Контрольная работа по дисциплине Нетрадиционные возобновляемые источники электрической энергии
 Скачать 175.99 Kb.
|
|
Министерство образования, науки и молодежной политики Нижегородской области Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный инженерно-экономический институт КАФЕДРА «ЭЛЕКТРИФИКАЦИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ» Допущен к защите Преподаватель: _Сбитнев Е.А. уч. степень, звание _____________________________ подпись ФИО «___» __________________ 20__ г. КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА по дисциплине «Нетрадиционные возобновляемые источники электрической энергии» Автор курсового проекта Филипопольский П.В. Группа 15-ЭлЗ, 4 курс шифр 24 Руководитель проекта: ____________________Котин А.И. Оценка, подпись, дата уч. степень, должность, инициалы, фамилия Княгинино 2019 год Содержание 1. Задача №1…………………………………………………………………………..3 2. Задача №2…………………………………………………………………………..5 3. Задача №3………………………………………………………………………….12 4. Задача №4………………………………………………………………………….18 5. Задача №5………………………………………………………………………….20 Список литературы.………………………………………………………………….24 Задача № 1 Расчет основных параметров гидроэлектростанции Располагаемые водные ресурсы определены в нашей работе гидрографом расчетного маловодного года 75% обеспеченности. При отсутствии регулирования стока, уровень воды в ВБ принимаем постоянным и равным vНПУ=90м. Уровень воды в НБ определяется величиной расхода (Q), поступающим в НБ при ГЭС. Для каждого месяца определяется напор по формуле: Hi=v ВБi - v НБi Расчет по определению напоров приведен в таблице 2. По данным таблицы 2 определяются максимальные и минимальные уровни в НБ и соответствующие им напоры: vНБmin = 71,15 м Нmin = 90-71,15 = 18,85 м vНБmах = 76,1 м Нmax = 90-76,1 = 13,9 м Средневзвешенный напор равен:  t - расчетный период времени; t =1 Принимаем расчетный напор равным средневзвешенному напору. Определение среднесуточной мощности ГЭС Обеспеченная среднесуточная мощность - это мощность, которая обеспечивается водотоком в течение заданного периода времени (месяц) и выражается в %. Расчетная обеспеченность выбирается в зависимости от технико-экономического расчета с учетом характеристик системы удельного веса ГЭС в энергосистеме. Принимаем Nср. сут = 75-90%. Таблица №3. Определение среднесуточной мощности.
  ,где Qi - расход реки в данный расчетный период; Ni - напор в створе гидроузла в данный расчетный период; ηа - коэффициент полезного действия агрегата (ηа = 0,87) Задача № 2 Расчет комбинированной ветроэлектрической установки Исходные данные: 1. Количество потребителей электроэнергии (крестьянских дворов) в населенном пункте: Мп=21 2. Норма выработки электроэнергии в расчете на одного потребителя в год: nп=2250 кВт·ч в год 3. Общее время работы ВЭУ за год (сутки в год): ф =305 сут 4. Средняя скорость ветра за время работы ВЭУ: Vср=4,6 м/с 5. Коэффициент мощности ветряного колеса (ВК): Cр=0,46 6. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности ВЭУ: kВЭУ=2015 долл. /кВт 7. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности паротурбинной ТЭС: kпТЭУ=585 долл. /кВт 8. Стоимость единицы условного топлива: Рт=224 долл. /т у. т. Расчет энергетических и конструктивных параметров энергоустановки Потребность в электроэнергии (Есп) за год для всех потребителей населенного пункта определяется:   в год.Количество электроэнергии (ЕсВЭУ), которое должно поступить от ВЭУ за время ф определяется:  ЕсВЭУ = (47250*305)/365 = 39483 кВт ч Требуемая средняя развиваемая мощность ВЭУ (NпВЭУ) определяется:   где зг= 0,95 - КПД генератора, зр= 0,9 - КПД редуктора. NпВЭУ = 39483/(24*305*0,9*0,95) = 6,31 кВт Требуемая мощность воздушного потока (Nо) определяется:  N0 = 6,31/0,46 = 13,72 кВт где Ср= 0,41 - коэффициент мощности ВК ВЭУ. Определение радиуса (R) и диаметра (D) ВК, если известна требуемая мощность воздушного потока (N0) и средняя скорость ветра (VСР) за время работы ВЭУ (ф) проводим по формуле:  R =  = 6,19м где N0 записывается с учетом того, что 1 кВт = 103 кгм2 /с3.