|
|
перевод. Технологии альтернативной энергетики. Современное состояние и перспективы развития
o - „в f
„ Л Н^
D - H . h -в=7Л5ГРв'Чвд-Чв- Р
2п 0
J
(3.29)
где Г| , Г| - к.п.д. ветродвигателей с горизонтальной и вертикальной осями.
В выражениях (3.28) и (3.29) в круглые скобки заключены варьируемые параметры: D - диаметр ветроколеса для ВЭУ с горизонтальной осью, м; S = D • Н B
- ометаемая площадь ветроколеса высотой Н для ВЭУ с вертикальной осью, м ;
hi - высота мачты ВЭУ, м; N - количество ВЭУ.
Значения параметров D и hi для ВЭУ с горизонтальной осью связаны между собой соотношением: hi > 0.75 D. Обычно hi > D.
Для ВЭГ с вертикальной осью соотношения между конструкционными параметрами D, Н и hi определяются во многом условиями прочности ВЭУ. Очевидно, что hi < m-D, где m некоторая функция, зависящая от соотношения размеров D и Н. После линейной аппроксимации данных о пропорциях ВЭУ с вертикальной осью, приведённых в работе [143], выражение для определения m запишем в виде:
Минимальную высоту мачты ВЭГ ограничим значением hmm равным 5 метрам,
максимальную - hmax примем равной 50 метрам. Тогда значения диаметров ветроколеса для ВЭГ с горизонтальной осью будет изменяться от 7.5 до 75, а с вертикальной осью, при D = Н, - от 3.75 до 37.5 метров. Обозначенные ограничения, кроме геометрических пропорций вертикального ветроколеса, которые могут быть равными и другим значениям, справедливы для ветропарков, обеспечивающих электроснабжение большинства предприятий ограниченной мощности. Минимальное количество ВЭГ равно нулю, максимальное - ограничивается возможностью размещения ВЭГ на заданной территории. На рисунках 3.9 и 3.10 представлены зависимости изменения функций конструктивных параметров ВЭУ с горизонтальной К и вертикальной Kg3y осями, величины которых пропорциональны мощности ВЭУ, от значений их параметров в указанных выше диапазонах значений. Для ВЭУ с горизонтальной осью
К ю у = D • hj , для ВЭУ с вертикальной о с ь ю К = D • Н • hj + ю у
Из приведённых на рисунках 3.9 и 3.10 данных следует, что функции К , К ю у являются гладкими, без явно выраженных экстремумов. Другими словами, говорить об каких-то оптимальных соотношениях параметров D (или D и Н) и hi, при которых мощность Р достигает максимума не имеет смысла. С другой стороны, если учесть, что размеры ветроколеса определяют, как правило, мощность ветрогенератора и, соответственно, его стоимость, которая растёт как с высотой мачты, так и с габаритами ветродвигателя, то с экономической точки зрения, вариацией параметров, определяющих количество и габариты ВЭУ, вполне можно получить довольно интересные решения, позволяющие минимизировать стоимость ветропарка.
84
Среднесуточная мощность ФЭП, в соответствии с (1.4) и (3.13):
P =Rc-4cn^c-(Kc(P)-N )-S , (3.31)
Где Я =—-— среднесуточная полная мощность солнечного излучения приходящего на горизонтальную поверхность единичной площади, кВт/м .
В выражении (3.31) действительно варьируемым параметром является общая площадь ФЭП. Здесь значение площади одной панели считается заданным и не варьируемым. Значение общей площади всех панелей определяется их количеством.
Из (3.13) очевидно, что значение К ((3) зависит не только от угла наклона панели р, но и от целого ряда параметров, определяющих географическое положение места установки солнечной панели и текущей даты. На рисунке 3.11 показана зависимость изменения коэффициента К и полной солнечной инсоляции на наклонную поверхность R для географической точки местности с координатами:
52.98°N, 38.967°Е (окрестности села Троекурово, Липецкая область, Россия).
Необходимые для выполнения расчётов данные приведены в таблице 3.2. Следует отметить, что данные, представляемые метеослужбами, - это среднемесячные значения, привязанными к среднему (характерному) дню месяца. Для дальнейшего использования выполнена их линейная интерполяция. Её результаты показаны на рисунке 3.11а. Приведённый на рисунке 3.116 график изменения коэффициента К в зависимости от угла наклона ФЭП к уровню горизонта ф) позволяет говорить о наличие у функции К экстремума. На рисунках показаны графики изменения среднесуточной мощности солнечной инсоляции как функции угла (3 по дням за год и за месяц, в данном случае май 2012 года.
