб  2  46,17  92,34 А.
Экономическое сечение провода:
Fэ 
где j э  2,5
I ав.каб 92,34

 36,94 мм 2 ,
jэ
2,5
А
- экономическая плотность тока.
мм 2
Минимальное сечение кабеля 10 кВ при прокладке в земле равно 70 мм2.
I доп  I р .каб ,
212 А  46,17 А,
1,3  I доп  I ав.каб , 1,3  212  275,6  92,34 А.
Принимаем
к
установке
(r0  0,268Ом / км, x0  0,082Ом / км) .
кабель
марки
СБ-10
Выбор оборудования на напряжении 0,4 кВ на переменном токе
5.3.22 Выбор трансформаторов ТП1-ТП6
Полная расчетная нагрузка на трансформатор ТП1: S р  506,844кВА.
Коэффициент загрузки трансформаторов РП1:
K загр 
Sр
S ном.тр

506,844
 0,805  0,85,
630
63
3х70
где S ном.тр - номинальная мощность трансформатора ТП1.
Выбираем к установке трансформатор ТП1 марки ТСЛ-630-10/0,4.
Таблица 5.6 - Паспортные данные трансформатора ТП1
S ном , кВА
U ВН , кВ
U НН , кВ
Рхх , кВт
Ркз , кВт
U кз ,%
I хх ,%
630
10
0,4
1,5
6,4
6
0,8
5.3.23 Выбор трансформатора ТП7
Полная расчетная нагрузка на трансформатор ТП7: S р  127,666кВА.
Коэффициент загрузки трансформатора ТП7:
K загр 
Sр
S ном.тр

127,666
 0,798  0,85,
160
где S ном.тр - номинальная мощность трансформатора ТП7.
Выбираем к установке трансформатор ТП1 марки ТСЛ-160-10/0,4.
Таблица 5.7 - Паспортные данные трансформатора ТП1
S ном , кВА
U ВН , кВ
U НН , кВ
Рхх , кВт
Ркз , кВт
U кз ,%
I хх ,%
160
10
0,4
0,58
2,8
6
1,5
5.3.24 Выбор вводного автоматического выключателя
Выбор автоматического выключателя на напряжение
производится по следующим условиям:
- Iном.ав.≥ Iдлит.;
- Iном.расц. ≥ Iкрит.;
- Iнаиб откл способн, ≥Iкз
Рабочий ток, он же длительный ток:
Iр 
Рном
3U н  cos 

587
3  0,4  0,884
0,4
кВ
 958,441А.
Критический ток:
I крит  I расч.ост.  I пуск.макс .  1063,99 А.
С учетом селективности выбираем выключатель номиналом на ступень
выше Schneider Electric Masterpact NW16N1:
64
I длит =958,441 А  I ном.ав =1600 A,
I кр =1063,99 А  I расц =1600 A,
I к.з.=25,867кА  I отк=42кА.
5.3.25 Выбор оборудования на 0,4 кВ
В таблице 5.8 подробно расписан выбор автоматических выключателей
для ТП4, для шкафов распределительных ШР и кабелей.
Столбцы 1, 2, 3, 4 заполняем исходными данными. Столбец 5 считаем
по формуле 5.20. Коэффициент пуска используем для нагрузок с
преобладанием двигателей. Пусковой ток:
I пуск  I ном  К пуск ,
(5.32)
где I ном – номинальный ток;
К пуск – коэффициент пуска;
К пуск =3-4 – для тяжелого пуска ( Pном >20 кВт);
К пуск =4-5 – для среднего пуска (10 кВт < Pном <20 кВт);
К пуск =5-7 –для легкого пуска ( Pном <10 кВт).
Столбцы 8-11 заполняются по паспортным данным автоматического
выключателя и сравниваются по условиям в пункте 5.3.2. Столбцы 12 и 13
равны 8 и 5 соответственно. Кабель выбирается по условиям в пункте 5.3.3.
Сопротивления кабеля в столбцах 17,18 берем из справочника [7].
Для остальных трансформаторных подстанций ТП1-ТП7, кроме ТП4
выбор описан в таблицах Т1-Т6 (приложение Т).
5.4 Потери мощности и электроэнергии
Для расчета экономической целесообразности строительства и выбора
кабелей, трансформаторов, выпрямителей и инверторов необходимо найти
потери мощности, а затем и энергии, умножив на время максимальных потерь
(приложение У, Ф).
5.5 Потери напряжения
Одним из 11 показателей качества электроэнергии является соблюдение
отклонения напряжения в заданных пределах ±5%. Для этого рассчитаем
потери напряжения в сетях (приложение У, Ф).
65
Таблица 5.8 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП4
Расчетный ток, А
№
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Название
Руст,
cos ϕ
кВт
2
Квартал 1х22
Квартал 6х22
Один из 6
СТО 9.3
Минимаркет 20.2
Рел.сооруж. 16.1
Квартал 8х15
Один из 8
Квартал 9х15
Один из 8
9
Квартал 8х15
Один из 8
Минимаркет 20.3
Водонасосн.ст.19
3
22
132
22
20
7
20
120
15
120
15
15
120
15
7
20
Σ
566,00
4
0,92
0,92
0,92
0,75
0,83
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,83
0,75
Автоматический
выключатель
Iдлит
Iкр
Кпу
I
,
(Iном),
(Iпуск ном.ав. Iрасц, А
ск
А
А
), А
5
6
7
36,33
217,99
36,33
40,52 3,00 121,55
12,81
33,03
198,18
24,77
198,18
24,77
24,77
198,18
24,77
12,81
40,52 3,00 121,55
1033,24
8
100,00
250,00
100,00
160,00
100,00
100,00
250,00
100,00
250,00
100,00
100,00
250,00
100,00
100,00
160,00
9
40,00
220,00
40,00
125,00
16,00
40,00
220,00
32,00
220,00
32,00
32,00
220,00
32,00
16,00
160,00
1600,0
1600,00
0
Iнаиб
откл
способн,
Тип аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
АВ, Schneider
Electric
kзащ*Iза
Iдл/kпопр
щ/kпопр
кА
10
36,00
36,00
25,00
36,00
36,00
36,00
36,00
25,00
36,00
25,00
25,00
36,00
25,00
36,00
36,00
11
NSX100F 4P 40
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 40
NSX160F 4P 125
NSX100F 4P 16
NSX100F 4P 40
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 32
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 16
NSX160F 4P 160
Masterpact
42,00
NW16N1
66
12
100,00
250,00
100,00
160,00
100,00
100,00
250,00
100,00
250,00
100,00
100,00
250,00
100,00
100,00
160,00
13
36,33
217,99
36,33
40,52
12,81
33,03
198,18
24,77
198,18
24,77
24,77
198,18
24,77
12,81
40,52
Провод, кабель
Iдоп
пров, А
14
130
321
130
237
130
130
321
130
321
130
130
321
130
130
237
Потери мощности
Марка
и
Длина
r0,
x0,
ΔP, Вт ΔQ, Вт
сечени l,м Ом/км Ом/км
е, ВВГ
15
5x25
5x120
5x25
5x70
5x25
5x25
5x120
5x25
5x120
5x25
5x25
5x120
5x25
5x25
5x70
16
160
80
240
120
190
60
80
180
180
340
430
17
0,74
0,154
0,74
0,268
0,74
0,74
0,154
0,74
0,154
0,74
0,74
0,154
0,74
0,74
0,268
18
0,091
0,08
0,091
0,082
0,091
0,091
0,08
0,091
0,08
0,091
0,091
0,08
0,091
0,091
0,082
19
20
468,87 57,66
1756,37 912,40
1846,18 227,03
316,75 96,92
43,74 5,38
460,15 56,59
1088,66 565,54
1157,95 142,40
1451,54 754,05
1157,95 142,40
245,21 30,15
3265,98 1696,61
1157,95 142,40
123,93 15,24
567,51 173,64
15108,7
5018,39
5
Таблица 5.9 – Выбор оборудования 0,7 кВ и расчет потерь мощности в линиях
Расчетный ток, А
№
Название
Руст,
cos ϕ
кВт
4
Автоматический
выключатель
Iкр
Iдлит Кп
(Iпуск) Iном.ав., А Iрасц, А
(Iном), А уск
,А
5
7
8
9
откл
спос,
кА
10
1
2
3
1
ВЭУ-Выпр. 0,7~
1250
2
БК-ВЭУ 0,7~
699
1
576,53
630,00
3
Выпр.-ШПТ 0,7=
1250
1
1785,71
2000,00 2000,00 85,00
4
Выпр.-ШПТ 0,7=
1250
1
1785,71
2000,00 2000,00 85,00
5
Выпр.-ШПТ 0,7=
1250
1
1785,71
2000,00 2000,00 85,00
6
Выпр.-ШПТ 0,7=
1250
1
1785,71
2000,00 2000,00 85,00
7
Выпр.-ШПТ 0,7=
1250
1
1785,71
2000,00 2000,00 85,00
8
АКБ-ШПТ 0,7=
1260
1
1800,00
2000,00 2000,00 85,00
9
ШПТ-Инвертор 0,7=
4726
1
6751,43
12500,0
100,0
12500,00
0
0
10
Инвертор-Тр. 0,4~
5
0,75
9,62
11
12
13
14
15
16
17
18
Тр.-Шины РП2 10~
Шины РП2-ТП1 10~
Шины РП2-ТП2 10~
Шины РП2-ТП3 10~
Шины РП2-ТП4 10~
Шины РП2-ТП5 10~
Шины РП2-ТП6 10~
Шины РП2-ТП7 10~
Σ
4726
587
561
531
618
532
515
112
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,8
288,74
37,66
35,99
34,06
39,64
34,13
33,04
8,08
0,9 1145,54
6
Iнаиб
1250,00 1250,00 42,00
100,00
630,00 36,00
12,50 36,00
Расчетная
Тип аппарата защиты нагрузка провода,
А
Провод, кабель
Потери мощности
Марка и
АВ, Schneider kзащ*Iзащ/
Длин r0,
x0,
Iдл/kпопр Iдоп пров, А сечение,
Electric
kпопр
а l,м Ом/км Ом/км
ВВГ
11
Masterpact
NW12N1
NSX630F 4P
630
Masterpact
NW20HDC
Masterpact
NW20HDC
Masterpact
NW20HDC
Masterpact
NW20HDC
Masterpact
NW20HDC
Masterpact
NW20HDC
ВАТ-492х6300/10-ЛУХЛ4
NSX100F 4P
12,5
12
1250,00 1145,54
14
15
16
1400
3х500
80
17
18
ΔQ, Вт
Ки
max
19
20
21
0,048 0,048 40740,74 40740,74 0,539
2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240
0,03
-
24750
-
0,539
2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240
0,03
-
24750
-
0,539
2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240
0,03
-
24750
-
0,539
2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240
0,03
-
24750
-
0,539
2000,00 1785,71 2х1000 2х(2х300) 240
0,03
-
24750
-
0,539
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
67
13
ΔP, Вт
288,74
37,66
35,99
34,06
39,64
34,13
33,04
8,08
369,2
237
237
237
237
237
237
237
3х120
3х70
3х70
3х70
3х70
3х70
3х70
3х70
1500
450
310
500
350
320
750
1090
0,154
0,268
0,268
0,268
0,268
0,268
0,268
0,268
0,08 63696,33 33089,00
0,082 513,02
156,97
0,082 322,80
98,77
0,082 466,45
142,72
0,082 442,28
135,32
0,082 299,66
91,69
0,082 658,15
201,37
0,082
57,26
17,52
230947
74674
6 Специальная часть. Электроснабжение энергосберегающего дома
6.1 Выбор оборудования
В таблицах 6.1 и 6.2 подробно расписан выбор автоматических
выключателей и проводов для одного дома.
Столбцы 1, 2, 3, 4 заполняем исходными данными. Столбец 5 считаем
по формуле 6.1.
Рабочий ток, он же длительный ток:
Iр 
Рном
,
U ф  cos 
(6.1)
где Рном – номинальная установочная мощность приемника, в данном
случае лампы;
U ф – фазное напряжение.
Iр 
36
 0,17 А.
220  0,95
Столбцы 8-11 заполняются по паспортным данным автоматического
выключателя и сравниваются по условиям:
– Iном.ав.≥ Iдлит.;
– Iном.расц. ≥ Iкрит.;
– Iнаиб откл способн, ≥Iкз.
Выключатель Schneider Electric Actipro IC60N 2P 10:
I длит =0,17 А  I ном.ав =10 A,
I кр =0,17 А  I расц =10 A,
I к.з.=5,491кА  I отк=10кА.
Столбцы 12 и 13 равны 8 и 5 соответственно. Кабель выбирается по
условиям:
I доп,пров 
I доп,пров 
I дл
,
К попр
К защ  I защ
К попр
(6.2)
,
где Кзащ – коэффициент защиты;
Кзащ=1 – для автоматических выключателей;
68
(6.3)
Кпопр – поправочный коэффициент на условия прокладки проводов
и кабелей;
Iзащ = Iном.расц. – ток защиты автоматического выключателя.
I доп.пров. 
I дл
0,17

 0,17 А, 15 А  0,17 А,
К попр
1
где Кпопр=1;
I доп.пров. 
К защ  I защ

К попр
1  10
 10 А, 15 А  10 А.
1
Выбираем кабель ВВГ 3х1,5. Сопротивления кабеля в столбцах 17,18
берем из справочника [8].
Рабочий ток трехфазной сети:
Iр 
Iр 
Рном
U н  3  cos 
3000
400  3  0,75
,
(6.4)
 5,77 А.
Столбцы 8-11 заполняются по паспортным данным автоматического
выключателя и сравниваются по условиям:
– Iном.ав.≥ Iдлит.;
– Iном.расц. ≥ Iкрит.;
– Iнаиб откл способн, ≥Iкз.
Выключатель Schneider Electric Actipro IC60H 4P 25:
I длит =5,77 А  I ном.ав =25 A,
I кр =5,77 А  I расц =25 A,
I к.з.=7,219кА  I отк=10кА.
Остальные расчеты составляют (приложение Х).
69
Таблица 6.1 – Выбор оборудования 0,4 кВ для 1 этажа
Расчетный ток, А
Фа
за
1
А
А
А
А
А
А
В
В
В
В
В
В
С
С
С
С
Название
2
Освещение
Санузел+Кладов.
Навес+Улица 2
Улица 3
Розетки
Коридор+Кухня 1
Санузел+Кладов.
+Навес
Гараж 1
Σ
Освещение
Веранда+Улица 1
Коридор+Лестн.
Кухня
Розетки
Веранда+Лестн.
Кухня 2
Кухня 3
Σ
Освещение
Гостиная
Розетки
Гостиная 1
Гостиная 2
Кухня 4
Σ
Руст,
cos ϕ
кВт
Автоматический
выключатель
Iдлит
Iкр
Кпу
I
,
(Iном),
(Iпуск ном.ав. Iрасц, А
ск
А
А
), А
6
7
8
9
Iнаиб
откл
способн,
кА
10
Тип
аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
Провод, кабель
Потери мощности
Потери
напряжения
Марк
АВ,
kзащ*Iза
Iдоп а и Длин r0,
x0,
Schneider
Iдл/kпопр
ΔP, Вт ΔQ, Вт ΔU, В ΔU, %
/k
сеч.,
а
l,м
Ом/км
Ом/км
щ попр
пров, А
Electric
ВВГ
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
3
4
5
36
33
21
0,95
0,95
0,95
0,17
0,16
0,10
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
0,17
0,16
0,10
15 3х1,5 13
15 3х1,5 18
15 3х1,5 16
12,3
12,3
12,3
0,126 0,005 0,000 0,026 0,012
0,126 0,006 0,000 0,033 0,015
0,126 0,002 0,000 0,019 0,009
1500
0,9
7,58
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00
7,58
27
3х4
7
4,63
0,107 1,860 0,043 0,223 0,102
2000
0,9
10,10
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 10,10
27
3х4
12
4,63
0,107 5,669 0,131 0,511 0,232
1000
4590
0,9
0,9
5,05
23,18
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00
32,00 32,00 10,00 IC60N 2P 32
5,05
27
3х4
11
4,63
0,107 1,299 0,030 0,234 0,106
33
50
110
0,95
0,95
0,95
0,16
0,24
0,53
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
0,16
0,24
0,53
15 3х1,5 20
15 3х1,5 12
15 3х1,5 22
12,3
12,3
12,3
0,126 0,006 0,000 0,037 0,017
0,126 0,008 0,000 0,034 0,015
0,126 0,075 0,001 0,136 0,062
1000
1500
1500
4193
0,9
0,9
0,9
0,9
5,05
7,58
7,58
21,18
16,00
16,00
16,00
32,00
IC60N 2P 16 16,00
IC60N 2P 16 16,00
IC60N 2P 16 16,00
IC60N 2P 32
5,05
7,58
7,58
27
27
27
3х4
3х4
3х4
8
10
16
4,63
4,63
4,63
0,107 0,945 0,022 0,170 0,077
0,107 2,657 0,061 0,319 0,145
0,107 4,252 0,098 0,511 0,232
125
0,95
0,60
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
0,60
15 3х1,5 24
12,3
0,126 0,106 0,001 0,168 0,076
1500
1500
1000
4125
0,9
0,9
0,9
0,9
7,58
7,58
5,05
20,83
16,00
16,00
16,00
32,00
7,58
7,58
5,05
27
27
27
4,63
4,63
4,63
0,107 3,720 0,086 0,447 0,203
0,107 2,392 0,055 0,287 0,131
0,107 0,827 0,019 0,149 0,068
16,00
16,00
16,00
32,00
16,00
16,00
16,00
32,00
10,00
10,00
10,00
10,00
10,00
10,00
10,00
10,00
IC60N 2P 16 16,00
IC60N 2P 16 16,00
IC60N 2P 16 16,00
IC60N 2P 32
70
3х4
3х4
3х4
14
9
7
Таблица 6.2 – Выбор оборудования 0,4 кВ для 2 этажа
Расчетный ток, А
Фа
за
1
Название
2
Освещение
A Спальня3+Балк.2
Розетки
A Спальня 3+Балк.2
Σ
Освещение
B
Спальня 2
B
Санузел
Розетки
B
Спальня 2
B Санузел+Корид.2
Σ
Освещение
C
Спальня 1
C Коридор+Балк. 1
Розетки
C
Спальня 1
C Корид.1+Балкон1
Σ
Σ Фаза A
Σ Фаза B
Σ Фаза C
Этаж 1
Кухня 5
АВ
С
Гараж 2
Руст,
cos ϕ
кВт
Автоматический
выключатель
Iдлит
Iкр
Кпу
I
,
(Iном),
(Iпуск ном.ав. Iрасц, А
ск
А
А
), А
6
7
8
9
Iнаиб
откл
способн,
кА
10
Тип
аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
Провод, кабель
Потери мощности
Потери
напряжения
Марк
АВ,
kзащ*Iза
Iдоп а и Длин r0,
x0,
Schneider
Iдл/kпопр
ΔP, Вт ΔQ, Вт ΔU, В ΔU, %
/k
сеч.,
а
l,м
Ом/км
Ом/км
щ попр
пров, А
Electric
ВВГ
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
3
4
5
50
0,95
0,24
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
2500
2550
0,9
0,9
12,63
12,88
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 12,63
25,00 25,00 10,00 IC60N 2P 25 25,00 12,88
27
27
45
28
0,95
0,95
0,22
0,13
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
1500
1500
3073
0,9
0,9
0,9
7,58
7,58
15,52
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 7,58
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 7,58
25,00 25,00 10,00 IC60N 2P 25 25,00 15,52
27
27
27
65
40
0,95
0,95
0,31
0,19
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
10,00 10,00 10,00 IC60N 2P 10 10,00
2000
1000
3105
7140
7266
7230
0,9
0,9
0,9
10,10
5,05
15,68
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 10,10
16,00 16,00 10,00 IC60N 2P 16 16,00 5,05
25,00 25,00 10,00 IC60N 2P 25 25,00 15,68
3000 0,75
3000 0,75
5,77
5,77
25,00 25,00 10,00 IC60H 4P 25 25,00
25,00 25,00 10,00 IC60H 4P 25 25,00
71
0,24
0,22
0,13
0,31
0,19
5,77
5,77
15 3х1,5 11
12,3
0,126 0,008 0,000 0,031 0,014
3х4
3х4
15
3
4,63
4,63
0,107 11,072 0,256 0,798 0,363
0,107 2,304 0,053 0,163 0,074
15 3х1,5 13
15 3х1,5 7
12,3
12,3
0,126 0,007 0,000 0,033 0,015
0,126 0,002 0,000 0,011 0,005
3х4
3х4
3х4
12
4
3
4,63
4,63
4,63
0,107 3,189 0,074 0,383 0,174
0,107 1,063 0,025 0,128 0,058
0,107 3,346 0,077 0,196 0,089
15 3х1,5 12
15 3х1,5 14
12,3
12,3
0,126 0,014 0,000 0,044 0,020
0,126 0,006 0,000 0,031 0,014
27
27
27
3х4
3х4
3х4
15
4
3
4,63
4,63
4,63
0,107 7,086 0,164 0,638 0,290
0,107 0,472 0,011 0,085 0,039
0,107 3,416 0,079 0,198 0,090
27
27
5х10
5х10
8
7
1,84
1,84
0,099 4,866 0,262 0,210 0,096
0,099 4,258 0,229 0,184 0,084
7 Безопасность жизнедеятельности
7.1 Анализ условий труда в помещениях подстанции
При работе с электроэнергией, особенно при ее производстве и
распределении, важна роль психологии и физиологии персонала. Примерами
быстропротекающих процессов в энергетике можно отнести операции по
вводу в параллельную работу синхронного генератора, оперативные
переключения в распределительных устройствах (РУ), ввод в работу
резервного электрооборудования, электрические испытания изоляции и др.
(приложение Ц).
7.2 Разработка заземляющего устройства подстанции
Защитное заземление преднамеренное электрическое соединение с
землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые
могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус и по
другим причинам (индуктивное влияние соседних токоведущих частей, вынос
потенциала, разряд молнии и т. п.). Принцип действия защитного заземления
основан на снижении до безопасных значений напряжений прикосновения и
шага, обусловленных замыканием на корпус и другими причинами
(приложение Ц).
7.3 Разработка мероприятий по улучшению условий труда
Главной задачей расчета освещения это обеспечить комфортной
световой среды для работы персонала согласно СНиП РК 2.04-05-2002.
Для нормальной работы персонала производственное освещение
отвечает следующим требованиям:
 Освещенность на рабочем месте соответствует характеру
выполняемой работы по СНиП РК 2.04-05-2002 «Естественное и
искусственное освещение. Общие требования»;
 Яркость на рабочей поверхности и в пределах окружающего
пространства распределятся равномерно;
 Резкие тени на рабочей поверхности отсутствуют;
 Освещение обеспечивает необходимый спектральный состав света
для правильной цветопередачи;
 Система освещения не является источником других вредных
факторов (шум и т.д.), а также является электро- и пожаробезопасной.
72
Естественное освещение – освещение помещений светом неба (прямым
или отраженным), проникающим через световые проемы в наружных
ограждающих конструкциях.
Особенностью естественного освещения является его чрезвычайно
высокий диапазон изменения и непостоянство. Поэтому оценивать
естественное освещение в абсолютных единицах освещенности – люксах – не
представляется возможным. Основной величиной для расчетов и
нормирования естественного освещения является коэффициент естественной
освещенности (КЕО), который определяется отношением (в процентах)
освещенности в данной точке внутри помещения Eвнутри к одновременно
измеряемой наружной горизонтальной освещенности под открытым небом
Eнаружи :
e=
Eвнутри
Eнаружи
 100%.
(7.28)
Исходные данные указаны в таблице 7.1. Применяем искусственное
освещение в вечернее время.
Таблица 7.1 – Исходные данные
Показатель
1. Длина помещения, м
2. Ширина помещения, м
3. Высота помещения, м
4. Высота рабочей поверхности, м
Обозначение
А
В
Н
hРАБ
Значение
10
6
2,8
1
Искусственное освещение на подстанции устанавливается по типу
системы освещения:
 Местное - концентрируется световой поток непосредственно на
рабочих местах;
 Общее, которое делится на: равномерное и локализованное;
 Комбинированное – совмещение общего и местного освещений.
В проекте предусмотрено искусственное освещение:
 Аварийное, которое применяется при внезапном отключении
рабочего освещения (5% от общего освещения);
 Рабочее – освещение во всех помещениях и на территории, для
создания условий нормальной работы;
 Эвакуационное – предусматривается в местах, опасных для прохода
людей (≥0,5 лк – освещенность в зданиях, 0,2 лк – вне их).
Нормирование искусственного освещения производится в соответствии
со СНиП РК 2.04-05-2002, освещенность на рабочих местах нормируем в
зависимости от условий выполнения зрительных работ, вида источника света
73
и системы освещения.
Для искусственного освещения помещений используем светодиодные
лампы, у которых высокая световая отдача (свыше 100 лм/Вт),
продолжительный срок службы (до 50000 ч), близкий к естественному,
спектральный состав излучаемого света, что обеспечивает хорошую
цветопередачу.
Рассчитаем общее освещение в главном управляющем помещении
подстанции длиной 10 м, шириной 6 м, высотой 2,8 м. Разряд зрительной
работы IV, в. В соответствии с СНиП РК о рекомендованных источниках
света для диспетчерских помещений нормируемая освещенность равна 300 лк.
Параметры светильника внесены в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Тип светильника
Тип помещения
Тип светильника
Тип лампы
Мощность, Вт
Коэф. использования, %
Cоsφ
Световой поток, лм
Управляющее помещение
CД-70
Osram 90 LED 5000K
50
70
0,95
5000
Индекс помещения, определяется соотношением размеров освещаемого
помещения:
i
A B
.
h A  B 
(7.29)
Высота подвеса светильников над рабочей поверхностью:
h  H  h раб ,
(7.30)
h  2,8 1  1,8 м.
Тогда индекс помещения определим как:
i
10  6
 2,08.
1,810  6
(7.31)
Световой поток:
F
74
E  кЗ  S  z

