CC BY
9Статья поступила в редакцию 14.01.13. Ред. рег. № 1498 The article has entered in publishing office 14.01.13. Ed. reg. No. 1498
УДК 621
ОСОБЕННОСТИ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭНЕРГИИ СОЛНЦА И ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РАЙОНОВ АФРИКИ
С.И. Нефедкин, Р. Кпау
Национальный исследовательский университет «МЭИ» 111250 Москва, ул. Красноказарменная, д. 14 E-mail: snefedkin@mail.ru
Заключение совета рецензентов: 20.01.13 Заключение совета экспертов: 25.01.13 Принято к публикации: 27.01.13
В работе рассмотрены различные варианты автономного энергоснабжения потребителя с использованием солнечной электростанции и электрохимических устройств применительно к потребителям на юге, севере Африки и экваторе. Показано, что при накоплении энергии в аккумуляторных батареях предпочтение имеют потребители, расположенные вблизи экватора. Использование водородного накопления энергии позволяет существенно снизить материалоемкость такого энергетического комплекса, однако его стоимость существенно зависит от стоимости электрохимических элементов и эффективности преобразования энергии при ее аккумулировании в виде водорода. Водородное накопление энергии, напротив, целесообразно использовать, когда потребитель расположен в месте с наиболее высоким фактором сезонной неравномерности по приходу солнечной радиации. Традиционная схема автономного энергоснабжения на основе дизель-электростанции на привозном топливе является самой экономичной для начального периода эксплуатации. Однако при расчете на срок эксплуатации 20 лет с учетом стоимости оборудования и топлива схема автономного энергоснабжения на основе водородного аккумулирования по затратам имеет преимущества перед традиционной схемой автономного энергоснабжения.
Ключевые слова: автономное энергоснабжение, возобновляемые источники энергии, солнечная электростанция, водородное аккумулирование энергии, аккумуляторная батарея, электролизер, топливный элемент.
FEATURES OF INDEPENDENT POWER SUPPLY USING SOLAR ENERGY AND ELECTROCHEMICAL DEVICES FOR DIFFERENT REGIONS OF AFRICA
S.I. Nefedkin, R. Kpahou
National Research University "Moscow Power Engineering Institute" 14 Krasnokazarmennaya str., Moscow, 111250, Russia E-mail: snefedkin@mail.ru
Referred: 20.01.13 Expertise: 25.01.13 Accepted: 27.01.13
The paper discusses various options for renewable energy power consumers using solar power and electrochemical devices with respect to the consumers in the south, north Africa and the equator. It is shown that the accumulation of energy in batteries are preferred customers located near the equator. Use of hydrogen energy storage can significantly reduce material such energy complex, but its value depends strongly on the value of electrochemical cells and energy conversion efficiency in its accumulation in the form of hydrogen. Hydrogen energy storage, in contrast, is useful when the user is located in a place with the highest factor for seasonal fluctuations of solar radiation. The traditional scheme of renewable energy power plants based on imported diesel fuel is the most cost-effective for an initial period of operation. However, when based on the life of 20 years, including the cost of equipment and fuel independent power supply circuit based hydrogen storage cost is superior to the traditional pattern of the independent power supply.
Keywords: independent power supply, renewable energy, solar power, hydrogen energy storage, battery, electrolytic cell, fuel cell.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 01/2 (118) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
Сергей Иванович Нефедкин
Сведения об авторе: д-р техн. наук, профессор Московского энергетического института (технического университета), Директор центра коллективного пользования «Водородная энергетика и электрохимические технологии».
Образование: факультет промышленной теплоэнергетики МЭИ (1977 г.), аспирантура (1980 г.) и докторантура (2004 г.) МЭИ.
Область научных интересов: прикладная электрохимия, электрокатализ, водородная и электрохимическая энергетика, альтернативная энергетика, электрохимический мониторинг водных технологических сред, экологически чистый автомобильный транспорт.
Публикации: более 100 научных работ и 11 патентов.
Сведения об авторе: аспирант Национального исследовательского университета «МЭИ». Образование: факультет промышленной теплоэнергетики МЭИ (2011 г.), аспирантура НИУ МЭИ (с 2011 г.)
Область научных интересов: водородная и электрохимическая энергетика, альтернативная энергетика.
Публикации: 6 докладов на всероссийских и международных научных конференциях.
Раймонд Кпау
Введение
Сегодня развитие мировой цивилизации сопровождается значительным увеличением энергопотребления, причем лидерами роста становятся развивающиеся страны. Достаточно сказать, что если в 2000 г. энергопотребление Китая составляло лишь половину от энергопотребления США, то в 2009 г. [1] Китай уже опередил США по данному показателю. Увеличение численности населения Земли, развитие промышленности и рост уровня жизни населения сопровождается существенным ростом энергопотребления. С каждым годом требуется все больше углеводородного топлива, запасы которого с каждым десятилетием истощаются, а добыча требуют затрат все большей энергии и материальных ресурсов. Активно потребляемые природные запасы углеводородов, еще недавно казавшиеся неиссякаемыми, возобновить уже не представляется возможным, как и невозможно представить химическую промышленность будущего без углеводородного сырья. Великий русский химик Д.И. Менделеев более ста лет назад предостерегал: «Топить нефтью - это все равно, что топить ассигнациями». А ведь проблемы энергоснабжения населения Земли совсем не решены. Сегодня еще 20% населения Земли (1,4 млрд чел) вообще не имеют доступа к электроэнергии, а 40% традиционно используют биомассу для приготовления пищи [1].
Каким образом ликвидировать дефицит в генерации электроэнергии, какие энергетические технологии развивать? Сегодня в мире выработаны основ-
ные направления развития энергетики. В первую очередь это более существенное, чем сегодня, использование ресурсов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) (солнца, ветра, воды и биоресурсов) [2]. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства (МЭА) к 2030 г. на возобновляемые источники энергии будет приходиться 29% производства электроэнергии и 7% производства моторного топлива [2]. А в тех регионах, где это невозможно из-за низкого потенциала ВИЭ, необходимо развивать атомную энергетику либо рационально потреблять имеющиеся ресурсы органического сырья.
Солнечная энергетика - одно из наиболее перспективных направлений развития возобновляемых источников энергии. Количество солнечной энергии, поступающей на Землю, превышает энергию всех мировых запасов нефти, газа, угля и других энергетических ресурсов, в том числе возобновляемых. Потенциал солнечной энергии настолько велик, что, по существующим оценкам, солнечной энергии, поступающей на Землю каждую минуту, достаточно для того, чтобы удовлетворить текущие глобальные потребности человечества в энергии в течение года.
Африканский континент имеет колоссальные ресурсы солнечной энергии. Среднегодовое поступление солнечного излучения на единицу поверхности здесь превосходит более чем в 1,5 раза аналогичный показатель для городов Европы (рис. 1). Использование солнечных электростанций для восполнения дефицита генерирующих мощностей развивающейся
экономики африканских стран является перспективным направлением новой энергетики, основанной на использовании возобновляемых источников энергии. Африка призвана стать демонстрационной площадкой, на которой африканские государства при помощи ведущих стран мировой экономики смогут реализовать высокий потенциал солнечной энергии, в полной мере использовать преимущества инновационных технологий солнечной и электрохимической энергетики.
Среднегодовое солнечное излучение, кВт/м2 6
1 2 3 4 5 6 7 8 Обозначение города
Рис. 1. Среднегодовой дневной приток солнечной радиации (кВт/м2/сут) в различных городах: 1 - Абиджан; 2 - Алжир;
3 - Претория; 4 - Москва; 5 - Париж; 6 - Краснодар;
7 - Сочи; 8 - Мюнхен Fig. 1. The average daily inflow of solar radiation (kW/m2/day)
in various cities: 1 - Abidjan; 2 - Algeria; 3 - Pretoria; 4 - Moscow; 5 - Paris; 6 - Krasnodar; 7 - Sochi; 8 - Munich
Следует признать, что солнечные электростанции (СЭС) сегодня еще дороги. Капитальные затраты на ввод единицы мощности составляют более 3 тыс. $ США/кВт, что в несколько раз выше, чем для тепловых электростанций. При использовании энергии солнца имеет также место относительно низкая плотность энергетических потоков, что требует привлечения больших площадей для размещения СЭС [3]. Однако ставка на солнечные электростанции имеет долгосрочные преимущества. Прежде всего, это гарантированное поступление энергии непосредственно в месте ее потребления, а также отсутствие платы за топливо и его доставку. Потребитель, таким образом, избегает зависимости от поставок органического топлива, стоимость которого с каждым годом будет только увеличиваться. Кроме того, такой подход к энергообеспечению позволяет исключить выброс токсичных и парниковых газов, т. е. решает экологические проблемы потребителя. Технология производства солнечных преобразователей развивается высокими темпами, их стоимость снижается, поэтому ставка на солнечные электростанции имеет хорошие перспективы.
Вместе с тем, при экономическом обосновании проекта использования солнечных электростанций, кроме относительной дороговизны данной технологии, следует учитывать, что их применение в различных районах Африканского континента имеет свои особенности. Прежде всего географическое месторасположение потребителя оказывает существенное влияние на эффективность работы энергетического комплекса (ЭК) на базе СЭ.
В данной работе поставлена задача произвести расчет количества жилых домов, энергоснабжение которых гарантированно обеспечивает фотоэлектрическая солнечная электростанция пиковой мощностью 4 МВт. Расчет проведен для трех характерных районов Африканского континента с учетом географического расположения потребителя и неравномерности поступления солнечной энергии в суточном и годовом разрезе.
Географические и природно-климатические данные потребителя
Потребитель выбран в 3-х характерных районах Африканского континента: на севере - г. Алжир (Алжир) (ф° = +36,75°), в районе экватора - г. Абиджан (Кот д'Ивуар) (ф° = 5,39°), на юге - г. Претория (ЮАР) (ф° = -25, 75°).