Именно функциональные выражения вида показанного на рисунке 3.11г и предлагается использовать для поиска оптимального значения угла р.
85
Рисунок 3.11 — Характеристики солнечную инсоляцию в географической точке
с координатами 52.98°N, 38.967°Е: 1 - полная (Re) и 2 - диффузная (К ) радиация (а); д
изменение коэффициента Кс (б), полная инсоляции в течение года (в) и месяца
мая (г) в зависимости от угла наклона р приёмной площадки к уровню горизонта
С физической точки зрения оптимальным углом наклона ФЭП для заданного месяца следует считать такой угол, при котором ФЭП получит в течение данного месяца максимальное количество энергии. Например, для графика, представленного на рисунке 3.11 г, для этого требуется построить n-сечений, соответствующих р = Pi = const (i = 1,2, ..., п), и выбрать то, у которого будет максимальная площадь.
87
Учитывая, что для практических целей необходимую точность вычислений достаточно ограничить целым значением угла Р, выражение (3.32) представим в виде последовательности:
ш(р°)=тах{\^}™ , (3.33)
• w {w X , = W (p ) W^p,), .... Wjfpj) W (p ) Wjlpj)- Z * . M .
i=nDi
Методом решения задачи определения оптимального угла Р будет являться поиск номера наибольшего элемента конечной числовой последовательности (3.33). Результаты решения данной задачи для географической точки местности с координатами 52.98°N, 38.967°Е, выполненной автором, приведены в таблице 3.2. Таким образом, поскольку, угол установки солнечных панелей зависит только от их географического расположения, текущей даты и времени суток, единственным варьируемым параметром в структуре ЭК, связанным с преобразованием энергии солнечного излучения, остаётся только общая площадь ФЭП, или количество панелей заданной площади.
Мощность ГЭС в выражении (3.10) [88]:
Pi 3c=pB-g-4r -ni r -( Q-H -N ) . r r (3.34)
Однако это выражение пригодно лишь для ориентировочных расчётов, поскольку параметры Q, Н и г| взаимосвязаны друг с другом. Характер этой взаимосвязи определяется конструкцией гидротурбины, её размерами и целым рядом других характеристик [143, 144]. На практике тип турбины выбирается в зависимости от конкретных гидротехнических параметров в соответствии с диаграммой, показанной на рисунке 3.12 [93], а расчёт выполняется на основе универсальных характеристик (рисунок 3.13 [150]), построенных экспериментально, и методов теории подобия [86, 147 - 151]. Исходными данными для выполнения расчётов турбины будем считать значение напора Н и расхода реки Q . Расчётными параметрами - диаметр рабочего колеса турбины D, её коэффициент полезного действия расход Q и мощность Р^с- Расчёт на начальном этапе выбора турбины производиться при скорости вращения, обеспечивающей максимальную выработку энергии. По диаграмме на рисунке 3.12 выбирается тип турбины, а затем - модель турбины, основываясь на данных производителя о допустимом напоре. Максимальный диаметр рабочего колеса турбины рассчитывается по формуле [88]:
D= — % = , (3.35)
W-N/HT
где Q' - приведённый расход, м /с.
Рисунок 3.12 - Диаграмма для определения типа турбины
Полученное значение D приводят к ближайшему из стандартных. В некоторых случаях обосновано применение турбины меньшего диаметра, т.к. уменьшение диаметра рабочего колеса турбины означает снижение её стоимости. Механическая мощность турбины на заданном потоке вычисляется по формуле:
N = p - g . - Q - H , T 4 l T r (3.36)
В представленном выше выражении г| - кпд турбины, выбирается на основании универсальной характеристики (рисунок 3.13), при соответствующих значениях приведённых значениях расхода Q' и скорости вращения п' турбины, зависящих от напора Н . г
Рисунок 3.13 - Универсальная характеристика горизонтальной осевой турбины ПШ0
В таблице 3.3 и 3.4 представлены значения параметров работы турбин различного диаметра на водном потоке с расходом Q?= 6А м /с и QP= 3.2 м /с соответственно, где темно-серым выделены зоны рациональных значений параметров.
91
Как следует из представленных на рисунке 3.14 графиках и приведённых в таблицах 3.2, 3.3 данных, зависимость мощности МГЭС при заданном текущем расходе реки предполагает при определённых сочетаниях её характеристик (модель, напор, диаметр рабочего колеса) наличие особых зон (экстремумов, перегибов). В этой связи постановка задачи поиска оптимальных характеристик МГЭС представляет несомненный интерес.