,
(7.32)
где
– нормируемая освещенность;
–коэффициент запаса при искусственном освещении;
освещаемая площадь;
–коэффициент неравномерности освещения;
–коэффициент использования светового потока.
F
300  1,5  10  6  1,1
 42429 лм.
0,7
Количество светильников:
F
F
F
,
FЛ
(7.33)
42429
 9.
5000
Тогда расчетный световой поток будет определяться по формуле:
FР 
F
E  KЗ  S  z
,
N 
(7.34)
300  1,5  10  6  1,1
 4714 лм.
9  0,7
Проверка светового потока:
F 
F 
FЛ  FР
100 %,
FЛ
(7.35)
5000  4714
100 %  5,7% .
5000
Полученная величина находится в пределах  10%  F  20% , значит
перерасчёт светового потока не требуется. Схема светодиодных ламп в
управляющем помещении подстанции показана на рисунке 7.3.
75
Рисунок 7.3 – Схема светодиодных ламп в управляющем помещении
подстанции
76
8
Экономическая
часть.
Бизнес
план
строительства
электроэнергетического комплекса для электроснабжения населенного
пункта «Гринсберг»
Резюме
Целью технико-экономического обоснования является расчет
экономической эффективности строительства системы электроснабжения
населенного пункта «Гринсберг» с использованием возобновляемых
источников энергии.
Основной задачей расчета являются определение экономической
эффективности проекта, включающей в себя расчет инвестиционной
приемлемости проекта, рентабельности инвестиций, норму прибыли, а также
срока окупаемости данного проекта.
В состав системы электроснабжения входят три основных блока
локальной энергосистемы, не присоединенной к национальной энергосистеме:
основная часть, отвечающая за производство электроэнергии с помощью пяти
ветрогенераторов суммарной мощностью 6,25 МВт и 4200 фотоэлектрических
панелей общей мощностью 1,26 МВт; промежуточная часть, выполняющая
функцию передачи электроэнергии от группы электростанций до населенного
пункта и потребителей; и конечная часть энергосистемы, являющаяся
распределительной для каждого приемника электрической энергии.
В результате расчета технико-экономических показателей были
получены следующие результаты:
– общие капитальные вложения в строительство энергообъекта составили
2240,054 млн. тенге;
– эксплуатационные затраты – 149,4 млн.тенге;
– суммарные затраты на передачу электроэнергии 17 млн.тенге;
– стоимость продажи электроэнергии равна 18,43 тенге/кВт∙ч;
– внутренняя норма прибыли IRR составила 14%.
Также был рассчитан доход от продажи квот на выбросы парниковых
газов, в результате чистая годовая прибыль за вычетом налога 20% составила
347,854 млн.тенге.
Полученная прибыль направлена на погашение инвестиционных средств
и кредита. Срок окупаемости сооружаемой системы электроснабжения
составил 6,5 лет. Организация брала кредит процентной ставкой 12%. В
результате с учетом дисконтирования срок окупаемости составил 8 лет, так
как чистая приведенная стоимость будет положительной на 8 год реализации
проекта.
77
8.1 Анализ рынка сбыта
В связи с выявленным дефицитом в электроснабжении потребителей
Алматинской области и Южного Казахстана в целом, предполагается, что
дополнительное присоединение строящегося по энергоэффективным
технологиям городка к существующим сетям АО «АЖК» и далее к сетям
национальной энергосистемы АО «KEGOC» принесет дополнительную
нагрузку на уже перегруженные существующие электростанции. Поэтому
существует смысл предлагать электроэнергию потребителям населенного
пункта «Гринсберг» автономно с помощью вышеназванных источников
возобновляемой энергии.
8.2 Тарифы на электроэнергию
Для стоимостной оценки результата строительства энергетического
комплекса используются действующий тариф на электроэнергию для
Алматинской области 18,43 тенге/кВт∙ч.
Тариф складывается из основных составляющих: производство
электроэнергии на электростанции, ее транспортировка по сетям локальной
энергосистемы и распределение по потребителям.
8.3 План производства
Проект электроэнергетического комплекса состоит из двух
составляющих: ветроэлектростанции (ВЭС) с солнечной электростанцией
(СЭС) и распределительного пункта. В свою очередь ВЭС представляет собой
5 ветрогенераторов фирмы Suzlon мощностью 1,25 МВт, а СЭС составляют
4200 фотоэлектрических панелей площадь 1,95 м2 каждая.
Затем
полученная
электроэнергия
собирается
на
шинах
распределительного пункта РП и преобразуется из постоянного в переменный
ток с помощью инверторов Siemens, а далее с помощью 2 трансформаторов
ТСЛ на 2500 кВА повышается напряжение сети до 10 кВ и энергия передается
по кабелям к потребителям.
В соответствии со строительными нормами срок строительства системы
электроснабжения для населенного пункта «Гринсберг» принят равным 12
месяцам.
Годовой объём вырабатываемой электроэнергии ветро- и солнечной
электростанции составляет около 29,025 млн. кВт ч. Объем произведенной
энергии определяется из рассчитанной установленной мощности
существующих потребителей, равной 3466 кВт, коэффициента мощности
cosφ=0,9 и графика электрических нагрузок, построенного в разделе 2.
78
8.4 Юридический план
Строительство и эксплуатация рассматриваемых энергообъектов
осуществляется за счет привлечения собственных средств организации и
заемного капитала потенциальных инвесторов.
Схема выплаты процентов за кредит принимается из расчета 12 %
годовых, начиная с первого года эксплуатации.
8.5 Экологическая информация
Экологическая ситуация в районе размещения электросети находится в
пределах установленных санитарных норм. Строительство электростанций,
распределительного пункта и прилегающих сетей никаким образом не
ухудшит экологическую ситуацию в районе, а даже позволит сэкономить на
до 9723,4 тонны угля в год.
8.6 Финансовый план
8.6.1 Определение капитальных вложений в строительство системы
электроснабжения (энергосистемы)
Капитальные затраты на сооружение ПС состоят из затрат на
подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и
прочего оборудования, затрат на монтажные работы.
Капитальные вложения в энергосистему КЭС зависят от многих факторов
и разделены на три составляющие:
– затраты по электростанциям – на ветроэлектростанцию (ВЭС) и
солнечную электростанцию (СЭС) – K ВЭС и K СЭС ;
– затраты по распределительному пункту электрической энергии – K РП ;
– затраты по кабельным линиям – K КЛ ;
Стоимость
ВЭС
состоит
из
стоимости
оборудования
–
ветрогенераторов, автоматических выключателей, батарей конденсаторов и
соответствующих строительно-монтажных работ.
Стоимость СЭС включает в себя стоимость и установку
фотоэлектрических панелей, аккумуляторных батарей и выпрямителей.
Расчетная стоимость распределительного пункта включает в себя
стоимость трансформаторов, инверторов, выключателей, разъединителей,
ограничителей перенапряжения (ОПН), ошиновки, строительных конструкций
и фундаментов, а также строительно-монтажных работ.
Капитальные затраты по энергосистеме:
79
K ЭС  K ВЭС  K СЭС  K РП  K КЛ ,
(8.1)
Все расчеты капиталовложений в подстанции сводятся в таблицу 7.2.1.
Стоимость оборудования включает в себя цену оборудования и стоимость
строительства данной единицы оборудования.
Во время расчета стоимости оборудования в национальной валюте была
использована информация Национального банка Республики Казахстан, по
которой официальные (рыночные) курсы валют на 21 мая 2015 года
составляют:
USD – 185,8 тенге;
EUR – 206,42 тенге;
RUB – 3,7 тенге.
Таблица 8.1 – Капитальные
электроснабжения
вложения
в
проектируемую
систему
Цена за
единицу,
млн. тенге
Всего,
млн.
тенге
278,7
1393,5
5
4,487
22,437
4200
0,04237
177,95
15
0,929
13,935
1050
0,039
40,969
5
59,27
296,351
5
1,442
7,212
6
7,164
Electric Masterpact NW20HDC
Трансформация и передача электроэнергии
42,982
Количество,
шт.
Наименование оборудования
Производство электроэнергии
Ветрогенератор Suzlon S66-1.25MW Mk II
5
Автоматический выключатель Schneider
Electric Masterpact NW12H1
Фотоэлектрическая панель YINGLI YGE 72
YL310P-35b
Батарея конденсаторов КРМТ-0,69-233-33,3
Аккумуляторная батарея EverExceed
10OPZv700
Выпрямитель Siemens Synamics DCM
D725/200
Кабель ВВГ 2х(2х300)
Автоматический выключатель Schneider
Автоматический выключатель ВАТ-492х6300/10-Л-УХЛ4
Инвертор Siemens Sinvert PVS2520
Трансформатор ТСЛ-2500-10/0,4
Выключатель ABB 15ADV20 AA4G1
Кабель СБ-10 3х120
2
3,163
6,326
2
2
3
2
103,007
8,081
2,9
3,757
206,014
16,163
8,7
7,515
2240,054
Итого
Капитальные затраты по энергосистеме (ЭС):
80
K ЭС  2240,054 млн.тенге.
8.6.2 Расчет суммарных эксплуатационных издержек
Суммарные эксплуатационные издержки определяются по выражению:
И  И ам  И об / рем  И пот ,
(8.2)
где Иам – ежегодные издержки на амортизацию, тенге;
Иоб/рем – издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и
текущие), тенге.
Ежегодные издержки на амортизацию определяются:
И ам 
 ам
 K ЭС ,
100
(8.3)
где  ам – нормы отчислений на амортизацию, %.
Издержки на обслуживание и ремонты определяются:
И об / рем 
 об / рем
 K ЭС ,
100
(8.4)
где  об / рем – нормы отчислений на обслуживание оборудования и
ремонты, % .
Расчет эксплуатационных издержек сводится в таблицу 8.2
Таблица 8.2 – Расчет эксплуатационных издержек ЭС
Элемент
Капитальные вло ам ,%
жения,
млн.тенге.
,%
Иам,
млн.
тенге
 об / рем
Иоб/рем,
Иэкс,
млн. тенге млн. тенге
ВЭС и Солнечная ЭС
1648,791
4,2
2
69,249
32,976
102,225
Выпрямитель
296,351
5
3
14,818
8,891
23,709
Кабельная линия
14,727
2,8
0,8
0,412
0,118
0,53
РП 10 кВ
Трансформатор
Инвертор
58,008
16,163
206,014
6,7
5
5
2,5
3
3
3,887
0,808
10,3
1,4502
0,485
6,18
5,1632
1,293
16,48
135,748
50,1002
149,4
Итого:
81
Эксплуатационные издержки на потери в оборудовании:
И пот  С0  ( WТР  Wинв  Wвыпр  WКЛ ).
(8.5)
И пот  18,43  (106349  378000  381060  57035)  17 млн.тенге,
где С0 - стоимость электроэнергии равна 18,43 тенге/кВт∙ч.
Потери рассчитаны в разделе 5 - Расчет потерь мощности и энергии
в оборудовании.
WТР - потери электроэнергии в трансформаторе;
WКЛ - потери электроэнергии в кабельной линии;
Wинв - потери электроэнергии в инверторе;
Wвыпр - потери электроэнергии в выпрямителе.
Общие издержки:
И  И ам  И об / рем  И пот,
И  (135,748  50,1002  17) 106  166,4 млн.тенге.
8.6.3 Расчет дохода от продажи электроэнергии
Объем потребляемой электроэнергии состоит из суммы энергий за
каждый из 4 сезонов и определяется по формуле:
Э  t  P ,
(8.6)
P – средняя мощность населенного пункта за 1 час в определенный сезон
где рассчитана в разделе 2;
Pзим  3397,4МВт, Pвесн  3291,4МВт, Pлетн  3244,4МВт, Pосен  3320,4МВт;
t =2190 ч – число часов в сезоне.
Э  2190  (3397,4  3291,4  3244,4  3320,4)  29,025млн.кВт  ч.
Рассчитаем доход от продажи электроэнергии потребителям
населенного пункта «Гринсберг». Выбираем минимальный тариф для
электроэнергии, выработанной с помощью возобновляемых источников
энергии T=18,43 тг/ кВт∙ч, основанный на законе о возобновляемых
источниках энергии.
Закон Республики Казахстан № 165-IV "О поддержке использования
возобновляемых источников энергии" от 4 июля 2009 года вступил в силу в
82
том же месяце и направлен на создание благоприятных условий для
использования возобновляемых источников энергии. Возобновляемыми
источниками энергии определены объекты гидроэнергетики мощностью до 35
МВт, солнечная энергия, энергия ветра и проекты, предусматривающие
использование для производства энергии и тепла таких возобновляемых
источников, как биогаз, биомасса и органические отходы.
Основные тезисы этого закона:
– Все компании, эксплуатирующие сети, должны приобретать весь
объем электроэнергии и/или тепла, получаемый из возобновляемых
источников.
– Срок действия договоров о закупке электрической и тепловой энергии
должен превышать период окупаемости оборудования, определенный в
технико-экономическом обосновании.
– Закупочная цена энергии устанавливается производителем энергии по
собственному усмотрению, но она не должна превышать стоимости,
определенной в технико-экономическом обосновании.
Доход от прогнозируемого объема выработки электроэнергии составит:
Д  Э T ,
(8.7)
Д  29,025  18,43  534,938 млн.тенге.
Чистая прибыль в год за вычетом издержек и подоходного налога 20%
составит:
ЧПр  ( Д  И )  0,8,
(8.8)
ЧПр  ( 534,938  166,4 )  0,8  294,83млн.тенге.
8.6.4 Расчет дохода от продажи квот на выбросы парниковых газов (ПГ)
По Киотскому протоколу Министерство охраны окружающей среды
Республики Казахстан приняло на себя обязательства по снижению выбросов
парниковых газов и сейчас ведет работу по созданию национальной системы
торговли выбросами СО2 и парниковых газов.
Предприятия будут стимулированы к снижению выбросов парниковых
газов благодаря предоставляемому для них выбору более выгодных условий.
В этом и заключается смысл новой системы для Казахстана – торговли
выбросами парниковых газов.
Число разрешений на выбросы СО2 будет выдаваться предприятиям
ограниченно. Если установленный для компании предел не будет достигнут и
уровень выбросов будет снижен, то оставшаяся часть может быть продана
другим предприятиям, которые все-таки превысили допустимый уровень
83
выбросов. Таким образом углеродные сертификаты станут средством куплипродажи.
Сейчас такие системы существуют в Европе и США. Благодаря
созданию системы торговли вредных выбросов, многие компании и заводы
смогли не только уменьшить эмиссии парниковых газов, но и получить
прибыль за счет проведенных мероприятий по энергоэффективности и
энергосбережению.
Экономическое развитие будет происходить благодаря внедрению
национальной системы торговли квотами на эмиссии углекислого газа. Таким
образом, экономически эффективный путь будет направлен на действия,
защищающие экологию.
Недостатком проекта является высокий тариф на отпуск
электроэнергии, возможным вариантом по снижению тарифа может стать
участие ВЭС в торговле углеродными квотами, при условии принятия в
Республике Казахстан соответствующей законодательной базы. Оценочное
снижение выбросов парниковых газов составит 29,722 тыс. тонн СО2 в год.
Стоимость 1 тонны на мировом рынке составляет 12 долл. США/тонна
или TCO2  2230тенге/ тонна .
Годовая выработка электроэнергии по проекту составляет 29,025 млн.
кВт·ч, тогда предотвращаемая эмиссия СО2 составит:
M CO2  Э  m  29,025  1,024  29,722 млн.кг.
(8.9)
где m  1,024кг - масса СО2, вырабатываемая при получении 1 кВт∙ч
электроэнергии на пылеугольной ТЭС [9].
Это означает, что выработка 1 кВт·ч электроэнергии на ветровой и
солнечной электростанции предотвращает эмиссию СО2 в размере 1,024 кг, и
владелец установленной мощности приобретает права продажи квот на
выбросы парниковых газов в соответствующем объеме и доход будет
следующим:
Д CO2  М CO2  TCO2 ,
(8.10)
Д CO2  29,722  2230  66,28 млн.тенге.
Тогда суммарный доход и чистая прибыль составят:
Д  Д  Д CO  534,938  66,28  601,218 млн.тенге,
2
ЧПр  ( 601,218  166,4 )  0,8  347,854 млн.тенге.
84
(8.11)
Простой срок окупаемости сооружаемой локальной энергосистемы
составит:
РР 
K ЭС 2240,054

