Методические рекомендации по развитию гарантированного электроснабжения удаленных сельских поселений и объектов агропромышленного комплекса Волгоградской области на базе возобновляемых источников (стр. 7 )

Таблица 10. Уровень шума ветрогенератора EuroWind10 на расстоянии 12 метров от источника

Скорость ветра (м/с)	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
дБ	21.3	21.7	29.4	30.6	41.4	44.5	50.3	54.8	58.4	59.4

Определим создаваемый ветрогенератором уровень шума, для этого решим уравнение (1) относительно :

(2)

где L - звуковое давление, дБ; Lw - октавный уровень звуковой мощности, дБ; r - расстояние от акустического центра источника шума до расчетной точки, м (если точное положение акустического центра неизвестно, он принимается совпадающим с геометрическим центром); F - фактор направленности источника шума (для источников с равномерным излучением F = 1); W - пространственный угол излучения источника, рад. (принимают по таблице 2); bа - затухание звука в атмосфере, дБ/км, принимаемое по таблице 9.

Решая уравнение (2) получаем:

Значит, данная ВЭУ создает шум мощностью 91,9 дБ.

Определим границу зоны, в которой звуковое воздействие превышает 45 дБ, для этого подставим значения велечин в уравнение (1) и решим его относительно r:

Следовательно, минимальное расстояние ВЭУ от жилых зданий по допустимому уровню шума составляет 63,1 метр.

54. Для обеспечения электроснабжением фермы в периоды установившегося безветрия предусмотрен резервный источник электрической энергии - дизельная электростанция (ДЭС) АД-16 мощностью - 16 кВт.

ДЭС соответствует ГОСТ . Технические характеристики электростанции приведены в таблице 11.

Таблица 10. Технические характеристики ДЭС АД-16

Наименование параметра	Значение
Основная мощность кВт/кВА	16/20
Резервная мощность кВт/кВА	17,6/22
Род тока	переменный
Номинальное напряжение, В	400
Номинальная частота, Гц	50
Номинальный коэффициент мощности (cosф)	0,8
Частота вращения вала двигателя мин-1	1500
Заправочные емкости, л
Система топливопитания	90
Система охлаждения (радиатор и двигатель)	15
Система смазки	12
Расход топлива при 100% нагрузке	5
Удельный расход масла, % от расхода топлива	0,9
Минимальная температура запуска без подогрева, оС	-10
Габаритные размеры, мм	1745х8802025
Масса заправленной ДЭС	820

ДЭС выполнена третьей степени автоматизации, которая предусматривает следующее: система управления на базе микропроцессорного контроллера с функцией резервирования сети; зарядное устройство для автоматической подзарядки аккумуляторных батарей от сети 220 В; электрический подогреватель охлаждающей жидкости от сети 220 В; система дозаправки масла и топлива

55. Инвертор, аккумуляторные батареи, зарядное устройство, дизельная электростанция, аппаратура управления и сигнализации размещается в отдельном здании, оборудованном приточно-вытяжной вентиляцией.

Инвертер И-ПТПТУХЛ4 – SL построен как преобразователь постоянного тока в переменный с широтно-импульсной модуляцией на биполярных транзисторах с изолированным входом (IGBT PWM DC/AC converter), генерирующий выходной ток синусоидальной формы, с колебаниями напряжения, не выходящими за установленные пределы, предназначен для питания потребителей переменного тока промышленной частоты 50 Гц заданным качеством электроэнергии в составе систем бесперебойного питания. Технические характеристики приведены в табл.11.