Как видно из рис. 1, годовое поступление солнечного излучения составляет около 5 кВт/м2 в сутки для г. Алжира и г. Абиджана, а для г. Претория -почти 5,6 кВт/м2. Однако поступление солнечной энергии является неравномерным как по месяцам, так и по дням. Для выбранных городов с использованием климатических данных NASA за 2005 г. проведен анализ климатических и природных факторов [4]. Как видно из рис. 2, годовые зависимости среднедневного солнечного излучения в течение месяца имеют вид колебательной кривой относительно среднего значения за месяц. Причем период превышения притока солнечного излучения относительно среднего значения над периодом снижения составляет в среднем около 3-4 суток. Примем для расчетов среднее значение по притоку солнечного излучения R за месяц, рассчитанное по линейному тренду кривых (рис. 2).
В г. Алжире наблюдается 4 времени года. В самый неблагоприятный месяц по притоку солнечного излучения (декабрь) усредненный за месяц дневной приток составляет Ru6 = 2,5 кВт/м2, а в самый благоприятный месяц (май) приток солнечного излучения составляет более Ris = 6 кВт/м2 (рис. 2, а). Превышение составляет почти 3 раза.
В г. Абиджан (Кот д' Ивуар) существуют 3 сезона. В самый неблагоприятный месяц по притоку солнечного излучения (август, сезон сильных дождей) усредненный за месяц дневной приток составляет Rn6 = 4 (кВт/м2), а в самый благоприятный месяц (март, сухой сезон) приток солнечного излучения составляет около R6 = 6 кВт/м2 (рис. 2, b). Превышение составляет 1,5 раза.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 01/2 (118) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
10 Среднемесячное солнечное излучение, кВтЛл1
1 3
21: 27 31 День месяца
Среднемесячное солнечное излучение. кВт/м*
1 3
Т
15
b
21 29 31
День месяца
Среднемесячное солнечное излучение, кВт/м2 Ют
1 3
415
21 27 31
День месяца
Рис. 2. Средний дневной приток солнечной радиации в самый неблагоприятный и самый благоприятный месяц в году (по данным [4] за 2005 г.) для городов: а - Алжир (Алжир);
b - Абиджан (Кот д'Ивуар); c - Претория (ЮАР) Fig. 2. Average daily flow of solar radiation (kW/m2/day) in the worst and the most auspicious month of the year (according to [4] for 2005) for cities: a - Algeria (Algeria); b - Abidjan (Cote d'lvoire); c - Pretoria (South Africa)
В Претории существуют 4 сезона. В самый неблагоприятный месяц по притоку солнечного излучения (июль) усредненный за месяц дневной приток составляет около Янб = 4 кВт/м2, а в самый благоприятный месяц (декабрь) приток солнечного излучения составляет более Яб = 6,4 кВт/м2 (рис. 3, Ь). Превышение составляет 1,6 раза.
Рис. 3. Избыточная энергия, генерируемая солнечной электростанцией мощностью 4 МВт (базовая мощность (О) относительно самого неблагоприятного месяца): a - г. Алжир; b - г. Абиджан; c - г. Претория (по данным за 2005 г. [4]) Fig. 3. Excess energy generated by solar power 4 MW (base power (O) for the worst month): a - Algeria; b - Abidjan; c - Pretoria (based on data for 2005 [4])
Таким образом, несмотря на то, что в г. Претория и г. Алжир наблюдаются самые большие притоки солнечного излучения в благоприятные месяцы, за счет сезонных колебаний в неблагоприятные месяцы приток солнечной энергии существенно снижается. Напротив, географическое местоположение г. Абиджан (вблизи экватора) предопределяет равномерный приток солнечной энергии в течение всего года. Этот факт является важным, т.к. при выборе уровня мощности солнечной электростанции (следовательно, и стоимости проекта) для гарантированного энергоснабжения автономного потребителя необходимо ориентироваться на притоки солнечного излучения в самый неблагоприятный месяц года. При этом возникает избыток электрической энергии, которую солнечная электростанция вырабатывает в течение года относительно самого неблагоприятного периода (рис. 3) .
Ввиду того, что существует сезонный разрыв по притоку солнечного излучения, с целью восполнения дефицита мощностей в неблагоприятные месяцы представляет интерес провести анализ данных по ресурсам ветровой энергии для данных потребителей, а также годовой график колебания среднемесячных температур. Такие данные вместе с данными по помесячному притоку солнечного излучения представлены на рис. 4. Как видно, в г. Алжир и особенно в г. Претория имеются существенные ресурсы ветровой энергии (средняя скорость ветра более 4 м/с), которые достаточно равномерно распределены в течение года и остаются высокими в неблагоприятный
a
c
период по притоку солнечного излучения. Такой ресурс в данном случае можно рассматривать как дополнительный для компенсации дефицита электрической энергии, тем более что в неблагоприятный период среднедневные температуры здесь достигают 11 °С, т.е. необходима дополнительная энергия на обогрев дома в зимний период. В г. Абиджан ресур-
сы ветровой энергии распределены равномерно по году и не являются высокими (скорость ветра около 3-4 м/с). Однако в нем здесь и нет необходимости, т.к. здесь нет таких низких температур (нет необходимости в обогреве домов), а продолжительность светового дня не подвержена сезонным колебаниям.