 6,5 лет.
ЧПр 347 ,854
8.6.5 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций
Чистая приведенная стоимость (ЧПС)
Сроки окупаемости капитальных затрат на строительство системы
электроснабжения были рассчитаны методом чистой приведенной стоимости.
Этот метод основан на сопоставлении дисконтированных денежных потоков с
инвестициями. Для определения NPV необходимо спрогнозировать величину
финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему
знаменателю для возможности сравнения во времени. Чистая приведенная
стоимость определяется по формуле:
n
ЧПС  
t 1
CF
 Ic ,
(1  r ) n
(8.12)
где Ic – инвестиции в данный проект, млн. тенге;
r – ставка дисконтирования, r = 12%;
n – время реализации проекта, год;
СF– денежный поток, млн. тенге.
Денежный поток определяется по формуле
CF = ЧПр + Иам,
(8.13)
CF = 347,854 + 135,748 = 483,602 млн.тенге.
Лучшим инвестиционным проектом будет считаться тот у которого:
– ЧПС(NPV)0 и является определенной величиной, то стоимость
фирмы увеличивается;
– ЧПС(NPV) = 0, то экономист должен сделать новые расчеты по
выполняемому проекту и учитывать предполагаемые налоги;
– ЧПС(NPV)0, то проект не принимается, т.к. компания может
обанкротиться.
Принято, что CF не изменяется со временем. Расчет сведен в таблицу
8.3.
ВНП (IRR) - Внутренняя норма прибыли
85
При ЧПС=0 внутренняя норма прибыли становится равной стоимости
капитала.
Для определения цены капитала:
– Путем подбора, изменяя rt, совершается несколько расчетов для того,
чтобы ЧПС стал равным 0;
– рассчитывается по формуле:
+
ВНП(IRR)  r1
ЧПС1 + (r 2 -r1 )
+
ЧПС1 + ЧПС2
(8.14)
-
где ЧПС1+ - ЧПС при расчете капитала (процентной ставки) r1;
ЧПС2- - ЧПС при расчете капитала (процентной ставки) r2;
r1 - цена капитала, при которой ЧПС на минимальную величину
превышает 0;
r2 - цена капитала, при которой ЧПС на минимальную величину
меньше 0.
ВНП(IRR)=14%.
Таблица 8.3 – Расчет ЧПС
Год
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Ic, млн.
тенге
2240,05
CF, млн. тенге
-2240,054
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
483,602
1
(1  r) n
1,000
0,893
0,797
0,712
0,636
0,567
0,507
0,452
0,404
0,361
0,322
0,287
0,257
0,229
0,205
0,183
0,163
0,146
0,130
0,116
0,104
0,093
0,083
0,074
CF
, млн. тенге ЧПС, млн. тенге
(1  r ) n
-2240,054
431,788
385,525
344,218
307,338
274,409
245,008
218,757
195,319
174,392
155,707
139,024
124,129
110,829
98,955
88,352
78,886
70,434
62,887
56,149
50,133
44,762
39,966
35,684
86
-2240,054
-1808,267
-1422,742
-1078,524
-771,186
-496,777
-251,769
-33,012
162,307
336,698
492,405
631,429
755,558
866,387
965,341
1053,694
1132,580
1203,014
1265,901
1322,050
1372,184
1416,946
1456,912
1492,596
ВНП (IRR), %
14
Из полученных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций
составил около 8 лет.
Заключение
В данном дипломном проекте была спроектирована система
электроснабжения населенного пункта «Гринсберг» (Greensburg).
В разделе «Описание населенного пункта» приведена план-схема
коттеджного городка «Гринсберг», занимающего выгодное географическое
положение, и определены основные причины возникновения данного проекта.
В разделе «Расчет электрических нагрузок» произведено определение
нагрузок потребителей за сутки, за год для дальнейшего определения
мощности источника электроэнергии.
В разделе «Расчет ветропотенциала» стало понятно, что населенный
пункт расположен в зоне с высоким потенциалом энергии ветра, поэтому в
качестве основного источника электроэнергии для электроснабжения
коттеджного городка выбираем энергию ветра.
Для покрытия провала мощности, возникающего вследствие
непостоянства скорости ветра, решено использовать энергию, получаемую от
фотоэлектрических панелей и запасаемую в темное время суток в
аккумуляторные батареи. Для этого необходимо был поведен расчет
солнечного потенциала в нужной точке Земли.
В разделе «Электроснабжение населенного пункта» осуществлено
проектирование схемы электроснабжения от ветро- и солнечной
электростанции до потребителей. Также совершен расчет токов короткого
замыкания: одно-, двух- и трехфазных для двух режимов питания нагрузок. В
завершение этого раздела выбрано необходимое электрооборудование:
начиная от выпрямителей и трансформаторов и заканчивая кабелем,
соединяющим каждый дом с системой электроснабжения. Также рассчитаны
потери мощности, энергии и напряжения.
В специальной части рассмотрены моменты в электроснабжении
энергосберегающего дома, а именно освещение, схема бесперебойного
питания от собственного источника энергии.
В разделе «Безопасность жизнедеятельности» были учтены меры по
защите человека от аварийных случаев.
В
экономической
части
доказана
финансово-экономическая
целесообразность строительства системы электроснабжения поселка.
Таким образом в проекте просчитаны все стадии существования
электрической энергии от производства и передачи из альтернативных
87
источников, свободных от парниковых
энергоэффективного потребления.
газов,
до
распределения
и
Список литературы
Основная литература:
1. Электроснабжение сельского хозяйства. Учебник для вузов –
И.А.Будзко, Н.М.Зуль. – М.: Колос, 2005. – 536 с.: ил. – ISBN 5-10-003172-7.
2. В. Ю. Гессен, Ф. М. Ихтейман, С. Ф. Симоновский, Г. Н. Катович.
Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского
хозяйства: учебное пособие для вузов - М.: Колос, 2004. - 208 с. : ил. - Б. ц.
3. Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов. Электроснабжение сельского
хозяйства. – М.: Колос, 2008. – 655 с.: ил.
4. Твайделл Дж. Возобновляемые источники энергии. Дж. Твайделл, А.
Уэйр. Пер. с англ.- М.: Энергоатомиздат, 2005.- 392 с.
5. Ветроэнергетика Под ред. Д. де Рензо: Пер. с англ.; под ред. Я. И.
Шефтера. — М.: Энергоатомиздат, 1982. —272 с, ил.
6. Харитонов В.П. Автономные ветроэлектрические установки М.:
Всероссийский
научно-исследовательский
институт
электрификации
сельского хозяйства, 2006. – 280 с.
7. Виссарионов В.И., Дерюгина Г.В., Кузнецова В.А., Малинин Н.К.
Солнечная энергетика: Учебное пособие для вузов / Под ред.
В.И.Виссарионова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - с.
8. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю. Г.
Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 2006. - 576 с.
Дополнительная литература:
1. Фолькер Куашнинг. Системы возобновляемых источников энергии.
Технология - Расчеты – Моделирование. Учебник / Пер. с немецкого. —
Астана, 2013. — 432 с.: 280 цв. ил., 113 табл. — ISBN 978-601-302-032-7.
2.
Ветродизельные
комплексы
в
децентрализованном
электроснабжении: монография – Бобров А.В., Тремясов В.А. – СФУ
Издательство, 2012 – 216 стр.
3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и
подстанций. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 2004. - 648 с.
4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и
подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования. М. Энергоатомиздат. 2005. 605 с.
88
5.
Курсовое
и
дипломное
проектирование
по
разделу
«Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных
пунктов». Методические указания – Волгоград, 2008. – 42 стр.
5. Охрана труда. Под редакцией проф. Б.А. Князевского. М. Высшая
школа. 2006. 308 с.
6. Папафанасопуло Г. А. Несколько примеров расчетов снижения или
предотвращения выбросов парниковых газов в энергетических проектах в
Казахстане. / Энергетика и топливные ресурсы Казахстана, №1, 2007, с. 102110.
7. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы
экономического сравнения вариантов. М. Энергоатомиздат. 2004. 211 с.
8. Компенсированный асинхронный генератор для автономных систем
электроснабжения. Мишин В.И., д.т.н., проф., Козырский В.В., д.т.н., проф. –
Национальный аграрный университет, – Киев, 2009.
9. Михалычева Э.А., Трифонов А.Г. Экологические аспекты
строительства и эксплуатации ветроэнергетических станций. – Вестник
Брестского государственного технического университета. – 2013.
10. Сайт http://cleantechnica.com/ – 13 Charts On Solar Panel Cost &
Growth Trends September 4th, 2014 by Zachary Shahan.
11. Сайт http://en.wikipedia.org/ – Cost of electricity by source in 2015.
89
Приложение А
Описание населенного пункта
Рисунок А1 – План-схема проектируемого населенного пункта
“Greensburg”
90
Продолжение приложения А
Рисунок А1– Ветровой атлас участка в районе Коридора Шелек.
91
Приложение Б
Суточные графики активных нагрузок потребителей
Таблица Б1 – Суточный зимний график активных нагрузок потребителей
92
№ п/п Уст.
мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
13
%
0,65
0,6
0,6
0,65
0,65
0,6
0,65
0,6
0,6
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
P
39
36
18
32,5
32,5
12
32,5
18
36
24
26
6,5
6,5
6,5
39
24
13
39
13
13,65
585
585
572
29,25
2239
14
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
15
16
%
P
%
P
0,6
36
0,6
36
0,75 45 0,75 45
0,75 22,5 0,75 22,5
0,6
30
0,6
30
0,6
30
0,6
30
0,75 15 0,75 15
0,6
30
0,6
30
0,75 22,5 0,75 22,5
0,75 45 0,75 45
0,75 30 0,75 30
0,6
24
0,6
24
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
36
0,6
36
0,75 30 0,75 30
0,6
12
0,6
12
0,6
36
0,6
36
0,6
12
0,6
12
0,6 12,6 0,6 12,6
0,6 540 0,6 540
0,6 540 0,6 540
0,6 528 0,6 528
0,6
27
0,6
27
2122
2122
17
%
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
42
21
35
35
14
35
21
42
28
28
7
7
7
42
28
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2426
18
%
0,85
0,65
0,65
0,85
0,85
0,65
0,85
0,65
0,65
0,65
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,65
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
P
51
39
19,5
42,5
42,5
13
42,5
19,5
39
26
34
8,5
8,5
8,5
51
26
17
51
17
17,85
765
765
748
38,25
2890
19
%
0,65
0,6
0,6
0,65
0,65
0,6
0,65
0,6
0,6
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
P
39
36
18
32,5
32,5
12
32,5
18
36
24
26
6,5
6,5
6,5
39
24
13
39
13
13,65
585
585
572
29,25
2239
20
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
21
22
%
P
%
P
0,6
36
0,6
36
0,75 45 0,75 45
0,75 22,5 0,75 22,5
0,6
30
0,6
30
0,6
30
0,6
30
0,75 15 0,75 15
0,6
30
0,6
30
0,75 22,5 0,75 22,5
0,75 45 0,75 45
0,75 30 0,75 30
0,6
24
0,6
24
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
36
0,6
36
0,75 30 0,75 30
0,6
12
0,6
12
0,6
36
0,6
36
0,6
12
0,6
12
0,6 12,6 0,6 12,6
0,6 540 0,6 540
0,6 540 0,6 540
0,6 528 0,6 528
0,6
27
0,6
27
2122
2122
23
%
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
42
21
35
35
14
35
21
42
28
28
7
7
7
42
28
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2426
24
%
P
0,85 51
0,65 39
0,65 19,5
0,85 42,5
0,85 42,5
0,65 13
0,85 42,5
0,65 19,5
0,65 39
0,65 26
0,85 34
0,85 8,5
0,85 8,5
0,85 8,5
0,85 51
0,65 26
0,85 17
0,85 51
0,85 17
0,85 17,85
0,85 765
0,85 765
0,85 748
0,85 38,25
2890
Продолжение приложения Б
Таблица Б2 – Суточный весенний график активных нагрузок потребителей
93
№ п/п Уст.
мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
1
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
2
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
3
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
4
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
5
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
P
27
27
13,5
22,5
22,5
9
22,5
13,5
27
18
18
4,5
4,5
4,5
27
18
9
27
9
9,45
405
405
396
20,25
1560
6
%
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
7
P
30
30
15
25
25
10
25
15
30
20
20
5
5
5
30
20
10
30
10
10,5
450
450
440
22,5
1733
%
0,6
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
8
P
36
30
15
25
25
10
25
15
30
20
20
5
5
5
30
20
10
30
10
10,5
450
450
440
22,5
1739
%
0,7
0,6
0,6
0,7
0,7
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
9
P
42
36
18
35
35
12
35
18
36
24
28
7
7
7
42
24
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2398
%
0,6
0,8
0,8
0,6
0,6
0,8
0,6
0,8
0,8
0,8
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,8
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
10
P
36
48
24
30
30
16
30
24
48
32
24
6
6
6
36
32
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2136
%
0,75
0,9
0,9
0,75
0,75
0,9
0,75
0,9
0,9
0,9
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,9
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
P
45
54
27
37,5
37,5
18
37,5
27
54
36
30
7,5
7,5
7,5
45
36
15
45
15
15,75
675
675
660
33,75
2642
11
12
%
P
%
P
0,85 51 0,75 45
1
60 0,85 51
1
30 0,85 25,5
0,85 42,5 0,75 37,5
0,85 42,5 0,75 37,5
1
20 0,85 17
0,85 42,5 0,75 37,5
1
30 0,85 25,5
1
60 0,85 51
1
40 0,85 34
0,85 34 0,75 30
0,85 8,5 0,75 7,5
0,85 8,5 0,75 7,5
0,85 8,5 0,75 7,5
0,85 51 0,75 45
1
40 0,85 34
0,85 17 0,75 15
0,85 51 0,75 45
0,85 17 0,75 15
0,85 17,85 0,75 15,75
0,85 765 0,75 675
0,85 765 0,75 675
0,85 748 0,75 660
0,85 38,25 0,75 33,75
2988
2628
Продолжение приложения Б
Продолжение таблицы Б2
94
№ п/п Уст.
мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
13
%
0,65
0,6
0,6
0,65
0,65
0,6
0,65
0,6
0,6
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
P
39
36
18
32,5
32,5
12
32,5
18
36
24
26
6,5
6,5
6,5
39
24
13
39
13
13,65
585
585
572
29,25
2239
14
%
P
0,6
36
0,65 39
0,65 19,5
0,6
30
0,6
30
0,65 13
0,6
30
0,65 19,5
0,65 39
0,65 26
0,6
24
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
36
0,65 26
0,6
12
0,6
36
0,6
12
0,6 12,6
0,6 540
0,6 540
0,6 528
0,6
27
2094
15
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
16
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
17
%
P
0,6
36
0,65 39
0,65 19,5
0,6
30
0,6
30
0,65 13
0,6
30
0,65 19,5
0,65 39
0,65 26
0,6
24
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
36
0,65 26
0,6
12
0,6
36
0,6
12
0,6 12,6
0,6 540
0,6 540
0,6 528
0,6
27
2094
18
%
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
36
18
30
30
12
30
18
36
24
24
6
6
6
36
24
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2080
19
%
0,65
0,6
0,6
0,65
0,65
0,6
0,65
0,6
0,6
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,6
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
P
39
36
18
32,5
32,5
12
32,5
18
36
24
26
6,5
6,5
6,5
39
24
13
39
13
13,65
585
585
572
29,25
2239
20
%
P
0,85 51
0,6
36
0,6
18
0,85 42,5
0,85 42,5
0,6
12
0,85 42,5
0,6
18
0,6
36
0,6
24
0,85 34
0,85 8,5
0,85 8,5
0,85 8,5
0,85 51
0,6
24
0,85 17
0,85 51
0,85 17
0,85 17,85
0,85 765
0,85 765
0,85 748
0,85 38,25
2876
21
22
23
%
P
%
P
%
P
1
60 0,85 51
0,6
36
0,55 33
0,5
30 0,45 27
0,55 16,5 0,5
15 0,45 13,5
1
50 0,85 42,5 0,6
30
1
50 0,85 42,5 0,6
30
0,55 11
0,5
10 0,45
9
1
50 0,85 42,5 0,6
30
0,55 16,5 0,5
15 0,45 13,5
0,55 33
0,5
30 0,45 27
0,55 22
0,5
20 0,45 18
1
40 0,85 34
0,6
24
1
10 0,85 8,5 0,6
6
1
10 0,85 8,5 0,6
6
1
10 0,85 8,5 0,6
6
1
60 0,85 51
0,6
36
0,55 22
0,5
20 0,45 18
1
20 0,85 17
0,6
12
1
60 0,85 51
0,6
36
1
20 0,85 17
0,6
12
1
21 0,85 17,85 0,6 12,6
1
900 0,85 765 0,6 540
1
900 0,85 765 0,6 540
1
880 0,85 748 0,6 528
1
45 0,85 38,25 0,6
27
3340
2848
2038
24
%
0,4
0,35
0,35
0,4
0,4
0,35
0,4
0,35
0,35
0,35
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,35
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
P
24
21
10,5
20
20
7
20
10,5
21
14
16
4
4
4
24
14
8
24
8
8,4
360
360
352
18
1372
Продолжение приложения Б
Таблица Б3 – Суточный летний график активных нагрузок потребителей
95
№ п/п Уст.
мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
1
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
2
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
3
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
4
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
5
P
18
18
9
15
15
6
15
9
18
12
12
3
3
3
18
12
6
18
6
6,3
270
270
264
13,5
1040
%
0,45
0,4
0,4
0,45
0,45
0,4
0,45
0,4
0,4
0,4
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,4
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
6
P
27
24
12
22,5
22,5
8
22,5
12
24
16
18
4,5
4,5
4,5
27
16
9
27
9
9,45
405
405
396
20,3
1546
%
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
0,45
7
P
27
27
13,5
22,5
22,5
9
22,5
13,5
27
18
18
4,5
4,5
4,5
27
18
9
27
9
9,45
405
405
396
20,3
1560
%
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
8
P
30
30
15
25
25
10
25
15
30
20
20
5
5
5
30
20
10
30
10
10,5
450
450
440
22,5
1733
%
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
9
P
42
42
21
35
35
14
35
21
42
28
28
7
7
7
42
28
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2426
%
0,75
0,85
0,85
0,75
0,75
0,85
0,75
0,85
0,85
0,85
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,85
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
10
P
45
51
25,5
37,5
37,5
17
37,5
25,5
51
34
30
7,5
7,5
7,5
45
34
15
45
15
15,8
675
675
660
33,8
2628
%
0,75
0,9
0,9
0,75
0,75
0,9
0,75
0,9
0,9
0,9
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,9
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
P
45
54
27
37,5
37,5
18
37,5
27
54
36
30
7,5
7,5
7,5
45
36
15
45
15
15,8
675
675
660
33,8
2642
11
%
0,8
1
1
0,8
0,8
1
0,8
1
1
1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
P
48
60
30
40
40
20
40
30
60
40
32
8
8
8
48
40
16
48
16
16,8
720
720
704
36
2829
12
%
0,7
0,8
0,8
0,7
0,7
0,8
0,7
0,8
0,8
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
48
24
35
35
16
35
24
48
32
28
7
7
7
42
32
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2454
Продолжение приложения Б
Продолжение таблицы Б3
96
№ п/п Уст.
мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
13
14
15
%
P
%
P
%
P
0,6
36 0,55 33
0,5
30
0,55 33 0,55 33 0,65 39
0,55 16,5 0,55 16,5 0,65 19,5
0,6
30 0,55 27,5 0,5
25
0,6
30 0,55 27,5 0,5
25
0,55 11 0,55 11 0,65 13
0,6
30 0,55 27,5 0,5
25
0,55 16,5 0,55 16,5 0,65 19,5
0,55 33 0,55 33 0,65 39
0,55 22 0,55 22 0,65 26
0,6
24 0,55 22
0,5
20
0,6
6
0,55 5,5 0,5
5
0,6
6
0,55 5,5 0,5
5
0,6
6
0,55 5,5 0,5
5
0,6
36 0,55 33
0,5
30
0,55 22 0,55 22 0,65 26
0,6
12 0,55 11
0,5
10
0,6
36 0,55 33
0,5
30
0,6
12 0,55 11
0,5
10
0,6 12,6 0,55 11,6 0,5 10,5
0,6 540 0,55 495 0,5 450
0,6 540 0,55 495 0,5 450
0,6 528 0,55 484 0,5 440
0,6
27 0,55 24,8 0,5 22,5
2066
1906
1775
16
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
17
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
18
19
20
%
P
%
P
%
P
0,6
36 0,65 39 0,75 45
0,65 39 0,65 39 0,65 39
0,65 19,5 0,65 19,5 0,65 19,5
0,6
30 0,65 32,5 0,75 37,5
0,6
30 0,65 32,5 0,75 37,5
0,65 13 0,65 13 0,65 13
0,6
30 0,65 32,5 0,75 37,5
0,65 19,5 0,65 19,5 0,65 19,5
0,65 39 0,65 39 0,65 39
0,65 26 0,65 26 0,65 26
0,6
24 0,65 26 0,75 30
0,6
6
0,65 6,5 0,75 7,5
0,6
6
0,65 6,5 0,75 7,5
0,6
6
0,65 6,5 0,75 7,5
0,6
36 0,65 39 0,75 45
0,65 26 0,65 26 0,65 26
0,6
12 0,65 13 0,75 15
0,6
36 0,65 39 0,75 45
0,6
12 0,65 13 0,75 15
0,6 12,6 0,65 13,7 0,75 15,8
0,6 540 0,65 585 0,75 675
0,6 540 0,65 585 0,75 675
0,6 528 0,65 572 0,75 660
0,6
27 0,65 29,3 0,75 33,8
2094
2253
2572
21
22
%
P
%
P
0,8
48
1
60
0,55 33 0,55 33
0,55 16,5 0,55 16,5
0,8
40
1
50
0,8
40
1
50
0,55 11 0,55 11
0,8
40
1
50
0,55 16,5 0,55 16,5
0,55 33 0,55 33
0,55 22 0,55 22
0,8
32
1
40
0,8
8
1
10
0,8
8
1
10
0,8
8
1
10
0,8
48
1
60
0,55 22 0,55 22
0,8
16
1
20
0,8
48
1
60
0,8
16
1
20
0,8 16,8
1
21
0,8 720
1
900
0,8 720
1
900
0,8 704
1
880
0,8
36
1
45
2703
3340
23
%
0,6
0,4
0,4
0,6
0,6
0,4
0,6
0,4
0,4
0,4
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,4
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
24
12
30
30
8
30
12
24
16
24
6
6
6
36
16
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2024
24
%
0,4
0,35
0,35
0,4
0,4
0,35
0,4
0,35
0,35
0,35
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,35
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
P
24
21
10,5
20
20
7
20
10,5
21
14
16
4
4
4
24
14
8
24
8
8,4
360
360
352
18
1372
Продолжение приложения Б
Таблица Б4 – Суточный осенний график активных нагрузок потребителей
97
Уст.
№ п/п мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
1
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
2
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
3
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
4
%
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
0,35
P
21
21
10,5
17,5
17,5
7
17,5
10,5
21
14
14
3,5
3,5
3,5
21
14
7
21
7
7,35
315
315
308
15,75
1213
5
6
%
P
%
P
0,4
24
0,4
24
0,45 27 0,35 21
0,45 13,5 0,35 10,5
0,4
20
0,4
20
0,4
20
0,4
20
0,45
9
0,35
7
0,4
20
0,4
20
0,45 13,5 0,35 10,5
0,45 27 0,35 21
0,45 18 0,35 14
0,4
16
0,4
16
0,4
4
0,4
4
0,4
4
0,4
4
0,4
4
0,4
4
0,4
24
0,4
24
0,45 18 0,35 14
0,4
8
0,4
8
0,4
24
0,4
24
0,4
8
0,4
8
0,4 8,4 0,4 8,4
0,4 360 0,4 360
0,4 360 0,4 360
0,4 352 0,4 352
0,4
18
0,4
18
1400
1372
7
%
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
8
P
36
36
18
30
30
12
30
18
36
24
24
6
6
6
36
24
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2080
%
0,7
0,65
0,65
0,7
0,7
0,65
0,7
0,65
0,65
0,65
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,65
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
9
P
42
39
19,5
35
35
13
35
19,5
39
26
28
7
7
7
42
26
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2412
%
0,7
0,8
0,8
0,7
0,7
0,8
0,7
0,8
0,8
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
10
P
42
48
24
35
35
16
35
24
48
32
28
7
7
7
42
32
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2454
%
P
0,8
48
0,95 57
0,95 28,5
0,8
40
0,8
40
0,95 19
0,8
40
0,95 28,5
0,95 57
0,95 38
0,8
32
0,8
8
0,8
8
0,8
8
0,8
48
0,95 38
0,8
16
0,8
48
0,8
16
0,8 16,8
0,8 720
0,8 720
0,8 704
0,8
36
2815
11
%
0,8
1
1
0,8
0,8
1
0,8
1
1
1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
P
48
60
30
40
40
20
40
30
60
40
32
8
8
8
48
40
16
48
16
16,8
720
720
704
36
2829
12
%
0,7
0,85
0,85
0,7
0,7
0,85
0,7
0,85
0,85
0,85
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,85
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
51
25,5
35
35
17
35
25,5
51
34
28
7
7
7
42
34
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2468
Продолжение приложения Б
Продолжение таблицы Б4
98
№ п/п Уст.
мощн
ость
∑Рн
1
60
2
60
3
30
4
50
5
50
6
20
7
50
8
30
9
60
10
40
11
40
12
10
13
10
14
10
15
60
16
40
17
20
18
60
19
20
20
21
21
900
22
900
23
880
24
45
3466
Час №
13
%
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
36
18
30
30
12
30
18
36
24
24
6
6
6
36
24
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2080
14
%
P
0,6
36
0,65 39
0,65 19,5
0,6
30
0,6
30
0,65 13
0,6
30
0,65 19,5
0,65 39
0,65 26
0,6
24
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
36
0,65 26
0,6
12
0,6
36
0,6
12
0,6 12,6
0,6 540
0,6 540
0,6 528
0,6
27
2094
15
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
16
%
0,6
0,7
0,7
0,6
0,6
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
P
36
42
21
30
30
14
30
21
42
28
24
6
6
6
36
28
12
36
12
12,6
540
540
528
27
2108
17
%
P
0,6
36
0,65 39
0,65 19,5
0,6
30
0,6
30
0,65 13
0,6
30
0,65 19,5
0,65 39
0,65 26
0,6
24
0,6
6
0,6
6
0,6
6
0,6
36
0,65 26
0,6
12
0,6
36
0,6