Таблица 11. Технические характеристики инвертера И-ПТПТУХЛ4 – SL

Наименование параметра	Значение
Входные характеристики
Номинальное напряжение, В dc	220
Допустимая регулировка номинального напряжения, В dc	180-260
Напряжение срабатывания предварительного сигнала окончания разряда АКБ, В dc	190
Напряжение срабатывания защиты от глубокого разряда АКБ, В dc	180
Потребляемый ток в начале разряда, A dc	39
Потребляемый ток при номинальном напряжении, A dc	46
Максимальный потребляемый ток в конце разряда, A dc	55
Выходные характеристики
Номинальная мощность, при cosф=0,8, кВА	10
Номинальное линейное напряжение (3фазы + N), В	400
Диапазон регулировки напряжения, %, не менее	±5
Форма тока	синусоидальная
Полный коэффициент гармоник (полная линейная нагрузка), %, не более	2
Допустимое установившееся отклонение напряжения (от установленного значения) при одновременном изменении выходного тока и входного напряжения, не более, %	±1
Динамическое отклонение напряжения (от установленного значения) при изменении нагрузки от 0% до100% и обратно, не более, %	±5
Время восстановления напряжения в стабильных пределах, не более, мс	50
Номинальный ток (cosφ=0,8), Aac, при выходном напряжении 380 В	15,2
Номинальный ток (cosφ=0,8), Aac, при выходном напряжении 400 В	14,5
Номинальный ток (cosφ=0,8), Aac, при выходном напряжении 415 В	13,9
Допустимая перегрузка (cosφ=0,8), %	125 Pn x 15 мин 150 In x10 с
Асимметрия напряжения при симметричной нагрузке, не более, %	1
Несимметрия напряжения, не более, % при 50% небалансе нагрузки	3
Несимметрия напряжения, не более, % при 100% небалансе нагрузки	5
Угол смещения фаз при сбалансированной нагрузке	120°±1°
Угол смещения фаз при 100% небалансе нагрузки	120°±1°
Номинальная частота выходного напряжения, Гц	50
КПД инвертора при номинальной нагрузке (cosф=0,8), %	90,8

Выбор места установки инвертера

Для правильного выбора места установки, необходимо обратить внимание на следующие аспекты:

- обслуживание устройства проводится спереди, устройство необходимо размещать на расстоянии 50 см от стены, чтобы обеспечить нормальную вентиляцию и для облегчения некоторых ремонтных работ. Это расстояние может быть сокращено до 10 см, если длина присоединительных кабелей дает возможность некоторого перемещения инвертора;

- место установки устройства должно содержаться сухим и чистым для предупреждения втягивания каких либо твердых или жидких материалов вентиляцией внутрь инвертора;

- обеспечьте свободное пространство около 1 м перед инвертором для проведения технического обслуживания. Обеспечьте расстояние не менее 1 м между верхней частью инвертора и потолком для нормальной вентиляции.

56. В России наиболее перспективными регионами с точки зрения применения солнечных установок для целей электроснабжения являются регионы Южного федерального округа и Северокавказского федерального округа.

В указанных регионах возможна выработка электроэнергии более 200 кВт·ч/год на 1 м2 площади фотоэлектрических элементов.

Солнечную фотоэнергетическую установку (СФУ) выполняем в виде конструкции из 32 модулей размером 1,4х0,7 м, с расчетной максимальной мощностью 3,2 кВ. Прогнозируемый годовой объем выработанной электроэнергии СФУ составляет – 6272 кВт-ч.

Контроллер СЭС предназначен для управления режимами заряда и разряда аккумуляторных батарей в составе фотоэлектрических систем, обеспечивают максимальную работоспособность и долговечность всех элементов системы, защищают ее от перегрузок и коротких замыканий – выполняет преобразование напряжение от фотомодулей солнечной батареи (модуль, панель) для заряда аккумуляторных батарей.

Светодиодная индикация указывает, в каком состоянии аккумуляторная батарея, как идет ток от батарей. Эти контроллеры не требуют обслуживания и имеют электронную защиту от перегрузок.

Контроллер заряда - обеспечивает оптимальный режим заряда аккумуляторов, не допускает перезаряда, в конце заряда обеспечивает импульсный режим, позволяющий довести заряд кислотного аккумулятора почти до 100 %, после этого отключает подачу энергии на аккумуляторы. После понижения напряжения на клеммах вследствие разряда при работе электростанции подача энергии от солнечных батарей возобновляется.

Рис. 1. Внешний вид контроллера СФУ

Рис. 2. Структурная схема СФУ

57. СФУ агрегатируются с ветроэнергетической установкой (ВЭУ) и дизельной электростанцией (ДЭС) для создания гарантированной системы электроснабжения повышенной надежности.

5.8. Структурно-функциональная схема автономной системы электроснабжения:

Рис. 3. Структурно-функциональная схема автономной системы электроснабжения

59. Для оптимизации работы ветро-гелио-дизельной энергетической установки используется промышленный контроллер Mitsubichi.

