Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

Введение

Значительная территория Казахстана и низкая плотность населения в сельской местности обуславливают наличие значительной протяженности сельских линий электропередач, составляющей около 360 тыс. км, и низкую плотность нагрузки. Содержание сельских электрических сетей большой протяженности, при низком уровне потребления, равно как и значительные потери (25-50%) в значительной степени повышают себестоимость электроэнергии у потребителей. По оценкам экспертов реальная стоимость транспорта электроэнергии для маломощных отдаленных потребителей может достигать до 5 центов/кВт.ч, что делает энергоснабжение таких потребителей экономически нерентабельным. По данным МСХ РК 255 сельских населенных пунктов лишены электроснабжения. В Казахстане насчитывается порядка 180 000 крестьянских хозяйств, часть которых также не имеют доступа к электроснабжению. Отсутствие электроснабжения, телефонной связи и водоснабжения ухудшает условия проживания населения и тормозит социально-экономическое развитие в сельской местности.

Остро стоит вопрос загрязнения окружающей среды обьектами электроэнергетики. Концентрация вредных веществ в дымовых газах угольных электростанций в Казахстане в несколько раз превышает международные стандарты. Выбросы вредных веществ в атмосферу электростанциями превышают 1 млн. тонн в год, а общий обьем загрязняющих веществ в окружающую среду превышает 11 млн. тонн. Теплоэлектростанции являются одним из основных источников выбросов ПГ в Казахстане. Доля этого сектора составляет порядка 43% в общих выбросах ПГ по стране. Предполагается, что с увеличением обьема производства электроэнергии к 2010г выбросы ПГ от энергосектора превысит уровень 1990г. По приблизительным оценкам экспертов, стоимость внешнего ущерба окружающей среде от угольной энергетика в Казахстане оценивается в 7,7 тенге за каждый кВт.ч электроэнергии. Учитывая обьем электроэнергии, вырабатываемой на угольных ТЭС, стоимость внешнего ущерба может быть оценена в 4,3 млрд. долларов США в год.

В этой связи особо актуальной является тема данной выпускной работы затрагивающая электроснабжение потребителя первой категории - базовой станций спутниковой связи с помощью солнечных панелей.

Базовая станция предназначена для обмена цифровой информацией <#"525727.files/image001.gif">

Рисунок 1.1 - Доля использования альтернативных источников энергии в общем объеме энергопотребления для ряда стран

Европейский Союз планирует достичь показателя использования ВИЭ к 2010г. - 10% и 2040г. - 30%.

В нашей Республике технически возможный к использованию потенциал гидроресурсов составляет 62 млрд. кВт.час из них около 8,0 млрд. кВт.час потенциал малых ГЭС.

Технический потенциал ветровой энергии с учетом КПД ветроэнергетических установок и удобства их расположения составляет около 30 млрд. кВт.час/год.

Потенциал солнечной энергии в Казахстане высок, и это обусловливает необходимость применения ее по крайней мере в бытовых нуждах. Количество солнечных часов в году в республике достигает 2200-3000, а годовой уровень солнечной энергии составляет 1300-1800 ватт/кв.м. Но кроме единичных установок солнечных панелей небольшой мощности (несколько кв. м), дело дальше не идет

Исходя из Стратегии «Эффективное использование энергии возобновляемых ресурсов Республики Казахстан в целях устойчивого развития до 2024г.» доля использования альтернативных источников энергии к общему объему энергопотребления составит: в 2009г.-0,028%; в 2012г.-0,08% и в 2015г.-1%.

.3 Солнце

Солнце <#"525727.files/image002.gif"> (1.1)

где n - порядковый номер дня, отсчитанный от 1-го января.

При прохождении через атмосферу мощность солнечной радиации уменьшается за счет поглощения и рассеяния пылью, аэрозолями и молекулами газов. Часть падающей энергии отражается в космос. Доля отраженного тепла зависит от того, на какую поверхность попадает излучение. Так, для сухого чернозема эта доля равна 0,14, вспаханного поля 0,26 … 0,38, снега 0,6 … 0,9, водной поверхности 0,2 … 0,78 в зависимости от угла падения солнечных лучей. Так что плотность теплопритока неодинакова на различных широтах Земли, в различные времена года и периоды суток.

В субтропиках и пустынях ее среднегодовое значение составляет 210 … 250 Вт/м2, в центральной части Европы 130 … 210 Вт/м2, в североевропейских странах 80 … 130 Вт/м2.

1.3.3 Способы применения солнечного излучения

Солнечное излучение универсально - кроме непосредственного использования в виде тепла (теплоснабжение, опреснение воды, сушилки и пр.), существует множество способов его использования. Энергию солнечного излучения можно преобразовывать в другие виды энергии, например в электрическую с помощью фотопреобразователей или механическую (солнечный парус, фотонный двигатель, или с помощью обыкновенной паровой турбины), можно, наконец, аккумулировать с помощью растений и фотосинтеза, как это и происходит в природе.

Таблица 1.3 - Способы применения солнечного излучения

Несмотря на многочисленность способов преобразования солнечной энергии, на данный момент наиболее широко используется преобразование его в электрическую энергию с помощью фотоэлектрических генераторов.

.4 Преобразование солнечного излучения в электроэнергию

Солнечное излучение (СИ) можно преобразовывать в электричество через преобразование его сначала в тепло, а затем с помощью обычных паровых турбин и соединенных с ними генераторов в электроэнергию - такие установки не имеют принципиальных отличий от ТЭС, ГЭС и АЭС - а можно и непосредственно, минуя тепловую стадию. Преимущества второго способа очевидны - мало того, что такие устройства значительно проще, компактнее и дешевле, кроме того, в них существенно меньше и энергетические потери, неизбежные при каждом преобразовании энергии из одного вида в другой, а это означает более высокий КПД и экономическую рентабельность установок с непосредственным преобразованием лучистой энергии. Тем не менее, некоторые способы преобразования СИ через тепловую фазу будут рассмотрены из-за их более перспективной основы - термоэлектронной эмиссии и эффекта Зеебека. Установки, основанные на этих явлениях (термоэлектрические генераторы) существенно отличаются от традиционных - так, в них отсутствует теплоноситель и какие-либо движущиеся части. Но все же основное внимание будет уделено непосредственному преобразованию СИ в электроэнергию с помощью фотоэлектрических генераторов.

.4.1 Термоэлектрические генераторы

.4.1.1 Термоэлектронный генератор

Первый тип устройств для прямого генерирования электрической энергии - термоэлектронный или как его еще называют термоионный генератор. Этот прибор разработан в последние десятилетия, и возможно ему принадлежит исключительно важная роль при производстве электроэнергии в будущем.

Принцип действия термоионного генератора поясняет рисунок 1.2. В основу работы генератора положен эффект, обнаруженный Эдисоном в 1883 г. и названный термоионной (термоэлектронной) эмиссией. При нагревании одного из электродов, который позднее стали называть катодом, до достаточно высокой температуры значительная часть его электронов приобретает энергию, при которой они способны покинуть его поверхность. Правда, этот процесс протекает небеспрепятственно.

Рисунок 1.2 - Термоионный генератор

Если поблизости находится другой электрод - анод, то испущенные электроны можно направить к нему и там собрать. Это возможно лишь в том случае, если оба электрода соединить внешней цепью, поскольку в противном случае рост отрицательного заряда на аноде препятствует движению к нему эмиттируемых электронов, и при определенных условиях они не смогут его достигнуть. Но в термоионном генераторе катод и анод соединены внешней цепью. Поэтому поток электронов, то есть электрический ток, проходит через эту цепь, совершая в ней работу. На рисунке 2 внешняя нагрузка представлена сопротивлением R, но практически это может быть какое-либо устройство, например электродвигатель. Таким образом, в термоионном генераторе используется часть энергии (в интересующем нас случае это энергия солнечной радиации), израсходованной на нагревание катода, благодаря которой в нагрузке протекает ток и совершается работа.

Такое преобразование солнечной энергии в работу происходит не без потерь, и, естественно, встает вопрос о КПД подобного устройства. Электроны покидают катод лишь при его нагревании, поэтому возникают потери энергии через теплоизлучение. Часть тепловой энергии попадает на анод, который при сильном разогреве также испускает электроны. Если хотя бы часть из них достигла катода, это привело бы к уменьшению тока в нагрузке. Поэтому на охлаждение анода также необходима энергия. Итак, возможности этого способа преобразования энергии, также небеспредельны, ограничена, и величина его КПД находится на уровне 10-15%.

.4.1.2 Термоэлектрический генератор (термопары)

Возникновение контактной разности потенциалов при соприкосновении двух разнородных проводников, открытое Вольта в последнем десятилетии XVIII века, привлекло внимание физиков к процессам, происходящим в цепях разнородных материалов. Одной из фундаментальных работ в этой области, положившей фактически начало термоэлектрическим исследованиям, явилась статья немецкого ученого Зеебека «К вопросу о магнитной поляризации некоторых металлов и руд, возникающей в условиях разности температур», опубликованная в докладах Прусской академии наук в 1822 г.