a b c
Рис. 4. Среднемесячный дневной приток солнечной радиации на горизонтальную поверхность в различные месяцы года (кВт/м2/сут), скорость ветра (м/с, на высоте 100 м) и среднемесячная температура в северной, центральной и южной Африке: a - г. Алжир; b - г. Абиджан; c - г. Претория Fig. 4. The average daily inflow of solar radiation on a horizontal surface in the different months of the year (kW/m2/day), wind speed (m/s at a height of 100 m) and the average temperature in the northern, central and southern Africa:
a - Algieria; b - Abidjan; c - Pretoria
Характеристика потребителя
Условный потребитель электрической энергии -автономно расположенный населенный пункт, состоящий из 2-этажных жилых домов площадью 280 м2. Принимаем, что энергопотребление социальной инфраструктуры поселка (административные здания, аптеки, школы, магазины, уличное освещение и др.) занимает в общем объеме энергопотреблении 5%.
На рис. 5 представлен суточный график электрической нагрузки потребителя, который принят неизменным для всех трех потребителей. На суточном графике нагрузки выделена нагрузка на электрическую плиту. График нагрузки определен экспертным путем с учетом энергопотребления электроприемников жилого дома (бытовых и электронных приборов, освещения, вентилятора, нагревателя и др.) и режима их использования, обеспечивающего комфортное проживание.
Рис. 5. Суточный график нагрузки потребителя: 1 - с учетом электроплиты; 2 - без учета электроплиты Fig. 5. Daily load of a single consumer (home): 1 - with the electric stove; 2 - without electric stove
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 01/2 (118) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
Для Абиджана суточный график нагрузки мало зависит от времени года. Для Алжира и Претории принято, что суточные графики не зависят от сезона, а использование нагревателя в прохладное время года компенируется в жаркий период использованием вентилятора.
Схемы энергоснабжения
Так как накопление электрической энергии в модуле солнечных элементов является неравномерным в течение суток, необходимо накапливать часть энергии для использования в темную часть суток.
Рассмотрим четыре схемы энергоснабжения, в том числе две с использованием электрохимических устройств для накопления избытка электрической энергии в солнечный период и его использования для покрытия дефицита энергии, когда солнечной энергии недостаточно или она не поступает (темное время суток). Для этого используем различные электрохимические устройства [5-8].
Для расчета рассмотрены следующие схемы энергоснабжения и структура ЭК:
Схема 1. Выработка электрической энергии централизованно на СЭС пиковой мощностью 4 МВт, передача ее по локальной сети к домам потребителей для энергоснабжения в светлое время суток, а также накопление в аккумуляторных батареях (АБ) и использование для энергоснабжения в темное время суток.
Схема 2. Выработка электрической энергии централизованно на солнечной электростанции и передача ее по локальной сети к домам потребителей, где производится ее потребление в светлое время суток, накопление энергии в водороде за счет его производства в электролизной установке (ЭУ) и централизованная генерация электроэнергии в топливных элементах (ТЭ) для энергоснабжения в темное время суток. Для снижения мощности ТЭ вместо электроплиты в данной схеме использовалась водородная газовая плита.
Схема 3. Выработка электрической энергии централизованно на СЭС пиковой мощностью 4 МВт с минимальным количеством солнечных модулей, рассчитанных исходя из максимальной солнечной освещенности в самый благоприятный месяц, а дефицит энергии восполняется за счет постоянно работающей дизель-электростанции (ДЭС).
Схема 4. Вся потребность в электроэнергии потребителя покрывается дизельной электростанцией.
Оборудование энергетического комплекса
При проведении расчетов использовались характеристики оборудования:
- солнечные модули на основе монокристаллического кремния Р8М4-150 стандартной мощностью 150 Вт* и номинальным напряжением 12 В производства ЗАО «Рязанский завод металлокерамических приборов» [9];
- гелевые свинцово-кислотные аккумуляторы SOLAR12-250 производства Bosfa Industrial Battery Co. (Китай) [10];
- щелочной электролизер фирмы Hydrogenics серии IMET-1000 производительностью 60 нм3/ч (5,4 кг/ч), энергопотреблением 4,9 кВт-ч/нм3 [11];
- водородный компрессор C 1.5-60-140/300LX фирмы HYDRO-PAC (США) производительностью 162-325 нм3 Н2/ч, энергопотреблением 68 кВт-ч/кг H2 и параметрами повышения давления 10/200 бар [12] и газгольдеры на 200 бар;
- электростанция на водород-воздушных топливных элементах Ballard Distributed Génération -1MW [13];
- дизельная электростанция AKSAAC 1100 мощностью 800 кВт [14].
Методика расчета
При проведении расчетов важным показателем является характеристика единичного солнечного модуля. На рис. 6 показана куполообразная кривая электрической энергии, вырабатываемой одним модулем PSM 4-150 в течение суток с учетом прихода солнечного излучения в самый благоприятный и самый неблагоприятный месяц года в различных географических точках Африки. При построении кривой бралось среднее значение вырабатываемой энергии всех дней месяца для конкретного часа светлого времени суток. Кроме отмеченной выше неравномерности генерируемой энергии, мы видим, что стандартное значение мощности солнечного модуля (150 Вт) не достигается даже в полдень (среднее значение) самого благоприятного месяца по приходу солнечного излучения. Наибольшие притоки солнечной радиации наблюдаются в г. Претория, а наименьшая ее сезонная неравномерность в сочетании с высокими значениями по притоку солнечной энергии - в г. Абиджан.
