CC BY
36
туры до 735°С. Глубина проникновения факела в топку 2,5-3,5 метра, сепарация пыли незначительна, факел остается ярким.
9. 10:23. После полного отключения мазутной форсунки муфельной горелки (ФУЗ-500) обороты пы-лепитателя № 9 на всем протяжении растопки оставались неизменны и составляли 500 об/мин.
10. 11:09. Включен в работу пылепитатель № 5, начато подпыливание в топку согласно производственной инструкции по эксплуатации основного оборудования котельного цеха (температура газов за пароперегревателем не менее 300°С). Регулирование скорости повышения температуры насыщения (30°С/10мин) в барабане [3] осуществлялось путем изменения оборотов пылепитателей основных горелок, отключением мазутных форсунок.
11. 13:25. Котел ТП-81 ст. № 7 включен в параллельную работу.
12. 13:40. Отключена муфельная горелка. За время работы шлакование муфельной камеры отсутствует.
Общий итог растопки - экономия мазута 8 тонн.
В процессе растопки котла выявлены следующие замечания в работе СМРП:
1. Электродвигатель пылепитателя № 9 не разво-
рачивается на минимальных оборотах (185-250 об/мин) - это принимая во внимание, что пыль еще не уплотнилась. При более длительном сроке хранения угольной пыли (простое БП более 3-х суток) возможно возникновение проблем, связанных с устойчивой работой пылепитателя, и, как следствие, снижение экономических показателей муфельной горелки, а также растопки котла.
2. Ультразвуковая форсунка типа ФУЗ-500 чувствительна к перепаду давления (АР) между мазутом и паром (воздухом) - выход мазута из форсунки прекращается при АР>1 кгс/см2.
3. Подвод пара к ультразвуковой форсунки МГ-7Б на распыл жидкого топлива вызывает неустойчивое горение с отложениями мазута на футеровке вследствие недостатка окислителя в камере муфельной горелки.
4. При работе ультразвуковой форсунки (ФУЗ-500) на воздухе возникает необходимость ее удаления из муфельной камеры после отключения мазута для исключения пережога насадки.
5. Прогрев футеровки муфеля из холодного состояния занимает длительное время - более 2,5 часов.
6. Длина факела на выходе из амбразуры муфельной горелки составляет не более 2,5-3,5 метров при ширине топки 14,08 метров.
Библиографический список
1. Ойвин Н.Л. Муфельные горелки и их эксплуатация: сб. С. 25-30.
работ ВТИ. М.: Изд-во ГЭИ, 1947. 60 с. 3. Правила технической эксплуатации электрических стан-
2. Пронин М.С. О безмазутной растопке пылеугольных ко- ций и сетей РФ (ПТЭ). М.: СПО ОРГРЭС, 2003. 320 с. тельных агрегатов ТЭС // Электрические станции. 2000. № 5.
УДК 621.311.24
К ОБОСНОВАНИЮ ВЕТРОГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ
Г.Ф. Ковалев1, М.А. Рычков2
Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.
Рассматривается один из вариантов употребления возобновляемой энергии ветра для выработки электричества, характеризующийся повышенной надежностью, экологичностью и комплексностью хозяйственного использования. Получение указанных характеристик достигается с помощью применения водохранилища и ГЭС, благодаря которым надежно, гибко и с высоким качеством осуществляется покрытие требуемого электропотребления в соответствии с графиком нагрузки. Кратко излагаются основные методические положения выбора параметров рассматриваемого ветрогидроэнергетического комплекса. Ил. 1. Библиогр. 9 назв.
Ключевые слова: ветроэнергия; водохранилище; гидроэлектростанция; электропотребление; электроснабжение; надежность; эффективность.
TO JUSTIFICATION OF WIND HYDROPOWER COMPLEXES G.F. Kovalev, M.A. Rychkov
Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033.