12
0,6 12,6
0,6 540
0,6 540
0,6 528
0,6
27
2094
18
%
0,7
0,6
0,6
0,7
0,7
0,6
0,7
0,6
0,6
0,6
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,6
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
36
18
35
35
12
35
18
36
24
28
7
7
7
42
24
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2398
19
%
0,8
0,6
0,6
0,8
0,8
0,6
0,8
0,6
0,6
0,6
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,6
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
P
48
36
18
40
40
12
40
18
36
24
32
8
8
8
48
24
16
48
16
16,8
720
720
704
36
2717
20
%
1
0,6
0,6
1
1
0,6
1
0,6
0,6
0,6
1
1
1
1
1
0,6
1
1
1
1
1
1
1
1
P
60
36
18
50
50
12
50
18
36
24
40
10
10
10
60
24
20
60
20
21
900
900
880
45
3354
21
%
0,85
0,55
0,55
0,85
0,85
0,55
0,85
0,55
0,55
0,55
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,55
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
0,85
P
51
33
16,5
42,5
42,5
11
42,5
16,5
33
22
34
8,5
8,5
8,5
51
22
17
51
17
17,85
765
765
748
38,25
2862
22
%
0,7
0,5
0,5
0,7
0,7
0,5
0,7
0,5
0,5
0,5
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,5
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
P
42
30
15
35
35
10
35
15
30
20
28
7
7
7
42
20
14
42
14
14,7
630
630
616
31,5
2370
23
24
%
P
%
P
0,55 33
0,4
24
0,45 27 0,35 21
0,45 13,5 0,35 10,5
0,55 27,5 0,4
20
0,55 27,5 0,4
20
0,45
9
0,35
7
0,55 27,5 0,4
20
0,45 13,5 0,35 10,5
0,45 27 0,35 21
0,45 18 0,35 14
0,55 22
0,4
16
0,55 5,5 0,4
4
0,55 5,5 0,4
4
0,55 5,5 0,4
4
0,55 33
0,4
24
0,45 18 0,35 14
0,55 11
0,4
8
0,55 33
0,4
24
0,55 11
0,4
8
0,55 11,55 0,4
8,4
0,55 495 0,4 360
0,55 495 0,4 360
0,55 484 0,4 352
0,55 24,75 0,4
18
1878
1372
Приложение В
Распределение потребителей по ТП
Таблица В1 – Распределение потребителей по ТП2
99
Продолжение приложения В
Таблица В2 – Распределение потребителей по ТП3
100
Продолжение приложения В
Таблица В3 – Распределение потребителей по ТП4
101
Продолжение приложения В
Таблица В4 – Распределение потребителей по ТП5
102
Продолжение приложения В
Таблица В5 – Распределение потребителей по ТП6
103
Продолжение приложения В
Таблица В6 – Распределение потребителей по ТП7
104
Продолжение приложения В
Таблица В7 – Распределение потребителей по РП1
Таблица В8 – Распределение потребителей по РП2
105
Приложение Г
Определение центра электрических нагрузок
Таблица Г1 – Расчет ЦЭН ТП4
i
Номе
р по
плану
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
9.3
20.2
16.1
20.3
19
Название
Pi, кВт
cos φ
Si, КВА
xi, у.е.
yi, у.е.
Si∙xi
Si∙yi
Квартал 2х22
1
2
Квартал 6х22
Квартал 8х15
Квартал 8х15
Квартал 1х15
Квартал 8х15
СТО
Минимаркет
Религиозные сооружения
Минимаркет
Водонасосная станция
Итого
44
22
22
132
120
120
15
120
20
7
20
7
20
625
0,92
47,8261
7532,61
143,478
130,435
130,435
16,3043
130,435
26,6667
8,43373
21,7391
8,43373
26,6667
690,853
157,5
157,5
157,5
162
134
134
134
116
135,75
137,25
130
100,75
99,75
136,297
6277,17
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,75
0,83
0,92
0,83
0,75
131,25
128,5
134
146,875
146,875
164,875
180,5
164,875
107,75
126,5
129
167,5
148,75
151,387
21073,4
19157,6
21505,4
2942,93
21505,4
2873,33
1066,87
2804,35
1412,65
3966,67
104586
23243,5
17478,3
17478,3
2184,78
15130,4
3620
1157,53
2826,09
849,699
2660
94161,1
106
Приложение Д
Программа для расчета ветропотенциала
Рисунок Д1 – Распределение потребителей по РП1
107
Приложение Е
Данные метеостанции по скоростям ветра
Таблица Е1 – Данные метеостанции по скоростям ветра
№
108
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Wind Speed,
Скорость Скорость Скорость Std Dev,
Gust, m/s m/s Heated
ветра, м/с ветра, м/с ветра, м/с m/s (33,1
(33,1 m) anemometer
(10,6 м) (33,1 м)
(80 м)
m)
(32,9 m)
5,72
7,49
8,47
0,7
9,35
99,99
6,12
7,49
8,47
0,6
9,04
99,99
5,82
7,33
8,29
0,56
8,89
99,99
6,65
8,19
9,27
0,54
9,66
99,99
6,58
8,11
9,18
0,62
9,51
99,99
6,75
8,42
9,53
0,74
10,13
99,99
6,95
8,65
9,79
0,66
10,28
99,99
7,31
8,89
10,06
0,74
10,91
99,99
8,24
9,58
10,84
0,95
11,37
99,99
52696
52697
52698
52699
52700
52701
52702
52703
52704
52705
8,5
7,18
7,88
7,56
8,26
7,8
6,4
7,18
6,94
8,42
9,62
8,12
8,92
8,55
9,35
8,83
7,24
8,12
7,85
9,53
ср
7,19
8,14
0,82
0,74
0,43
0,39
0,5
0,87
0,76
0,5
0,56
0,6
10,91
8,57
8,73
8,42
9,35
9,51
7,95
8,57
8,42
9,82
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
Dir, deg
(10,6 m)
56
44
49
45
47
53
56
54
53
…
71
51
41
34
40
41
40
48
42
52
Temp
Дата и
Dir, deg Temp, deg Temp, deg
Pressure,
difference,
время(ггггммддччм
(32,4 m) C (4,7 m) C (32,4 m)
hPa (4,7 m)
deg C
м)
60
49
52
50
50
56
59
57
55
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,2
0,1
0,1
0
-0,1
0
0
0
0
0
0
-0,1
-0,09
-0,18
-0,09
-0,09
-0,09
-0,18
-0,18
-0,09
-0,18
961
961,2
961
961
960,6
960,6
960,6
960,5
960,3
200001010010
200001010020
200001010030
200001010040
200001010050
200001010100
200001010110
200001010120
200001010130
74
55
46
42
45
45
42
50
46
54
2
0,9
0,7
0,7
0,8
0,4
0,1
0,2
0,1
0,1
2
1
0,7
0,6
0,9
0,1
-0,1
-0,1
-0,1
0
0,01
0,09
0
-0,09
0,09
-0,27
-0,18
-0,27
-0,18
-0,09
961,5
961,5
961,3
961,5
961,2
961,5
961,5
961,3
961,2
961
199912312230
199912312240
199912312250
199912312300
199912312310
199912312320
199912312330
199912312340
199912312350
200001010000
Приложение Ж
Данные для построения розы ветров
Таблица Ж1 – Данные для построения розы ветров
Направление, на 33,1м
N
NNE
NE
ENE
E
ESE
SE
SSE
S
SSW
SW
WSW
W
WNW
NW
NNW
Частота, %
0,58
0,84
7,87
34,27
7,56
1,06
0,6
0,62
1,07
2,09
13,76
17,84
8,01
2,19
1,03
0,6
99,99
Скорость, м/с
2,6
3,09
6,91
8,18
6,42
2,76
2,28
3,14
3,68
4,96
7,54
7,98
5,66
3,64
2,86
2,46
7,12
Энергия, кВт∙ч
56,25909
136,7727
14330,24
103518,7
11040,06
122,9923
39,24646
105,9315
294,2875
1407,46
32551,96
50032,04
8015,423
582,8985
132,9781
49,29481
Приложение И
Суточные графики скорости ветра
Рисунок И1– Весенний суточный график скорости ветра
109
Продолжение приложения И
Рисунок И2 – Летний суточный график скорости ветра
Рисунок И3 – Осенний суточный график скорости ветра
110
Приложение К
Данные метеостанции по скоростям ветра за сутки
Таблица К1 – Данные метеостанции по скоростям ветра за типичные зимние сутки
№
Wind Speed,
Скорость Скорость Скорость Std Dev,
Gust, m/s m/s Heated
ветра, м/с ветра, м/с ветра, м/с m/s (33,1
(33,1 m) anemometer
(10,6 м) (33,1 м)
(80 м)
m)
(32,9 m)
111
1
2
3
4
5
6
7
8
9
7,11
7,84
8,11
8,5
9,2
9,04
8,64
8,37
8,21
9,04
9,66
10,05
10,59
11,37
11,14
11,22
10,75
10,67
0,64
0,7
0,82
0,87
0,99
0,97
0,91
0,74
0,66
10,91
11,22
12,15
12,93
13,39
13,08
13,86
12,46
12,46
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
6,02
5,35
4,96
4,59
3,7
3,9
4,43
3,93
4
4,23
8,57
7,72
6,94
6,01
5,16
5,16
5,39
5,08
5,39
5,39
8,58
0,62
0,58
0,56
0,66
0,5
0,74
0,43
0,45
0,5
0,43
10,28
9,35
8,26
7,49
6,55
6,87
6,71
6,4
6,55
6,4
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
99,99
ср
Dir, deg
(10,6 m)
53
55
58
62
64
66
67
64
58
…
59
54
54
49
57
72
88
93
85
77
Temp
Дата и
Dir, deg Temp, deg Temp, deg
Pressure,
difference,
время(ггггммддччм
(32,4 m) C (4,7 m) C (32,4 m)
hPa (4,7 m)
deg C
м)
55
57
60
63
66
67
68
67
62
-13,4
-13,2
-13,1
-12,8
-12,8
-12,8
-12,7
-12,6
-12,7
-13,4
-13,3
-13,1
-13
-12,8
-12,7
-12,6
-12,5
-12,5
-0,06
-0,15
0,03
-0,14
-0,06
0,03
0,03
0,12
0,21
969,1
969,1
969,1
969,1
969,3
969,3
968,9
969,3
969,1
200001150000
200001150010
200001150020
200001150030
200001150040
200001150050
200001150100
200001150110
200001150120
64
59
58
54
56
69
84
88
83
77
-8,9
-8,8
-8,6
-8,9
-9
-8,9
-8,9
-9,1
-9,2
-9,4
-8,5
-8,6
-8,6
-8,9
-9,2
-9
-9,1
-9,2
-9,2
-9,7
0,4
0,23
0,05
-0,04
-0,22
-0,13
-0,22
-0,13
-0,04
-0,31
967
967
967,2
967,2
967,4
967,4
967,4
967,4
967,4
967,5
200001152220
200001152230
200001152240
200001152250
200001152300
200001152310
200001152320
200001152330
200001152340
200001152350
Приложение Л. Выработка электроэнергии и нагрузка в течение суток
Таблица Л1 – Расчет выработки электроэнергии в течение весенних суток
112
Σ
Среднее за сутки
Среднее за сезон
Среднее за год
V, м/с
t, час
1
4,04
5,14
9,94
9,75
9,59
9,35
9,44
8,89
9,31
9,00
8,85
9,17
9,00
8,33
8,55
6,62
9,68
9,25
9,71
11,01
11,97
11,05
8,47
8,21
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
8,93
На высоте 33,1 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
3
4
5
0,04
142,29
72,36
0,09
293,24
156,55
0,62
2113,48 1027,83
0,58
1999,64 995,05
0,55
1897,89 963,82
0,51
1761,69 918,98
0,53
1814,97 936,94
0,44
1512,55 827,21
0,51
1740,11 911,54
0,46
1572,04 850,33
0,44
1491,38 818,79
0,49
1660,98 883,46
0,46
1571,16 850,00
0,36
1245,00 712,95
0,39
1345,50 757,91
0,18
624,80
373,95
0,57
1952,86 980,92
0,50
1703,92 898,86
0,58
1974,13 987,40
0,84
2875,14 1195,95
1,08
3694,83 1250,00
0,85
2905,28 1200,97
0,38
1309,62 742,15
0,35
1193,40 688,85
40395,87
0,45
1534,32 835,76
Wiвэу,
кВт∙ч
6
72,36
156,55
1027,83
995,05
963,82
918,98
936,94
827,21
911,54
850,33
818,79
883,46
850,00
712,95
757,91
373,95
980,92
898,86
987,40
1195,95
1250,00
1200,97
742,15
688,85
20002,74
835,76
5xWiвэу,
кВт∙ч
7
361,78
782,73
5139,14
4975,26
4819,08
4594,88
4684,72
4136,04
4557,69
4251,65
4093,93
4417,31
4249,98
3564,73
3789,57
1869,74
4904,62
4494,29
4936,98
5979,73
6250,00
6004,86
3710,75
3444,27
100013,72
4178,81
V, м/с
t, час
8
4,57
5,82
11,24
11,04
10,85
10,58
10,69
10,06
10,54
10,19
10,01
10,37
10,18
9,42
9,67
7,49
10,95
10,46
10,99
12,46
13,54
12,50
9,58
9,29
9
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
1
1
10,10
8,16
8,14
Экстраполяция на высоте 80 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
10
11
12
0,06
206,13
103,90
0,12
424,81
243,18
0,89
3061,73 1225,29
0,85
2896,83 1199,57
0,80
2749,41 1173,74
0,75
2552,10 1134,72
0,77
2629,30 1150,61
0,64
2191,19 1048,95
0,74
2520,84 1128,05
0,67
2277,36 1071,23
0,63
2160,51 1040,73
0,70
2406,22 1102,39
0,67
2276,10 1070,91
0,53
1803,59 933,15
0,57
1949,19 979,80
0,26
905,13
540,80
0,83
2829,05 1188,04
0,72
2468,42 1116,55
0,84
2859,86 1193,35
1,22
4165,13 1250,00
1,56
5352,60 1250,00
1,23
4208,79 1250,00
0,55
1897,20 963,60
0,51
1728,85 907,62
58520,37
0,65
2222,73 1057,24
0,34
1169,80 677,60
0,34
673,40
673,40
Wiвэу,
кВт∙ч
13
103,90
243,18
1225,29
1199,57
1173,74
1134,72
1150,61
1048,95
1128,05
1071,23
1040,73
1102,39
1070,91
933,15
979,80
540,80
1188,04
1116,55
1193,35
1250,00
1250,00
1250,00
963,60
907,62
24266,18
1057,24
677,60
1161,09
5xWiвэу,
кВт∙ч
14
519,51
1215,88
6126,43
5997,87
5868,71
5673,59
5753,05
5244,75
5640,23
5356,13
5203,66
5511,95
5354,54
4665,77
4899,00
2704,01
5940,20
5582,74
5966,77
6250,00
6250,00
6250,00
4818,00
4538,11
121330,89
5286,20
3387,99
3367,02
Продолжение приложения Л
113
Рисунок Л1 – Весенний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки
Продолжение приложения Л
Таблица Л2 – Расчет выработки электроэнергии в течение летних суток
114
Σ
Среднее за сутки
Среднее за сезон
Среднее за год
V, м/с
t, час
1
6,88
6,13
7,93
9,48
8,41
3,97
10,71
14,18
14,29
12,95
12,40
11,48
9,83
7,85
5,96
6,80
8,20
9,20
8,06
11,53
11,19
9,25
8,25
7,76
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
9,28
На высоте 33,1 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
3
4
5
0,20
700,85
421,41
0,14
496,04
290,48
0,31
1073,41 630,06
0,54
1836,19 943,95
0,37
1279,70 728,76
0,04
134,35
69,16
0,77
2648,90 1154,52
1,80
6145,01 1250,00
1,84
6282,53 1250,00
1,37
4682,42 1250,00
1,20
4104,24 1250,00
0,95
3256,50 1251,53
0,60
2047,17 1009,01
0,30
1042,56 614,30
0,13
455,90
263,87
0,20
678,17
407,42
0,35
1187,60 686,10
0,49
1677,34 889,37
0,33
1127,09 656,85
0,96
3300,69 1256,89
0,88
3019,84 1219,06
0,50
1704,84 899,18
0,35
1210,20 696,77
0,29
1007,11 595,86
51098,66
0,50
1720,75 904,79
Wiвэу,
кВт∙ч
6
421,41
290,48
630,06
943,95
728,76
69,16
1154,52
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1251,53
1009,01
614,30
263,87
407,42
686,10
889,37
656,85
1256,89
1219,06
899,18
696,77
595,86
19684,54
904,79
5xWiвэу,
кВт∙ч
7
2107,04
1452,39
3150,29
4719,73
3643,80
345,80
5772,58
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6257,66
5045,05
3071,51
1319,35
2037,08
3430,49
4446,86
3284,24
6284,43
6095,32
4495,92
3483,85
2979,32
98422,72
4523,95
V, м/с
t, час
8
7,78
6,93
8,97
10,73
9,51
4,49
12,12
16,04
16,16
14,65
14,03
12,98
11,12
8,88
6,74
7,70
9,28
10,41
9,12
13,04
12,66
10,46
9,33
8,78
9
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
1
1
10,50
7,17
8,14
Экстраполяция на высоте 80 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
10
11
12
0,30
1015,31 600,16
0,21
718,61
432,26
0,45
1555,02 843,80
0,78
2660,04 1156,71
0,54
1853,86 949,71
0,06
194,62
97,61
1,12
3837,38 1250,00
2,60
8902,10 1250,00
2,66
9101,32 1250,00
1,98
6783,29 1250,00
1,74
5945,70 1250,00
1,38
4717,61 1250,00
0,87
2965,68 1210,71
0,44
1510,33 826,33
0,19
660,45
396,38
0,29
982,45
582,82
0,50
1720,44 904,68
0,71
2429,92 1107,85
0,48
1632,79 873,14
1,40
4781,62 1250,00
1,28
4374,76 1250,00
0,72
2469,76 1116,85
0,51
1753,18 916,05
0,43
1458,98 805,70
74025,20
0,73
2492,80 1121,94
0,23
792,91
476,71
0,34
1161,09 673,40
Wiвэу,
кВт∙ч
13
600,16
432,26
843,80
1156,71
949,71
97,61
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1250,00
1210,71
826,33
396,38
582,82
904,68
1107,85
873,14
1250,00
1250,00
1116,85
916,05
805,70
22820,76
1121,94
476,71
673,40
5xWiвэу,
кВт∙ч
14
3000,78
2161,30
4218,98
5783,57
4748,55
488,03
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6250,00
6053,55
4131,65
1981,92
2914,11
4523,40
5539,25
4365,71
6250,00
6250,00
5584,23
4580,27
4028,50
114103,82
5609,72
2383,57
3367,02
Продолжение приложения Л
115
Рисунок Л2 – Летний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки
Продолжение приложения Л
Таблица Л3 – Расчет выработки электроэнергии в течение осенних суток
116
Σ
Среднее за сутки
Среднее за сезон
Среднее за год
V, м/с
t, час
1
3,53
3,78
4,90
7,45
6,83
9,13
10,43
9,81
8,82
7,58
7,33
7,03
7,14
7,78
7,99
7,22
7,82
7,31
7,76
7,00
7,16
8,51
11,07
10,88
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
7,68
На высоте 33,1 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
3
4
5
0,03
94,40
56,82
0,03
116,56
62,82
0,07
253,04
131,38
0,26
890,58
532,70
0,20
685,68
412,06
0,48
1641,13 876,21
0,71
2444,21 1111,10
0,59
2031,59 1004,48
0,43
1479,60 814,06
0,27
938,64
559,23
0,25
848,80
509,09
0,22
749,85
451,15
0,23
783,39
471,11
0,30
1016,23 600,64
0,32
1099,34 643,10
0,24
809,47
486,40
0,30
1031,97 608,83
0,25
840,15
504,14
0,29
1006,47 595,52
0,22
737,66
443,81
0,23
792,21
476,30
0,39
1328,26 750,38
0,86
2926,37 1204,42
0,81
2775,75 1178,56
27321,36
0,29
975,04
578,87
Wiвэу,
кВт∙ч
6
56,82
62,82
131,38
532,70
412,06
876,21
1111,10
1004,48
814,06
559,23
509,09
451,15
471,11
600,64
643,10
486,40
608,83
504,14
595,52
443,81
476,30
750,38
1204,42
1178,56
14484,32
578,87
5xWiвэу,
кВт∙ч
7
284,10
314,08
656,92
2663,50
2060,31
4381,07
5555,52
5022,39
4070,30
2796,15
2545,47
2255,74
2355,54
3003,19
3215,50
2432,02
3044,16
2520,69
2977,61
2219,05
2381,50
3751,90
6022,12
5892,80
72421,61
2894,36
V, м/с
t, час
8
3,99
4,28
5,54
8,43
7,72
10,33
11,80
11,09
9,98
8,58
8,29
7,96
8,08
8,81
9,04
8,16
8,85
8,27
8,78
7,91
8,11
9,63
12,53
12,31
9
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
24
1
1
1
8,69
7,81
8,14
Экстраполяция на высоте 80 м
Wi теор, ∑Wi теор, Pi вэу,
кВт∙ч/м2
кВт∙ч
кВт
10
11
12
0,04
136,75
70,11
0,05
168,85
84,38
0,11
366,58
204,43
0,38
1290,15 733,47
0,29
993,32
588,59
0,69
2377,46 1095,65
1,04
3540,86 1250,00
0,86
2943,11 1207,12
0,63
2143,46 1036,10
0,40
1359,79 764,10
0,36
1229,63 705,84
0,32
1086,29 636,56
0,33
1134,88 660,67
0,43
1472,18 811,06
0,47
1592,59 858,14
0,34
1172,66 678,97
0,44
1494,99 820,23
0,36
1217,09 700,00
0,43
1458,04 805,32
0,31
1068,63 627,63
0,34
1147,65 666,90
0,56
1924,21 972,08
1,24
4239,35 1250,00
1,18
4021,15 1250,00
39579,69
0,41
1412,52 786,51
0,30
1026,19 605,83
0,34
1161,09 673,40
Wiвэу,
кВт∙ч
13
70,11
84,38
204,43
733,47
588,59
1095,65
1250,00
1207,12
1036,10
764,10
705,84
636,56
660,67
811,06
858,14
678,97
820,23
700,00
805,32
627,63
666,90
972,08
1250,00
1250,00
18477,35
786,51
605,83
673,40
5xWiвэу,
кВт∙ч
14
350,53
421,90
1022,15
3667,33
2942,96
5478,27
6250,00
6035,62
5180,48
3820,51
3529,22
3182,80
3303,34
4055,31
4290,69
3394,84
4101,16
3500,01
4026,59
3138,17
3334,48
4860,39
6250,00
6250,00
92386,74
3932,54
3029,15
3367,02
Продолжение приложения Л
117
Рисунок Л3 – Осенний суточный график выработки электроэнергии и нагрузки
Приложение М
Определение недостатка мощности и энергии
Рисунок М1 – Определение весеннего недостатка мощности
Рисунок М2 – Определение летнего недостатка мощности
118
Продолжение приложения М
Рисунок М3 – Определение осеннего недостатка мощности
Таблица М1 – Расчет весеннего недостатка энергии
t, час
1
Нагрузка max, кВт
1039,8
Σ
Выработка max, кВт
519,509
Недостаток, кВт∙ч
520,291
520,291
Таблица М2 – Расчет осеннего недостатка энергии
t, час
1
2
3
20
20
Нагрузка max, кВт
1213,1
1213,1
1213,1
3354
Σ
3354
Σ
Выработка max, кВт
350,535
421,903
1022,154
3138,167
3029,154
119
Недостаток, кВт∙ч
862,565
791,197
190,946
215,833
2060,541
324,8457
324,8457
Приложение Н
Расчет мощности потока солнечной радиации
Таблица Н1 – Расчет мощности потока солнечной радиации для мая-августа
120
Май
t, ч
tгp
1
0
2
0
3
0
4
0
5
0
6
1
7
2
8
3
9
4
10
5
11
6
12
7
13
8
14
9
15
10
16
11
17
12
18
13
19
14
20 14,521
21
0
22
0
23
0
24
0
Σ
t а, ч
0
0
0
0
5,740
6,740
7,740
8,740
9,740
10,740
11,740
12,740
13,740
14,740
15,740
16,740
17,740
18,740
19,740
20,260
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
198,779
388,291
559,698
705,010
817,452
891,780
924,530
914,174
861,196
768,065
639,123
480,383
299,245
104,155
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
8551,88
0
Июн.
t, ч
tгp
1
0
2
0
3
0
4
0
5
1
6
2
7
3
8
4
9
5
10
6
11
7
12
8
13
9
14
10
15
11
16
12
17
13
18
14
19
15
20 15,231
21
0
22
0
23
0
24
0
Σ
t а, ч
0
0
0
0
5,385
6,385
7,385
8,385
9,385
10,385
11,385
12,385
13,385
14,385
15,385
16,385
17,385
18,385
19,385
20,615
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
183,453
360,101
523,393
667,271
786,400
876,360
933,815
956,633
943,969
896,292
815,371
704,206
566,922
408,610
235,142
193,587
0,000
0,000
0,000
0,000
10551,5
25
Июл.
t, ч
tгp
1
0
2
0
3
0
4
0
5
0
6
1
7
2
8
3
9
4
10
5
11
6
12
7
13
8
14
9
15
10
16
11
17
12
18
13
19
14
20 14,940
21
0
22
0
23
0
24
0
Σ
tа, ч
0
0
0
0
5,530
6,530
7,530
8,530
9,530
10,530
11,530
12,530
13,530
14,530
15,530
16,530
17,530
18,530
19,530
20,470
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
197,254
385,818
557,384
704,395
820,374
900,211
940,388
939,137
896,512
814,391
696,391
547,712
374,903
185,578
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
8960,45
0
Авг.
tгp
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Σ
t, ч
tа, ч
0
0
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
13,801
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6,099
7,099
8,099
9,099
10,099
11,099
12,099
13,099
14,099
15,099
16,099
17,099
18,099
19,099
19,901
0
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
199,722
389,139
558,479
699,004
803,465
866,472
884,773
857,425
785,839
673,708
526,817
352,746
160,474
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
7758,06
3
Продолжение приложения Н
Таблица Н2 – Расчет мощности потока солнечной радиации для сентября-декабря
121
Сен.
tгp
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Σ
t, ч
t а, ч
0
0
0
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
12,282
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6,859
7,859
8,859
9,859
10,859
11,859
12,859
13,859
14,859
15,859
16,859
17,859
18,859
19,141
0
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
193,551
374,508
531,095
653,122
732,650
764,503
746,608
680,130
569,395
421,609
246,388
55,133
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
5968,69
1
Окт.
tгp
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Σ
t, ч
t а, ч
0
0
0
0
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
10,764
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7,618
8,618
9,618
10,618
11,618
12,618
13,618
14,618
15,618
16,618
17,618
18,382
0
0
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
175,806
336,743
469,197
561,968
607,206
601,088
544,129
441,149
300,855
135,116
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
4173,25
7
Ноя.
tгp
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Σ
t, ч
t а, ч
0
0
0
0
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
9,426
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8,287
9,287
10,287
11,287
12,287
13,287
14,287
15,287
16,287
17,713
0
0
0
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
152,781
288,747
392,934
453,876
464,865
424,692
337,779
213,690
66,083
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
2795,44
7
Дек.
tгp
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Σ
t, ч
t а, ч
0
0
0
0
0
0
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
8,766
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8,617
9,617
10,617
11,617
12,617
13,617
14,617
15,617
16,617
17,383
0
0
0
0
0
0
0
Rh,
Вт/m2
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
139,954
262,124
350,985
395,247
389,285
333,856
236,005
108,164
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
0,000
2215,61
9
Приложение П
Карта солнечной активности в Казахстане
Рисунок П1 – Карта солнечной активности в Казахстане
122
Приложение Р
Паспортные данные ФЭП и АКБ
Рисунок Р1 – Паспортные данные ФЭП
123
Приложение С
Расчет токов короткого замыкания
Режим одностороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1).
5.2.1 Расчет короткого замыкания в точке К1.1 (на переменном токе)
Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 5.2) и
рассчитаем ток короткого замыкания.
Выбираем цепь от генератора до ближайшего потребителя.
Рисунок 5.2 – Схема замещения для расчета токов КЗ в режиме
одностороннего питания для сети 0,7 кВ
124
Продолжение приложения С
Определим сопротивление схемы при базовой мощности Sб  1000 МВА
в относительных единицах.
Сопротивление генераторов Г1, Г2, Г3, Г4, Г5:
x Г  x d
Sб
S HOM
(5.1)
,
где S б – базовая мощность, принимается условно;
S HOM =1,390МВА – номинальная мощность ветрогенератора;
xd – сверхпереходное сопротивление генератора.
x Г 1  x Г 2  х Г 3  х Г 4  х Г 5  0,2 
1000
 143,88о.е.
1,39
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
I П ,01 
E*
Iб ,
x
(5.2)
где E* – эдс генератора;
I б – базовое значение тока при U СР в точке КЗ;
x  – результирующее сопротивление ветви схемы.
Базовое значение тока:
Sб
Iб 
3  U CP
(5.3)
,
где U CP – среднее напряжение системы.
Iб 
Sб
3  U CP