Для гарантированного энергоснабжения потребителя солнечной электростанцией пиковой мощностью 4 МВт по схеме 1 рассчитывалось количество солнечных панелей исходя из притока солнечного излучения в самый неблагоприятный месяц для каждого из выбранных городов Африки. При этом количество домов, электроснабжение которых может обеспечить такая солнечная электростанция, рассчитывалось исходя из графика нагрузки их энергопотребления также в самый неблагоприятный месяц. Запасенная энергия в АБ для покрытия дефицита в темное время суток определялась с учетом потерь на заряд-разряд (20%). Проведены расчеты для различных значений глубины разряда АБ (0,3, 0,5, 0,7), которые определяют ресурс работы АБ [6]. Также определены избытки электроэнергии, вырабатываемые СЭС при переходе к более благоприятным месяцам по приходу солнечной радиации. Для выполнения расчетов использовались суточные графики потребления и выработки электроэнергии.
Мощность одной панели, Вт
Время суток, час
a
Мощность одной панели, Вт
b
Мощность одной панели, Вт
c
Рис. 6. Электрическая энергия, вырабатываемая одной солнечной панелью PSM 4-150 (Рязань) стандартной мощностью 150 Вт в северной, центральной и южной Африке: a - г. Алжир (ф° = 36,75°); b - г. Абиджан (ф° = 5,39°); c - г. Претория (ф° = -25,75°):
---------стандартная мощность солнечной батареи,
вырабатываемая при освещенности 1000 Вт/м2
--усредненное значение для дня
в благоприятный месяц и в неблагоприятный месяц Fig. 6. Electrical energy generated by a solar panel PSM 4-150 (Ryazan) standard 150 W in the northern, central and southern Africa: a - Algieria (ф° = 36,75°); b - Abidjan (ф° = 5,39°); c - Pretoria (ф° = -25,75°):
----------standard solar power generated at light 1000 W/m2
--average per day in the auspicious month
and unfavorable month
По схеме 2 в летний благоприятный период избыток электроэнергии от солнечных батарей будет переводиться в водород для покрытия дефицита электроэнергии в прохладный период, а также для питания водородной плиты. Генерируемый в течение суток водород расходуется в течение тех же суток для производства электрической энергии в топливных элементах и питания водородной плиты, причем в прохладный период недостающая часть водорода дополнительно поступает из системы его хранения. Для расчета электрохимических устройств, системы хранения (СХ) водорода и количества солнечных панелей разработана программа SEH (Solar Energy in Hydrogen). Для ее работы загружались суточные графики нагрузки, данные по приходу солнечного излучения в течение года, характеристики солнечной панели, а также зависимости КПД электрохимических устройств от их реальной нагрузки. Для каждого часа, исходя из суточного графика нагрузки и генерации энергии СЭС, производился расчет режимов работы электролизера (режим накопления) и топливного элемента (режим генерации).
Известно, что эффективность электрохимических преобразований (КПД) в топливных элементах и электролизерах практически линейно повышается при снижении их производительности ниже номинальной [5, 6]. В этом заключается преимущество и одно из принципиальных отличий электрохимических преобразователей от тепловых машин. Так как электролизер и топливный элемент основную часть времени работают при нагрузках, значительно меньших, чем номинальные, эффективность их работы в этих режимах будет выше, чем указано в паспорте данных установок. Для дизель-генератора (ДГ), напротив, удельный расход топлива на режимах ниже номинального будет выше, чем указано в паспорте, т.к. его КПД при этом снижается. Программа SEH для каждого часа текущих суток t рассчитывала реальное значение КПД энергоустановки на топливных элементах пГ и электролизной установки пэу. Это позволило рассчитать годовой баланс энергии, произведенной и потребляемой энергокомплексом по схеме 2, и найти необходимое количество солнечных модулей СЭС.
Годовой баланс энергии рассчитывался по формуле: пэу№ -EГпи) = £(E"/пГ -ET), где t = 1 - 8784 час; Efy - энергия, вырабатываемая одним солнечным модулем в светлое время суток (для каждого часа года); Е™ - электрическая нагрузка потребителя в светлое время суток (для каждого часа); ET - энергия, запасенная в водороде и поступающая в топливные элементы для восполнения дефицита электроэнергии в темное время суток; Ef -энергия, запасенная в водороде и поступающая в газовую плиту; пи - КПД инвертора; n - количество солнечных модулей СЭС.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 01/2 (118) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
Для расчета номинальной производительности электролизеров (и их числа) значение максимальной энергии, вырабатываемой СЭС в самый благоприятный день летнего периода в полдень (за вычетом энергии, потребляемой в этот час непосредственно от СЭС), делили на удельное энергопотребление электролизера в номинальном режиме.
Для схемы 3 учитывали стоимость и удельный расход топлива для выработки электроэнергии дизель-электростанцией (в зависимости от текущей производительности), ее стоимость, а также количество солнечных модулей (СМ) для покрытия нагрузки в самый благоприятный солнечный день и, соответственно, их стоимость.
Для схемы 4 учитывали стоимость и удельный расход топлива для выработки электроэнергии дизель-электростанцией, а также ее стоимость.
Результаты и обсуждение
Схема 1
В результате проведенных расчетов по схеме 1 для каждого из выбранных городов Африки были рассчитаны основные параметры энергокомплекса пиковой мощностью 4 МВт, который гарантированно обеспечивает энергоснабжение в самый неблагоприятный месяц, а также вырабатывает избыток электроэнергии за счет повышения притока солнечной энергии при переходе к благоприятным периодам. Результаты этих расчетов для различных значений глубины разряда АБ приведены в табл. 1.
Параметры энергетического комплекса по схеме 1 The parameters of the energy complex in Scheme 1
Таблица 1
Table l
Параметр г. Алжир г. Абиджан г. Претория
Глубина разряда АБ Q,3 Q,5 Q,7 Q,3 Q,5 Q,7 Q,3 Q,6 Q,7
Число жизненных циклов АБ [10] 13QQ 8QQ 5QQ 13QQ 8QQ 5QQ 13QQ 8QQ 5QQ
Количество АБ 3Q168 2Q112 15Q84 3936Q 2624Q 1968Q 35568 23712 17784
Стоимость АБ, млн дол. США 8,87 5,91 4,3 11,57 7,71 5,79 1Q,46 б,97 5,23
Количество домов 1257 1257 1257 164Q 164Q 164Q 1482 1482 1482
Количество СП 5979Q 5979Q 5979Q 46538 46538 46538 4437Q 4437Q 4437Q
Стоимость СП, млн дол. США 29,3Q 29,3Q 29,3Q 22,8Q 22,8Q 22,8Q 21,74 21,74 21,74
Общая сумма, млн дол. США 38,17 35,21 33,73 34,38 3Q,52 28,59 32,2Q 28,71 26,97
Стоимость оборудования, тыс. дол. США/дом 3Q,36 28,Q1 26,83 2Q,96 18,6Q 17,43 21,72 19,37 18,19
Стоимость оборудования за 20 лет, тыс. дол. США/дом 5б,б 6Q,3 67,9 45,2 49,4 58,6 48,1 51,1 6Q,2
Таблица 2
Параметры солнечного излучения для выбранных городов
Table 2
Solar radiation parameters for selected cities
Как видно из табл. 2, энергокомплекс пиковой мощностью 4 МВт может обеспечить гарантированное энергоснабжение в самый неблагоприятный месяц 1640 домов в г. Абиджане, в 1,3 раза меньшее количество домов в г. Алжире, и в 1,1 раза меньшее количество домов в г. Претория.
В приведенных расчетах существенное значение имеет величина глубины разряда АБ, т.к. от этого зависит число жизненных циклов АБ, т.е. период ее использования до замены [6].
При снижении глубины разряда увеличивается ресурс АБ, но при этом растет их число в ЭК. Таким образом, для реализации схемы 1 необходимо большое количество солнечных модулей и аккумуляторных батарей, что делает ее дорогой. При расчете за 20 лет эксплуатации ЭК с учетом необходимости
Город R6 б ss )б н о; i « о 2г
S
(Вт/м2)/сутки б 1 1 ЛЕ год МВт-ч
Алжир 7200 (июнь) 2150(декабрь) Q,7Q 1,65
Абиджан 5250 (февраль) 3900 (август) Q,25 1,72
Претория 6800 (декабрь) 4200 (июнь) Q,42 2,Q4
замены АБ стоимость оборудования по схеме 1 возрастает более чем в 2 раза.
Для схемы 1 был рассчитан избыток электроэнергии, вырабатываемый солнечной электростанцией при переходе к более благоприятным месяцам по приходу солнечной радиации (табл. 3). Как видно из табл. 2, он составляет существенные значения для г. Претория и г. Алжир, которые расположены вдали от экватора [4].
При оценке сезонного фактора по дневному приходу солнечной энергии следует учитывать не только максимальные (Яб) и минимальные (Кнб) среднемесячные значения в году, но и их соотношение, т.е. фактор сезонной неравномерности r = (R - Rh6)/R6. Из табл. 3 видно, что для Алжира наблюдаются не только максимальные значения Яб, но и минимальные значения Янб, что определяет максимальные значения r. Для г. Абиджан, напротив, фактор сезонной неравномерности r принимает минимальное значение.
Если не использовать для других потребителей сезонный избыток электроэнергии, вырабатываемый СЭС при переходе к благоприятным месяцам, то его накопление по автономной схеме 1 ведет к необходимости использования большого числа дополнительных аккумуляторов, что дополнительно повышает стоимость данной схемы. В связи с этим целесообразно рассмотреть схему с использованием водородного аккумулирования избытка энергии, поступающей в жаркий период от солнечных модулей.