После вычисления радиуса находим диаметр ВК: "Ометаемая" площадь (Fвк) ВК определяется, как:  Fвк =  = 120,31 м2Удельная мощность (n0), которую "снимает" ВК с 1 м2 "ометаемой" площади будет:  n0 = 13720/120,31 = 114,04 Вт/м2 1кВт=1000Вт Высоты (H) башни ВЭУ принимается из условия:  Принимаем Н= 10,79м Среднегодовая удельная выработка энергии на 1 м2 "ометаемой" площади (ес) определяется:  ес = 39483/120,31 = 328,18 кВт/м2 Установленная мощность ВЭУ (NустВЭУ) при заданной расчетной скорости ветра Vр= м/с (р-1,225 кг/м3 - плотность воздуха)  NустВЭУ =  = 0,24кВтКоэффициент используемой установленной мощности (kисВЭУ) определяется следующим отношением:  kисВЭУ = 6,31/0,24 = 26,29 Объем предотвращенной эмиссии углекислого газа (VугВЭУ), если выработка 1 кВтч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5 кг СО2, определяется: VугВЭУ = 0,5*39483 = 19741,5 кг = 19,742 т Пересчет электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, в тепловую энергию (QВЭУ), если 1 кВт  ч = 860 ккал дает нам следующее: ккал в годГодовая экономия условного топлива (ВВЭУ) в случае, если ВЭУ замещала бы традиционная энергоустановка, работающая на органическом топливе и имеющая такую же установленную мощность, составляет:  ВВЭУ = 33955380/(7000*0,35) = 13859 т.у.т где Qрп - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива, Qрп= 7000 ккал/кг у. т.; зту-КПД традиционной энергоустановки; зту=0,35 Определение общего (tзам) и фактического (tфакт) количества часов работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС):   где kисДЭС - коэффициент использования установленной мощности ДЭС. Определение количества электроэнергии (∆ЕсДЭС), которое должна вырабатывать ДЭС:  Определение требуемой мощности ДЭС (NтрДЭС):  где ηак=0,9 - КПД аккумулятора с учетом его зарядки на время техобслуживания. По таблице принимаем ближайшее большее значение установленной мощности ДЭС, в данном случае ДЭС марки АД-8-Т400 установленной мощностью NустДЭС=8 кВт. Уточним фактическое время работы ДЭС (NустДЭС = 8 кВт) с учетом остановки на техобслуживание (tфактДЭС):  Результаты расчетов: 1. Потребность в электроэнергии Есп =47250 кВтч в год. 2. Электроэнергия, вырабатываемая ВЭУ: ЕсВЭУ =39483 кВтч 3. Электроэнергия, вырабатываемая замещающей энергоустановкой (ДЭС): ∆Ес=7767кВтч в год. 4. Средняя развиваемая мощность ВЭУ: NпВЭУ = 6,31кВт 5. Установленная мощность NустВЭУ=0,24кВт 6. Коэффициент использования установленной мощности КисВЭУ=26,29 7. Площадь ''ометаемая'' Fвк=120,31м2 8. Диаметр D=12,38м 9. Удельная мощность ветрового потока n0= 114,04Вт/м2 10. Удельная выработка электроэнергии ec =328,18кВтч/ м2 11. Высота башни ВЭУ Н= 10,79 м 12. Годовая экономия условного топлива ВВЭУ =13859 т у. т. 13. Предотвращенная эмиссия углекислого газа VугВЭУ=19,742 т 14. Фактическое время работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС) tфактДЭС=1078,75ч 15. Установленная мощность ДЭС: NустДЭС=1,97 кВт Задача № 3 Определение основных энергетических и конструктивных параметров системы солнечного горячего водоснабжения Дано: Средняя интенсивность солнечного излучения J = 555 Вт/м2 Продолжительность работы солнечного коллектора (СК) в течение суток фск = 9 ч/сут Сезонная продолжительность работы СК tск = 145 сут Норма подачи горячей воды на 1 человека q = 21 л/сут Количество потребителей в поселке Nчел = 26 чел Температура горячей воды на выходе из СК Tгор = 56С Температура холодной воды на входе в СК Tхол = 21С Средняя температура воздуха Tвоз = 22С Удельные капитальные вложения в 1 м2 рабочей поверхности солнечного коллектора kпск = 150 долл. /м2 Удельные капитальные вложения в 1 кВт установленной мощности традиционной энергоустановки kпТЭC = 480 долл. /кВт Стоимость ед. условного топлива Рт = 185 долл. /т у. т. Решение: Расчет энергетических и конструктивных параметров системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ) Определение суммарных объемов баков-аккумуляторов (?Vак) для изолированного потребителя:  Определение количества тепловой энергии, которую должен накопить теплоноситель (вода) в баках-аккумуляторах в конце светового дня за сутки (QAK):  в суткигде Сж - удельная теплоемкость жидкости Сж = 4190Дж/ (л·°С). 1 Дж = 2,78* 10-7 кВт·ч. Определение установленной мощности солнечного коллектора (N0ск)  где β - коэффициент эффективности поглощающей поверхности СК (β= 0,85); (τ ·α) - оптический КПД коллектора (для типовых СК= 0,85); U1 - суммарный коэффициент тепловых потерь U1=5 Вт/м2·°С. Определение энергии (в пересчете на электрическую энергию), которую производит единичный СК (Е0ск) за сутки (τск =12 ч)  Определение общей площади рабочей поверхности СК (Fcк) ССГВ  Определение энергетических показателей ССГВ: установленная мощность  электрическая энергия  тепловая энергия (1 кВтч = 860 ккал)  ккал в годОпределение числа циклов прокачки теплоносителя (вода) через СК при τск=12 ч, если суммарный массовый расход составляет qмн =50 л/ (м2·ч)  Определение фактического суммарного массового расхода (q мф), если Tциклф = 12 q мф = (Tциклф *Vак) / (τск *F) = (12*546)/(12*50) =10,92 л/ (м2*ч) Определение годовой экономии условного топлива (Вск)  где Qpн - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива, Qpн = 7000 ккал/кг у. т.; ηтэс - КПД традиционной энергетической установки, ηтэс =0,35. Определение объема предотвращенной эмиссии углекислого газа (Vугск) (1 кВт· ч =0,5 СО2)  3.1.11 Определение удельной экономии условного топлива (b ск)  Определение КПД ССГВ (ηск)  Результаты расчетов: 1. Площадь рабочей поверхности СК: Fск = 75,6 м2 2. Установленная мощность СК: Nустск = 19,05 кВт 3. Электрическая энергия: Есск = 33103,5кВт·ч 4. Тепловая энергия: Qск = 228469010 ккал за сутки 5. Число циклов прокачки теплоносителя через СК: Тцикл = 5 6. Годовая и удельная экономия условного топлива: Вск =11620,004 т у. т. bск = 153,7 т у. т. /м2 7. Объем предотвращенной эмиссии СО2: Vувск=16,7т 8. КПД ССГВ: зск = 45,45% Оценка экономической эффективности устройства системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ) В летний сезон работает ССГВ. Определение общих капитальных вложений (Кnск) в устройство системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ)  Определение удельного расхода топлива (bтэс) для традиционной энергетической установки  ηтэс - КПД традиционной энергетической установки,ηтэс =0,35; 123 - теоретический эквивалент условного топлива, г у. т. /кВт-ч. Определение удельной экономии затрат на топливе (∆Ст) при устройстве ССГB вместо традиционной энергетической установки  где Рт = 185 долл. /т у. т. - стоимость единицы условного топлива. ∆Ст - рассматривается как нижняя граница тарифа на электроэнергию, которая в отсутствии ССГВ была бы выработана традиционной энергоустановкой. С учетом мировых цен на органическое топливо принимаем из условия Kсск ≥ 0,08 долл. /кВт·ч. Принимаем Kсск=0,12долл. /кВт·ч Определение значений предельно допустимых удельных (∆Кпр) и общих (Кnпр) капитальных вложений в устройство ССГВ  n=0,12  Сравним Кппр > Кпск Вывод: Капитальные вложения в устройство ССГВ меньше предельно допустимых значений. Задача №4 Расчет биореактора Определить объем биогазогенератора Vб и суточный выход биогаза Vг в установке, утилизирующей навоз от 80 коров, 60 свиней, 25 птиц а также обеспечиваемую ею тепловую мощность N (Вт). Время цикла сбраживания τ = 14 сут при температуре t = 35° С; подача сухого сбраживаемого материала от одного животного идет со скоростью W = 2 кг/сут; выход биогаза из сухой массы νг= 0,24 м3 /кг . Содержание метана в биогазе составляет 70 %. КПД горелочного устройства η=0,68. Плотность сухого материала, распределенного в массе биогазогенератора, рсух ≈50 кг/мг. Теплота сгорания метана при нормальных физических условиях Qнр =28 МДж/м3. Дано: n=165 τ = 14 сут t = 43° С W = 2 кг/сут νг= 0,24 м3 /кг η=0,68 рсух ≈50 кг/мг Qнр =28 МДж/м3 Найти: Vб, Vг, N Решение Подача сухого сбраживаемого материала от 165 животных идет со скоростью m0 ( кг/сут): m0=W·n=2·165=330 кг/сут; Cуточный объем жидкой массы Vсут, поступающей в биогазогенерагор (м3/сут) можно определить по формуле: Vсут=m0/ρсух=330/50=6,6 м3/сут Объем биогазогенератора, необходимого для фермы (м3): Vб=τ·Vсут =14·6,6=92,4 м3 Суточный выход биогаза: Vг=m0·ν г =330·0,24=79,2 м3/сут Тепловая мощность устройства, использующего биогаз (МДж/сут): N=η·Qнр·Vг·ƒм = 0,68·28·79,2·0,70= 1055,6 Мдж/сут. Ответ: объем биогазогенератора Vб=92,4 м3, суточный выход биогаза Vг =79,2 м3/сут, тепловая мощность устройства, использующего биогаз N =1055,6 Мдж/сут. Задача №5 Вопрос 7: Какие категории энерго потенциала выделяют при изучении гидроэнергетики рек? При изучении гидроэнергетики рек выделяют следующие категории энергопотенциала: валовой теоретический гидроэнергетический потенциал, или потенциальные гидроэнергетические ресурсы; технический гидроэнергетический потенциал, или технически возможные к использованию гидроэнергетические ресурсы, - это та часть валового теоретического гидроэнергетического потенциала речного стока, которая технически может быть использована или уже используется; экономический гидроэнергетический потенциал - часть технического гидроэнергетического потенциала, использование которого является экономически эффективным. Для определения количества водной энергии реки используется метод «линейного учета». При применении этого метода каждую реку делят на ряд участков без притоков. Границы расчетных участков устанавливаются в точках перелома продольного профиля реки или в местах резкого нарастания приточности реки, т.е. у устья притока. Численное значение работы, совершаемой потоком на каждом участке, можно определить следующим образом. Пусть имеется некоторый участок реки АВ длиной L (рис.1) с постоянными уклоном sin  , площадью поперечного сечения w и средней скоростью v. За некоторый промежуток времени t объем воды на участке переместится в направлении движения на расстояние L = vt, а точка приложения силы тяжести этого объема F = mg =vLrg сместится в вертикальном направлении на высотуLsina=vsinat.  Рис.1. К расчету мощности водного потока на участке реки Работа, совершаемая силой тяжести на участке L за время t определяется по выражению
мощность
В выражении (4.11) произведение wv=Q и является средним расходом воды в реке на участке АВ, а произведение Lsina=H - падением реки на этом же участке. Принимая r=1000кг/м3, g=9.81м/с2 и выражая Q в м3/с, Н - в метрах, получаем мощность P в кВт:
Средний расход воды в реке на рассматриваемом участке находится как средний из расхода в начальном и конечном створах участка. Если имеются продольный профиль всей реки и данные по ее стоку, то потенциальную мощность от истока до устья (расчетного створа) можно определить по формуле
где Qi - средний многолетний расход воды на отдельных участках (норма стока), м3/с; Нi - падение реки на участке; n - число участков. Потенциальные запасы гидроэнергетических ресурсов реки в кВт·ч определяют, исходя из 8760 часов использования потенциальной мощности, по формуле