The article examines one of the options for using renewable wind energy in order to generate electricity that is characterized by high reliability, ecological compatibility and the complexity of economic use. These characteristics can be achieved through the use of reservoirs and hydropower plants, which enable reliable, flexible and high quality generation
1Ковалёв Геннадий Фёдорович, доктор технических наук, профессор, ведущий научный сотрудник, тел.: 89149193551, e-mail: kovalev@isem.sei.irk.ru
Kovalev Gennady, Doctor of technical sciences, Professor, Leading Researcher, tel.: 89149193551, e-mail: kovalev@isem.sei.irk.ru
2Рычков Максим Александрович, аспирант, тел.: 89086566500, e-mail: Maksim2805@yandex.ru
of required energy consumption according to the load demand. The article outlines the basic methodological regulations to choose the parameters of wind hydropower complex under consideration. 1 figure. 9 sources.
Key words: wind energy; water reservoir; hydroelectric power plant; power consumption; power supply; reliability; efficiency.
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) привлекают внимание современного человечества в силу растущего понимания в обществе исчерпаемости традиционных невозобновляемых видов топлива и энергии: угля, газа, нефти и т.п. Среди возобновляемых источников значительным потенциалом обладает ветровая энергия.
Ныне ветровая энергия широко используется более чем в 60 странах мира. На долю ведущих 10 стран приходится до 86 % всех установленных в мире мощностей ВЭС, из которых более 38 % составляет доля Китая и США. В Европе по использованию ветровой энергии передовые позиции занимают Германия, Да-
тивен по сравнению с другими видами ветроэнерго-установок. Предлагается методика технико-экономического обоснования эффективности ВГЭК. При этом особое внимание было уделено надежности электроснабжения потребителей, запитанных от таких комплексов.
Краткая характеристика комплекса
Принципиальная схема ВГЭК представлена на рисунке. Его основными узлами являются: 1 - узел заполнения водохранилища - ветронасосные агрегаты; 2 - узел аккумулирования энергии - резервуар (водохранилище); 3 - узел генерации - гидроэлектростанция (ГЭС).
1 ВГЭК 2 3
Ветронасосы Водохранилище ГЭС
ЭЭС
Локальная распределительная сеть
/1 \
Потребители
Принципиальная схема ВГЭК и его сопряжения с системой электроснабжения района
ния, Испания, Португалия, Франция. Общая установленная мощность в мире к 2011 году достигла 194 ГВт [2] и продолжает стремительно возрастать.
Современные ветровые электростанции наряду с достоинствами (даровый первичный энергоресурс) имеют и недостатки:
- неравномерность и непостоянство выработки электроэнергии из-за случайных параметров ветровой деятельности;
- относительно высокая стоимость и низкая надежность;
- сложность автоматизированного управления ВЭС как в автономном режиме, так и в случае их работы в системе.
Устранение указанных недостатков сопряжено с дополнительными затратами в создание аккумулирующих устройств, замещающих генераторных мощностей, сложной распределенной автоматики системы управления параллельной работой большого числа ветрогенераторов («виртуальной электростанцией»).
В данной статье с учетом этих обстоятельств предлагается рассмотреть достоинства и недостатки ветрогидроэнергетического комплекса (ВГЭК), состоящего из ветронасосных агрегатов, аккумулирующей емкости (водохранилища) и гидроэлектростанции.
Достоинством ВГЭК является его принципиальная простота по сравнению с другими конструкциями ветроэнергетических установок (ВЭУ) и состоит, главным образом, в несложной схеме преобразования энергии, вырабатываемой ВЭУ.
Целью исследования является выяснение условий, при которых такой комплекс будет более эффек-
Суть предлагаемой установки заключается в том, что энергия ветра, являясь первичным источником энергии при работе ВГЭК, используется для наполнения водохранилища, которое является энергоаккуму-лирующим звеном при производстве электроэнергии. Главное преимущество ВГЭК заключается в совмещении достоинств ВЭУ и идеи насосного аккумулирования воды. При этом исключается главный недостаток ветроэнергетики - несоответствие непредсказуемых случайных колебаний скорости ветра режиму электропотребления в процессе использования его энергии. Это отличает ВГЭК от аналогичных установок, где энергия ветра используется непосредственно для выработки электричества для покрытия нагрузки, а также заряда аккумуляторной батареи. При отсутствии ветра и устройств аккумулирования такие установки дублируются дизельными (ДЭС) или газотурбинными (ГТЭС) электростанциями.
В сравнении с другими ВЭУ данная установка обладает следующими достоинствами:
1. Разрабатываемый по такой схеме ВГЭК позволяет «развязать» и рассмотреть дифференцированно два случайных некоррелируемых процесса:
- использование энергии ветра для целей электроснабжения при любом режиме ветровой деятельности;
- надежное (бесперебойное) покрытие нагрузки потребителей электроэнергией высокого качества независимо от наличия или отсутствия ветра в любой момент времени.
2. Применение относительно примитивных (а следовательно, дешевых и надежных) ветросиловых
установок, вплоть до ветронасосов (ветряков) с механической передачей силы ветра к гидронасосу (поршневому или центробежному).
3. Применение в качестве накопителя энергии водохранилища более экологичного и простого, чем такой же производительности электроаккумуляторные батареи, сжатый воздух, водород и т.п., а также резервных (замещающих) дизельных агрегатов с запасами дизельного топлива или газотурбинные установки.
4. Комплексное использование водохранилища с учетом других хозяйственных целей: в качестве резервуара водопроводной воды для ближайших населенных пунктов и производств, водопоев, рыбоводства и птицеводства, орошения сельскохозяйственных земель, рекреационных нужд и др.
Применение такого комплекса целесообразно в первую очередь для удаленных населенных пунктов, полная и надежная электрификация которых от централизованного снабжения затруднительна либо дорогостояща.
К недостаткам таких комплексов в общем случае следует отнести:
- необходимость наличия значительных водных ресурсов;
- большие затраты на сооружение водохранилища.
Принимая во внимание достоинства и недостатки предлагаемой системы, для четкого понимания ее целесообразности применительно к заданным условиям, а также для конкретного проектирования необходима разработка методики оценки эффективности как расчетного инструмента для решения задач электроснабжения в специфических условиях на базе ВИЭ.
С учетом этого методика определения параметров ВГЭК укрупненно должна включать расчеты в следующей последовательности:
1. Расчет параметров ГЭС на основе прогноза электропотребления и с учетом фактора надежного электроснабжения потребителей.
2. Расчет характеристик водохранилища по результатам расчета параметров ГЭС.
3. Определение параметров ветросиловых агрегатов по результатам расчетов п. 2, а также с учетом ветровых характеристик района расположения установки и с учетом надежности ветронасосов.
4. Решение остальных сопутствующих проблем, связанных с сооружением ВГЭК.
Расчет параметров ГЭС, таким образом, является исходным «шагом» определения параметров всего ВГЭК. И центральным моментом при выборе характеристик ГЭС является определение единичной мощности и числа агрегатов ГЭС в составе ВГЭК с учетом надежности электроснабжения потребителей. Ниже излагается методика решения данной проблемы.
Определение параметров ГЭС
Для определения параметров ГЭС требуется следующая исходная информация:
- регулярный годовой максимум нагрузки Мрег. макс. на перспективу до 10-15 лет;
- графики электропотребления (при этом учитываются потери мощности в сетях и расходы на собственные нужды);
- норматив надежности электроснабжения Рнорм;
- показатели надежности гидроагрегатов ГЭС. Суть определения параметров ГЭС заключается в
выборе единичной мощности гидроагрегатов и их количества с учетом обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей.
Предлагается следующий алгоритм расчета. Определив регулярный годовой максимум нагрузки из материалов прогноза социально-экономического развития района Nнрегмакс , находим нерегулярный годо-
вой максимум N
нерег.макс
по выражению:
N р
1 нерег. макс
= (1+защ р
рег. „макс'
(1)
где а - среднеквадратическое отклонение нагрузки от регулярного значения мощности (известно [4], что эти отклонения подчиняются нормальному закону распределения).
Расчет оптимальной надежности ГЭС производится в соответствии с общей теоремой о повторении опытов теории вероятностей [5].
Метод, основанный на использовании теоремы о повторении опытов, позволяет оценить необходимый резерв и вероятность бездефицитной работы объекта, состоящего из п элементов по их номинальным параметрам. Для оценки надежности ГЭС такими параметрами будут номинальная единичная мощность Мед , количество гидроагрегатов п и вероятность безотказной работы р. При принятом Мед определяется необходимое число агрегатов, при котором обеспечивается покрытие нагрузки с заданной (нормативной) вероятностью бездефицитной работы при минимальном резерве мощности.
Расчеты проводятся по формуле биномиального распределения:
Шед ] + 91°]) П = Р"[Шед ] +
+ СпРП~19[(п -1N ед ] + С2прП-2ч2[(п - 2Щ ед ] +...+ (2)
+ С1прп-191[(п-Щед ] + ...+ 9п[°] = 1, где р - вероятность работоспособного состояния гидроагрегата (принимается по данным завода-изготовителя или по статистике аварийности оборудования ГЭС); ц = 1-р - вероятность аварийного простоя гидроагрегата; п - число агрегатов, принятых к установке на ГЭС, за исключением агрегата, резервирующего плановые ремонты; / = 1,п - число агрегатов, которые могут находиться в неработоспособном состоянии; Сгп - число сочетаний из п по /; выражения в квадратных скобках характеризуют значения располагаемой мощности ГЭС в соответствующих расчетных состояниях.
Приведенное разложение бинома представляет полную группу событий с различными возможными состояниями элементов объекта (ГЭС). В данном случае это сочетания работоспособных (п - /) и неработоспособных / элементов из их общего числа п.
н
Из (2) находится вероятность бездефицитного покрытия нагрузки:
I
Р = I Су-'д'[(п - Щед] '=0
для всех /, при которых
(п - омвд > мн
нерег.макс'
(3)
При этом выбирается п, для которого
Р ^ Рнорм. (4)
В (4) Рнорм - нормативная величина вероятности бездефицитного электроснабжения потребителей. В России Рнорм принимается на уровне 0,996 [4].
Если (4) не обеспечивается, то изменяется Мед и/или п, при которых (4) удовлетворяется.
Задача носит целочисленный характер, поэтому найденное значение Мед соотносится с ближайшим
значением единичной мощности №д, приведенной в каталогах заводов-изготовителей гидроэнергетического оборудования, и уточняется при этом число агрегатов требуемой единичной мощности п.
Значения №д и п0 = п + 1 и будут оптимальными параметрами ГЭС в плане обеспечения надежного электроснабжения потребителей.
В результате изложенного выше расчета определяются основные электрические параметры ГЭС: единичная мощность агрегатов №д, число агрегатов п0 и установленная мощность ГЭС:
Nуст = п0№ед, кВт.
Расчет характеристик водохранилища
На втором этапе расчета параметров ВГЭК определяется необходимая емкость водохранилища.
В связи со случайным характером ветровой деятельности поступление воды в водохранилище носит случайный характер. Основная задача при этом -обеспечить такой объем и такой режим заполнения водохранилища, чтобы воды было в достатке для покрытия потребности в электроэнергии потребителей в заданном объеме и в требуемое время на протяжении всего расчетного периода Т, зависящего от характера ветровой активности.
Характер ветровой активности оценивается по данным климатологических справочников по ветру для района применения ВГЭК, исходя из которых определяется продолжительность периодов со скоростью ветра, недостаточной для работы ветроагрегатов, и длительностями энергетического штиля. По данной информации определяется продолжительность ветрового периода, имеющего скорость, позволяющую обеспечить полезную работу ветронасосных агрегатов. В этом случае расчетный период Т следует рассматривать как
Т = Тв+Тб/в,
где Тв - время достаточной ветровой активности, сут.; Т6/в - время недостаточной ветровой активности, сут.
Главным критерием при определении емкости водохранилища является необходимость обеспечения требуемого расхода воды 0 гидроагрегатами при их работе. Расход воды уменьшается с ростом напора
воды Н. Это условие учитывается при проектировании аккумулирующего водохранилища на местности и, соответственно, правильном выборе типа гидроагрегатов.
Расчетный напор воды принимается в соответствии с возможностями сооружения водохранилища в заданном районе. При принятом расчетном напоре по заводским данным для выбранного типа гидроагрегата определяется удельный расход воды 00 (м3/кВт-ч). Требуемый полезный объем водохранилища определяется по формуле
^полезн. = Этр м ,
где Этр - требуемая выработка ГЭС. Определяется по графику нагрузки соответствующего расчетного периода Т:
Этр = | М(()Ж кВтч,
^тр
0
где N(1) - требуемая мощность электропотребления с учетом потерь мощности и мощности собственных нужд в час I графика нагрузки.
Так как ГЭС обеспечивает потребителей электроэнергией, покрывая весь график нагрузки на протяжении всего периода потребления, полезная емкость водохранилища должна удовлетворять расход воды гидроагрегатами за весь принятый расчетный период Т электроснабжения, в качестве которого может быть временной интервал от суток (суточное регулирование) до года (годовое регулирование). Выбор расчетного периода зависит от конкретных условий ветровой деятельности - чем чаще дует ветер, тем расчетный период будет короче, а следовательно, тем меньше должно быть водохранилище и вложение средств в его сооружение.
Кроме полезного объема водохранилища VПолезн для покрытия расхода гидроагрегатов, необходимо также учесть потери, связанные с испарением воды с поверхности водохранилища Vисп, потери на фильтрацию через грунт Vф и потери на льдообразование VЛ при эксплуатации в районах с холодным климатом [6,
7].
Методы определения расхода на данные потери имеют эмпирический характер и применяются в зависимости от каждого конкретного случая.
Полный объем водохранилища, м3, будет равен:
Vполн = Vполезн + Vисп + Vф + Vл + Vм = = Уполезн + Vпотерь+ Vм
где Vпотерь = Vисп + Vф + Vл; Vм - мертвый объем [6].
Объем Уполн в общем случае может быть увеличен, если потребуется решение других народнохозяйственных нужд района сооружения ВГЭК, которые упоминались выше. Но это уже отдельная задача.
Способ организации и тип водохранилища по его конструктивным особенностям определяются по технико-экономическим показателям того или иного варианта для конкретных условий, но предпочтение стоит отдавать организации водохранилища с максимальным использованием естественного рельефа [6, 7].
На начальном этапе заполнения водохранилища ветронасосным агрегатам предстоит заполнить весь
объем Уполн, для чего потребуется некоторое время. В дальнейшем после заполнения мертвого и полезного объемов ветроагрегатам предстоит только заполне-
ние объема Vn,
+ V,
потерь,
срабатываемого в течение
расчетного периода Т. При этом объем, созданный заранее, срабатывается в текущем периоде, и одновременно накапливается новый объем Vполезн + Vпотерь для работы ГЭС в следующем периоде.
Представляется, что дислокация выбираемого водохранилища возможна в результате большого числа вариантов: ущелье, овраг, распадок, углубление рельефа на возвышенности. Кроме естественных условий можно рассматривать создание искусственного резервуара с обваловкой, укреплением ложа проти-вофильтрационными материалами и т.д.
Расчет параметров ветронасосных агрегатов При функционировании любой установки, использующей энергию ветра, в том числе ВГЭК, характер ветровой активности играет решающую роль как источник получения энергии.
Мощность ветроагрегата зависит от скорости ветра и площади поверхности, ометаемой ветроколесом, и вычисляется по формуле:
Ne =
v3D2
кВт,
7000
где и - скорость ветра, м/сек; О - диаметр ветроколе-са, м.
Ветроагрегат преобразовывает в полезную работу часть этой мощности, которая оценивается коэффициентом использования энергии ветра £
Ne
= Z • Ne.
В общем случае использование ветроэлектрических установок для непосредственного питания электрической нагрузки без дополнительных дорогостоящих сглаживающих и замещающих устройств, а также устройств автоматического управления нецелесообразно в силу больших различий между графиком нагрузки потребителя и графиком изменения скорости ветра как случайных функций времени.
Для определения мощности ветронасосной установки (узла заполнения водохранилища), как уже отмечалось, требуется знать необходимый объем Vполезн + Vпотерь и длительность заполнения Тв водохранилища в течение расчетного периода Т. Очевидно, что заполнение мертвого объема осуществляется один раз перед началом эксплуатации ВГЭК и установка дополнительных ветросиловых агрегатов для этой цели будет нецелесообразна.
Суммарная производительность насосных ветро-агрегатов ^ определяется по формуле
V + V
полезн потерь
м3/с.
Суммарная мощность насосных агрегатов определяется по выражению:
9,81• QвI■Л■ НкВт где п - КПД насоса; Н - высота подъема воды, м.
Время работы ветроагрегата Тв находится по формуле [1]:
Т _f(Q>Q0) • T ч в 100 ' где f(v>v0) - вероятность превышения начальной скорости ветроагрегата, %; и0 - начальная скорость ветроколеса, м/сек. В расчетах принимается равным 4 м/сек, при данной скорости начинают работать многолопастные ВНУ, которые предполагается применять в составе ВГЭК.
Значения f(v>v0) в зависимости от параметров
режима ветра v0/v и cv определяются как табличные данные в соответствии с распределением Вей-булла [1].
Единичная производительность агрегата Qe ед выбирается на базе изучения возможностей машиностроения. Очевидно, что для данных целей целесообразен выбор максимально возможной единичной производительности, но с учетом других ограничений.
Тогда минимально необходимое число агрегатов определится как
Пв = Qe j/ Qe ед.
Для более точной оценки числа агрегатов и единичной производительности с учетом надежности ветронасосных агрегатов требуется знать их аварийность qe и использовать формулу (2).
Изложенные этапы расчета ВГЭК являются основными при проектировании данной установки. На следующем этапе решаются технические и экономические задачи, связанные с реализацией ВГЭК.
В экономическом плане должно быть выполнено технико-экономическое обоснование (ТЭО) эффективности данного комплекса в сравнении с другими альтернативными вариантами электроснабжения:
1) электрогенерирующие ВЭУ в сочетании с замещающими источниками электроэнергии (ДЭС, ГТУ и т.п.);
2) ВЭУ в сочетании с аккумулирующими установками других видов (тепловые, химические, механические и т.п.).
Оценка технико-экономической эффективности
Определение технико-экономических характеристик предлагаемого ВГЭК требуется для сравнения его с аналогичными характеристиками других альтернативных источников электроснабжения данного района, а также их зависимости от местных условий.
Определение и сравнение технико-экономических характеристик вариантов электроснабжения должно определяться на основе их функциональной сопоставимости: полного покрытия нагрузки, надежности электроснабжения и качества электроэнергии. При этом надо иметь в виду такие преимущества ВГЭК перед другими вариантами, как отсутствие затрат на топливо, простота, дешевизна и большая надежность в сравнении с ветроэлектрогенераторами, кардинально упрощенное управление ВГЭК, возможность решения других, кроме электроснабжения, социально-экономических проблем рассматриваемого региона, повышенная экологичность ВГЭК и т.д.
Для оценки эффективности требуется информация по затратам и самого ВГЭК, и альтернативных вариантов электроснабжения как возобновляемых, так
в
и невозобновляемых источников энергии, а именно: затраты на сооружение замещающих дизельных или газовых электростанций, стоимость топлива, стоимость аккумулирующих устройств разного вида и их практические пределы мощности.
Для самого общего случая выражение для упрощенной технико-экономической оценки ВГЭК можно записать в следующем виде:
аРвн + бVполн + вРгэс < зрвэу +
+ бРду + еРДЭС + жзт М п. (5)
В этом выражении: а - удельная стоимость ветровой установки, руб./кВт; РВН - установленная мощность ветронасосов (ВН), кВт; б - удельная стоимость сооружения водохранилища, руб./м3; Vп0лн - объем водохранилища, м ; в - удельная стоимость сооружения ГЭС (без затрат в водохранилище), руб./кВт; РГЭС - установленная мощность ГЭС, кВт; г - удельная стоимость ветроэлектроустановки, руб./кВт; РВЭУ -установленная мощность ветроэлектроустановки (ВЭУ), кВт; д - удельная стоимость аккумулирующей установки (АУ), руб./кВт; РАУ - установленная мощность аккумулирующей установки, кВт; е - удельная стоимость сооружения дополнительной электростанции (ДЭС), руб./кВт; Рдэс - установленная мощность ДЭС, кВт; ж - стоимость топлива для ДЭС, руб./кг; зт -удельный расход топлива на ДЭС, кг/кВтч; М - требуемая выработка электроэнергии за расчетный период Т, кВт-ч; Т - расчетный период, соответствующий повторяемости ветровой активности в рассматриваемой местности, час; Тб/в - длительность периода безветрия в течение расчетного периода, час; п - число повторений периодов Т в течение срока службы ВГЭК; В расчете используются только различающиеся затраты по сравниваемым вариантам. Поэтому не учитываются принимаемые одинаковыми доходы от продажи электроэнергии и постоянные издержки при эксплуатации сравниваемых электроустановок.
Из расчета исключается дисконтирование затрат в течение срока службы электроустановок, которое вряд ли может поменять основной вариант сравнения. Срок службы принимается одинаковым - 30 лет.
В случае получения почти одинаковой стоимости сравниваемых установок предпочтение следует отдавать ВГЭК, так как будут играть роль дополнительные эффекты от его применения, указанные выше.
Выражение (5) имеет универсальный характер для сравнения ВГЭК с любыми видами альтернативных вариантов, поэтому в правой части для устройств, которые не используются в соответствующем варианте, принимаются нулевые значения.
Пример сравнительной оценки технико-экономической эффективности ВГЭК и одного из альтернативных вариантов.
Рассматривается электроснабжение одного из районов на побережье озера Байкал [8, 9]. Годовой регулярный максимум нагрузки 650 кВт. Нерегулярный максимум принимается равным (согласно (1)) 1,09*650 = 710 кВт при & =0,03. Требуемое электропотребление с учетом потерь и собственных нужд за расчетный
период Т составит 2 147 040 кВт/ч. Требуемая мощность ГЭС с учетом бесперебойности электроснабжения (Р = 0,9996) - 142*7 = 994 кВт. Источник воды -Байкал. Необходимый объем водохранилища 0,13 км3. Ветровая деятельность в данном районе позволяет принять расчетный период Т равным 6 месяцам, при этом общее время энергоэффективной интенсивности ветра в течение расчетного периода Тв = 3 месяца.
Рассматриваются два варианта:
1. Ветрогидроэнергетический комплекс.
2. Ветроэлектрическая станция с дополнительной дизельной электростанцией.
Для первого варианта мощность ветронасосной установки должна составлять в соответствии с расчетами 2300 кВт.
Для второго варианта мощность ветроэлектрической станции равна 1100 кВт, мощность ДЭС - 1100 кВт (с учетом надежности электроснабжения).
В технико-экономическом расчете были использованы следующие усредненные экономические характеристики (см. (5)):
а = 8000 руб./кВт; б = 10 руб./м3; в = 5000 руб./кВт; г = 25000 руб./кВт; е = 10000 руб./кВт; ж = 30 руб./кг; зт = 0,4 кг/кВтч; п = 60 - число повторений периодов Т в течение срока службы системы электроснабжения (30 лет).
В соответствии с (5) вычисляются затраты на сооружение и эксплуатацию рассматриваемых вариантов систем электроснабжения:
1. аРВН + бVП0Лн + вРГЭС = 8000"2300 + 10"0,13"109 + 5000"994 = 18400000 + 1300000000 + 4970000 = 1 323 370 000 руб. = 1,323 млрд руб.
2. гРвэу + дРАу + еРДЭС +
Т
жзт М п = 25000"1100 + 0 +
т Т
+10000"1100 +
3
+ 30"0,4"2147040" - "60 = 27500000 + 6
+0+11000000+772934400=
= 811434400 руб. = 0,811 млрд руб.
Из расчетов следует, что самым дорогостоящим устройством ВГЭК является водохранилище (98,3 %). Поэтому снижению затрат на сооружение водохранилища и должно быть уделено наибольшее внимание. Для уточнения расчетов требуется, прежде всего, оценить реальное значение б, поскольку именно оно определяет дороговизну первого варианта. Уже при значении б = 6 руб./м3 затраты в оба варианта сравниваются, а при б = 1 руб./м3 затраты во ВГЭК становятся равными 0,152570 млрд руб., то есть в 5,3 раза дешевле второго варианта. Конкурентоспособность ВГЭК будет расти с увеличением цен на топливо.
Основной вывод, который следует из приведенных расчетов: эффективность варианта ВГЭК определяется параметрами водохранилища. Чем меньше объем и, соответственно, удельные затраты, тем ВГЭК становится более рентабельным. Для снижения указанных параметров водохранилища требуется повышение напора Н, снижение расчетного интервала Т и максимальное использование природных возможно-
стей для сооружения водохранилища в конкретной местности.
В заключении можно сделать следующие выводы:
1. В условиях нарастающих дефицита топливных ресурсов и экологических проблем потребность в применении возобновляемых ресурсов увеличивается.
2. Изыскания в области наиболее экономичных и технически целесообразных ВИЭ для конкретных районов приводят к созданию различных систем. В качестве одной из таких систем предлагается ВГЭК. Для выполнения проектных работ и ввода в эксплуатацию такой системы необходима методика определения ее технико-экономической эффективности. Данная методика должна включать в себя решение большого числа задач: от выбора первичного звена ВГЭК - ветровой машины, до конечного результата - получения электроэнергии надлежащего качества для надежного электроснабжения потребителя. Методика должна использоваться как расчетное средство для оценки эффективности применения предлагаемой системы. Именно эти исходные положения являются основой данного исследования, прямо соотносясь с «Основными направлениями государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности на основе использования ВИЭ на период до 2020 г.».
3. Параметры требуемого водохранилища зависят
от величины электропотребления, с одной стороны, и особенностей ветровой активности в районе сооружения ВГЭК, с другой. Выбор расчетного периода сра-ботки водохранилища определяется ветровой деятельностью в данном районе. При этом чем меньше Т, тем меньше требуется объем водохранилища, а, следовательно, дешевле будет сооружение ВГЭК.
4. Предложена последовательность расчета ВГЭК, выбор его основных параметров с учетом фактора надежности электроснабжения и технико-экономической эффективности. Данная последовательность имеет универсальный характер, то есть применима для любых условий работы ВГЭК.
5. В общем случае ВГЭК играет роль «распределенной» генерации, которая определяется как выработка электроэнергии по месту ее потребления. При этом исключаются потери, а также затраты на передачу электроэнергии по сетям региональной энергосистемы. Повышается надежность электроснабжения. Наличие даже слабой связи с энергосистемой существенно повышает гибкость, надежность и эффективность локальной системы электроснабжения. Качество электроэнергии существенно повышается в данном районе. Кроме собственного потребления, имеется возможность направлять излишки электроэнергии в общую сеть системы.
Библиографический список
1. Голицын М.В., Голицын А.М., Пронина Н.В. Альтернативные энергоносители. М.: Наука, 2004. 159 с.
2. Николаев В.Г. Тенденция развития мировой ветроэнергетики // Энергия: экономика, техника, экология. 2011. С .10-18.
3. Синюгин В.Ю., Магрук В.И., Родионов В.Г. Гидроаккуму-лирующие электростанции в современной электроэнергетике. М.: ЭНАС, 2008. 358 с.
4. Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Илларионов Г.А. [и др.]. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., пере-раб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.
5. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Высш. шк., 2002. 575 с.
6. Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Водноэнергетические расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1986. 224 с.
7. Кароль Л.А. Гидравлическое аккумулирование. М.: Энергия, 1975. 208 с.
8. Рычков М.А. Выбор единичной мощности и количества гидроагрегатов миниГЭС с учетом надежности // Системные исследования в энергетике. Вып. 40. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2010. С. 130-137.
9. Рычков М.А. Определение емкости водохранилища ветро-гидроэнергетического комплекса // Системные исследования в энергетике. Вып. 41. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2011. С. 9098.
УДК 518.5:622.692.4
ОБЪЕКТНО-ОРИЕНТИРОВАННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЦЕПЕЙ
1 9
Н.Н. Новицкий1, Е.А. Михайловский2
1 2
, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130. 1Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрена проблема реализации методов теории гидравлических цепей для обеспечения их широкого применения при решении задач проектирования и эксплуатации трубопроводных систем. Представлена методология, основанная на концепции объектно-ориентированного моделирования, которая предусматривает отделение общих методов от специфики моделей объектов приложения. Этим обеспечивается общность методов теории гидравлических цепей по отношению к любым типам трубопроводных или гидравлических систем в реальных информационных технологиях. В качестве примера дается характеристика Веб-приложения, разработанного на
1Новицкий Николай Николаевич, главный научный сотрудник, тел.: (8395) 428846, e-mail: pipenet@isem.sei.irk.ru Novitsky Nikolai, Chief Researcher, tel.: +7 3952 428846, e-mail: pipenet@isem.sei.irk.ru
2Михайловский Егор Анатольевич, младший научный сотрудник, тел.: (8395) 423528, e-mail: egor.isem@mail.ru Mikhailovsky Egor, Junior Researcher, tel: +7 3952 423528, e-mail: egor.isem@mail.ru