Рисунок 3.14 - Зависимость изменения мощности турбины модели ПЛ10 от диаметра её рабочего колеса и величины напора при расходе реки 6.4 (а) и 3.2 (б) м /с
Мощность свободно поточных [88, 153], в отличие от плотинных и деривационных ГЭС, определяется кинетической энергией водяного потока (3.37). Зависимость для её вычисления может быть получена из (3.34) в предположении о замкнутости расчётной системы и, соответственно, постоянства значения её полной (кинетической и потенциальной) энергии, а также неразрывности водяного потока:
92
где S - площадь (или её часть) проекции рабочего колеса на плоскость перпендикулярную направлению скорости водяного потока, м ;
N - количество турбин. r
Если используется турбина пропеллерного типа, то S = 0.25 • п • D , роторного - S = D • L, где D, м - диаметр рабочего колеса или ротора, a L, м - длина ротора. Предполагается, что рабочее колесо или ротор полностью погружен в водяной поток. Коэффициент полезного действия турбиныrj^ = 0.3 ... 0.9. Обычно в расчётах принимают rin- =0.5 [88, 153].
Диаметр турбины (ротора) может варьироваться при проектировании ГЭС, но его максимальное значение ограничивается глубиной водяного потока, а в зимнее время ещё и толщиной льда. Длина ротора - величина также изменяемая в процессе проектирования. Турбин может быть несколько, если есть возможность их размещения в русле реки [88, 153]. Увеличение значения скорости водяного потока возможно, но требует выполнения дополнительных гидросооружений,
связанных с сужением русла реки и не всегда возможно.
На рисунке 3.15 показана зависимость изменения мощности ГЭС без учёта потерь (Лрр =1) для водяного потока глубиной от 0.5 до 2 метров при скорости течения реки от 0.5 до 4 метров в секунду. Данные параметры соответствуют характеристикам малых рек средней полосы России (см. глава 2). Ширину водяного потока будем считать постоянной и равной 5 метрам. Таким образом, диаметр турбины будет изменяться от 0.3 до 1.5 метров, длина ротора от 0.5 до 4 метров, соответственно его площадь от 0.15 до 6 квадратных метров.
Из приведённых на рисунке 3.15 зависимостей следует, что для рассмотренных конструкций свободнопоточных полностью погруженных гидротурбин каких-либо оптимальных соотношений, позволяющих достичь локального экстремума мощности, между их геометрическими характеристиками и параметрами водяного потока не существует.
93 б
Рисунок 3.15 — Мощность пропеллерной (а) и роторной (б) свободнопоточной гидротурбины в зависимости от её геометрических характеристик и скорости водяного потока
Сказанное не относится к наплавным ГЭС барабанного типа, которые в данной работе не рассматривались. В тоже время, как и в случае с расчётом параметров ветропарков, рассмотренных выше, возможно наличие оптимальных с экономической точки зрения решений, позволяющих минимизировать стоимость МГЭС.
Выражение (3.10) определяющее мощность электроэнергии генерируемой всем комплексом можно записать как:
Рг=Рв + Рс + Рп*>
Мощности Р , Р , Ргэс являются функциями ряда варьируемых параметров, которые определяют конструкцию генерирующих устройств.
94
3.4 Оптимизация структуры и параметров электрогенерирующих комплексов
В результате исследований, выполненных автором в главе 1, были установлены две группы критериев, определяющих эффективность автономного ЭК (рисунок 3.1): экономические и энергетические.
Поскольку целью работы является определение параметров генерирующих и аккумулирующих устройств с системе ЭК-П, в качестве единственного критерия экономической эффективности ЭК логично принять стоимость этих устройств, включающую их доставку, монтаж и ввод в эксплуатацию (С^). Затраты при использовании возобновляемых источников энергии связаны только с обслуживанием генерирующих и аккумулирующих устройств, не требуют каких-либо дополнительных вложений, например, на закупку и доставку топлива. При сравнительно небольших объёмах генерируемой электроэнергии такие общепринятые критерии экономической эффективности, как приведённые годовые затраты на один киловатт установленной мощности и себестоимость электроэнергии будут пропорциональны С^.
Суммарную стоимость оборудования ЭК, с учётом его установки, запишем в виде:
C = С -N + С -N + C - N + С - N ч-Сф, s В B С c r r а a (3.38)
где С , С , С и С - стоимость ВЭГ, ФЭП, ГЭГ и аккумулирующих мощностей;
N , N , N и N , - количество ВЭГ, ФЭП, ГЭГ и аккумуляторных блоков. B C r a
Значения параметров N , N , N и N определяют структуру ЭК, то есть наличие или отсутствие генерирующих устройств. С - стоимость другого оборудования электрогенерирующего комплекса, инвертора, контроллера и т.д.