Для сравнения по мощности бассейнов рек различных физико-географических зон рассчитывается удельная насыщенность гидроэнергоресурсами, т.е. удельная мощность (кВт/км2) или удельная энергия (кВт·ч/км2) на единицу площади водосбора. Изложенная методика расчета гидроэнергоресурсов применима для рек, имеющих достаточно длинный ряд гидрометрических наблюдений. Такие ряды, как правило, имеют крупные и средние реки, а у малых рек наблюдения обычно эпизодические и нерепрезентативны. Поэтому для малых рек норму стока в расчетном створе определяют по картам изолиний годового модуля стока. Обычно, гидроэнергетические ресурсы распределены по территории весьма неравномерно вследствие разнообразия природных условий в пределах региона. Технический потенциал является величиной переменной, растущей по мере развития технических возможностей использования гидроэнергоресурсов. Однако в гидроэнергетике существенные изменения способов производства электроэнергии на ГЭС наблюдаются крайне редко, поэтому оценки технического потенциала достаточно устойчивы во времени. Размер технического потенциала зависит от величин потерь, часть которых неизбежна и более или менее постоянна, другая (основная) часть зависит от гидрологических, топографических и других природных условий, которые формируют сток. Эта часть потерь непостоянна, и её величина может колебаться в широких пределах. Пределы колебаний размеров постоянных потерь невелики, и средняя их величина может отражать порядок величин, присущий всем гидроэлектростанциям. Величина их складывается из потерь напора в подводящих каналах, в напорных трубопроводах и т.п. (2…10%); из потерь стока через направляющие аппараты, затворы водоподпорных сооружений (1%); из механических потерь при превращении гидравлической энергии в электрическую (11…13%). Поэтому верхний предел использования валового гидроэнергетического потенциала не может превышать 86%. Потери, зависящие от природных условий, свои на каждой реке. Они складываются из потерь стока и падения реки из-за неполного использования верховых и низовых участков рек, потерь на фильтрацию и испарение и т.п. В работе под руководством А.Н.Вознесенского выделены группы рек, имеющие различный процент использования валового потенциала. Анализ проводился по изученным рекам и существующим проектам. Исследования показали, что этот процент зависит не только от крупности реки, но и от полноты использования длины реки, её водности, естественной зарегулированности (СV), внутригодовой неравномерности, рельефа долины, наличия крупных потребителей воды (орошение) и др. Все реки разделены на четыре группы. Первые две группы рек - это крупные реки с потенциальной энергией выше 1000 млн кВт·ч. Для нас представляет интерес третья и четвертая группы. Третья группа - это средние водотоки с потенциальной энергией от 15 до 1000 млн кВт·ч, используемой на 40…50%. Четвертая группа - малые водотоки с потенциальной энергией менее 15 млн кВт·ч. Вследствие незначительной величины стока большая часть рек группы либо перемерзает в зимний период, либо пересыхает летом. Энергетическое использование малых рек возможно не круглый год. Энергия этих рек используется на 15…20%. Установить общий экономический потенциал гидроэнергетики малых рек весьма сложно, поскольку нет единой методики поиска экономичных технических решений по малым ГЭС. Все существующие методики оценок опираются на уже проработанные проекты малых ГЭС. Список литературы 1. Твайделл Дж., Уэйр А. Возобновляемые источники энергии: Пер. с англ. - М. Энергоатомиздат. 2017. - 392 с. 2. Сичкарев В.И. Волновые энергетические станции в океане / В.И. Сичкарев, В.А. Акуличев. - М.: Наука, 2018. - 132 с. 3. Бернштейн Л.Б. Приливные электростанции в современной энергетике/ Л.Б. Бернштейн и др.; Под ред. Л.Б. Бернштейна.-М.:, 2018.- 256 с. 4. Усачев И.Н. Приливные электростанции. - М.: Энергия, 2017.-288 с. 5. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для ВУЗов/ В.С. Самсонов, М.А. Вяткин - М.: Высш. Шк., 2017 - 416 с. 6. Водянников В.Т. Экономическая оценка энергетики АПК: Учеб. Пособие для студентов ВУЗов/ В.Т. Водянников. - М.: ИКФ "ЭКМОС", 2017. - 384 с. 7. Шпильрайн Э.Э., Проблемы и перспективы возобновляемой энергии в России Источник: Материалы Пятого Международного Форума "Высокие технологии 21 века"; |
, 
. 
, 
.