1000
3  0,7
 824,786 кА.
Ток трехфазного КЗ от генератора Г1:
I П ,01 
E"*
1,05
Iб 
 824,786  6,019кА.
x1
143,88
125
Продолжение приложения С
В процессе преобразования схемы возникла задача разделения так
называемых связанных цепей.
Токи от источников Г2-5 и АКБ1 проходят через общее сопротивление
R3  r1  138,062 мОм. (Значения r1 взяты из пункта 5.2.2). Для того чтобы
определить ток, поступающий к точке КЗ от каждого источника, необходимо
преобразовать схему к лучевому виду.
Рисунок 5.3 – Схема разделения связанных цепей
Определяем Rэк — эквивалентное сопротивление всех источников
питания относительно точки К1.1 схемы:
Rэк 
Rэк 
где
r1
R1  R2
,
R1  R2
R1  R2
34,516  49,288

 20,3 мОм,
R1  R2 34,516  49,288
138,062
 34,516 мОм ;
4
4
R2  r1  49,288 мОм. (Значения r1 взяты из пункта 5.2.2).
R1 

Определяем результирующее сопротивление схемы (рисунок 5.3 в):
R рез  Rэк  R3  20,3  138,062  158,362 мОм.
126
(5.4)
Продолжение приложения С
Находим коэффициенты распределения по ветвям (т.е. долю участия в
токе КЗ каждого источника):
С1 
Rэк
20,3

 0,588,
R1 34,516
С2 
Rэк
20,3

 0,412.
R2
49,288
Таким образом, используя коэффициенты распределения, можно по
суммарному току в месте КЗ определить, как он распределится по ветвям.
Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по
выполнению условия:
С1  С2  ...  Сn  1,
(5.5)
С1  С2  0,588  0,412  1.
Учитывая, что токораспределение по ветвям должно оставаться
неизменным, получаем (рисунок 5.3 г):
R рез1 
R рез
R рез2 
R рез
С1
С2

158,362
 269,323 мОм,
0,588

158,362
 384,374 мОм.
0,412
Ток трехфазного КЗ (для сетей постоянного тока и переменного до
1000В):
I кз
(3)

U нн
3  Z (3)
(5.6)
.
Ток трехфазного КЗ от генераторов Г2- Г5:
I кз
(3)

U нн
3Z
(3)

U нн
3  r1

Ток трехфазного КЗ со стороны АКБ1:
127
700
3  269,323
 1,501кА.
Продолжение приложения С
I кз
(3)

U нн
3Z
(3)

U нн
3  r1

700
3  384,374
 1,051кА.
Короткое замыкание в точке К1.1 состоит из 6 составляющих Iкз: одной
со стороны АКБ1, одной со стороны генератора Г1 и четырех со стороны
генераторов Г2- Г5 ВЭС:
I кз  I кз _ вэс
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(3)
 6,019  1,501  1,051  8,571кА.
Ударный ток КЗ:
i у  2  k у  I П ,0 .
(5.7)
где k у  1,951 - ударный коэффициент.
Ударный ток КЗ от генератора Г1 ,Г2- Г5 и АКБ1:
i у  2  1,951  8,571  23,649 кА.
5.2.2 Расчет короткого замыкания в точке К1.2 (на постоянном токе)
Номинальный ток кабеля сечением 2х(2х300) (Iдоп=2х1000А):
Iн 
Pвыпр
U выпр
Iн 
,
(5.8)
1250
 1785,714 А.
0,7
Сопротивление кабеля:
rкаб 
rкаб _ уд
n
 l,
где rкаб _ уд – удельное активное сопротивление кабеля;
n – количество кабелей;
l – длина кабеля.
128
(5.9)
Продолжение приложения С
rкаб 
0,0601
 0,24  7 ,2 мОм,
2
где rкаб уд= 0,0601Ом/км.
Сопротивление выпрямителя:
rвыпр 
U выпр
I кз _ выпр

U выпр
3 Iн

U 2 выпр
,
3  Pвыпр
(5.10)
где Pвыпр – мощность выпрямителя, значение которого взято из
мощности ВЭУ;
U выпр – напряжение постоянного тока выпрямителя.
rвыпр 
0,7 2
 130,667 мОм.
3  1250
Сопротивление автоматического выключателя на 2000 А: rав= 0,135 мОм
[5].
Сопротивление контактов:
- rК1= 0,015 мОм – для РУ на ТП;
- rК2= 0,02 мОм - для первичных РП;
- rК3= 0,025 мОм - для вторичных РП;
- rК4= 0,03 мОм - для аппаратуры у приемников.
Расчет сопротивлений на участке от выпрямителя до РП1:
r1  130,667  2  0,03  7,2  0,135  138,062 мОм.
Короткое замыкание в точке К1.2 со стороны ВЭС:
I кз _ вэс 
U нн
700

 5,07кА.
r1 138,062  10 3
Сопротивление аккумулятора:
rакб 
U акб
,
I кз _ акб
где U акб – напряжение системы из АКБ;
I кз _ акб – ток короткого замыкания АКБ.
129
(5.11)
Продолжение приложения С
rакб 
700
 49,123 мОм.
5500  3
Сопротивление автоматического выключателя на 2000 А: rав= 0,135 мОм.
Iн 
PАКБ 1260

 1800 А.
U нн
0,7
Расчет сопротивлений на участке от АКБ1 до РП1:
r1  49,123  0,135  0,03  49,288 мОм.
Короткое замыкание в точке К1.2 со стороны АКБ1:
I кз _ акб 
U нн
700