61. Структурно-функциональная схема системы управления энергетической установки:

Рис. 4. Структурно-функциональная схема системы управления энергетической установки

60. Функции контроллера:

1. Контроль степени заряженности аккумуляторов;

2. Запуск ДЭС и перевод питания электроприемников от ДЭС;

3. Управление ориентацией СФУ на солнце;

4. Получение информации через сотовую связь о прогнозе погоды;

5. Прогнозирование количества выработанной энергии на сутки;

6. Выбор варианта оптимального использования возобновляемой энергии на нужды хозяйства (использование электроэнергии для отопления помещений, для запаривания кормов и горячего водоснабжения).

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ АВТОНОМНОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ФЕРМЫ КРУПНОГО РОГАТОГО СКОТА КРЕСТЬЯНСКОГО ХОЗЯЙСТВА НА 100 ГОЛОВ МЯСНОГО НАПРАВЛЕНИЯ

1.  Капиталовложения

- Плата за технологическое присоединения взятая по нормам стоимости технологического присоединения на 1 кВт мощности (40000 руб.) для 10 кВт составляет 40000 руб.

- Стоимость установки КТП 10/0,4 кВ составляет не менее 10000 руб

- Плата за аренду земли в постоянное пользование на 1 км ВЛ-10 кВ за 1 год составляет 3000 руб.

- Плата за аренду земли, выделенной во временное пользование под строительство 1 км ВЛ-10 кВ на период строительства составляет 10000 руб.

- Капиталовложения на 1 км ВЛ-10 кВ с учетом стоимости строительно-монтажных работ и проектных затрат составляет 485000руб

2. Эксплуатационные затраты

- Амортизационные отчисления составляют 4% от стоимости капиталовложений в ВЛ-10 кВ и КТП 10/0,4 кВ и составляют 9500 руб. на каждый 1 км ВЛ и 3000 руб. для КТП.

- Затраты на ТО и ТР для ВЛ для ВЛ-10 кВ составляют 4% от стоимости капиталовложений в 1 км ВЛ и 5% для КТП 10/0,4 кВ, и составляют 9500 руб. и 3800 руб. соответственно.

- Затраты на потери энергии в ВЛ-10 кВ на каждый 1 км составляют 8500 руб. в год. Затраты на потери энергии в КТП 10/0,4 кВ составляют 1600 руб. в год.

Экономическая целесообразность установки ВЭУ для электроснабжения ферм определяется с использованием укрупненных показателей стоимости ВЛ 10 кВ и ВЛЗ 10 кВ. Расчетные характеристики для проводов марки СИП3, АС и А построены с учетом стоимости опор, провода, арматуры, КТП 10/0,4 кВ, строительно-монтажных работ и стоимости подключения к энергосистеме и приведены на рисунках 5, 6 и 7.

Рисунок 5. Расчетные характеристики ВЛ 10 кВ, выполненной проводами марки СИП3

Рисунок 6. Расчетные характеристики ВЛ 10 кВ, выполненной проводами марки АС

Рисунок 7. Расчетные характеристики ВЛ 10 кВ, выполненной проводами марки А

Расчет простого срока окупаемости проекта

Общая стоимость капитальных вложений для системы автономного электроснабжения установленной мощностью 13,2 кВт оценивается в 1951,878 тыс. руб. с учетом стоимости резервной дизельной электростанции АД-16 мощностью 16 кВт.

Стоимость 1 км ВЛ 10 кВ взята по данным рисунка для провода марки СИП3 1х35 и составляет 1750,00 тыс. руб. (с учетом стоимости опор, провода, арматуры, КТП 10/0,4 кВ, строительно-монтажных работ и стоимости подключения к энергосистеме).

Эксплуатационные затраты для ВЛ 10 кВ:

1. Амортизационные отчисления составляют 4% от стоимости капиталовложений в ВЛ-10 кВ и КТП 10/0,4 кВ и составляют 70 тыс. руб. на 1 км ВЛ и 3 тыс. руб. для КТП 10/0,4 кВ.

2. Затраты на ТО и ТР для ВЛ для ВЛ-10 кВ составляют 4% от стоимости капиталовложений в 1 км ВЛ и 5% для КТП 10/0,4 кВ, и составляют 70 тыс. руб. и 3,8 тыс. руб. соответственно.