Схема 2
По схеме 2 избыток СЭ в течение светлого времени текущих суток за счет электролиза воды переводится в водород, часть которого используется в ТЭ для покрытия дефицита электроэнергии в темное время суток, а часть идет для питания газовой (водородной) плиты. Избыток электрической энергии СЭС, полученный в жаркий период, направляется в систему хранения водорода, из которой восполняется дефицит водорода для работы ТЭ и газовой плиты при покрытии нагрузки текущих суток в прохладный период. В состав основного оборудования по схеме 2 входят СМ, ЭУ, СХ водорода, а также электростанция на основе водород-воздушных ТЭ.
С использованием программы SEH рассчитан баланс электрической энергии по схеме 2 с водородным аккумулированием энергии, а также необходимое количество СМ и электрохимического оборудования для ее реализации (табл. 3).
Как видно из табл. 3, схема 2 для г. Алжира требует использования меньшего количества дорогостоящих СМ (более чем на 30%). При этом значительно снижается и количество используемых электрохимических устройств. Однако для г. Претория число СМ при переходе к схеме 2 практически не изменяется, а для г. Абиджана даже возрастает на 12%. За счет более дорогих ЭУ и ТЭ суммарная стоимость оборудования при пересчете на один дом для первого года эксплуатации несколько возрастает.
Однако отсутствие необходимости замены АБ при пересчете на срок 20 лет эксплуатации делает данную схему более экономичной, особенно для регионов с более высоким значением фактора сезонной неравномерности r.
Таблица 3
Параметры энергетического комплекса по схеме 2
Table 3
The parameters of the energy complex in Scheme 2
Параметр Алжир Абиджан Претория
Количество домов 1257 1640 1482
Количество СП 45620 59328 44636
Стоимость СП, млн дол. США 22,35 29,07 21,87
Мощность ЭУ на ТЭ, кВт 2250 2940 2661
Стоимость ТЭ, млн дол. США 4,5 5,88 5,322
Мощность ЭУ, кВт 4501 6241,9 6000
Стоимость ЭУ, млн дол. США 6,752 9,363 9
Годовой избыток электроэнергии, кВт-ч 2086438 719780 1127055
Количество запасенного водорода, кг 36111 1246 1951
Стоимость системы хранения, млн дол. США (100$/кг) 3,61 1,246 1,951
Общая сумма, млн дол. США 37,22 45,56 38,14
Стоимость оборудования, тыс. дол. США/дом 29,6 27,7 25,7
Стоимость оборудования и топлива за 20 лет, тыс. дол. США/дом 29,6 27,7 25,7
Энергия, кВтч
1200 800 400
4—
0
-400
<r Время, час ^—-
-800
Рис. 7. Электрическая энергия, запасаемая в водороде: 1 - г. Алжир; 2 - г. Абиджан; 3 - г. Претория Fig. 7. Electrical energy stored in hydrogen: 1 - Algeria; 2 - Abidjan; 3 - Pretoria
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 01/2 (118) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
Был рассчитан годовой баланс при водородном накоплении энергии для рассмотренных регионов. Как видно из рис. 7, график изменения энергии, запасаемой и потребляемой через водород, носит экстремальный характер, причем максимум приходится на самые жаркие месяцы, когда ЭУ в полдень работают с максимальной производительностью. Например, для Алжира накопление водорода идет с апреля по сентябрь, его использование для покрытия дефицита энергии - с октября по март.
Схема 3
В табл. 4 приведены результаты расчетов по схеме 3, по которой выработка электрической энергии СЭС осуществляется минимальным количеством СМ, рассчитанных исходя из максимальной солнечной освещенности в самый благоприятный месяц. При этом восполнение дефицита энергии идет за счет постоянно работающего ДГ.
Таблица 4
Параметры энергетического комплекса по схеме 3
Table 4
The parameters of the energy complex in Scheme 3
нако при расчете на 20 лет эксплуатации с учетом стоимости оборудования и топлива схема 2 уже имеет преимущества.
Схема 4
По данной схеме вся потребность электроэнергии покрывается дизельной электростанцией. Результаты расчета стоимости основного оборудования и топлива приведены в табл. 5.
Таблица 5
Параметры энергетического комплекса по схеме 4
Table 5
The parameters of the energy complex in Scheme 4
Параметр Алжир Абиджан Претория
Количество ДГ N = 800 кВт 6 8 7
Суммарная стоимость ДГ мощностью 800 кВт, млн дол. США 1,18 1,57 1,377
Количество топлива, тонн в год 1989,359 2448,371 2222,509
Годовые затраты на топливо, млн дол. США 1,89 2,45 2,22
Стоимость основного оборудования и топлива, млн дол. США 3,17 4,022 3,6
Стоимость оборудования и топлива за первый год, тыс. дол. США/дом 2,139 2,453 2,429
Стоимость оборудования и топлива за 20 лет, тыс. дол. США/дом 31,0 30,8 30,8
Анализ показывает, что схема 4 для первого года эксплуатации является самой экономичной, т.к. использует давно коммерциализированную и отработанную энергоустановку (ДГ). Схемы энергоснабжения 1-2 используют элементы (ТЭ, электролизеры, СМ), которые сегодня еще не имеют широкой коммерциализации и объемов выпуска, но их рынок развивается высокими темпами [15]. Однако при расчете на 20 лет эксплуатации с учетом стоимости оборудования и топлива схема 2 также имеет преимущества перед традиционной схемой автономного энергоснабжения (схемой 4).
Параметр Алжир Абиджан Претория
Количество СМ 4689 4631 4060
Стоимость СМ, млн дол. США 2,3 2,27 1,989
Количество ДГ N = 800 кВт 6 8 7
Суммарная стоимость ДГ мощностью 800 кВт, млн дол. США 1,18 1,57 1,377
Количество топлива, тонн в год 1989,359 2216,207 2009,082
Годовые затраты на топливо, млн дол. США 1,989 2,22 2,009
Стоимость основного оборудования и топлива, млн дол. США 5,467 6,059 5,375
Стоимость оборудования и топлива за первый год, тыс. дол. США/дом 3,690 3,695 3,628
Стоимость оборудования и топлива за 20 лет, тыс. дол. США/дом 34.4 46.67 29.3
Как видно из табл. 4, по сравнению со схемой 2 почти в 2 раза снижено необходимое число СМ, и, несмотря на большое количество закупаемого топлива, стоимость основного оборудования и топлива для реализации данной схемы для 1 года эксплуатации примерно в 7-8 раз меньше, чем для схем 1 и 2. Од-
Заключение
Приведенные расчеты 4-х схем автономного энергоснабжения потребителя в Африке на основе солнечной электростанции пиковой мощностью 4 МВт показывают, что географическое месторасположение по-
требителя и способ аккумулирования избытка энергии оказывают существенное влияние на эффективность работы такого энергетического комплекса с накоплением энергии. Показано, что при накоплении избытка энергии в аккумуляторных батареях такой энергокомплекс может обеспечить энергоснабжение 1640 домов в г. Абиджан (Кот д'Ивуар), 1257 домов в г. Алжир (Алжир) и 1482 домов в г. Претория (ЮАР). Более эффективна такая схема для потребителей, расположенных вблизи экватора, т.е. с минимальной сезонной неравномерностью поступления солнечной радиации. Использование электрохимических устройств (электролизной установки и энергоустановки на топливных элементах) с накоплением энергии в водороде позволяет существенно снизить материалоемкость такого энергетического комплекса, однако его стоимость существенно зависит от стоимости электрохимических элементов и эффективности преобразования энергии при ее аккумулировании в виде водорода. Показано, что водородное накопление энергии, напротив, целесообразно использовать, когда потребитель расположен в месте с наиболее высоким фактором сезонной неравномерности по приходу солнечной радиации.
Традиционная схема автономного энергоснабжения на основе дизель-электростанции на привозном топливе является самой экономичной для начального периода эксплуатации. При этом необходимо принимать специальные меры по защите потребителя от шума и выбросов токсичных газов. Однако при расчете на 20 лет эксплуатации с учетом стоимости оборудования и закупаемого топлива схема автономного энергоснабжения на основе водородного аккумулирования уже имеет преимущества перед традиционной схемой автономного энергоснабжения. Для повышения эффективности использования схем автономного энергоснабжения на основе СЭС с накоплением энергии необходимо ориентироваться на потребителя, основная суточная нагрузка которых приходится на светлое время суток (школы, детские сады, предприятия), а также на регионы с высоким потенциалом солнечной энергии и относительно низкой сезонной неравномерностью поступления
солнечной энергии. В перспективе при снижении рыночной стоимости топливных элементов, электролизеров, солнечных панелей, а также повышении рыночной стоимости органического топлива инвестиционная привлекательность проектов автономного энергоснабжения на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии будет возрастать.
Работа выполнена при финансовой поддержке Минобрнауки (Госконтракт № 16.552.11.7078).
Список литературы
1. http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2010].
2. http ://www. iea. org/media/translations/russian/ deploying_renewables_rus.pdf.
3. Попель О. С. Автономные энергоустановки на возобновляемых источниках энергии // Энергосбережение. 2006. № 3.
4. http://www.eosweb.larc.nasa.gov.
5. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические установки. М.: Изд-во МЭИ, 2005.
6. Коровин Н.В., Скундин А.М. Химические источники тока. М.: Изд-во МЭИ, 2003.
7. Нефедкин С.И. Физико-химические методы исследований в технологиях водородной энергетики. Курс лекций. М.: Изд. дом МЭИ, 2008. С. 207.
8. Виссарионов В.И., Дерюгин В.И., Крувенкова С.В. Теоретические основы энергетики возобновляемых источников. М.: Изд-во МЭИ, 2008.
9. http://www.rmcip.ru/rus/indexrus.html.
10. http://bosfabattery.com.
11. http://www.hydrogenics.com.html.
12. http://www.hydropac.com].
13. http://www.ballard.com/files/PDF/Distributed_ Generation/CLEARgen_Spec_Sheet.pdf.
14. http://www.kedar.ru/.
15. www.fuelcelltoday.com/analysis/industry-review/ 2012/the-industry-review-2012.
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 01/2 (118) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