 14,202кА.
r
49,288  10 3
Короткое замыкание в точке К1.2 состоит из 6 составляющих Iкз: одной
со стороны АКБ1 и пяти со стороны ВЭС:
I кз  I кз _ вэс  I кз _ акб  5,07  5  14,202  39,552кА.
5.2.3 Расчет короткого замыкания в точке К1.3 (на переменном токе)
Сопротивление инвертора (Pинв – мощность инвертора, значение
которого взято из наибольшей возможной подключаемой нагрузке):
rинв 
U инв
U
U 2 инв
0,7 2
 инв 

 47 ,124 мОм.
I кз _ инв 3  I н 3  Pинв 3  3466
Сопротивление автоматического выключателя на 5000 А: rав= 0,08 мОм.
Iн 
Pинв 3466

 4951,429 А.
U нн
0,7
Расчет сопротивлений на участке от РП1 до инвертора:
r1  47,124  0,03  0,08  47,234 мОм.
Расчет сопротивлений в схеме замещения для точки КЗ К1.3.
130
Продолжение приложения С
В процессе преобразования схемы возникла задача разделения так
называемых связанных цепей.
Токи от источников Г1-5 и АКБ1 проходят через общее сопротивление
R3  r1  47,234 мОм. Для того чтобы определить ток, поступающий к точке КЗ
от каждого источника, необходимо преобразовать схему к лучевому виду.
Рисунок 5.4 – Схема разделения связанных цепей
Определяем Rэк – эквивалентное сопротивление всех источников
питания относительно точки 1.3 схемы:
Rэк 
где
r1
R1  R2
27,612  49,288

 17,698 мОм.
R1  R2 27,612  49,288
138,062
 27 ,612 мОм ;
5
5
R2  r1  49,288 мОм .
R1 

Определяем результирующее сопротивление схемы (рисунок 5.4 в )
R рез  Rэк  R3  17,698  47,234  64,932 мОм.
Находим коэффициенты распределения по ветвям (т.е. долю участия в
токе КЗ каждого источника):
131
Продолжение приложения С
С1 
Rэк 17 ,698

 0,641,
R1
27 ,612
С2 
Rэк 17 ,698

 0,359.
R2
49,288
Таким образом, используя коэффициенты распределения, можно по
суммарному току в месте КЗ определить, как он распределится по ветвям.
Правильность вычисления коэффициентов можно проверить по
выполнению условия:
С1  С2  ...  Сn  1,
С1  С2  0,641  0,359  1.
Учитывая, что токораспределение по ветвям должно оставаться
неизменным, получаем (рисунок 5.4 г):
R рез1 
R рез
R рез2 
R рез
С1
С2

64,932
 101,298 мОм,
0,641

64,932
 180,869 мОм.
0,359
Короткое замыкание в точке К1.3 состоит из 2 составляющих Iкз: со
стороны АКБ1 и со стороны ВЭС:
I кз  I кз _ вэс  I кз _ акб 
U нн
3  r1

U нн
3  r1

700
700

 6,224кА.
3 101,298
3 180,869
Ударный ток КЗ от ВЭС и АКБ1:
k у  1,951,
i у  2  k у  I П ,0  2  1,951  6,224  17,173 кА.
5.2.4 Расчет короткого замыкания в точке К1.4 (на переменном токе)
Сопротивление трансформаторов Т1- Т2: ТСЛ 2500-10/0,4:
132
Продолжение приложения С
xТ 1 
U К% Sб

,
100 S НОМ
(5.12)
где U К % – напряжение короткого замыкания трансформатора;
S НОМ – номинальная мощность трансформатора.
xТ 1 
6 1000

 24о.е.
100 2,5
Базовое значение тока
Iб 
Sб

3  U CP
1000
3  10,5
 54,99кА.
Короткое замыкание в точке К1.4
Ток трехфазного КЗ со стороны ВЭС и АКБ1:
I П ,01 
E"*
1,05
Iб 
 54,99  2,406кА.
xТ 1
24
Определение ударного тока КЗ
Ударный ток КЗ со стороны ВЭС и АКБ1:
k у  1,951,
i у  2  k у  I П ,0  2  1,951  2,406  6,638 кА.
5.2.5 Расчет короткого замыкания в точке К2 (на переменном токе)
Сопротивление линии КЛ6:
x КЛ 6  xУД  l 
Sб
1000
 0,08  1,5 
 1,1о.е.
2
U ср
10,5 2
Расчет сопротивлений на участке от трансформатора до РП2:
xТ 1 КЛ 6  xТ 1  xКЛ 6  24  1,1  25,1о.е.
Короткое замыкание в точке К2
133
Продолжение приложения С
Ток трехфазного КЗ со стороны ВЭС и АКБ1:
I П ,01 
E"*
xТ 1 КЛ 6
Iб 
1,05
 54,99  2,3кА.
25,1
Определение ударного тока КЗ
Ударный ток КЗ со стороны ВЭС и АКБ1:
k у  1,951 ,
i у  2  k у  I П ,0  2  1,951  2,3  6,347 кА .
5.2.6 Расчет короткого замыкания в точке К3 (на переменном токе)
Сопротивление линии КЛ8:
x КЛ 8  xУД  l 
Sб
,
U ср2
где xУД – удельное реактивное сопротивление линии;
l – длина кабельной линии.
x КЛ 8  0,082  0,31 
1000
 0,238о.е.;
10,5 2
Расчет сопротивлений на участке от трансформатора до ТП2:
xТ 1 КЛ 6 КЛ 8  xТ 1 КЛ 6  xКЛ 8  25,1  0,238  25,338о.е.
Короткое замыкание в точке К3
Ток трехфазного КЗ со стороны ВЭС и АКБ1:
I П ,01 
E"*
1,05
Iб 
 54,99  2,279кА.
x16
25,338
Определение ударного тока КЗ
Ударный ток КЗ со стороны ВЭС и АКБ1:
k у  1,951 ,
134
(5.13)
Продолжение приложения С
i у  2  k у  I П ,0  2  1,951  2,279  6,287 кА .
5.2.7 Расчет короткого замыкания в точке К4 (на переменном токе)
Рисунок 5.5 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точках К4, К5, К6
в режиме одностороннего питания для сети 0,4 кВ
Сопротивление трансформатора ТСЛ 630-10/0,4. Активное - прямой,
обратной, нулевой последовательностей:
rТ 1  rТ 2  rТ 0 
Pк  U ср2 .ном
2
S ном
.т
,
где Pк – потери короткого замыкания трансформатора.
rТ 1  rТ 2  rТ 0 
6400  0,4 2
Полное:
135
630 2
 2,58 мОм.
(5.13)
Продолжение приложения С
zТ 
u к  U ср2 .ном
100  S ном .т
,
(5.14)
где uк – напряжение короткого замыкания трансформатора.
zТ 
u к  U ср2 .ном
100  S ном.т

6  0,4 2
100  630
 15,24 мОм;
Реактивное - прямой, обратной, нулевой последовательностей:
xТ 1  xТ 2  xТ 0  z 2 Т  r 2 Т ,
xТ 1  xТ 2  xТ 0  z 2 Т  r 2 Т  15,24 2  2,582  15,02 мОм.
Сопротивление контактов:
– rК1= 0,015 мОм –для РУ на ТП;
– rК2= 0,02 мОм - для первичных РП;
– rК3= 0,025 мОм - для вторичных РП;
– rК4= 0,03 мОм - для аппаратуры у приемников;
– rк1= rк2= rк0.
Сопротивление автоматического выключателя на 1600 А:
rав1= 0,14 мОм, xав1= 0,08 мОм,
rав1= rав2= rав0, xав1= xав2= xав0.
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности:
r1  2,58  0,015  0,14  2,735 мОм,
r0  2,58  0,015  0,14  2,735 мОм,
x1  15,02  0,08  15,1мОм,
x0  15,02  0,08  15,1мОм.
Короткое замыкание в точке К4:
Трехфазное:
136
(5.15)
Продолжение приложения С
I кз
(3)
U нн

3Z
U нн

(3)
3  r1  x1
2
2
(5.16)
,
Двухфазное:
I кз
U нн

(2)
3Z
(2)
U нн

2
3
3
r1  x1
2

2
3
(3)
I кз ,
2
(5.17)
Однофазное:
I кз
I кз
(3)
(1)

U нн
3Z
(1)

3 U нн
2r1  r0 
3
2
 2x1  x 0 
2
400

2,58  0,015  0,142  15,02  0,082  10 3
3
I кз
I кз
(1)

(2)
 15,049кА,
 13,033кА,
3 U нн
3
(5.18)
,
2  2,735  2,7352  2 15,1  15,12
 15,049кА.
5.2.8 Расчет короткого замыкания в точке К5 (на переменном токе)
Сопротивление автоматического выключателя на 250 А:
rав2= rав3 =0,99 мОм, xав2= xав3 = 0,42 мОм,
rав1= rав2= rав0, xав1= xав2= xав0.
Сопротивление шинопровода на 1250 А в ТП:
rш1 уд= 0,034 мОм/м, rш1= 0,034∙9=0,306 мОм,
xш1 уд= 0,016 мОм/м, xш1 = 0,016∙9=0,144 мОм,
rш0= 1,224 мОм, xш0 = 0,576 мОм.
Сопротивление кабеля сечением 5х120:
rкаб1 уд= 0,154 Ом/км, rкаб1= 0,154∙30/1000=4,62 мОм,
137
Продолжение приложения С
xкаб1 уд= 0,08 Ом/км, xкаб1 = 0,08∙30/1000=2,4 мОм,
rкаб0= 18,48 мОм, xкаб0 = 9,6 мОм.
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности:
r1  2,735  0,015  3  0,02  0,306  0,99  2  4,62  9,706 мОм,
r0  2,735  0,015  3  1,224  0,99  2  18,48  24,464 мОм,
x1  15,1  0,144  0,42  2  2,4  18,484 мОм,
x0  15,1  0,576  0,42  2  9,6  26,116 мОм.
Короткое замыкание в точке К5:
I кз
(3)

I кз
I кз
(1)

U нн

3  Z (1)
U нн
3Z
(2)

(3)
U нн

3  r1  x1
2
U нн
3 Z(2)
3
3  9,706  18,484 2  10 3
2
U нн

3
2
r12  x12
3
3  U нн
2r1  r0   2x1  x0 
2
400

2
2


 11,067кА,
3 (3)
I кз  9,584кА,
2
3  U нн
3
2  9,706  24,4642  2 18,0484  26,1162
 9,022кА.
5.2.9 Расчет короткого замыкания в точке К6 (на переменном токе)
Сопротивление автоматического выключателя на 100 А:
rав4= rав5 =2,15 мОм, xав4= xав5 = 1,2 мОм,
rав1= rав2= rав0, xав1= xав2= xав0.
Сопротивление шинопровода на 250 А в ШР4:
rш2 уд= 0,21 мОм/м, rш2= 0,21∙9=1,89 мОм,
xш2 уд= 0,21 мОм/м, xш2 = 0,21∙9= 1,89 мОм,
rш0= 7,56 мОм, xш0 = 7,56 мОм.
138
Продолжение приложения С
Сопротивление кабеля сечением 5х25:
rкаб2 уд= 0,74 Ом/км, rкаб2= 0,74∙10/1000=7,4 мОм,
xкаб2 уд= 0,091 Ом/км, xкаб2 = 0,091∙10/1000=0,91 мОм,
rкаб0= 29,6 мОм, xкаб0 = 3,64 мОм.
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности:
r1  9,706  0,02  3  0,025  1,89  2,15  2  7 ,4  23,381мОм,
r0  24,464  0,02  3  0,025  7 ,56  2,15  2  29,6  51,251мОм,
x1  18,484  1,89  1,2  2  0,91  23,684 мОм,
x0  18,484  7 ,56  1,2  2  3,64  32,084 мОм.
Короткое замыкание в точке К6:
I кз
(3)

I кз
I кз
(1)
U нн

3  Z (1)

U нн
3Z
(2)

(3)
U нн

3  r1  x1
2
U нн
3Z
(2)
2
3
2
r12  x12
3
3  U нн
3
3  23,3812  23,684 2  10 3
U нн

2r1  r0   2x1  x0 
2
400

2


 6,939кА,
3 (3)
I кз  6,009кА,
2
3  U нн
3
2  23,381  51,2512  2  23,684  32,0842
 5,491кА.
Итого токи КЗ для первого режима:
Таблица 5.1 – токи КЗ для первого режима
I, кА
Точка
3-ф
2-ф
1-ф
К1.1
8,571
К1.2
39,552
К1.3
6,224
К1.4
2,406
К2
2,3
139
К3
2,279
К4
15,049
13,033
15,049
К5
11,067
9,584
9,022
К6
6,969
6,009
5,491
Продолжение приложения С
Режим двустороннего питания от ВЭУ с АКБ на шинах (АКБ1) и АКБ у
потребителей (АКБ2)
5.2.10 Расчет короткого замыкания в точке К6 (на переменном токе)
Рисунок 5.6 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К6 в
режиме двустороннего питания для сети 0,4 кВ
Сопротивление аккумуляторов:
rакб 
U акб
I
(3)
кз _ акб

110
 66 мОм.
1676
Сопротивление кабеля сечением 1х25(Iдоп=130А):
Iн 
3  Pинв
3  22

 95,26 А,
U инв
0,4
Сопротивление кабеля:
140
Продолжение приложения С
rкаб _ уд
rкаб 
l 
n
0,74
 2  1,48 мОм.
1
где rкаб _ уд =0,74 Ом/км.
Сопротивление инвертора (Pинв – мощность инвертора, значение
которого взято из наибольшей возможной подключаемой нагрузке к АКБ2 и
сети 0,4):
rинв 
U инв
U инв

3  I кз _ инв
3 3 Iн
U инв

3
3  3  Pинв
U инв
U 2 инв
0,4 2


 808,08 мОм,
9  Pинв 9  22
Сопротивление автоматического выключателя на 400 А: rав2= 0,65 мОм.
Сопротивление контактов:
- rК1= 0,015 мОм – для РУ на ТП;
- rК2= 0,02 мОм - для первичных РП;
- rК3= 0,025 мОм - для вторичных РП;
- rК4= 0,03 мОм - для аппаратуры у приемников.
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности:
r  14  1,48  0,65  808,08  2  0,03  824,33мОм.
Короткое замыкание в точке К6 со стороны АКБ2:
I кз _ акб
(3)

U нн
3Z

U нн
3  r

400
3  824,33  10 3
 0,28кА.
Короткое замыкание в точке К6 состоит из 2 составляющих Iкз: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
I кз
(3)
 6,939  0,28  7,219кА,
(2)
 6,009кА,
(1)
 5,491кА.
I кз
5.2.11 Расчет короткого замыкания в точке К5 (на переменном токе)
141
Продолжение приложения С
Рисунок 5.7 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К5 в
режиме двустороннего питания для сети 0,4 кВ
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со
стороны одной АКБ2:
r1  824,33  0,02  3  0,025  1,89  2,15  2  7 ,4  838,005 мОм,
r0  0,02  3  0,025  7 ,56  2,15  2  29,6  26,787 мОм,
x1  1,89  1,2  2  0,91  5,2 мОм,
x0  7 ,56  1,2  2  3,64  13,6 мОм.
Короткое замыкание в точке К5 со стороны одной АКБ2:
142
Продолжение приложения С
I кз _ акб
(3)
I кз _ акб
I кз _ акб
(1)

U нн

3Z
(2)
U нн

3  Z (1)
(3)

U нн
3  r1  x1
2
U нн

3
2
r12  x12
3
3  U нн
2r1  r0   2x1  x0 
3
2
3  838,005 2  5,2 2  10 3
U нн

3 Z(2)
400

2
2


 0,276кА,
3 (3)
I кз  0,239кА,
2
3  400
3
2  838,005  26,7872  2  5,2  13,62
 0,407кА.
Короткое замыкание в точке К5 состоит из 6 составляющих Iкз со
стороны АКБ2 и одной составляющей со стороны ВЭС с АКБ1:
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(2)
 I кз _ вэс
(2)
 I кз _ акб
(1)
 I кз _ вэс
(1)
 I кз _ акб
I кз
I кз
I кз
(3)
 11,067  6  0,276  12,723кА,
(2)
 9,584  6  0,239  11,018кА,
(1)
 9,022  6  0,407  11,464кА.
5.2.12 Расчет короткого замыкания в точке К4 (на переменном токе)
143
Продолжение приложения С
Рисунок 5.8 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К4 в
режиме двустороннего питания для сети 0,4 кВ
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со
стороны шести АКБ2:
838,005
 139 ,668 мОм,
6
26 ,787
r0 
 4,465 мОм,
6
5,2
x1 
 0,867 мОм,
6
13,6
x0 
 2,267 мОм.
6
r1 
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со
стороны шести АКБ2 и одной линии:
144
Продолжение приложения С
r1  139,668  0,015  3  0,02  0,306  0,99  2  4,62  146,639 мОм,
r0  4,465  0,015  3  1,224  0,99  2  18,48  26,194 мОм,
x1  0,867  0,144  0,42  2  2,4  4,251мОм,
x0  2,267  0,576  0,42  2  9,6  13,283 мОм.
Общее сопротивление прямой и нулевой последовательности со
стороны 5Х(шести АКБ2 и одной линии) – число 5 означает количество
ветвей присоединенных к ТП2 и суммарно эквивалентных по мощности
ветвям, присоединным к наиболее мощной ТП4:
146,639
 29 ,328 мОм,
5
26,194
r0 
 5,239 мОм,
5
4 ,251
x1 
 0 ,85 мОм,
5
13,283
x0 
 2 ,657 мОм.
5
r1 
Короткое замыкание в точке К4 со стороны тридцати АКБ2:
I кз _ акб
(3)

I кз _ акб
I кз _ акб
(1)

U нн
3Z
(2)
U нн

3  Z (1)
(3)
U нн

3  r1  x1
2
U нн

3 Z(2)
3  29,328 2  0,85 2  10 3
U нн

3
2
r12  x12
3
3  U нн
3
400

2
2r1  r0   2x1  x0 
2
2

 7 ,871кА,
3 (3)
I кз  6,817кА,
2
3  400

3
2  29,328  5,2392  2  0,85  2,6572
 10,818кА.
Короткое замыкание в точке К4 состоит из 2 составляющих Iкз: со
стороны тридцати АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
I кз
(3)
(2)
(3)
 I кз _ акб
(2)
 I кз _ акб
 I кз _ вэс
 I кз _ вэс
(3)
(2)
145
 15,049  7,871  22,92кА,
 13,033  6,817  19,85кА,
Продолжение приложения С
I кз
(1)
 I кз _ вэс
(1)
 I кз _ акб
(1)
 15,049  10,818  25,867кА.
5.2.13 Расчет короткого замыкания в точке К3 (на переменном токе)
146
Продолжение приложения С
Рисунок 5.9 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точках К3, К2 в
режиме двустороннего питания для сети 10 кВ
Для упрощения расчетов токов КЗ участок 0,4 от трансформатора 10/0,4
до АКБ2 можно заменить локальной системой эквивалентной мощности,
равной сумме максимальных мощностей инверторов протекающих через ТП4.
При этом со стороны АКБ2 оставляем участок ТП2-ШР4-АКБ2, а со
стороны ВЭС с АКБ1 берем участок от Г1-5 до ТП2 как наименее удаленный.
147
Продолжение приложения С
Рисунок 5.10 – Преобразованная схема замещения для расчета тока КЗ в
точке К3
Определим
сопротивление
системы
мощности Sб  1000 МВА в относительных единицах.
Реактивное сопротивление системы:
148
при
базовой
хС 
Sб
Sб

,
S кз
3 I П .01  U ср
(5.19)
где S кз – мощность короткого замыкания.
хС 
1000
3  22,92  0,4
 62,97о.е.
Сопротивление трансформатора ТП4:
xТ 10 / 0 ,4 
U К% Sб
6 1000



 95,24о.е.
100 S НОМ 100 0,63
Расчет сопротивлений на участке от С до ТП4:
xСТ  xС  xТ 10 / 0 ,4  62,97  95,24  158,21о.е.
Базовое значение тока:
Sб
Iб 
3  U CP

1000
3  10,5
 54,99 кА.
Ток трехфазного КЗ со стороны ТП4 (АКБ):
I кз 
E"* I б 1,05  54,99

 0,348кА.
X СТ
158,21
Короткое замыкание в точке К3 состоит из 2 составляющих: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(3)
 2,279  0,348  2,627кА.
Продолжение приложения С
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К3:
k у  1,951 ,
i у  2  k у  I кз
( 3)
 2  1,951  2,627  7,248 кА .
5.2.14 Расчет короткого замыкания в точке К2 (на переменном токе)
149
Максимальный ток КЗ в точке К2 будет при утяжеленном режиме
работы системы, а именно при отключении по какой-либо причине линии
КЛ7. В этом случае сработает секционный выключатель в РП2 и место точки
КЗ будет подпитываться не только со стороны ВЭС с АКБ1 и четырех ТП, но
и дополнительных трех ТП, к которым также подключены АКБ2.
Поэтому схема расчета КЗ будет выглядеть несколько иначе:
Продолжение приложения С
150
Рисунок 5.11 – Преобразованная схема замещения для расчета тока КЗ в
точке К2 для сети 10 кВ и К1.3 для сети 0,7 кВ
Расчет сопротивлений на участке от С до РП2:
xСТКЛ  xСТ  xКЛ 8  158,21  0,238  158,448о.е.
Продолжение приложения С
151
Общее сопротивление со стороны семи ТП (Примем для упрощения
расчетов, что все семь ТП загружены одинаково максимальной мощностью
АКБ2, как и ТП4):
xСТКЛ814 
158,448
 22,635о.е.
7
Ток трехфазного КЗ со стороны семи ТП (АКБ2):
I кз 
E"* I б
1,05  54,99

 2,429кА.
X СТКЛ814
22,635
Короткое замыкание в точке К2 состоит из 2 составляющих: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(3)
 2,3  2,429  4,729кА.
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К2:
k у  1,951 ,
i у  2  k у  I кз
(3)
 2  1,951  4,729  13,048кА.
5.2.15 Расчет короткого замыкания в точке К1.4 (на переменном токе)
Расчет сопротивлений на участке от линии до локальной системы С:
xКЛ 6СТКЛ814  xКЛ 6  xСТКЛ814  1,1  22,635  23,735о.е.
Ток трехфазного КЗ со стороны семи ТП (АКБ2):
I кз 
E"* I б
1,05  54,99

 2,433кА.
X СТКЛ814
23,735
Короткое замыкание в точке К1.4 состоит из 2 составляющих: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(3)
 2,406  2,433  4,839кА.
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К1.4:
Продолжение приложения С
152
k у  1,951 ,
i у  2  k у  I кз
(3)
 2  1,951  4,839  13,351кА .
5.2.16 Расчет короткого замыкания в точке К1.3 (на переменном токе)
Расчет сопротивлений на участке от трансформатора до локальной
системы С:
xТ 1 КЛ 6СТКЛ814  xТ 1  x КЛ 6СТКЛ814  24  23,735  47,735о.е.
Ток трехфазного КЗ со стороны трансформатора (АКБ2):
I кз 
E"* I б
1,05  824,786

 18,142кА.
X СТКЛ814
47 ,735
Короткое замыкание в точке К1.3 состоит из 2 составляющих: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(3)
 6,224  18,142  24,366кА.
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К1.3:
k у  1,951 ,
i у  2  k у  I кз
( 3)
 2  1,951  24,366  67,23кА .
5.2.17 Расчет короткого замыкания в точке К1.2 (на постоянном токе)
Продолжение приложения С
153
Рисунок 5.12 – Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1.2 в
режиме двустороннего питания для сети 0,7 кВ
Общее сопротивление на постоянном токе со стороны четырех и трех
ТП (АКБ2):
I кз 
U нн U нн
700


 14,82кА.
r1 47 ,234
Z
Продолжение приложения С
154
Общее сопротивление на постоянном токе со стороны семи ТП (АКБ2):
I кз  2  I кз  2 14,82  29,64кА.
Короткое замыкание в точке К1.2 состоит из 2 составляющих: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз  I кз _ вэс  I кз _ акб  39,552  29,64  69,192кА.
5.2.18 Расчет короткого замыкания в точке К1.1 (на переменном токе)
Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1.1 в режиме
двустороннего питания для сети 0,7 кВ аналогична схеме замещения в пункте
5.2.14.
Расчет сопротивлений на участке выпрямителя до инвертора:
r1  47,234  138,062  185,296 мОм.
Короткое замыкание в точке К1.1 со стороны АКБ2:
I кз _ вэс 
U нн
700

 3,778кА.
r1 185,296  10 3
Короткое замыкание в точке К1.1 состоит из 2 составляющих: со
стороны АКБ2 и стороны ВЭС с АКБ1:
I кз
(3)
 I кз _ вэс
(3)
 I кз _ акб
(3)
 8,571  3,778  12,349кА.
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К1.1:
k у  1,951 ,
i у  2  k у  I кз
(3)
 2  1,951  12,349  34,073кА .
Итого токи КЗ для второго режима:
Таблица 5.2 – токи КЗ для второго режима
I, кА
Точка
3-ф
2-ф
1-ф
К1.1
12,349
К1.2
69,192
К1.3
24,366
К1.4
4,839
К2
4,729
155
К3
2,627
К4
22,92
19,85
25,867
К5
12,723
11,018
11,464
К6
7,219
6,009
5,491
Приложение Т
Выбор оборудования на 0,4 кВ
Таблица Т1 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП1
Расчетный ток, А
№
156
1
1
2
3
4
5
6
7
Название
Автоматический
выключатель
Руст,
cos ϕ
Iнаиб
кВт
Iдлит
Iкр
Кпу
Iном.ав.,
(Iном),
(Iпуск
Iрасц, А откл
ск
А
способн,
А
), А
кА
2
3
Квартал 8х10
80
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
6
10
7
10
8
10
Итого 1-8
Квартал 8х10
80
Один из 8
10
Квартал 8х10
80
Один из 8
10
СТО 9.2
20
Развл.комплекс 5 50
Зд.охр.и п.о. 18.1 30
Квартал 6х22
132
1
22
2
22
3
22
4
22
5
22
6
22
4
5
0,92 132,12
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
6
7
0,92 132,12
0,92 16,51
0,92 132,12
0,92 16,51
0,75 40,52 3,00 121,55
0,83 91,53
0,83 54,92
0,92 217,99
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
Тип аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
АВ, Schneider
Electric
kзащ*Iза
Iдл/kпопр
щ/kпопр
пров, А
Провод, кабель
Iдоп
Потери мощности
Марка
и Длина r0,
x0,
ΔP, Вт
сечени l,м Ом/км Ом/км
е, ВВГ
8
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
9
160,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
10
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
11
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
12
13
160,00 132,12
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
14
237
130
130
130
130
130
130
130
130
15
5x70
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
16
30
200
160
100
160
60
100
60
10
17
0,268
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
18
0,082
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
160,00
100,00
160,00
100,00
160,00
160,00
100,00
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
160,00
25,00
160,00
25,00
125,00
100,00
63,00
250,00
40,00
40,00
40,00
40,00
40,00
40,00
36,00
25,00
36,00
25,00
36,00
36,00
36,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX160F 4P 125
NSX160F 4P 100
NSX100F 4P 63
NSX250F 4P 250
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
160,00 132,12
100,00 16,51
160,00 132,12
100,00 16,51
160,00 40,52
160,00 91,53
100,00 54,92
250,00 217,99
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
237
130
237
130
237
321
130
321
130
130
130
130
130
130
5x70
5x25
5x70
5x25
5x70
5x120
5x25
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
50
0,268
0,74
0,268
0,74
0,268
0,154
0,74
0,154
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,082
0,091
0,082
0,091
0,082
0,08
0,091
0,08
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
170
300
120
10
30
10
60
100
100
160
200
19
421,01
121,09
96,87
60,55
96,87
36,33
60,55
36,33
6,05
514,65
701,68
514,65
2385,73
514,65
395,94
464,43
66,95
658,64
29,30
175,83
293,04
293,04
468,87
586,09
ΔQ, Вт
20
128,82
14,89
11,91
7,45
11,91
4,47
7,45
4,47
0,74
63,29
214,69
63,29
729,96
63,29
121,14
241,26
8,23
342,15
3,60
21,62
36,04
36,04
57,66
72,07
Продолжение приложения Т
Продолжение таблицы Т1
8
9
157
Итого 1-6
Квартал 8х10
Один из 8
Квартал 3х10
1
2
3
Итого 1-2
80
10
30
10
10
10
Σ
582,00
0,92 132,12
0,92 16,51
0,92 49,54
0,92 16,51
0,92 16,51
0,92 16,51
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
160,00
25,00
63,00
25,00
25,00
25,00
36,00
25,00
36,00
25,00
25,00
25,00
1063,99
1600,00
1600,0
42,00
0
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 63
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
Masterpact
NW16N1
160,00 132,12
100,00 16,51
100,00 49,54
100,00 16,51
100,00 16,51
100,00 16,51
237
130
130
130
130
130
5x70
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
150
160
10
60
100
0,268
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
1846,18 227,03
0,082 2105,05 644,08
0,091 514,65 63,29
0,091 871,87 107,22
0,091
6,05
0,74
0,091 36,33
4,47
0,091 60,55
7,45
42,38
5,21
12078,99 3030,40
Продолжение приложения Т
Таблица Т2 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП2
Расчетный ток, А
№
Название
Автоматический
выключатель
Руст,
cos ϕ
Iнаиб
кВт
Iдлит
Iкр
Кпу
Iном.ав.,
(Iном),
(Iпуск
Iрасц, А откл
ск
А
способн,
А
), А
кА
158
1
2
3
1 Зд.охр.и п.о. 18.2 30
2 Админ.поселка 3 30
3 Библ.и ц.СМИ 8 30
4
Квартал 8х15
120
1
15
2
15
3
15
4
15
5
15
6
15
7
15
8
15
Итого 1-8
5
Квартал 5х10
50
1
10
2
10
3
10
4
10
5
10
Итого 1-5
6
Квартал 8х10
80
Один из 8
10
4
5
0,83 54,92
0,83 54,92
0,89 51,21
0,92 198,18
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
82,57
16,51
16,51
16,51
16,51
16,51
0,92 132,12
0,92 16,51
6
7
Тип аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
АВ, Schneider
Electric
kзащ*Iза
Iдл/kпопр
щ/kпопр
пров, А
Провод, кабель
Iдоп
Потери мощности
Марка
и Длина r0,
x0,
ΔP, Вт
сечени l,м Ом/км Ом/км
е, ВВГ
8
100,00
100,00
100,00
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
9
63,00
63,00
63,00
220,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
10
36,00
36,00
36,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
11
NSX160F 4P 63
NSX160F 4P 63
NSX160F 4P 63
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
12
13
100,00 54,92
100,00 54,92
100,00 51,21
250,00 198,18
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
14
130
130
130
321
130
130
130
130
130
130
130
130
15
5x25
5x25
5x25
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
16
150
240
200
30
200
160
100
160
60
100
60
10
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
NSX160F 4P 100
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
82,57
16,51
16,51
16,51
16,51
16,51
237
130
130
130
130
130
5x70
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
60
60
160
10
60
100
160,00 160,00 36,00 NSX160F 4P 160 160,00 132,12
100,00 25,00 25,00 NSX100F 4P 25 100,00 16,51
237
130
5x70
5x25
180
17
0,74
0,74
0,74
0,154
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
ΔQ, Вт
18
19
20
0,091 1004,25 123,50
0,091 1606,80 197,59
0,091 1164,55 143,21
0,08 544,33 282,77
0,091 272,46 33,51
0,091 217,97 26,80
0,091 136,23 16,75
0,091 217,97 26,80
0,091 81,74
10,05
0,091 136,23 16,75
0,091 81,74
10,05
0,091 13,62
1,68
1157,95 142,4
0,268 0,082 328,91 100,64
0,74 0,091 36,33
4,47
0,74 0,091 96,87
11,91
0,74 0,091
6,05
0,74
0,74 0,091 36,33
4,47
0,74 0,091 60,55
7,45
236,13 29,04
0,268 0,082 2526,06 772,90
0,74 0,091 514,65 63,29
Продолжение приложения Т
Продолжение таблицы Т2
7
8
159
Квартал 4х22
1
2
3
4
Итого 1-4
Кв.4х22+2х10
1
2
3
4
5
6
88
22
22
22
22
0,92 145,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
108
22
22
22
22
10
10
0,92 178,36
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 36,33
0,92 16,51
0,92 16,51
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Σ
536,00
897,60
160,00
40,00
40,00
40,00
40,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
160,00 145,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
237
130
130
130
130
5x70
5x25
5x25
5x25
5x25
60
10
60
100
100
220,00
40,00
40,00
40,00
40,00
25,00
25,00
1200,0
1200,00
0
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 25
Masterpact
42,00
NW12N1
250,00 178,36
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 36,33
100,00 16,51
100,00 16,51
321
130
130
130
130
130
130
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
80
10
60
100
100
160
200
0,268
0,74
0,74
0,74
0,74
0,082 1018,85 311,74
0,091 29,30
3,60
0,091 175,83 21,62
0,091 293,04 36,04
0,091 293,04 36,04
791,22
97,3
0,154 0,08 1175,75 610,78
0,74 0,091 29,30
3,60
0,74 0,091 175,83 21,62
0,74 0,091 293,04 36,04
0,74 0,091 293,04 36,04
0,74 0,091 96,87
11,91
0,74 0,091 121,09 14,89
13078,64 2999,24
Продолжение приложения Т
Таблица Т3 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП3
Расчетный ток, А
№
160
1
1
2
3
4
5
6
7
8
Название
Автоматический
выключатель
Руст,
cos ϕ
Iнаиб
кВт
Iдлит
Iкр
Кпу
Iном.ав.,
(Iном),
(Iпуск
Iрасц, А откл
ск
А
способн,
А
), А
кА
2
Квартал 6х22
Один из 6
Квартал 2х22
1
2
Итого 1-2
Квартал 7х15
1
2
2
4
5
6
7
Итого 1-7
Квартал 8х15
Один из 8
Спортк.и басс. 7
Шк.на 100 чел. 10
Центр.парк 12.2
Стад.и бег.д. 11.1
3
132
22
88
22
22
4
5
0,92 217,99
0,92 36,33
0,92 145,33
0,92 36,33
0,92 36,33
105
15
15
15
15
15
15
15
120
15
50
40
5
20
Σ
560,00
7
Расчетная
нагрузка
провода, А
АВ, Schneider
Electric
kзащ*Iза
Iдл/kпопр
щ/kпопр
пров, А
Провод, кабель
Iдоп
Потери мощности
Марка
и Длина r0,
x0,
ΔP, Вт
сечени l,м Ом/км Ом/км
е, ВВГ
8
250,00
100,00
160,00
100,00
100,00
9
220,00
40,00
160,00
40,00
40,00
10
36,00
25,00
36,00
25,00
25,00
11
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 40
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
12
13
250,00 217,99
100,00 36,33
160,00 145,33
100,00 36,33
100,00 36,33
14
321
130
237
130
130
15
5x120
5x25
5x70
5x25
5x25
16
150
0,92 173,40
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
0,92 24,77
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
200,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
NSX250F 4P 200
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
250,00 173,40
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
100,00 24,77
321
130
130
130
130
130
130
130
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
30
200
160
100
60
100
60
10
0,92 198,18
0,92 24,77
0,83 91,53
0,89 68,29
0,92 8,26
0,89 34,14
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
220,00
32,00
100,00
80,00
12,50
40,00
1200,0
1200,00
0
36,00
25,00
36,00
36,00
36,00
36,00
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 100
NSX100F 4P 80
NSX100F 4P 12,5
NSX100F 4P 40
Masterpact
42,00
NW12N1
250,00 198,18
100,00 24,77
100,00 91,53
100,00 68,29
100,00 8,26
100,00 34,14
321
130
130
130
130
130
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
60
937,11
6
Тип аппарата
защиты
160
10
60
10
200
150
350
ΔQ, Вт
17
0,154
0,74
0,268
0,74
0,74
18
19
20
0,08 3293,19 1710,75
0,091 1846,18 227,03
0,082 2716,92 831,30
0,091 29,30
3,60
0,091 175,83 21,62
205,13 25,23
0,154 0,08 416,75 216,49
0,74 0,091 272,46 33,51
0,74 0,091 217,97 26,80
0,74 0,091 136,23 16,75
0,74 0,091 81,74
10,05
0,74 0,091 136,23 16,75
0,74 0,091 81,74
10,05
0,74 0,091 13,62
1,68
939,98 115,59
0,154 0,08 1088,66 565,54
0,74 0,091 1157,95 142,40
0,74 0,091 185,97 22,87
0,74 0,091 2070,31 254,59
0,74 0,091 22,70
2,79
0,74 0,091 905,76 111,38
14849,52 4225,96
Продолжение приложения Т
Таблица Т4 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП5
Расчетный ток, А
№
161
1
1
2
3
4
5
6
7
8
Название
Руст,
кВт
2
Кв.1х22+4х15
1
2
3
4
5
Квартал 6х15
1
2
3
4
5
6
Торг.компл.4
Квартал 8х10
Один из 8
Квартал 8х10
Один из 8
Музей 6
Центр.парк 12.1
Квартал 5х22
1
2
3
4
5
3
82
22
15
15
15
15
90
15
15
15
15
15
15
50
80
10
80
10
20
5
110
22
22
22
22
22
Σ
517,00
cos ϕ
4
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,83
0,92
0,92
0,92
0,92
0,89
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
Автоматический
выключатель
Iдлит
Iкр
Iнаиб откл
Кпус
(Iном),
(Iпуск) Iном.ав., А Iрасц, А способн,
к
А
,А
кА
5
135,42
36,33
24,77
24,77
24,77
24,77
148,63
24,77
24,77
24,77
24,77
24,77
24,77
91,53
132,12
16,51
132,12
16,51
34,14
8,26
181,66
36,33
36,33
36,33
36,33
36,33
863,87
6
7
8
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
160,00
160,00
100,00
160,00
100,00
100,00
100,00
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
9
160,00
40,00
32,00
32,00
32,00
32,00
160,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
32,00
160,00
160,00
25,00
160,00
25,00
40,00
12,50
220,00
40,00
40,00
40,00
40,00
40,00
1200,0
1200,00
0
10
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
36,00
36,00
25,00
36,00
25,00
36,00
36,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
Тип аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка провода,
А
АВ, Schneider
Electric
Марка и
kзащ*Iзащ
I
Длина
r0,
x0,
Iдл/kпопр доп пров, сечение,
/kпопр
l,м
Ом/км Ом/км
А
ВВГ
11
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
NSX160F 4P 160
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 12,5
NSX250F 4P 220
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
42,00 Masterpact NW12N1
12
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
160,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
160,00
160,00
100,00
160,00
100,00
100,00
100,00
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
13
135,42
36,33
24,77
24,77
24,77
24,77
148,63
24,77
24,77
24,77
24,77
24,77
24,77
91,53
132,12
16,51
132,12
16,51
34,14
8,26
181,66
36,33
36,33
36,33
36,33
36,33
Провод, кабель
14
237
130
130
130
130
130
237
130
130
130
130
130
130
237
237
130
237
130
130
130
321
130
130
130
130
130
15
5x70
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x70
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x70
5x70
5x25
5x70
5x25
5x25
5x25
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
16
90
130
100
100
60
10
60
10
60
100
100
160
200
180
180
60
80
170
120
100
60
10
200
160
Потери мощности
17
0,268
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,268
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,268
0,268
0,74
0,268
0,74
0,74
0,74
0,154
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
18
0,082
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,082
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,082
0,082
0,091
0,082
0,091
0,091
0,091
0,08
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
ΔP, Вт
ΔQ, Вт
19
1326,97
380,96
136,23
136,23
81,74
13,62
1065,68
13,62
81,74
136,23
136,23
217,97
272,46
1212,34
2526,06
514,65
842,02
514,65
207,03
25,73
1829,55
293,04
175,83
29,30
586,09
468,87
20
406,01
46,85
16,75
16,75
10,05
1,68
326,07
1,68
10,05
16,75
16,75
26,80
33,51
370,94
772,90
63,29
257,63
63,29
25,46
3,16
950,42
36,04
21,62
3,60
72,07
57,66
12755,98 3570,13
Продолжение приложения Т
Таблица Т5 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП6
Расчетный ток, А
№
162
1
1
2
3
4
5
6
Название
Автоматический
выключатель
Руст,
cos ϕ
Iнаиб
кВт
Iдлит
Iкр
Кпу
Iном.ав.,
(Iном),
(Iпуск
Iрасц, А откл
ск
А
способн,
А
), А
кА
2
Больница 2
Гостиница 1
Квартал 8х10
Один из 8
Квартал 8х10
Один из 8
Квартал 8х10
Один из 8
Кв.5х22+2х15
1
2
3
4
5
6
7
3
60
60
80
10
80
10
80
10
140
22
22
22
22
22
15
15
Σ
500,00
4
0,83
0,83
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
0,92
5
109,83
109,83
132,12
16,51
132,12
16,51
132,12
16,51
231,20
36,33
36,33
36,33
36,33
36,33
24,77
24,77
847,22
6
7
8
160,00
160,00
160,00
100,00
160,00
100,00
160,00
100,00
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
9
160,00
160,00
160,00
25,00
160,00
25,00
160,00
25,00
250,00
40,00
40,00
40,00
40,00
40,00
32,00
32,00
1200,0
1200,00
0
10
36,00
36,00
36,00
25,00
36,00
25,00
36,00
25,00
36,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
25,00
Тип аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
АВ, Schneider
Electric
kзащ*Iза
Iдл/kпопр
щ/kпопр
11
NSX160F 4P 160
NSX160F 4P 160
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX160F 4P 160
NSX100F 4P 25
NSX250F 4P 250
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 32
NSX100F 4P 32
Masterpact
42,00
NW12N1
12
160,00
160,00
160,00
100,00
160,00
100,00
160,00
100,00
250,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
13
109,83
109,83
132,12
16,51
132,12
16,51
132,12
16,51
231,20
36,33
36,33
36,33
36,33
36,33
24,77
24,77
Провод, кабель
Iдоп
пров, А
14
237
237
237
130
237
130
237
130
321
130
130
130
130
130
130
130
Потери мощности
Марка
и Длина r0,
x0,
ΔP, Вт
сечени l,м Ом/км Ом/км
е, ВВГ
ΔQ, Вт
15
5x70
5x70
5x70
5x25
5x70
5x25
5x70
5x25
5x120
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
5x25
20
474,80
29,68
257,63
63,29
772,90
63,29
1331,11
63,29
1282,93
3,60
21,62
36,04
36,04
57,66
20,10
28,48
16
160
10
60
180
310
100
10
60
100
100
160
120
170
17
0,268
0,268
0,268
0,74
0,268
0,74
0,268
0,74
0,154
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
0,74
18
0,082
0,082
0,082
0,091
0,082
0,091
0,082
0,091
0,08
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
0,091
19
1551,79
96,99
842,02
514,65
2526,06
514,65
4350,44
514,65
2469,64
29,30
175,83
293,04
293,04
468,87
163,48
231,59
15036,05 4542,45
Продолжение приложения Т
Таблица Т6 – Выбор оборудования 0,4 кВ для ТП7
Расчетный ток, А
№
163
1
1
2
3
4
5
6
Название
Автоматический
выключатель
Руст,
cos ϕ
Iнаиб
кВт
Iдлит
Iкр
Кпу
Iном.ав.,
(Iном),
(Iпуск
Iрасц, А откл
ск
А
способн,
А
), А
кА
2
3
Парк с озером 13 10
Стад.и бег.д. 11.2 20
Ярмор.площ.17
20
СТО 9.1
20
Минимаркет 20.1 7
Рел.сооруж. 16.2 20
Σ
97,00
4
0,92
0,89
0,92
0,75
0,83
0,92
5
6
7
16,51
34,14
33,03
40,52 3,00 121,55
12,81
33,03
251,08
8
100,00
100,00
100,00
160,00
100,00
100,00
400,00
9
25,00
40,00
40,00
125,00
16,00
40,00
320,00
10
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
36,00
Тип аппарата
защиты
Расчетная
нагрузка
провода, А
АВ, Schneider
Electric
kзащ*Iза
Iдл/kпопр
щ/kпопр
11
NSX100F 4P 25
NSX100F 4P 40
NSX100F 4P 40
NSX160F 4P 125
NSX100F 4P 16
NSX100F 4P 40
NSX400F 4P 320
12
100,00
100,00
100,00
160,00
100,00
100,00
13
16,51
34,14
33,03
40,52
12,81
33,03
Провод, кабель
Iдоп
пров, А
14
130
130
130
237
130
130
Потери мощности
Марка
и Длина r0,
x0,
ΔP, Вт
сечени l,м Ом/км Ом/км
е, ВВГ
15
5x25
5x25
5x25
5x70
5x25
5x25
16
160
30
10
130
100
120
17
0,74
0,74
0,74
0,268
0,74
0,74
18
0,091
0,091
0,091
0,082
0,091
0,091
19
96,87
77,64
24,22
171,57
36,45
290,62
697,38
ΔQ, Вт
20
11,91
9,55
2,98
52,50
4,48
35,74
117,16
Приложение У
Потери мощности и электроэнергии
Потери мощности в линиях
Потери активной мощности в кабеле считаем так:
P 
P2  Q2
S2
S2