Стоимость ВЭУ определяется стоимостью ВЭГ (вместе с редуктором и ветроколесом), высотой и конструкций мачты, монтажа, а так же включает стоимость дополнительного оборудования. В дальнейшем будем полагать:
95
где С - стоимость ВЭУ, включающая стоимость ВЭГ (С ), мачты высотой hi (С
- стоимость её 1-го погонного метра), дополнительного оборудования (С ) и монтажа (К , % - процент монтажа оборудования от его стоимости);
АС - изменение стоимости ветрогенератора при изменении диаметра ветроколеса (D) относительно стандартного значения (D );
К , % - процентная составляющая стоимости ветроколеса в полной стоимости ВЭГ,
Кет - эмпирический коэффициент, по данным автора равный
2.
Стоимость ФЭП:
С = ( С + С + С д ) . ( 1 - 0 . 0 1 - К ) , с п к п м (3.40)
где С - стоимость одной панели;
Си, - стоимость её крепления с учётом систем управления её ориентацией и
концентрации;
Сд - стоимость дополнительного оборудования в пересчёте на одну панель.
Стоимость МГЭГ:
С = ( С + С Н 1 + 0.01.К ), Г Т Д М
(3.41)
где Ст - стоимость одной турбины;
С - стоимость дополнительного оборудования в пересчёте на одну турбину.
96
В данном исследовании будем оперировать следующими двумя, критериями энергетической эффективности:
- максимальная суммарная мощность генерирующих устройств комплекса (Р расположенного на заданной территории; £),
- минимальное значение суммарной мощности, рассеянной балластным сопротивлением (Р^б), при выполнении условия работоспособности ЭК (3.1).
Выбор в качестве показателя эффективности первого из энергетических критериев может быть использован на этапе выполнения работ, связанных с принятием решений по созданию предприятий на заданной территории в той или иной географической точке местности. Применение второго критерия целесообразно в ситуациях, когда параметры энергетических затрат предприятия определены.
Суммарная мощность Pj; на временном отрезке Т в соответствии с (3.10):
P =^j(o.5N p S V Ti ^B +R N S Mcn4c +0.5N S V Tir)clt. s B B B B3 Ba c c c rPr r r34lT (3.41)
о 1
Её значение рассчитывается в соответствии с методикой, разработанной в разделах 3.2 и 3.3.
Суммарная мощность, рассеянная балластным сопротивлением на временном отрезке Т, определяется зависимостью:
P z 6 =^ J P d t , 6 (3.42)
о 1
где Рб может быть рассчитано в соответствии с зависимостями (3.3) - (3.7) с учётом (3.1) и (ЗЛО).
Учитывая, что работоспособность автономного ЭК связана с применением далеко не всегда стабильных источников энергии, автор предлагает для оценки
стабильности электроснабжения предприятия ввести коэффициент К , значение
которого определяет вероятность ситуации, когда энергообеспечение потребителя в полном объеме оказывается невозможным. Количество производимой электроэнергии (с учётом аккумулируемой) должно быть равно количеству потребляемой электроэнергии (Кб=1) или больше. В противном случае (0<К <1) работоспособность ЭК частично или полностью будет потеряна. На практике такая ситуация не всегда критична, а связанные с ней экономические потери предприятия могут оказаться значительно меньше затрат на приобретение и установку дополнительного электрогенерирующего и аккумулирующего оборудования.
Коэффициент работоспособности К может быть рассчитан в соответствии с методикой, разработанной в разделах 3.1 - 3.3 по следующей формуле:
К = l- J - ^ d t ,
(3.42)
др fPi +?а -Р„ при Р +Р - Р <0;
|0 п р и Р + Р - Р > 0 .
Очевидно, что точность расчётов по формуле (3.42) будет зависеть от рассматриваемого временного отрезка Т. Существующие в настоящее время базы данных метеорологических наблюдений (см. глава 2) охватывают период в несколько десятилетий, а программный комплекс [124, 136], разработанный автором
в главе 4, позволяет выполнить их корректную обработку. Параметры математической модели ЭК не являются произвольными величинами и могут быть изменены только в определённых границах, часто с однозначно заданным шагом и нечёткой взаимосвязью друг с другом. Анализ их взаимосвязей и степени влияния на мощность электрогенерирующих установок позволил ограничить их количество. Варьируемыми параметрами в общем случае будут являться:
|
|
|
Скачать 0.84 Mb.