Суть явления, наблюдавшегося Зеебеком в процессе опыта (и вошедшего впоследствии в физику под термином «эффект Зеебека»), состояла в том, что при замыкании концов цепи, состоящей из двух разнородных металлических материалов, спаи которых находились при разных температурах, магнитная стрелка, помещенная вблизи такой цепи, поворачивалась так же, как в присутствии магнитного материала. Угол поворота стрелки был связан с величиной разности температур на спаях исследуемой цепи.

Объективный анализ опытов Зеебека (даже при тогдашнем уровне физических знаний) мог бы дать однозначное объяснение эффекту, обусловив его возникновением в подобной цепи электрического тока, тем более, что воздействие на стрелку прекращалось при размыкании цепи. Однако Зеебек предложил собственную интерпретацию эффекта, объясняющую его намагничиванием материалов под действием температуры и разработал в качестве ее следствия смелую гипотезу происхождения земного магнетизма, суть которой сводится к тому, что земное магнитное поле образовалось в результате разности температур между полюсами и экваториальным поясом Земли. Заблуждение Зеебека сыграло положительную роль: чтобы опровергнуть электрическое происхождение термоэлектрических токов, он на самых различных материалах сопоставлял явление электризации (контактный потенциал) или ряд Вольта с воздействием разности температур на магнитную стрелку и показывал различие между ними.

Составленный Зеебеком обширный термоэлектрический ряд (таблица 1.4) представляет интерес и поныне. В современных обозначениях (α - термоэлектродвижущая сила на 1° С и σ - удельная электропроводность) ряд Зеебека определяется произведением ασ вместо величины α²σ/χ (где χ - удельная теплопроводность), которая характеризует термоэлектрические свойства материала.

На основе эффекта Зеебека и создаются термоэлектрогенераторы. На рисунке 1.3 показана типичная конструкция термоэлектрического генератора на основе проводников. Обычно проводники соединяются последовательно, так как разность потенциалов на выходе каждой пары проводников в реальных устройствах имеет величину порядка 300-400 мкВ на единицу, разности температур. Поэтому при разности температур 500 К выходное напряжение на каждой паре элементов составляет не более 0,2 В.

Рисунок 1.3- Термоэлектрический генератор

Работу реальных устройств сопровождают определенные необратимые явления. Возможна теплопередача от источника к охладителю непосредственно через элементы генератора. Внутри элементов при протекании тока выделяется джоулево тепло.

Для любой пары термоэлектрических элементов скорость теплопередачи через проводимость пропорциональна разности температур на их концах (при условии отсутствия рассеяния тепла). Тогда справедливо уравнение

Q_т=K (T₁-T₂), (1.2)

где К зависит от теплопроводности материалов, площади поверхности и длины элементов.

Джоулево тепло, выделяющееся при прохождении тока I, равно

Q_дж=I²R, (1.3)

Где К - общее сопротивление элементов, зависящее (как и теплопроводность) от удельного сопротивления материала, размеров и формы элементов. Если опять же предположить, что тепловые потери отсутствуют, то половина энергии, преобразованной в джоулево тепло, проходит к каждому из соединений.

Получаемая в нагрузке мощность от такого генератора определяется из соотношения

=S(T₁-T₂)I - I²R, (1.4)

где S коэффициент Зеебека зависящий от материала проводника.

Если считать неизменными другие величины, значение КПД определяется только величиной тока. Установлено, что с уменьшением тока КПД сначала растет, а затем падает. Максимальное значение КПД зависит от параметра Z характеризующего некоторую совокупность свойств проводника, называемого добротностью. Для металлов Z очень мала, поэтому для изготовления ТЭГ применяют легированные полупроводники, для которых добротность при определенных температурах не превышает 0.0005 на 1 К. Тогда при температуре нагревателя 1000 К и охладителя 300 К, общий КПД преобразования составляет лишь около 7% и то при концентрации солнечного излучения с помощью зеркал.

Таблица 1.4 - Термоэлектрические ряды

Несмотря на то, что КПД современных термоэлектрических генераторов очень мал, интерес к ним продолжает расти. Если учесть, что еще несколько десятилетий назад КПД термоэлектрических генераторов был в 10 раз ниже достигнутого в настоящее время, а поиск новых более совершенных материалов продолжается, то можно надеяться на дальнейшее усовершенствование этого типа генераторов. Например, если удастся достигнуть величины добротности 0,005 на 1К в диапазоне температур от 300 до 1000 К, то КПД генератора увеличится с 7 до 31%.

Следует заметить, что температурные изменения добротности могут благоприятно отразиться и на эффективности системы, состоящей из плоского коллектора и термоэлектрического генератора (рисунок 1.4). Максимальная температура в данном случае значительно ниже, но для достаточно узкого интервала температур можно подобрать такую пару термоэлектрических материалов, которые обеспечат сравнительно высокую добротность. При температуре Т= 400 К и Z =0,002 на 1 К суммарный КПД составляет около 3,5%. Если учесть, что получение такой рабочей температуры не связано с применением сложных концентраторов, снабженных устройством, следящим за движением солнца, то система подобной конструкции оказывается вполне приемлемой. Относительно низкая величина КПД системы обусловлена входящим в ее состав генератором.

Рисунок 1.4 - Термоэлектрический генератор с плоским коллектором

Из всего сказанного видно, что эффективность систем, в которых солнечная энергия используется для нагревания соответствующих устройств, принципиально ограничена, в результате чего полезно реализуется лишь незначительная доля падающей солнечной энергии. Даже по самым оптимистическим прогнозам КПД подобных устройств не превысит 40%.

Таким образом, дальнейшее исследование устройств для преобразования энергии, в которых исходная стадия является тепловой, кажется бесполезным. В одном из таких устройств, которому еще 10 лет назад отводилось важное место при решении вопросов крупномасштабного получения энергии, использован магнитогидродинамический эффект, или МГД-эффект, но последние исследования, а в большей степени практические реализации такого устройства показали, что его использование из-за низкого КПД неэффективно. В следующей главе будут описаны другие методы получения энергии. Их существенное отличие заключается в том, что они позволят использовать энергию солнечной радиации без сколько-нибудь заметного повышения температуры элементов систем, то есть тепловая стадия в процессе преобразования энергии исключается.

1.4.2 Фотоэлектрические генераторы

В преобразователях световой энергии в электрическую используется фотоэффект, открытый в 1887 г. Герцем и обстоятельно исследованный, начиная с 1888 г. Столетовым.

Фотоэффект выражается в «выбивании» электронов фотонами света с поверхности тел (внешний фотоэффект) или только из кристаллической решетки внутри полупроводника (внутренний фотоэффект), а также в возникновении под действием света, падающего на границу металл - полупроводник (или n-полупроводник и p-полупроводник) ЭДС, вызывающей появление или изменение тока в цепи (фотоэффект запирающего слоя или вентильный фотоэффект).

Устройства, основанные на внешнем и внутреннем фотоэффекте рассматриваться не будут т.к. они аналогичны термоэлектронным генераторам, рассмотренным выше - различаются лишь способом получения электронного пучка. Можно только отметить, что КПД таких генераторов очень низок - всего 0.5-1%. Столь низкий КПД является причиной того, что при исследовании вопросов получения энергии фотоэмиссионным генераторам отводится незначительная роль, хотя возможно используя какие-то оригинальные конструкции, их КПД можно значительно повысить. Однако все эти возможности остались неисследованными в связи с появлением фотоэлектрических генераторов использующих вентильный фотоэффект.

.4.2.1 Вентильный фотоэлектрический генератор

Вентильный фотоэффект (фотоэффект запирающего слоя), являющийся разновидностью внутреннего фотоэффекта, это возникновение ЭДС (фото-ЭДС) при освещении контакта двух разных полупроводников или полупроводника и металла (при отсутствии внешнего магнитного поля).

.

Рисунок 1.5 - Принцип действия солнечного электрогенератора

Фотоэффект запирающего слоя положен в основу устройства полупроводниковых, или, как их еще иначе называют, вентильных фотоэлементов - приборов, непосредственно превращающих лучистую энергию в электрическую.

Фотоэлементы с запирающим слоем строятся с 1888г., т.е. со времени открытия этого эффекта Ульяниным (учеником Столетова), однако их КПД при использовании металлов не превышает 1 %. Применение полупроводников с различными типами проводимости дало значительно лучшие результаты. Принцип действия такого фотоэлемента состоит в следующем.

Пусть n-полупроводник приводится в контакт с p-полупроводником. Электроны из n-полупроводника, где их концентрация выше, будут диффундировать в р-полупроводник, где их концентрация ниже. Диффузия же дырок происходит в обратном направлении.

В n-полупроводнике из-за ухода электронов вблизи границы остается нескомпенсированный положительный объемный заряд неподвижных ионов. В р-полупроводнике из-за ухода дырок вблизи границы образуется отрицательный объемный заряд неподвижных ионов (рисунок 1.5). Эти объемные заряды образуют у границы двойной электрический слой (запирающий слой), поле которого, направленное от n-области к p-области, препятствует дальнейшему переходу электронов в направлении п→р и дырок в направлении р→п.

Под действием света, проникающего сквозь тонкий слой n-полупроводника, в нем происходит внутренний фотоэффект - образуются пары зарядов электрон-дырка. Если имеется внешняя цепь, то вновь образованные электроны, не имея возможности пройти сквозь запирающий слой, устремляются в нее. Дырки же легко проходят сквозь запирающий слой к р-полупроводнику, где происходит рекомбинация - в цепи начинает протекать ток.

Фотоэлементы с вентильным фотоэффектом, обладая, подобно элементам с внешним фотоэффектом, строгой пропорциональностью фототока интенсивности излучения, имеют большую по сравнению с ними интегральную чувствительность (таблица 1.5) и не нуждаются во внешнем источнике ЭДС. К числу вентильных фотоэлементов относятся германиевые, кремниевые, селеновые, сернисто-серебряные и др.

Конструктивно любой вентильный фотоэлемент довольно прост. Изготавливается так называемый нижний электрод, представляющий собой металлическую пластинку, толщиной от одного до двух миллиметров. Форма пластинки не имеет никакого принципиального значения и определяется лишь назначением фотоэлемента. Нижний металлический электрод должен быть механически прочным. На него наносится тонкий слой того или иного полупроводника. Затем он подвергается соответствующей обработке, цель которой заключается в созда_ан в толще полупроводника р-n-перехода. Когда эта цель достигнута, на наружную поверхность в большинстве случаев наносится верхний металлический электрод, представляющий собой тонкий полупрозрачный слой металла.

Таблица 1.5 - Интегральная чувствительность некоторых полупроводниковых материалов

Иногда обработка полупроводникового слоя для создания в нем р-n-перехода проводится при нанесенном уже верхнем металлическом электроде. Бывает и так, что полупроводник обрабатывается в отсутствии обоих электродов. Последние создаются уже после образования в полупроводниковом слое р-n-перехода. При изготовлении некоторых фотоэлементов р-n-переход образуется в процессе нанесения электрода.

Вся эта система помещается в оправку с окошком для светового потока. В оправку вмонтиро_анны две токовые клеммы. Одна из них соединяется с нижним электродом, другая - с верхним.

Для предохранения наружной поверхности фотоэлемента, от вредного влияния атмосферного воздуха иногда она покрывается прозрачным лаком.

Если фотоэлемент изготавливается из хорошо проводящего полупроводникового вещества, например кремния или германия, то верхний электрод может быть выполнен в виде кольца, если фоточувствительная поверхность имеет форму диска, или прямоугольной рамки.

Когда на верхний электрод фотоэлемента падает лучистый поток, то некоторая его часть отражается от металлического слоя, другая часть поглощается в толще этого слоя и, наконец, остальная часть проходит сквозь последний и поглощается в прилегающей области полупроводника. Это приводит к освобождению пар электрон-дырка, о чем было рассказано выше. В результате перемещения дырок к одному электроду, а электронов к другому, они приобретут заряд противоположных знаков и между ними возникнет разность потенциалов. Ее величина до определенного предела будет тем большей, чем больше интенсивность лучистого потока.

Что касается КПД современных фотоэлектрических преобразователей, то экспериментально показано, что в них преобразуется только около 50% падающей на элемент солнечной энергии, также показано, что при правильном выборе материалов и достаточной освещенности можно добиться того, чтобы в процессе генерирования энергии принимало участие не менее 80% возникающих под действием фотонов пар электрон-дырка. Фотоэлемент с такими параметрами будет обладать КПД порядка 20%.

Об эффективности хорошо согласованного с нагрузкой фотоэлектрического генератора, работающего в условиях тропиков, мы можем судить по данным рисунка 1.6

Рисунок 1.6- Зависимость выходной мощности фотоэлектрического генератора от интенсивности солнечного излучения

При интенсивности солнечной радиации Р=800 Вт/м² полезная мощность практически не превышает 130 Вт/м². Куда же расходуется оставшаяся неиспользованной энергия? Следует избегать того, чтобы эта энергия затрачивалась на усиление колебаний кристаллической решетки, поскольку в противном случае возбужденные носители могут преодолевать запирающий слой различными «окольными» путями. Поскольку интенсивность колебаний решетки непосредственно связана с температурой, то в равной мере можно говорить о необходимости поддерживать температуру на низком уровне. Этого добиваются различными способами. Обычно при повышении рабочей температуры с 20 до 100° С КПД установки снижается на одну треть. Очевидно, ту часть спектра солнечной радиации, которая расходуется непроизводительно, можно устранить с помощью соответствующих отражающих покрытий, но внутри генератора всегда происходят какие-нибудь тепловые процессы, поэтому необходимо обеспечить по возможности наилучший отвод тепла через теплопроводность или лучеиспускание.

1.4.2.2 Перспективы развития фотоэлектрических генераторов

Вопреки различным оптимистичным прогнозам простейшие фотоэлектрические генераторы по КПД пока еще не превосходят системы на основе механических тепловых машин и термоионных преобразователей. Низкий КПД фотоэлектрического генератора объясняется двумя основными причинами: с одной стороны, значительная часть световых фотонов обладает энергией, которая не оказывает нужного действия на электроны материала, а с другой - разность потенциалов V на нагрузке составляет лишь малую часть от напряженности поля E_з в запрещенной зоне. Весьма вероятно, что проводимые в настоящее время исследования позволят создать новые устройства, в которых указанные недостатки окажутся менее существенными. В высоколегированных полупроводниках, где ширина запрещенной зоны значительно больше, второй из названных недостатков выражен значительно слабее. В этом случае число носителей, преодолевающих р-n-переход «окольными» путями, уменьшается. Проводятся перспективные исследования по созданию более сложных устройств, схематически показанных на рисунке 1.7.

Рисунок - 1.7 Типы фотоэлектрических генераторов:

а-однокаскадный; б-многокаскадный

Солнечная радиация сначала попадает на элемент, изготовленный из полупроводника с большой шириной запрещенной зоны, благодаря чему он обладает высоким КПД в нужной нам части солнечного спектра. Фотоны с энергиями ниже E_з не оказывают воздействия на этот элемент, материал которого для них по существу является прозрачным. Пройдя через первый каскад, эти фотоны попадают во второй, выполненный из материала с меньшей величиной E_з (по сравнению с первым элементом). Его способность захватывать эти фотоны высока, хотя КПД ниже, чем у первого элемента. Такое сочетание двух солнечных элементов позволяет получить более высокий суммарный КПД, чем для каждого из них в отдельности. Возможность дальнейшего совершенствования такого рода устройств открывается с применением для их изготовления интегральной технологии и созданием так называемого интегрального генератора, в котором ширина запрещенной зоны изменяется с глубиной; она велика у облучаемой поверхности, а затем уменьшается в глубь материала. Эта и другие новые разработки фотоэлектрических генераторов открывают дальнейшие перспективы повышения их КПД; предполагается, что КПД фотоэлектрических систем может достигнуть 50-60%, то есть превысить КПД любых других систем. Особое внимание уделяется вопросу удешевления конструкций фотоэлектрических генераторов, поскольку созданные до настоящего времени устройства оказались чрезвычайно дорогостоящими.

Еще 10-20 лет назад цена фотоэлектрического преобразователя площадью в 1 см² составляла в среднем несколько долларов. Причины такой высокой стоимости понятны, если учитывать чрезвычайно высокие требования к чистоте полупроводниковых материалов. В последние годы удалось удешевить производство, заменив дорогой монокристаллический кремний поликристаллическим и разработав новые технологии изготовления элементов. В результате стоимость наземных солнечных батарей снизилась в несколько раз. Также вместо чистого кремния стали применять относительно новый полупроводник алюминий-галий-мышьяк (AlGaAs) - с ним связывают надежды на новое снижение стоимости фотоэлементов.

1.5 Описание местности

Рисунок 1.8- Карта района Кордай с указанием площадки

Местность Кордай расположена на юго-востоке Жамбылской области в 30 км от одноименного поселка Кордай на границе Республик Казахстан и Кыргызстан. Данная территория представляет собой гористую местность в горах Киндиктас с отметками высот порядка 1000-1200 метров над уровнем моря. По данным Казгидромета средняя многолетняя скорость в районе Кордая составляет 3,8м/с на высоте 10м.

Жамбылская область входит в Южную энергетическую зону Республики Казахстан, куда также входят Алматинская и Южно-казахстанская области.

На районном уровне на юго-востоке Жамбыльской области располагаются два административных района, Кордайский и Шуйский. Годовое потребление электроэнергии обоими районами составило 267,5 млн. кВтч в 2007г. Дефицит электроэнергии в районах на перспективу составляет порядка 103,5 млн. кВтч. Энергоснабжение Кордайского района полностью обеспечивается поставками электроэнергии из соседней Кыргызской Республики. С учетом значительного дефицита электроэнергии на юге Казахстана всемерное использование местных возобновляемых источников энергии является актуальной задачей для решения задачи обеспечения энергоснабжения районов.

1.6 Описание площадки

Рисунок 1.9 - Площадка расположенная в местности Кордаи

Площадка под расположена в районе перевала Кордай с высотами порядка 1000-1200 метров.

Вблизи площадки на расстоянии 5 км проходит высоковольтная линия электропередач ВЛ 110 кВ и находится понизительная подстанция ПС 110/35/10 кВ. Вдоль площадки пролегает международная автомобильная дорога Алматы - Бишкек, а также пролегает газопровод. К югу от площадки на расстоянии примерно 45 км на территории Республики Кыргызстан располагается аэродром г. Кант. Направление взлетно-посадочной полосы аэродрома - с севера на юг. Карта района Кордай приведена на рисунке 1.8.

Вблизи площадки на расстоянии примерно 2-3 км проходит ЛЭП 110 кВ, соединяющая подстанции ПС 110 кВ Отар и ПС 110 кВ Кордай, а также ЛЭП 220 кВ между подстанциями ПС 500 кВ г. Алматы и ПС 220 кВ «Главная», Кыргызыстан.

На расстоянии примерно 70 км от площадки Кордай на северо-восток находится ж.д. станция г. Отар, что делает возможным доставку оборудования ВЭС до г. Отар железнодорожным транспортом из России, Европы, Китая и др. стран. Между г. Отар и Кордай имеется автомобильная дорога с твердым покрытием. Для доставки оборудования на площадку необходимо провести детальное исследование местной транспортной инфраструктуры.

.7 Описание потребителя

Базовая станция спутниковой связи относится к объектам первой категорий и предназначена для обмена цифровой информацией <#"525727.files/image011.gif">

Рисунок 2.1- аккумулятор Delta GL

Сферы применения:

·        Источники бесперебойного питания

·        Гарантированное питание систем связи

·        Телефонные станции

·        Резервное питание станций сотовой и радиорелейной связи

·        Системы солнечной и ветроэнергетики

Общее описание аккумуляторной батареи Delta GL:

Свинцово-кислотные моноблоки Delta серии GL изготовлены по технологии GEL. В качестве электролита используется загущенная серная кислота в виде геля, что обеспечивает устойчивость аккумуляторов Delta GL к глубоким разрядам и высокую температурную стабильность. Расчетный срок службы составляет 5 лет. Аккумуляторы Delta серии GL предназначены для работы, как в буферном, так и в циклическом режимах.

К особенностям и преимуществам этих АБ можно отнести: Устойчивость к глубоким разрядам, температурная стабильность характеристик, исключены утечки кислоты, гарантируется безопасная эксплуатация с другим оборудованием, отсутствует газовыделение, достаточно естественной вентиляции, Нет необходимости в контроле уровня и доливе воды. Корпус выполнен из негорючего пластика ABS.

Срок службы : В буферном режиме: 5 лет. В циклическом режиме: 1300 циклов при 30% глубине разряда.

Температурные режимы : Хранение от -35°С до +60°С .Заряд от -10°С до +60°С .Разряд от -20°С до +60°С

Метод заряда: Заряд постоянным напряжением (25°C) .Циклический режим 14.3-14.5В .Буферный режим 13.4-13.7В

Таблица 2.1- Технические данные АБ

2.2 Расчет количества аккумуляторных батареи и зависимость его от типа электроснабжения

.2.1 Вариант I. Электроснабжение с помощью солнечных панелей

Определение энергопотребления и емкости АБ:

С учетом того что источником служит солнечная панель, время резервирования будет сосавлять 24 часа.

Таблица 2.2- Состав нагрузки

Далее нужно умножить получившееся значение на коэффициент 1,2 учитывающий потери в инверторе:

, Втч (2.1)

 Втч

значение входного напряжения инвертора по характеристикам выбранного инвертора 48 В

Разделив значение потребления энергии за сутки с учетом потерь на напряжение мы получим число Ампер-часов , требуемое для покрытия нагрузки переменного тока:

 (2.2)

Определяем количество аккумуляторных батареи :

С учетом того, что максимальный допустимый разряд АБ будет составлять 30% от номинальной емкости(Можно, конечно, разряжать АБ сильнее, но тогда срок службы АБ резко сократится) приблизительная емкость АБ :

 (2.3)

Теперь необходимо рассчитать количество, напряжение, способ включения и тип аккумуляторов. При этом надо учитывать, что при параллельном включении аккумуляторов в цепь суммируется емкость (А/ч), а при последовательном напряжение (В).

Количество последовательно соединенных в ряд АБ :

N₁=U_сум/U_н = 4 (2.4)

N₁=48/12 = 4

Количество параллельно соединенных рядов:

 (2.5)

Общее количество АБ :

N=n₁n₂ (2.6)

N= 32х4=128

Суммарная емкость АБ :

 (2.7)

Суммарные капитальные затраты:

K=NЦ ,тг (2.8)

К=128х116862.08 тг = 14958346.24 тг

Схема соединения АБ представлена на рисунке 2.2

В результате расчетов мы видим , что число полученных АБ велико. Чтобы уменьшить количество АБ мы можем использовать еще один нетрадиционный источник энергии -ветер. Использование ветрогенератора уменьшит возможный перерыв в электроснабжении объекта и в следствии этого уменьшится необходимое количество АБ. Так же ветер послужит еще одним источником энергий необходимым для объектов первой категорий.

Рисунок 2.2- Схема соединения АБ

.2.2 Вариант II. Электроснабжение с помощью ветрогенератора и солнечных панелей

Определение энергопотребления и емкости АБ:

При использований в качестве источника электроэнергии солнечную панель и ветрогенератор время резервирования будет сосавлять 8 часов.

Для дальнейших расчетов найдем среднечасовую мощность за зимние сутки:

(2.9)

Потребление за 8 часов :

Далее нужно умножить получившееся значение на коэффициент 1,2 учитывающий потери в инверторе:

, Втч (2.10)

 Втч

значение входного напряжения инвертора по характеристикам выбранного инвертора 48 В

Разделив значение потребления энергии за сутки с учетом потерь на напряжение мы получим число Ампер-часов , требуемое для покрытия нагрузки переменного тока:

 (2.11)

Определяем количество аккумуляторных батареи :

С учетом того, что максимальный допустимый разряд АБ будет составлять 30% от номинальной емкости(Можно, конечно, разряжать АБ сильнее, но тогда срок службы АБ резко сократится) приблизительная емкость АБ :

 (2.12)

Теперь необходимо рассчитать количество, напряжение, способ включения и тип аккумуляторов. При этом надо учитывать, что при параллельном включении аккумуляторов в цепь суммируется емкость (А/ч), а при последовательном напряжение (В).

Количество последовательно соединенных в ряд АБ ( формула 2.4):

n₁=48/12 = 4

Количество параллельно соединенных рядов(формула 2.5):

Суммарная емкость АБ(формула 2.7) :

Общее количество АБ(формула 2.6) :

N=n₁n₂=11х4=44

Рисунок 2.3- Схема соединения АБ

Капитальные затраты (формула 2.8):

К_АБ =44 х 116862.08 тг = 5141931.52 тг

К_Вет=15900$=2385000тг

Суммарные капитальные затраты:

К=2385000+5141931.52=7526931.52 тг

Таблица 2.3 -Капитальные затраты

Исходя из результатов расчета мы видим что с помощью использования ветрогенератора в качестве резервирующего источника энергии мы можем уменьшить количество АБ до 44 штук ,что позволяет нам уменьшить капитальные затраты на закупку оборудования и делает второй вариант электроснабжения более выгодным. В дальнейших расчетах мы будем рассматривать энергосистему основанную на двух возобновляемых источниках энергий.

.3 Расчет фотоэлектрических модулей

.Общая емкость аккумуляторных баратеи:

 (2.13)

.Учитываем потери на заряд-разряд аккумуляторной батареи (обычно 20% при использовании специальных батарей):

 (2.14)

.Среднее количество пиковых солнечных часов для местности Кордай: 5 ч

.Разделить пункт.2 на пункт.3. Это будет требуемое число Ач от солнечных батареи:

 (2.15)

.Ток фотоэлектрического модуля в точке максимальной мощности (спецификации производителя):

.Для определения количества модулей, соединенных параллельно, делим пунк.4 на пункт.5 :

 (2.16)

.Округлить до ближайшего большего целого значения до 56 штук

.Номинальное напряжение фотоэлектрического модуля :12В

Выбираем фотоэлектрический модуль ТСМ-180 :

Кремниевый монокристаллический модуль под стеклом в алюминиевой рамке. На обратной стороне находится клеммная коробка. Модуль односторонний

В этом модуле применено специальное текстурированное стекло, в котором потери световой энергии минимизированы. Это позволило получить примерно на 15% больше мощности с единицы площади модуля.

Рисунок 2.4 - фотоэлектрический модуль ТСМ-180

Таблица 2.4- Технические данные фотоэлектрического модуля

Капитальные затраты на покупку фотоэлектрических модулеи(формула 2.8):

К=140250тг х 56шт=7854000тг

.4 Расчет нагрузок

Таблица 2.5- Состав нагрузки

2.4.1 Расчет осветительной нагрузки

Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формуле

_po=_co´_,  (2.17)

Q_po=tgj_´_, , (2.18)

где Кco - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки,

tg- коэффициент реактивной мощности, определяется по cosj,

Р_уо - установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м² поверхности пола известной производственной площади

_=r_´F,  (2.19)

 F-  ,      , ²;

r_ -   , /².

      10    .

2.4.2 Расчет силовых электрических нагрузок по заводу

Расчет силовых нагрузок на шинах 0,23 кВ производим по методу «Упорядоченных диаграмм», порядок расчета и заполнения таблицы в графе:

1.  проставляем номера цехов.

2.      наименование цехов.

.        записываем количество электроприемников.

.        записываем номинальную установленную мощность наименьшего и через тире наибольшего по мощности электроприемников.

.        записываем номинальную установленную мощность наибольшего по мощности электроприемников

.        записываем суммарную установленную мощность электроприемников.

.        число m, определяемое по формуле

 (2.20)

где Р_н.макс, Р_н.мин - номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего электроприемников. Если m больше 3, то эффективное число электроприемников определяется по формуле, если m меньше 3, то эффективное число электроприемников принимается равным фактическому n_эф=n.

8.  значение коэффициента использования.

9.      значение коэффициента мощности,

.        соответствующий тангенс.

.        подсчитываем среднюю активную нагрузку за наиболее загруженную смену по формуле

 (2.21)

где К_и - коэффициент использования;

Р_н - номинальная активная нагрузка.

12.                                подсчитывается средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену по формуле

 (2.22)

где Р_см - средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену;

tgφ - реактивный коэффициент мощности.

13.    подсчитываем эффективное число электроприемников по упрощенной формуле

 (2.23)

14.    коэффициент максимума К_м определяем в зависимости от эффективного числа электроприемноков и коэффициента использования К_и.

15.    максимальная активная нагрузка от силовых электроприемников

 (2.24)

где К_м - коэффициент максимума;

Р_см - средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену.

16.    максимальная реактивная нагрузка от силовых электроприемников:

 (2.25)

 (2.26)

17.    полная максимальная нагрузка, определяемая по формуле

 (2.27)

где Q_p0.4 - реактивная нагрузка 0,4 кВ;

Р_р0,4 - активная нагрузка 0,4 кВ.

Таблица 2.6- Расчет осветительной нагрузки базовой станций спутниковой связи

Таблица 2.7- Расчет силовых нагрузок базовой станций спутниковой связи

2.5 Выбор оборудования

Выбор оборудования для ЩР:

Технические данные всех ЭП приведены в таблице 2.8

Для ЭП № 1 получим:

 (2.28)

I_пуск = K_пусI_ном ,А. (2.29)

I_пуск = 5 0,279=1,395А

Таблица 2.8 - Технические данные ЭП

Выбираем автомат А, кабельную линию к ЩР

S_{р щр}= 8,846 кВА; I_{р щр}= 22,24 А;

I_крат = I_пуск= I_{пускнаиб} +SI_ном (2.30)

I_крат = 33,470 + (0,279-2,231) = 39,69 А

Выбираем автомат марки ВА51-31-1

) I_{ном ав}= 100 А > I_н = 22,24 А;

) I_{ном расц}=50 А > I_н = 22,24 А

I_отс= 500 А;

) I_{сраб эл расц} >1,25´ I_крат= 1,25´39,69=48,138 А; 500 А > 48,138 А, условия выполняются.

Выбираем кабель к ЩР: ААШв-1(3х16)+(1х10);

I_доп=111 А > I_н = 22,24 А

Проверим выбранное сечение по коэффициенту защиты К_з автомата, в траншее уложен 1 кабель, поэтому поправочный коэффициент К_п=1, К_з=1 коэффициент защиты для автомата с нерегулируемой характеристикой.

1) условие выполняется.

Расчеты защитных аппаратов и проводов к ЭП приведены в таблице 2.9

Таблица 2.9 - Расчет защитных аппаратов и проводов к ЭП

2.6 Суточные графики нагрузки базовои станции сотовои связи

Таблица 2.10- Зимние суточные нагрузки станций спутниковой связи

Зимний суточный график нагрузки показан на рисунке 2.5

Летний суточный график нагрузки строится с учетом снижения бытовой нагрузки на 25% и отсутсвием необходимости в работе дренажного нагревателя

Таблица 2.11- Летние суточные нагрузки станций спутниковой связи

Летний суточный график нагрузки показан на рисунке 2.6

Рисунок 2.5 - Зимний суточный график нагрузки

Рисунок 2.6- Летний суточный график нагрузки

Электроснабжение автономного объекта с помощью солненых панелеи

3.1 Структура Ветро-Солнце-Дизельной Энергосистемы

Рисунок 3.1 - Структурная схема солнце - ветро-дизельного комплекса системы автономного электроснабжения базовой станции спутниковой связи

ВРТ - ветровая роторная турбина

ОМТ - ограничитель максимального тока

ПЗУ - порционное зарядное устройство

АБ - аккумуляторные батареи

ТЭН - термоэлектрический нагреватель  <#"525727.files/image059.gif">

Рисунок 3.2 - Распределение среднедневных скоростей ветра и среднедневных сумм солнечной радиации в течение года, характерные для местности Кордай

3.3 Ветроэлектрическая установка

Современные ВЭУ - это машины, которые преобразуют энергию ветра в механическую энергию вращающегося ветроколеса, а затем в электрическую энергию.

В настоящее время применяются две основные конструкции ветроагрегатов :. горизонтально-осевые и вертикально-осевые ветродвигатели. Оба типа ВЭУ имеют примерно равный КПД, однако наибольшее распространение получили ветроагрегаты первого типа. Мощность ВЭУ может быть от сотен ватт до нескольких мегаватт.

Ранее в ветроустановках применялись ветроколеса так называемого «активного» типа (карусельного типа, Савониуса и др.), использующие силу давления ветра (в отличие от выше указанных ветроколес, использующих подъемную силу). Однако такие установки имеют очень низкий КПД (менее 20%), поэтому в настоящее время для производства энергии не применяются.

Устройство ветроэлектрической установки

Основные компоненты установки (рисунок 4):

ветроколесо (ротор), преобразующее энергию набегающего ветрового потока в механическую энергию вращения оси турбины. Диаметр ветроколеса колеблется от нескольких метров до нескольких десятков метров. Частота вращения составляет от 15 до 100 об/мин. Обычно для соединенных с сетью ВЭУ частота вращения ветроколеса постоянна. Для автономных систем с выпрямителем и инвертором - обычно переменная;

мультипликатор - промежуточное звено между ветроколесом и электрогенератором, который повышает частоту вращения вала ветроколеса и обеспечивает согласование с оборотами генератора. Исключение составляют ВЭУ малой мощности со специальными генераторами на постоянных магнитах; в таких ветроустановках мультипликаторы обычно не применяются;

башня (ее иногда укрепляют стальными растяжками), на которой установлено ветроколесо. У ВЭУ большой мощности высота башни достигает 75 м. Обычно это цилиндрические мачты, хотя применяются и решетчатые башни;

основание (фундамент), предназначено для предотвращения падения установки при сильном ветре. Кроме того, для защиты от поломок при сильных порывах ветра и ураганах почти все ВЭУ большой мощности автоматически останавливаются, если скорость ветра превышает предельную величину. Для целей обслуживания они должны оснащаться тормозным устройством. Горизонтально-осевые ВЭУ имеют в своем составе устройство, обеспечивающее автоматическую ориентацию ветроколеса по направлению ветра.

Рисунок 3.3- Основные компоненты горизонтально-осевой ветроустановки

Размер ВЭУ зависит от предполагаемого использования. Основной характеристикой, определяющей размер этих систем, является мощность ветроагрегата. Например, для работы на сеть возможно применение ВЭУ мощностью 50 кВт и выше. ВЭУ меньшей мощности обычно используются как автономные. Например, ВЭУ для электроснабжения жилого дома может быть мощностью от нескольких сотен Вт до 10 кВт в зависимости от нагрузки и энергопотребления. В состав подобных ВЭУ обычно входят АБ, а во многих случаях и дизель-генератор в качестве резервного источника энергии во время длительных периодов безветрия. Небольшие предприятия и удаленные поселки могут использовать ВЭУ существенно большей мощности. Маломощные турбины (менее 1 кВт) могут быть использованы для заряда аккумуляторов и электроснабжения малой нагрузки (связь, освещение, электроинструмент, телевизор и т.п.).

.3.1 Ветрогенераторы с горизонтальной осью вращения

Ветрогенераторы с горизонтальной осью вращения могут использовать для преобразования энергии ветра подъемную силу или силу сопротивления. Устройства, использующие подъемную силу, предпочтительнее, поскольку они могут развить в несколько раз большую силу, чем устройства с непосредственным действием силы сопротивления. Последние, кроме того, не могут перемещаться со скоростью, превышающей скорость ветра. Вследствие этого лопасти, на которые действует подъемная сила (ветроколеса), могут быть более быстроходными (быстроходность - отношение окружной скорости элемента поверхности к скорости ветра) и иметь лучшее соотношение мощности и массы при меньшей стоимости единицы установленной мощности.

Ветроколесо может быть выполнено с различным количеством лопастей; от однолопастных ветрогенераторов с контргрузами до многолопастных (с числом лопастей до 50 и более). Ветроколеса с горизонтальной осью вращения выполняют иногда фиксированными по направлению, т.е. они не могут вращаться относительно вертикальной оси, перпендикулярной направлению ветра. Такой тип ветрогенераторов используется лишь при наличии одного, господствующего направления ветра. В большинстве же случаев система, на которой укреплено ветроколесо (так называемая головка), выполняется поворотной, ориентирующейся по направлению ветра. У малых ветрогенераторов как правило применяются для этой цели хвостовые оперения, у больших - ориентацией управляет электроника.

Для ограничения частоты вращения ветроколеса при большой скорости ветра используется ряд методов, в том числе установка лопастей во флюгерное положение, использование клапанов, установленных на лопастях или вращающихся вместе с ними, а также устройства для вывода ветроколеса из-под ветра с помощью бокового плана, расположенного параллельно плоскости вращения колеса.

Лопасти могут быть непосредственно закреплены на валу генератора, или же вращающий момент может передаваться от его обода через вторичный вал к генератору, или другой рабочей машине.

Перпендикулярное направление действия ветра на установки с горизонтальной осью вращения оказалось малоэффективным, так как также требует использования систем ориентации и сравнительно сложных методов съема мощности, что ведет к потере их эффективности. Они не имеют преимуществ по сравнению с другими типами ветродвигателей с горизонтальной и вертикальной осью вращения.

3.3.2 Ветрогенераторы с вертикальной осью вращения

Рисунок 3.4 - Ветрогенератор с вертикальной осью

Такие роторы имеют важные преимущества перед ветрогенераторами с горизонтальным расположением оси. Для них отпадает необходимость в устройствах для ориентации на ветер, упрощается конструкция и уменьшаются гироскопические нагрузки, вызывающие дополнительные напряжения в лопастях, системе передач и прочих элементах установок с горизонтальной осью вращения.

К таким установкам относятся устройства с пластинами, чашеобразными или турбинными элементами, а также роторами Савониуса с лопастями S-образной формы, на которые действует также и подъемная сила. Устройства такого типа обладают большим начальным моментом, однако меньшими быстроходностью и мощностью по сравнению с обычным ротором

4.     
Безопасность жизнедеятельности

4.1 Молниезащита объекта

Базовая станция спутниковой связи относится к объектам первой категорий и предназначена для обмена цифровой информацией <#"525727.files/image062.gif">

Рисунок 4.1 -молниезащитная зона

СП - Солнечная панель

ВЭУ - ветроэне ветроэнергетическая установка

Защитные свойства стержневого молниеотвода характеризуется зоной защиты, под которой понимают пространство вокруг молниеотвода, где поражение защищаемого объекта атмосферными разрядами маловероятно.

Таким образом, при высоте молниеотводов разной 22м, данная ВЭУ будет находиться в защитной зоне.

По результатам расчёта производим необходимые построения очертаний зоны защиты.

При установке молниеотводов на порталах подстанции для повышения надёжности грозозащиты необходимо:

а) У стоек конструкций с молниеотводами устраивать дополнительный заземлитель из двух, трёх труб длинной три, пять метра;

б) Обеспечить растекание тока молнии от конструкций к молниеотводом не менее чем в трёх, четырёх направлениях;

в) Число изоляторов в гирляндах на порталах увеличить на два изолятора по сравнению с обычным;

г) Присоединение заземлителя трансформаторов производить на расстоянии не менее пятнадцати метров от заземлителя молниеотвода.

.2      Расчет зануления

Питание электроприборов внутри помещения осуществляется от трехфазной сети напряжением 220 В и частотой 50 Гц с использованием автоматов токовой защиты. Состав оборудования приведен в таблице 15.2

Таблица 4.2 - Состав оборудования

Основной мерой защиты от поражения электрическим током в сетях напряжением до 1000 В является зануление.

Зануление служит для защиты от поражения электрическим током при повреждении изоляции проводов электроустановки.

Занулением называется намеренное соединение металлических нетоковедущих частей, которые могут случайно оказаться под напряжением, с многократно заземленным нулевым проводом. Зануление применяется в четырехпроводных сетях напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью.

Цель зануления - быстро отключить электроустановку от сети при замыкании одной (или двух) фазы на корпус, обеспечить безопасность прикосновения человека к зануленному корпусу в аварийный период.

К частям, подлежащим занулению, относятся корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, выключателей светильников и т.п.; приводы электрических аппаратов: вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлические конструкции распределительных устройств, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, контрольных и наладочных стендов, корпуса передвижных и переносных электроприемников, а также электрооборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов.

В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью с целью обеспечения автоматического отключения аварийного участка проводимость фазных и нулевых защитных проводников должна быть выбрана такой, чтобы при замыкании на корпус или на нулевой защитный проводник возникал ток короткого замыкания, превышающий не менее чем в три раза номинальный ток плавкого элемента ближайшего предохранителя, а для автоматического выключателя с номинальным током более 100А - не менее 1,25.

Принципиальная схема зануления приведена на рисунке 2. На схеме видно, что ток короткого замыкания I_кз в фазном проводе зависит от фазного напряжения сети U_ф и полного сопротивления цепи, складывающегося из полных сопротивлений обмотки трансформатора Z_т/3, фазного проводника Z_ф, нулевого защитного проводника Z_н, внешнего индуктивного сопротивления петли фазный проводник- нулевой защитный проводник (петля фаза - нуль) X_п, активного сопротивления заземления нейтрали трансформатора R₀

Рисунок 4.2- Принципиальная схема сети переменного тока с занулением

А-аппарат защиты (предохранитель или автоматический выключатель);

Rо-заземление нейтрали.

Рисунок 4.3 - Полная расчетная схема зануления

Поскольку R₀, как правило, велико по сравнению с другими элементами цепи, параллельная ветвь, образованная им, создает незначительное увеличение тока короткого замыкания, что позволяет пренебречь им . В то же время такое допущение ужесточает требования к занулению и значительно упрощает расчетную схему, представленную на рисунке.3

Рисунок 4.4 - Упрощенная схема зануления.

В этом случае выражение короткого замыкания I_кз (А) в комплексной форме будет:

I_кз = U_ф / ( Zт / 3 + Z_ф + Z_н +jХ_n), (4.2)

где U_ф - фазное напряжение сети, В;

Z_т - комплекс полного сопротивления обмоток трехфазного источника тока (трансформатора ), Ом;

Z_ф = R_ф + jХ_Ф-комплекс полного сопротивления фазного провода, Ом;

Z_н = R_н + jХ_н - комплекс полного сопротивления нулевого защитного проводника, Ом;

R_ф и R_н - активные сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;

X_ф и Х_н - внутренние индуктивные сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;

Х_п - внешнее индуктивное сопротивление контура (петли) фазный проводник - нулевой защитный проводник (петля фаза - нуль), Ом;

Z_п =Z_ф +Z_н + jХ_n - комплекс полного сопротивления петли фаза - нуль, Ом.

С учетом последнего:

I_кз = U_ф / ( Z_м / 3 + Z_n ) (4.3)

При расчете зануления принято применять допущение, при котором для вычисления действительного значения ( модуля ) тока короткого замыкания I_кз модули сопротивления обмотки трансформатора и петли фаза - нуль Z_т / 3 и Z_п складываются арифметически .Это допущение также ужесточает требования безопасности и поэтому считается допустимым, хотя и вносит некоторую неточность ( 5% ).

Полное сопротивление петли фаза - нуль в действительной форме определяется из выражения :

Z_n = Ö( R_ф + R_н )² + (X_ф +Х_н + Х_п )², Ом (4.4)

Формула для поверочного расчета определяется из ( 4.2) и (4.3) с учетом коэффициента кратности К тока короткого замыкания, определяемого требованиями к занулению :

К × I_н £ U_ф /( Z_т/3 + Ö(R_ф + R_н) ² + (Х_ф + Х_н + Х_п )² (4.5)

где Iн- номинальный ток аппарата защиты, которым защищен электроприемник.

Значение коэффициента К принимается равным К ³ 3 в случае, если электроустановка защищается предохранителями и автоматическими выключателями, имеющими обратнозависимую характеристику от тока . В случае, если электроустановка защищается автоматическим выключателем, имеющим только электромагнитный расцепитель (отсечку), то для автоматов с I_н до 100 А, К = 1,4, а для автоматов с I_н > 100 А, К = 1,25.

Значение полного сопротивления масляного трансформатора во многом определяется его мощностью, напряжением первичной обмотки, конструкцией трансформатора.

Расчет зануления для базовой станций спутниковой связи.

.        Исходные данные:

напряжение сети - 0,23 кВ;

мощность - 8,39кВА;

мощность наиболее удаленного электроприемника (кондиционер)

Р = 2,4 кВт;

ток нагрузки Щита Распределительного (ЩР) Iн=34,797 А

длина кабеля до ШР-2, L₁ = 5 м;

длина провода от ШР-2 до станка, L₂ = 10 м

. Схема замещения приведена на рисунке 4.5

Рисунок 4.5 - Схема замещения

1. Определение токов нагрузки и выбор аппаратов защиты:

Номинальный ток (кондиционер):

А (4.6)

Принимаем Iн_{авт.выкл.}=25 А; Iн_пл.вст=20 А. (>Iр_ТЭН=11,59А)

1. Определение полных сопротивлений элементов цепи:

а) сопротивление трансформатора для группы соединения Д/У₀ - 11 Z_т=0,027 Ом

б) сопротивление кабеля, при сечении фазной жилы 10 мм² и нулевой 8 мм² Z_пфо=1,8 Ом/км

Z_п= Z_пфо´ L₁=1,8´0,005 = 0,009 Ом;

в) сопротивление провода при сечении фазной жилы 4 мм² и нулевой 3 мм² Z_пфо=2,54 Ом/км

Z_п= Z_пфо´ L₂= 2,54´ 0,01 = 0,025 Ом

2. Определение тока КЗ :

 (4.7)

 (4.8)

1. Определение кратности тока

 (4.9)

 (4.10)

условие I_кз ³ I_н ´ К , где К_а = 1,25; К_пв = 3, то 12221 А >50´1,25=62.5 А и

5116 1,25 ´ 20 = 25 А

.Определение времени срабатывания аппарата защиты: автомата- принимается из справочника. В данном случае время отключения аппарата защиты равно 0,16 секунд.

Потенциал корпуса поврежденного оборудования:

U_к1 = I_кз´ Z_н1 = 12,221 ´ 0,014 = 171.094 В, где Z_н1 - сопротивление нулевой жилы кабеля, Z_н1 = R_н1 , так как величина внутреннего индуктивного сопротивления Х_н1 алюминиевого проводника сравнительно мала (около 0,0156 Ом/км).

 (4.11)

где r - удельное сопротивление алюминиевой жилы принимается равной 0,028 Ом´мм²/м;

S - сечение жилы, мм²;

L - длина проводника, м.

U_к2 = I_кз´ Z_н2 = 5,116 ´ 0,026 = 133.186 В

где , где Z_н2 - сопротивление нулевого провода, Z_н2 = R_н2

 (4.12)

где r =0.0078 Ток, проходящий через тело человека, равен:

 (4.13)

 (4.14)

Такие величины тока являются опасными для жизни. Может возникнуть паралич дыхания при воздеиствий от 3 секунд и дольше, т.е. время срабатывания автоматического выключателя верное.

.3 Защита от шума

В системе электроснабжения «ветро-солнце-дизель» используется ветроэнергетическая установка ВРТБ (3 кВ) которая в свою очередь является источником двух видов шумов: механический (удары, колебания отдельных деталей и оборудования в целом) и аэродинамический(шум газов или воздуха). В результате чего у человека в процессе труда, могут возникнуть различные психические нарушения, сердечно-сосудистые, желудочно-кишечные и кожные.

Исследования в области шума показали, что шум является общебиологическим раздражителем, оказывая влияние не только на слух, но, в первую очередь, на структуру головного мозга, вызывая сдвиги в различных функциональных системах организма.

4.3.1Способы защиты от шума

Защита от шума должна обеспечиваться разработкой шумобезопасной техники, применением средств и методов коллективной защиты, в том числе строительно-акустических, применением средств индивидуальной защиты.

В первую очередь следует использовать средства коллективной защиты. По отношению к источнику возбуждения шума коллективные средства защиты подразделяются на средства, снижающие шум в источнике его возникновения, и средства, снижающие шум на пути его распространения от источника до защищаемого объекта.

Снижение шума в источнике осуществляется за счет улучшения конструкции машины или изменения технологического процесса. Средства, снижающие шум в источнике его возникновения в зависимости от характера шумообразования подразделяются на средства, снижающие шум механического происхождения <#"525727.files/image082.gif"> (4.15)

где L_р - октавный уровень звуковой мощности в дБ источника шума;х - коэффициент, учитывающий влияние ближнего акустического поля и принимаемый в зависимости от отношения расстояния r в м между акустическим центром источника и расчетной точкой к максимальным габаритным размерам l_макс в м источника шума по графику на рисунке 15.3.1;

Рисунок. 15.6- График для определения коэффициента х в зависимости от отношения r к максимальному линейному размеру источника шума l_макс.

Ф - фактор направленности источника шума, безразмерный, определяется по опытным данным. Для источников шума с равномерным излучением звука следует приниматьФ = 1;

S - площадь в м² воображаемой поверхности правильной геометрической формы, окружающей источник и проходящей через расчетную точку.

Для источников шума, у которых 2 l_макс < r, следует принимать при расположении источника шума: S = 4 p r²;

Расчет для расстояния 4 м :

 (4.16)

где S = 4 p r²=4х3.14х4²=200.96 ;  ;

Результаты расчета заносятся в таблицу 15.6

Таблица 15.6- Результаты расчета

L - Октавный уровень звукового давления в расчетной точке.

Lн - допустимый уровень звукового давления для рабочего места

По результатам расчетов мы видим . что шум который издает ВРТБ ниже допустимого уровня шума для нашего объекта и соответственно нет необходимости применять шумозащитные меры.

5 Экономическая часть

5.1 Цели разработки проекта

.1.1 Цели проекта

Целью данного является электроснабжение потребителя первой категории (базовои станции спутниковой связи).

Описание исследуемого объекта: автономное электроснабжение объекта осуществляется с помощью солнце-ветро-дизельной системы основным источником энергии которой являются 56 соединенных параллельно солнечных модуля. Ветрогенератор(3кВт) и дизельный генератор являются резервными источниками.

Описание потребителя: Базовая станция спутниковой связи относится к объектам первой категорий и предназначена для обмена цифровой информацией <#"525727.files/image087.gif">

Издержки на материалы:

(5.1)

Издержки на заработную плату:

 (5.2)

где  число рабочих i-го разряда в бригаде,

 зарплата работников i-го разряда, млн. тг,

 срок строительства, месяц.

Для строительства подстанции потребуется следующие рабочие:

Таблица 5.3 - Расчет издержек на заработную плату рабочим

Инвестиции в оборудование подстанции.

Общепроизводственные расходы на подстанции ориентировочно определяем по формуле:

 (5.3)

где  суммарная заработная плата, млн. тг,

 суммарная амортизация, млн. тг,

 суммарные затраты на текущий ремонт, млн. тг.

Амортизация основных производственных фондов:

 (5.4)

где  обслуживание оборудования подстанции, тг.

Стоимость обслуживания оборудования:

 (5.5)

где  капиталовложения для оборудования подстанции, млн. тг,

издержки на обслуживание оборудования подстанции,

Тогда амортизация основных производственных фондов составит:

 (5.6)

Суммарные затраты на текущий ремонт:

 (5.7)

Общепроизводственные расходы на подстанции составят:

 (5.8)

Расчет инвестиций в данный проект.

 (5.9)

5.4 Технико-экономические показатели проектируемой ПС

Инвестиции и издержки в расширение подстанции были рассчитаны выше. Все показатели приведены в таблице 6.5.

Таблица 5.4 - Технико-экономические показатели проектируемой ПС

Полная себестоимость электроэнергии определяется по формуле:

U = U_ст + U_пр. тыс.тенге/год (5.10)

где U_ст - годовые издержки энергосистемы по производству;; U_пр - внепроизводственные затраты.

Годовые издержки U_ст определяются как:

U_ст._= S ( U_з.п.+ U_а + U_т.р + U_общ+U_т) тыс.тенге/год (5.11)

U_з.п. - заработная плата; U_а - амортизация основных фондов; U_т.р. - текущий ремонт; U_общ - общестанционные нужды. U_т - расход топлива

Издержки заработной платы и текущего ремонта были подсчитаны в предыдущем пункте , но нужно к ним добавить издержки на зарплату ежедневно работающего персонала. Работает 1 рабочии заработная плата которого составляет 44тыс тг. Начисление на ФОТ, на социальный налог и отчисления в пенсионный фонд 11тыс.тг:

U_з.п. = (44+11) х 12 =660тыс.тг; (5.11)

U_з.п. + U_т.р. =тыс.тг/год

Расход топлива Uт : Для бесперебойного обеспечения электроэнергией потребителей первой категории расход топлива (согласно паспортным данным дизель-генератора) будет равен 2 л/час. Тогда в сутки потребление будет равно:

W=2 х 24 = 48 л (5.12)

Закупочная стоимость одного литра дизельного топлива 83 тенге.

Дизель-генератор необходимо включать на 60 часов в месяц, тогда:

год=60х2х12=1440 л (5.13)

Стоимость затрат составит :

U_т = 1440х83=119,520 тыс.тг/год. (5.14)

Внепроизводственные затраты: Затраты на покупку отчистительного средства для мытья фотоэлектрических модулей составляет 500тг в день. Тогда стоимость годовых завтрат :пр=500х365=185.5 тыс.тг

Тогда полная себестоимость электроэнергии:

U = U_ст + U_пр.= тыс.тг/год

Себестоимость одного кВт/ч :

Солнечные батареи выбраны на емкость 2898 Ач ,чтобы перевести эту величину в Втч нужно умножить ее на номинальное напряжение(48В):

48=130104 Втч=130.104 кВтч

Р=130.104 кВтч/24 ч=5.796 кВт

Номинальная мощность ветрогенератора 3кВт

= (5.15)

Тогда тариф на электроэнергии с учетом рентабельности 15 % составит

 (5.16)

Для возврата инвестиций вводится инвестиционная составляющая  в размере 180 тг/кВтч.

Тариф, по которому отпускается электрическая энергия потребителю определяется следующим образом:

(5.17)

Тогда тариф будет составлять: .

Поток наличности для возврата кредита составит:

(5.18)

где инвестиционная составляющая, равная 180тг/кВтч,

объем реализуемой электроэнергии. кВтч.

.5 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций

Показатель чистого приведенного дохода (Net Present Value, NPV) позволяет сопоставить величину капитальных вложений (Invested Сapital, IC) с общей суммой чистых денежных поступлений, генерируемых ими в течение прогнозного периода, и характеризует современную величину эффекта от будущей реализации инвестиционного проекта. Поскольку приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с помощью коэффициента r. Коэффициент r устанавливается, как правило, исходя из цены инвестированного капитала.

NPV, или чистая приведенная стоимость проекта является важнейшим критерием, по которому судят о целесообразности инвестирования в данный проект. 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:

(5.19)

где инвестиции в данный проект, млн. тг.,

 поток наличности, млн. тг.,

ставка дисконтирования,

время реализации проекта, год.

Таблица 5.6 - Расчет NPV

Расчет ведется до первого положительного значения NPV, т.е. до 8-го года. NPV больше нуля, следовательно, при данной ставке дисконтирования проект является выгодным для предприятия, поскольку генерируемые им приток дохода превышают норму доходности в настоящий момент времени.

Под внутренней нормой прибыли инвестиционного проекта (Internal Rate of Return, IRR) понимают значение коэффициента дисконтирования r, при котором NPV проекта равен нулю:

(5.20)

Экономический смысл критерия IRR заключается в следующем: IRR показывает максимально допустимый относительный уровень расходов по проекту. В то же время предприятие может реализовывать любые инвестиционные проекты, уровень рентабельности которых не ниже текущего значения показателя цены капитала.

Рассчитаем IRR для r = 25 % банковского процента и методом интерполяции при помощи r = 15 % определим IRR по формуле:

(5.21)

где банковский процент в размере 15 %,

банковский процент в размере 25 %,

NPV при банковском проценте 15 %,

NPV при банковском проценте 25 %.

IRR служит индикатором риска. В нашем случае IRR превышает нашу процентную ставку на 2,63 %,.

Определяем срок окупаемости. Метод состоит в определении того срока окупаемости, который необходим для возмещения суммы первоначальных инвестиций.

(5.22)

Рассчитаем срок окупаемости PP:

Из приведенных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций составил 3 года 6 месяцев.

Таким образом, анализ приведённых финансово-экономических показателей свидетельствует о слабой эффективности инвестиций в рассматриваемый проект.

5.6 Анализ влияния внешних факторов на показатели финансово-экономической эффективности инвестиций в объект

Рисунок 5.1 - Влияние структуры финансирования на сроки окупаемости

Рисунок 5.2 - Влияние величины тарифа на сроки окупаемости

5.6.1 Влияние структуры финансирования

На основе полученных графиков сделаем выводы:

1.   В зависимости от структуры финансирования, будь то кредит или нет, видно как в зависимости от процентной ставки изменяется срок окупаемости капиталовложений в подстанцию.

При нулевой процентной ставке - это вложения без приобретения кредита в банке, срок окупаемости минимальный и составляет 3,58 год. При максимальной процентной ставке (15%) - срок окупаемости равен 4,15 года.

2.   Для изменения срока окупаемости, для уменьшения этого времени, необходимо увеличить прибыль станции, что возможно при привлечением иного финансирования с более низкой процентной ставкой, для уменьшения выплат и издержек из прибыли станции.

.6.2 Влияние величины тарифа, действующего в энергосистеме, на электроэнергию

На основе приведенных графиков сделаем выводы:

1. Как видно из графика - срок окупаемости в зависимости от тарифа изменяется по экспоненте. При завышенном тарифе окупаемость займет меньший промежуток времени, но необходимо учесть и то, что при высоком тарифе никто не будет покупать электроэнергию и дешевле будет получить ее из другого источника.

При тарифе 81.35 тг/кВт·ч срок окупаемости составит 33 года 7 месяцев , а при 300 тг/кВт·ч - 2 года 2месяца

2. Зависимость основных финансово-экономических показателей от тарифа имеет экспоненциальную зависимость. При увеличении тарифа уменьшается срок окупаемости.

         Применение ЭВМ

Рисунок 6.1 - Расчет осветительной нагрузки

Рисунок 6.2 - Расчет силовой нагрузки

Рисунок 6.3 - построение суточных графиков нагрузки

Заключение

В своей выпускной работе я рассмотрел возможные методы электроснабжения базовой станции спутниковой связи ,находящейся в местности Кордай, с помощью возобновляемых и неисчерпаемых источников энергии. В итоге ,оптимальной оказалась система с использованием солнечных панелей в качестве основного и ветро-дизельной системы в качестве резеврных источников энергии. Местность Кордай хорошо подходит для использования нетрадиционных источников энергии так как средняя скорость ветра в этой местности составляет 5.7 м/c а число часов солнечного сияния доходит до 2700 часов в год. Спроектированная система является полностью автономной и саморегулируемой. При наличии ветра и солнца происходит накопление энергии в аккумуляторных батареях которая в последствий передается потребителям. Было подсчитано, что количество аккумуляторных батарей для данной системы должно быть равно 44.Так-же по расчетным данным, солнечная энергия накопленная за один световой день способна в течений 8 часов поддерживать нормальную работу объекта. С учетом ветрогенератора и дизельного генератора мы можем утверждать, что спроектированная нами система полностью подходит для бесперебойного энергоснабжения объекта первой категорий, базовой станций спутниковой связи. Дизельный генератор в данной системе предназначен для использования во время выхода в ремонт или в безветренную и пасмурную погоду.

Были рассчитаны силовые электрические нагрузки завода методом «Упорядоченных диаграмм» на напряжении: 0,23 кВ: Р_р=7,72кВт, Q_р=3,34квар, рассчитана осветительная объекта Р_ро=0,39 кВт, Q_ро=0,19 квар

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» был приведен анализ условий труда и рассчитано защитное зануление, которое является обязательным требованием к действующим электроустановкам. Далее был рассчитан молниеотвод высота которого составила 22м и произведен анализ воздействия шума издаваемого ветрогенератором на организм человека.

В экономической части был составлен бизнес-план, по результатам которого была определена себестоимость электроэнергий на солнце-ветро-дизельной станции которая составляет .

В заключении хотелось бы добавить ,что прежде чем сравнивать различные энергетические технологии по экономическим и другим показателям, нужно определить их действительную стоимость, ведь в Казахстане цены на топливо и энергию многие десятилетия не отражали реальных затрат на их производство. То же можно сказать и о мировых ценах, так как до сих пор в любой стране часть стоимости энергии не учитывается в тарифах, а переносится на другие затраты общества. Но только «честные» цены могут и будут стимулировать энергосбережение и развитие новых технологий в энергетике.

Важная составляющая, не включаемая в тарифы, связана с загрязнением окружающей среды. По многим оценкам, только прямые социальные затраты, связанные с вредным воздействием электростанций (болезни и снижение продолжительности жизни, оплата медицинского обслуживания, потери на производстве, снижение урожая, восстановление лесов, ускоренный износ из-за загрязнения воздуха, воды и почвы и т. д.), составляют до 75% мировых цен на топливо и энергию. По существу, эти затраты общества - своеобразный «экологический налог», который платят граждане за несовершенство энергетических установок. Справедливее было бы включить его в цену энергии для формирования государственного фонда энергосбережения и создания новых, экологически чистых технологий в энергетике. Такой налог (от 10 до 30% от стоимости нефти) введен в Швеции, Финляндии, Нидерландах.

Список литературы

1.   Статья Черемухина В.Е «Из опыта разработки и монтажа автономной системы электроснабжения базовой станции сотовой связи на основе ветродизельного комплекса» на саите Московского Института Энергобезопасности и Энергосбережения (#"525727.files/image144.gif">

Приложение Б. Карта ветропотенциала Казахстана