R


R

 r0  l ,
U2
U2
U2
(5.32)
где P – активная мощность;
Q – реактивная мощность;
S – полная мощность;
R – активное сопротивление кабеля;
r0 –удельное активное сопротивление кабеля;
l –длина кабеля.
Потери реактивной мощности:
Q 
P2  Q2
S2
S2

X


X

 x0  l ,
U2
U2
U2
(5.33)
где X – реактивное сопротивление кабеля;
x 0 –удельное реактивное сопротивление кабеля.
Заполняем столбцы 19, 20 в таблице 5.8.
Для остальных трансформаторных подстанций ТП1-ТП7, кроме ТП4
выбор описан в таблицах Приложения В.
Суммарные максимальные потери мощности в линиях 0,4 кВ:
ΔPлин _ макс  83,605кВт,
ΔQлин _ макс  23,504кВар.
В таблице 5.9 проведен аналогичный расчет потерь мощности в сетях
0,7 кВ и 10 кВ.
Расчетные потери мощности в линии от ВЭУ до РП1:
Pлин 
PВЭУ _ ср
PВЭУ _ н
 ΔPлин _ ВЭУ ,
(5.34)
где PВЭУ _ ср =3367,02 кВт – средняя мощность всех ВЭУ в течение года
(рассчитана в разделе 3);
PВЭУ _ н – номинальная мощность ВЭУ;
ΔPлин _ ВЭУ – потери в линии от ВЭУ до РП1.
164
Продолжение приложения У
И заполняем столбцы 19, 20 в таблице 5.9.
Суммарные максимальные потери мощности в линиях 0,4; 0,7 и 10 кВ:
ΔPлин _ макс  314,552кВт,
ΔQлин _ макс  98,178кВар.
Определение потерь мощности в трансформаторах
Активные и реактивные потери мощности определяются для каждого
трансформатора следующим образом:
Pтр  Pxx  Pкз  К з2 ,
Qтр 
I xx
U
 S н .тр  кз  S н .тр  К з2 ,
100
100
где Pxx – потери холостого хода;
Pкз –потери КЗ.
I xx – ток холостого хода;
U кз – напряжение КЗ;
S н .тр – номинальная мощность трансформатора;
К з – коэффициент загрузки трансформатора.
Для трансформатора ТП1:
К з  0,777,
ΔPтр  1,5+6,4  0,777 2 =5,364кВт,
ΔQтр  0,008  630+0,06  630  0,777 2 =27,861квар.
Для трансформаторов РП1:
К з  0,693,
ΔPтр  2  ( 4,2+19,5  0,6932 )=27,13кВт,
ΔQтр  2  ( 0,006  2500+0,06  2500  0,6932 )=174,074квар.
165
(5.35)
(5.36)
Продолжение приложения У
Суммарные потери в 7-и трансформаторах ТП и 2 трансформаторах РП1
рассчитаны в таблице 2.2 в разделе 2. Потери в 2 трансформаторах РП1:
ΔPтр  37,614кВт,
ΔQтр  195,217квар.
Суммарные потери в 7-и трансформаторах ТП и 2-х трансформаторах
РП1:
ΔPтр  64,744кВт,
ΔQтр  369,291квар.
Потери мощности в выпрямителях и инверторах
Активные потери мощности в инверторе или выпрямителе:
Pинв  K з  Pном ( 1   ),
(5.37)
где Pном – номинальная мощность инвертора или выпрямителя;
 – КПД инвертора или выпрямителя;
К з – коэффициент загрузки выпрямителя или инвертора.
Суммарные потери в 5 выпрямителях и 2-х инверторах:
Pвыпр  5  0,86 1450( 1  0,984 )  0,539  53,77кВт,
Pинв  2  0,69  2572( 1  0,984 )  56,79кВт.
Потери электроэнергии в линиях
Для определения числа часов использования максимума нагрузки
воспользуемся формулой:
Tм 
Pn _ ср
Pуст
,
(5.38)
где Pn _ ср =2081 кВт – средняя нагрузка в течение года (рассчитана в
разделе 2).
Tм 
2081
 5260ч.
3466
Число часов использования максимума потерь:
166
Продолжение приложения У
  ( 0,124 
  ( 0,124 
Тм 2
)  8760,
10000
(5.39)
5260 2
)  8760  3701ч.
10000
Потери в линиях:
Wлин  Pлин   ,
(5.40)
Wлин  Pлин   314,552  3701  1,164 млн.кВт  ч.
Потери в линиях в процентах от всей энергии:
Wлин,% 
Wлин
Pн _ ср  8760
 100% 
1,164
 100%  6,39%.
2081  8760
Потери электроэнергии в трансформаторах
Активные потери электроэнергии определяются
трансформатора:
для
Wтр  Pxx  Tм  Pкз  К з2  .
каждого
(5.41)
Для ТП1:
Wтр  1,5  5260  6,4  0,777 2  3701  22190кВт  ч.
Для РП1:
ΔWтр  2  ( 4,2  5260+19,5  0,6932  3701 )=113503кВт  ч.
Суммарные потери в 7-и трансформаторах ТП и 2-х трансформаторах
РП1:
Wтр  225740кВт  ч.
Потери в трансформаторах в процентах от всей энергии:
Wтр ,% 
Wтр
225740
100% 
100%  1,24%.
Pн _ ср  8760
2081  8760
167
Потери энергии в выпрямителях и инверторах
Продолжение приложения У
Активные потери электроэнергии в инверторе или выпрямителе:
Wинв  K з  Pном ( 1   )  Tм  Pинв  Tм .
(5.42)
Wинв выпр  ( 53,77  56,79 )  5260  581546кВт  ч.
Потери в инверторах и выпрямителях в процентах от всей энергии:
Wинв выпр,% 
Wинв выпр
581546
100% 
100%  3,19%.
Pн _ ср  8760
2081  8760
Приложение Ф
Потери напряжения
Одним из 11 показателей качества электроэнергии является соблюдение
отклонения напряжения в заданных пределах ±5%. Для этого рассчитаем
потери напряжения в сетях.
В столбцы 1, 2, 3 таблицы 5.10 пишем величины, которые необходимо
найти: отклонение и потери напряжения. В столбцах 4, 5 рассчитанные
величины для самого удаленного приемника, в столбцах 6, 7 – для самого
ближнего. Расчет проводится при 100% и 25% загрузке сети. В столбцах 9, 10
– нагрузка в виде 100% и 25%. Длина участка в 11 столбце, кабель – в 12.
Коэффициент мощности, удельное активное и реактивное сопротивления в 1315 ст. соответственно. Формула расчета потери напряжения в ст. 16,18:
U 
2
2
P  R  Q  X S  cos   r0  l  S  ( S  cos  )  x0  l

,
U
U
где P – активная мощность;
Q – реактивная мощность;
S – полная мощность;
R – активное сопротивление кабеля;
r0 –удельное активное сопротивление кабеля;
l –длина кабеля;
X – реактивное сопротивление кабеля;
x 0 –удельное реактивное сопротивление кабеля;
U – напряжение участка.
168
(5.43)
Потери напряжения в процентах в ст. 17, 19:
Продолжение приложения Ф
U % 
U
U
 100%.
(5.44)
Фактическое отклонение напряжения:
U ф   ( U10  U10  U 0 ,7  U  U  U ш ).
(5.45)
Объяснение каждой переменной дано в таблице 5.10. Для остальных
потребителей ТП2-ТП7 расчет сделан в Приложении В.
169
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф1 – Потери напряжения для потребителей ТП1
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
170
2
Шины 10 кВ подстанции 2 1
отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
2
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
3
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
4
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 5
постоянная надбавка
6
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 7
потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
8
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
9
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка 10
потеря напряжения
Допустимое отклонение
11
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
12
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения, жения,
кВА кВА l, км
В
%
В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,0628 -0,0157 -0,0628 -0,0157
δU
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш -0,0058 -0,0014
δUш
ΔU
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
506,844 126,7
0,450 СБ 3х70 0,884 0,268 0,082 6,278 0,0628 1,569 0,0157
СТО
26,774 6,694
9.2
Кварта
-0,0007 -0,0002
143,478 35,87
л 6х22
0,350
5х25
0,750 0,740 0,091 0,576 0,0058 0,144 0,0014
0,030
5х120
0,920 0,154 0,080 0,074 0,0007 0,019 0,0002
0,010
5х25
0,920 0,740 0,091 0,017 0,0002 0,004 0,0000
0,0000 0,0000
ΔU
-0,0002 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,1245 -0,7811 -2,1196 -0,7799
23,913 5,978
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф2 – Потери напряжения для потребителей ТП2
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
171
2
Шины 10 кВ подстанции 2 1
отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
2
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
3
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
4
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 5
постоянная надбавка
6
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 7
потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
8
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
9
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка 10
потеря напряжения
Допустимое отклонение
11
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
12
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения, жения,
кВА кВА l, км
В
%
В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,0431 -0,0108 -0,0431 -0,0108
δU
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш -0,0058 -0,0014
δUш
ΔU
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
503,470 125,87 0,310 СБ 3х70 0,894 0,268 0,082 4,313 0,0431 1,078 0,0108
Админ.
36,140 9,035 0,240
пос.3
Кварта
-0,0007 -0,0002
130,435 32,609 0,030
л 8х15
5х25
0,830 0,740 0,091 0,577 0,0058 0,144 0,0014
5х120
0,920 0,154 0,080 0,068 0,0007 0,017 0,0002
5х25
0,920 0,740 0,091 0,012 0,0001 0,003 0,0000
0,0000 0,0000
ΔU
-0,0001 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,1048 -0,7762 -2,0999 -0,7750
16,304 4,076
0,010
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф3 – Потери напряжения для потребителей ТП3
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
1
2
3
4
172
5
6
7
8
9
10
11
12
2
Шины 10 кВ подстанции 2 отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 постоянная надбавка
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка потеря напряжения
Допустимое отклонение
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения, жения,
кВА кВА l, км
В
%
В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,0694 -0,0174 -0,0694 -0,0174
δU
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш -0,0055 -0,0014
δUш
ΔU
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
503,082 125,771 0,500 СБ 3х70 0,891 0,268 0,082 6,943 0,0694 1,736 0,0174
Стад.и
бег.дор 22,472 5,618 0,350
.11.1
Кварта
-0,0006 -0,0001
114,130 28,5325 0,030
л 7х15
5х25
0,890 0,740 0,091 0,551 0,0055 0,138 0,0014
5х120
0,920 0,154 0,080 0,059 0,0006 0,015 0,0001
5х25
0,920 0,740 0,091 0,012 0,0001 0,003 0,0000
0,0000 0,0000
ΔU
-0,0001 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,1309 -0,7827 -2,1261 -0,7815
16,304 4,076
0,010
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф4 – Потери напряжения для потребителей ТП4
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
173
2
Шины 10 кВ подстанции 2 1
отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
2
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
3
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
4
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 5
постоянная надбавка
6
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 7
потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
8
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
9
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка 10
потеря напряжения
Допустимое отклонение
11
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
12
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения, жения,
кВА кВА l, км
В
%
В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,0500 -0,0125 -0,0500 -0,0125
δU
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш -0,0029 -0,0007
δUш
ΔU
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
518,364 129,591 0,350 СБ 3х70 0,885 0,268 0,082 4,996 0,0500 1,249 0,0125
Вод.
26,667 6,66675 0,430
ст. 19
Кварта
-0,0014 -0,0003
130,435 32,6088 0,060
л 8х15
5х70
0,750 0,268 0,082 0,293 0,0029 0,073 0,0007
5х120
0,920 0,154 0,080 0,135 0,0014 0,034 0,0003
5х25
0,920 0,740 0,091 0,012 0,0001 0,003 0,0000
0,0000 0,0000
ΔU
-0,0001 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,1088 -0,7772 -2,1074 -0,7768
16,304 4,076
0,010
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф5– Потери напряжения для потребителей ТП5
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
174
2
Шины 10 кВ подстанции 2 1
отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
2
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
3
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
4
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 5
постоянная надбавка
6
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 7
потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
8
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
9
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка 10
потеря напряжения
Допустимое отклонение
11
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
12
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения жения,
кВА кВА l, км
В
%
,В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,0446 -0,0112
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш
ΔU
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
504,814 126,204 0,320 СБ 3х70 0,893 0,268 0,082 4,462 0,0446 1,116 0,0112
δU
δUш -0,0025 -0,0006
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
Кварта
119,565 29,8913 0,120
л 5х22
Кварта
-0,0015 -0,0004
86,956 21,739 0,060
л 8х10
-0,0034 -0,0009
ΔU
-0,0001 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,1065 -0,7766 -2,1021 -0,7755
5х120
0,920 0,154 0,080 0,248 0,0025 0,062 0,0006
5х70
0,920 0,268 0,082 0,145 0,0015 0,036 0,0004
23,913 5,97825 0,200
5х25
0,920 0,740 0,091 0,343 0,0034 0,086 0,0009
10,870 2,7175 0,010
5х25
0,920 0,740 0,091 0,008 0,0001 0,002 0,0000
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф6 – Потери напряжения для потребителей ТП6
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
175
2
Шины 10 кВ подстанции 2 1
отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
2
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
3
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
4
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 5
постоянная надбавка
6
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 7
потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
8
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
9
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка 10
потеря напряжения
Допустимое отклонение
11
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
12
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения жения,
кВА кВА l, км
В
%
,В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,1091 -0,0273
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш
ΔU
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
529,683 132,421 0,750 СБ 3х70 0,879 0,268 0,082 10,912 0,1091 2,728 0,0273
δU
δUш -0,0075 -0,0019
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
Кварта
86,956 21,739 0,310
л 8х10
Кварта
-0,0015 -0,0004
86,956 21,739 0,060
л 8х10
-0,0016 -0,0004
ΔU
-0,0001 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,1741 -0,7935 -2,1666 -0,7916
5х70
0,920 0,268 0,082 0,751 0,0075 0,188 0,0019
5х70
0,920 0,268 0,082 0,145 0,0015 0,036 0,0004
10,870 2,7175 0,200
5х25
0,920 0,740 0,091 0,156 0,0016 0,039 0,0004
10,870 2,7175 0,010
5х25
0,920 0,740 0,091 0,008 0,0001 0,002 0,0000
Продолжение приложения Ф
Таблица Ф7 – Потери напряжения для потребителей ТП7
УТП
№
Величи
на
Звено электрической цепи
БТП
Нагрузка, %
100
25
100
25
5
6
7
Нагрузка, %
1
176
2
Шины 10 кВ подстанции 2 1
отклонение напряжения
Кабель 0,7 кВ от ВЭУ до
2
РП1 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП1 до
3
РП2 - потеря напряжения
Кабель 10 кВ от РП2 до
4
ТП1 - потеря напряжения
Трансформатор 10/0,38 5
постоянная надбавка
6
Регулятор - ПБВ
Трансформатор 10/0,38 7
потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
8
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ТП1 до
ШР -потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
9
ЭП - потеря напряжения
Кабель 0,38 кВ от ШР до
ЭП - потеря напряжения
Внутренняя проводка 10
потеря напряжения
Допустимое отклонение
11
напряжения у ЭП
Фактическое отклонение
12
напряжения
3
4
Нагруз Нагруз Длина
Потер Потер Потер Потер
ка на ка на расчет Марка и
и
и
и
и
Приме
r0,
x0,
участк участке ного сечение Cosφ
напря напря напря напря
чание
Ом/км Ом/км
е Sр,
Sр, участка кабеля
жения, жения, жения жения,
кВА кВА l, км
В
%
,В
%
100% 25%
100%
25%
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
δU10 2,0000 -3,0000 2,0000 -3,0000
ΔU10 -1,8382 -0,4596 -1,8382 -0,4596
ΔU10 -1,2177 -0,3044 -1,2177 -0,3044
ΔU10 -0,0368 -0,0092
5,0000 5,0000 5,0000 5,0000
δU
0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
ΔU
-4,0000 -1,0000 -4,0000 -1,0000
δUш
ΔU
0,240 2х(2х300) 0,900 0,030
12,867 1,8382 3,217 0,4596
1,500 СБ 3х95 0,900 0,195 0,081
121,77
1,2177 30,443 0,3044
3
127,666 31,9164 1,090 СБ 3х70 0,804 0,268 0,082 3,677 0,0368 0,919 0,0092
δU
δUш -0,0012 -0,0003
1390,00
347,5
0
3851,00
962,8
0
Парк с
10,870 2,7175 0,160
оз. 13
Ярмор.
-0,0002 0,0000
21,739 5,43475 0,010
пл. 17
0,0000 0,0000
ΔU
0,0000 0,0000
ΔU
-2,0000 -1,0000 -2,0000 -1,0000
δUд -5,0000 5,0000 -5,0000 5,0000
δUф -2,0939 -0,7735 -2,0929 -0,7732
5х25
0,920
0,74
0,091 0,125 0,0012 0,031 0,0003
5х25
0,920
0,74
0,091 0,016 0,0002 0,004 0,0000
177