3. Затраты на потери энергии в ВЛ-10 кВ на 1 км составляют 8,5 тыс. руб. в год. Затраты на потери энергии в КТП 10/0,4 кВ составляют 1,6 тыс. руб. в год.

Экономия электроэнергии в соответствии с тарифами на 2012 год составит 60,52 тыс. руб. в год.

Годы	1	2	3	4
Доходы от капиталовложений, тыс. руб.	1750,00	-	-	-
156,9	231,55*	246,6*	262,63*
60,52
* С учетом инфляции (6,5 % на 2012г)
Капитальные вложения для проекта, тыс. руб.	1951,88
Сумма доходов за 2 года, тыс. руб.	2198,97	За 2 года проект окупается
Остаток за 2 года, тыс. руб.	247,09
Простой срок окупаемости (при условии равномерности притока денежных средств в течение всего периода), лет	1,93

Расчет дисконтированного срока окупаемости проекта

Экономическая оценка проекта основывается на показателях сравнительной эффективности инвестиций, среди которых основным является чистый дисконтированный доход, дисконтированный срок окупаемости.

Данные показатели представляют собой динамические методы оценки экономической эффективности проектов. Динамический подход к оценке обусловлен применением коэффициента дисконтирования (коэффициента приведения разновременных стоимостных показателей).

Коэффициент дисконтирования можно определить по следующей формуле:

,

где - коэффициент дисконтирования; Е - норма дисконта, принимается равной 18%; t – период времени, года.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой разность между величиной эффекта, получаемого за счет снижения эксплуатационных затрат, и дополнительными инвестиционными вложениями в более капиталоемкий вариант (капитальные вложения осуществляются одномоментно) за расчетный период, приведенных к единому году:

,

где Э1 (Э2) – величина эксплуатационных расходов в t-м году от реализации первого (второго) варианта инвестиционного проекта; К1 (К2) – потребные инвестиции в реализации первого (второго) варианта инвестиционного проекта; Т – расчетный период (горизонт расчета) в годах.

Год эксплуатации, t	Капиталь-ные вложения, тыс. руб. (К2-К1)	Экономический эффект, тыс. руб. (Э1-Э2)	Коэффициент дисконтиро-вания,	Приведен-ный экономии-ческий эффект, тыс. руб.	ЧДД проекта, тыс. руб.
при Е = 18%
1	2	3	4	5	6
0	202		1	-202	-202
1		133,737	0,8475	113,342	-88,658
2		145,99	0,7182	104,850	16,192
3		159,04	0,6086	96,792	112,984
4		172,941	0,5158	89,203	202,187

Индекс доходности (ИД) инвестиций определяется по зависимости:

. ИД=2>1 (проект эффективен)

Срок окупаемости (T) соответствует временному периоду, за который дополнительные инвестиционные вложения в более капиталоемкий вариант окупаются вследствие прироста экономического эффекта от реализации более дорогого варианта.

При сравнении двух вариантов срок окупаемости дополнительных инвестиций определяется из равенства:

Дисконтированный срок окупаемости проекта определяется графически (Ток=1,857 лет).

Прогнозируемый годовой объем выработанной электроэнергии

Годовое потребление электроэнергии жилого дома 3832 кВт·ч, фермой крупного рогатого скота крестьянского хозяйства на 100 голов мясного направления – 18750 кВт·ч. Суммарное годовое потребление электроэнергии 22582 кВт·ч.

Выработка электрической энергии ветроэнергетическим агрегатом прогнозируется равной 15283,28 кВт·ч при среднегодовой скорости ветра 4,38 м/с (условия для районов Волгоградской области левого берега Волги, непосредственно примыкающих к реке согласно http://eosweb. larc. nasa. gov/sse/). Прогнозируемый годовой объем выработанной электроэнергии СФУ – 6272 кВт·ч. При этом необходимое количество электроэнергии для 100%-го покрытия годового потребления, вырабатываемое дизельной электростанцией (ДЭС) АД-16 составит 1026,721 кВт·ч.

Ежегодные издержки, связанные с эксплуатационными затратами для ветроэлектрической станции А-ВЭС-ВТ-10 () составляют 54,80 тыс. руб. в год, издержки, связанные с эксплуатационными затратами на дизельную электростанцию ДЭС АД-16 () составляют 28,883 тыс. руб. в год

Себестоимость 1 (кВт·ч) электроэнергии всей автономной электрической станции: