Калинин А.Э. Учебное пособие. Энергосбережение

Подождите немного. Документ загружается.

min

k24

v65,0

BЭЭ

AЭ

























(10.33)

Функция (10.33) определяет стоимость системы автономного

электроснабжения на основе ветроустановки в зависимости от ее

параметров и от мощности электроприемников, и представляет собой

развернутое выражение целевой функции. Реализация целевой функции

для условий Ростовской области показала, что оптимальная рабочая

скорость равна 5,5 м/с.

Анализируя формулу целевой функции (10.33), можно заметить, что

стоимость автономной системы электроснабжения на базе

ветроэнергетической установки пропорциональна среднесуточной мощности

электрической нагрузки, но при этом оптимальная рабочая скорость

ветроэнергетической установки не зависит от мощности нагрузки.

Автономная ветроэлектростанция и топливная электростанция

При совместном использовании ветроэнергетической установки с

автономной топливной электростанцией первая используется как

разгрузочный источник энергии. Вероятность энергообеспечения при этом

очень высокая (приблизительно равна вероятности энергообеспечения при

сетевом электроснабжении) и ограничивается только техническим

состоянием преобразователей энергии.

Целесообразность применения ветроэнергетической установки для

разгрузки топливной электростанции определяется экономией топлива.

Однако, при этом неизбежны дополнительные затраты на сооружение

ветроэнергетической установки.

Общие затраты на создание автономной системы электроснабжения

(которые являются критерием оптимальности) при этом будут иметь

следующие составляющие:

2 3

170

S = S

ВУ

+ S

ЭС

+ S

(10.34)

где: S

ВУ

– стоимость ветроэнергетической установки, руб;

ЭС

– стоимость топливной электростанции, руб;

– стоимость топлива, руб.

Так как стоимость топлива пропорциональна сроку эксплуатации

автономной системы электроснабжения, то затраты необходимо учитывать за

весь срок ее службы (10 лет).

Стоимость топливной электростанции зависит только от нагрузки и не

изменяется в зависимости от стоимости ветроэнергетической установки и

топлива. Это позволяет исключить последнее слагаемое из дальнейшего

анализа. В этом случае целевую функцию можно представить в следующем

виде:

S = S

ВУ

+ S

→ min (10.35)

Стоимость топлива определяется через среднюю нагрузку по формуле:

ЭС

ВУ

mη

t)N(N





(10.36)

где: k

– цена топлива, руб/кг;

t – время работы электростанции, час;

m – теплотворная способность топлива, кВт.ч/кг;

ЭС

– к.п.д. электростанции.

2 3

171

С учетом этого, целевая функция при принятом критерии

оптимальности приобретает следующий вид:

min

mη

t)]vp(vvFη0,65[N

kFkS

ЭС

jВУ









(10.37)

При ограничении

0.65Fη

ВУ

≤ N

(10.38)

Следует отметить, что цена топлива и удельная стоимость

ветроэнергетической установки увеличиваются с течением времени, то есть,

необходимо учитывать возможную инфляцию. При десятилетнем расчетном

периоде эксплуатации автономной системы электроснабжения цена топлива

уточняется следующим образом:

Тt

= k

(1 + а)

(10.39)

На рисунке 10.7 в качестве примера показан график изменения целевой

функции для климатических условий Ростовской области. При этом принято:

BУ

= 1,0 тыс. руб/м

, k

= 15 руб/кг.

Как видно из приведенного рисунка, рабочая скорость ветра имеет

оптимальные значения, которые определяют оптимальные размеры

ветроколеса (ометаемую площадь). На рисунке 10.8 показан график целевой

функции в зависимости от рабочей скорости ветра для среднесуточной

нагрузки 500 Вт. Расчет рабочей скорости ветра для других значений

среднесуточной нагрузки показал, что она остается низменной.

2 3

172

185

190

195

200

205

210

215

S, тыс. руб

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4

Площадь ВУ, м

, м/с

Рисунок 10.7. Реализация целевой функции оптимизации параметров

автономного энергетического комплекса на основе ВУ

и топливной электростанции

195

197

199

201

203

205

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Рабочая скорость ветра, м/с

Стоимость, тыс. руб

Рисунок 10.8. Сечение поверхности,

отображающей целевую функцию при ометаемой площади 1,5 м

Как следует из приведенных графиков, наиболее эффективно

применять для дублирования и разгрузки топливной автономной

2 3

173

электростанции ветроэнергетическую установку, рассчитанную на рабочую

скорость 11 – 12 м/с. Этот результат несколько превышает известные

рекомендации по выбору рабочей скорости ветроустановки системной

электростанции. Это можно объяснить тем, что при работе ветроустановок

параллельно с централизованной системой электроснабжения они

располагаются в разных климатических зонах и взаимно компенсируют

недостаток энергии ветра.

Размеры ветроэнергетической установки при этом определяются по

известным формулам.

10.6. Методы массовых расчетов

автономных ветроэлектростанций

В процессе инженерных расчетов определяются оптимальные

параметры автономных ветроэлектростанций, приводящие к их наиболее

высокой конкурентоспособности. Для проведения расчетов для массовых

заказчиков желательно иметь инженерные методы, позволяющие получать

искомые оптимальные параметры более простыми способами без поиска

экстремумов целевых функций. В основе таких расчетов могут быть

различные эмпирические функции (например, функции уравнений линейной

регрессии), графики и таблицы, описывающие зависимости оптимальных

параметров от влияющих факторов. Получить такие зависимости можно

путем описания движения оптимального параметра в области изменения

влияющих на него факторов.

Ранее нами было установлено, что рабочая скорость ветра для

ветроэнергетических установок пропеллерного типа на территории

Ростовской области должна быть 6 м/с не зависимо от эквивалентной

мощности потребителя. При этом для удовлетворения нагрузки N = 1,5 кВт

необходима ветроэнергетическая установка с ометаемой площадью 55 м

Такая площадь соответствует ветроколесу диаметром D = 8 м. Такие

2 3

174

значительные размеры ветроустановки обусловлены принятыми

требованиями высокой надежности электроснабжения, не менее 0,9.

При изменении эквивалентной мощности потребителя, при сохранении

требуемой надежности, мощность ветроустановки изменяется

пропорционально

PВУР

ВУ



(10.40)

где N

ВУ

– мощность ветроустановки при исходной нагрузке, кВт;

ВУ

=3кВт;

N – исходная среднесуточная эквивалентная мощность нагрузки,

кВт. N = 1,5 кВт.

ВУР

– расчетная мощность ветроустановки при другой нагрузке,

кВт;

– расчетная среднесуточная эквивалентная мощность нагрузки,

кВт.

Из пропорции (10.25) следует:

ВУР

= 2N

(10.41)

Размеры ветроколеса при этом можно определить следующим образом

ВУ

ВУР

ВУ





(10.42)

2 3

175

где D

ВУ

– расчетный диаметр ветроустановки для другой эквивалентной

мощности потребителя при надежности электроснабжения

0,9, м.

С учетом (10.41), получаем

PВУ

N18,0D 

(10.43)

При изменении требований к надежности электроснабжения в сторону

уменьшения, уменьшатся и размеры ветроустановки, так как потребуется

аккумулировать меньше энергии. Как следует из расчетов п.10.4, для

покрытия эквивалентной мощности 1,5 кВт при надежности 0,9 требуется

ветроустановка мощностью 3 кВт. При удовлетворении той же мощности с

вероятностью 0,5 потребуется ветроустановка мощностью 2 кВт, то есть,

размеры ветроколеса можно уменьшить в 1,5 раза. Однако составить

простую пропорцию, аналогичную (10.40) по теории подобия нельзя, так как

изменение энергетических и штилевых периодов подчиняются нормальному

закону, график которого нелинейный.

В этом случае для массовых расчетов можно пользоваться следующей

эмпирической зависимостью:

ВУ

= 28,5 Х

– 54,9 Х

+ 35,8 Х –5,7 (10.44)

Здесь Х – вероятность энергообеспечения.

Диаметр ветроколеса при этом определяется следующим образом:

ВУ

N095,0D 

(10.45)

2 3

176

Здесь N

ВУ

– требуемая мощность ветроустановки, Вт.

При изменении эквивалентной нагрузки потребителя электрической

энергии и при сохранении требований к вероятности энергообеспечения 0,9

емкость аккумуляторной батареи рассчитывается по формуле:

AЭH

ЭКВВУ

24C







(10.46)

Энергетический период при этом принимается 7 суток. При изменении

требований к вероятности энергообеспечения, можно пользоваться той же

зависимостью, рассчитав гарантированный энергетический период для

заданной вероятности энергообеспечения. Однако пользоваться функциями

Лапласа при массовых вычислениях затруднительно. В этой связи можно

пользоваться эмпирическим уравнением, обеспечивающим расчет

гарантированных энергетических периодов в диапазоне вероятности

энергообеспечения 0,5 . . . 0,9.

= 58 Х – 55,7 Х

(10.47)

Емкость аккумуляторных батарей можно рассчитать по выражению

= 1323 – 300 Х

–3940Х

+2814Х

+650Х

(10.48)

Здесь Х

– эквивалентная среднесуточная мощность потребителя

электрической энергии, кВт;

– требуемая надежность электроснабжения.

2 3

177

Глава 11. Использование вторичных

энергоресурсов

11.1. Использование отводимого

тепла на ТЭЦ

В процессе работы тепловых машин неизбежно отводится теплота от

теплоносителя, или при совершении им работы, или при конденсации после

совершения работы (см. рисунок 5.1). Совершенно естественно стремление

использовать эту теплоту вторично.

Вторичное использование отводимой теплоты не имеет

принципиальных трудностей. Наиболее просто отводимую теплоту

направить к вторичному теплоносителю, который ее перенесет в зону нового

(вторичного) использования. Передача теплоты происходит в

теплообменниках (см. рисунок 6.3). В качестве вторичного теплоносителя

может применяться либо жидкость (например, вода), либо пар. При высокой

температуре отводимой теплоты пар является более предпочтительным

теплоносителем по следующим причинам:

 хотя объемная энтальпия воды (Дж/м

) выше объемной энтальпии

пара, массовая энтальпия воды (Дж/кг) меньше, чем массовая

энтальпия пара;

 при повышении температуры плотность воды растет незначительно,

а плотность пара весьма значительно;

 при конденсации пара выделяется скрытая теплота в количестве до

2,25 МДж/кг.

В соответствии с изложенными причинами, чем выше температура

передаваемой теплоты, тем меньший объем пара требуется. Объем воды при

изменении температуры уменьшается незначительно (см. вторую причину).

Наиболее часто пар применяется для отбора и передачи отводимой

теплоты в тепловых электростанциях. Тепловая электростанция, в которой

2 3

178

отводимая после турбины теплота используется для теплоснабжения,

называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ).

Несмотря на кажущуюся очевидность эффективности вторичного

использования отводимой теплоты на ТЭЦ, реальная эффективность может

быть гораздо ниже ожидаемой, а иногда затраты на вторичное использование

теплоты могут даже не окупаться. Рассмотрим более подробно особенности

вторичного использования отводимой теплоты.

Предположим, что первичный пар, проходя через турбину

электростанции, охлаждается до температуры окружающей среды 20

(293К). К.п.д. электростанции обычно составляет 0,30 – 0,35 (примем для

конкретности 0,32). Если принять, что к.п.д. реальной турбины меньше к.п.д.

цикла Карно примерно в два раза /4, 8, 15/, то максимальная температура

нагревателя будет иметь следующее значение:

К800

32,021

27320

ЭС













Однако, для вторичного использования отводимого тепла, температура

отработанного пара должна быть выше температуры окружающей среды.

Температура пара зависит от дальности передачи теплоты. Так при передаче

приблизительно 30км (типичная длина теплотрассы для теплоснабжения

близлежащего города) температура пара должна быть 200

С (473К). В этом

случае к.п.д. электростанции уменьшится, и при принятых допущениях

составит:

20,0

800

493

15,0

ЭС

















Таким образом, при вторичном использовании отводимого тепла

приходится идти на понижение к.п.д. электростанции

. Очевидно, что чем

- это доказано при принятых допущениях, но очевидно, что допущения оказывают

влияние только на численный результат, а не на принципиальную необходимость

снижения к.п.д.

2 3

179