Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ С ПОМОЩЬЮ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК



Использование ветроэнергетических установок для производства электроэнергии является наиболее эффективным способом преобразования энергии ветра. Эффективность преобразования механической энергии в электрическую энергию в генераторе - 95%, а потери в электропередаче - 10%.Требования к частоте и напряжению вырабатываемой электроэнергии зависят от особенностей потребителей. Эти требования жёсткие при работе ветроэнергетической установки в энергосистеме и не жёсткие при использовании этой энергии в автономных осветительных и нагревательных установках.

Для обеспечения максимальной эффективности ветроколеса следует регулировать его частоту вращения при изменении скорости ветра, сохраняя постоянным коэффициент быстроходности, в то время как генератор должен вращаться с постоянной частотой.

Механические системы управления частотой вращения ветроколеса сложны и дороги. Проще и дешевле управлять частотой его вращения изменением нагрузки генератора.

Оптимальная частота вращения ветроколеса тем меньше, чем больше его радиус. При больших размерах ветроколеса используют повышающие редукторы (мультипликаторы), удорожающие ветроэнергетическую установку и её обслуживание и снижающие ее надежность. Возможно применение прямоприводных тихоходных многополюсных генераторов. Но они громоздки и отличаются высоким расходом материалов и массой. В конструкции ветроэнергетических установок иногда предусматривается возможность отключения генератора от ветроколеса и вращения его (генератора) от химического или механического аккумулятора энергии.

Анализ потребителей электроэнергии ветроэнергетических установок показывает, что только 5-10% из них предъявляют определённые требования к её параметрам (напряжению и частоте). Это электродвигатели, электронные устройства, осветительные установки. Поэтому целесообразно, чтобы система электроснабжения отдельно обеспечивала потребителей дешёвой электроэнергии с нестабилизированными параметрами (например, для отопления), и отдельно – дорогой со стабильными параметрами.

Энергосистемы в сельской местности обычно маломощные и низковольтные. При передаче энергии на большие расстояния в них возникают значительные потери.

Для исключения перебоев в электроснабжении ветроэнергетические установки должны иметь аккумуляторы энергии или быть включены параллельно с энергетическими установками других типов (дизель – электростанции, аккумуляторные батареи.)



Ветроэнергетические установки могут работать автономно, совместно с другим источником энергии соизмеримой мощности (например, с дизель–генератором) или с энергосистемой, значительно превосходящей ее по мощности.

При автономной работе отдельно стоящие одногенераторные ветроэнергетические установки не подключены к энергосистеме.

Они могут не иметь других резервных источников энергии или иметь дополнительную ветроэнергетическую установку меньшей мощности. Эти установки, предназначены для использования в отдалённых районах для освещения, питания маяков, средств связи, отопления. Их мощность до 25 кВт.

Эффективность работы ветроэнергетической установки и её стоимость зависят от правильности выбора системы управления генератором. Возможные схемы управления приведены на рис.1.2.1

Совместная работа ветроэнергетической установки с источником соизмеримой мощности используется, например, в ветро - дизель- генераторной установке. Возможна раздельная и параллельная работа ветроэнергетической установки (ВГ - ветрогенератор) и дизель - генератора (ДГ). Такая ситуация характерна для небольших энергосистем в отдалённых районах. Использование ветроэнергетической установки позволяет экономить дизельное топливо. Дизель–генератор может включаться в безветрие или работать параллельно с ВЭУ при слабом ветре. Здесь возможны две схемы, согласования ветро – дизель - электрической установки: одноканальная, рис.1.2.2(а) и многоканальная, рис.1.2.2(б).

б)
в)
а)

Рис. 1.2.1.а) Система минимального управления генератором

б) Механическое управление лопастями ветроколеса с помощью регулятора с ООО в) Электрическое управление изменением нагрузки на выходе генератора.

 

б)
а)



Рис. 1.2.2. а) Одноканальная схема согласования ветродизель электрической установки

б) Многоканальная схема согласования ветро - дизель электрической установки

При параллельной работе ветроэнергетической установки совместно с мощной энергосистемой генератор подключается к ней непосредственно или через преобразователь частоты, рис.1.2.3-. Генератор работает параллельно с энергосистемой при скорости ветра в пределах рабочего диапазона обычно от 2,5-3,5 м/с до 25 м/с. При скорости ветра ниже 2,5…3,5 м/с и выше 25 м/с генератор отключается от системы, ветродвигатель переводится в нерабочее положение. Возможна работа ВЭУ с постоянной и с переменной частотой

Рис.1.2.3. Работа синхронного генератора ВЭУ параллельно с энергосистемой.

 

Выработка электроэнергии и оценка перспективности использования энергии ветра. Оптимизация выбора расчетной скорости ветра при заданной среднегодовой скорости ветра в месте установки ВЭУ.

Для оценки перспективности использования энергии ветра рассмотрим технико-экономические показатели: выработку электроэнергии при меняющейся по случайному закону в течение года скорости ветра и развиваемой мощности ветроэнергетической установки и срок окупаемости. Определение выработки электроэнергии по среднегодовой скорости ветра дает ошибочные результаты.

Расчетная скорость ветра определяет габариты генератора и всей ветроэнергетической установки и расход активных материалов на ее изготовление, а также годовую выработку электроэнергии. Принимаемая расчетная скорость должна обеспечить оптимальные размеры установки, а именно, минимум массы материалов на 1 кВт. ч выработанной электроэнергии. В расчетах обычно принимают капитальные затраты на внедрение ветроэнергетических установок мощностью 100кВт и выше около 1000 долларов за 1 кВт установленной мощности независимо от среднегодовой скорости ветра в месте установки и независимо от принятой расчетной скорости ветра, независимо от высоты установки (мачты). При этом не учитывают, что эти величины влияют на массогабаритные показатели установки и на ее стоимость. Выбор расчетной скорости ветра для проектирования ВЭУ является интуитивным и не всегда обоснованным. В то же время каждой величине среднегодовой скорости ветра соответствует расчетная величина, обеспечивающая минимум массы и стоимости ветроэнергетической установки, а также максимальное значение коэффициента использования номинальной мощности.

Срок окупаемости ветроэнергетической установки с учетом эксплуатационных расходов может быть определен как

, (1.2.1)

где: капитальные удельные затраты, долл./кВт, принимаются равными 900…1300 долл./кВт установленной мощности. Они, состоят из стоимости оборудования 75% и затрат на создание инфраструктуры (стоимость фундамента 5…7%, , стоимость электрической линии и трансформаторной подстанции 5…8%, транспортировка и монтаж оборудования 6…8% и прочие расходы),

тариф на электроэнергию (стимулирующий двойной тариф для производителей электроэнергии на возобновляемых источниках; в Беларуси на 1июня 2006 года составляет около 0,095 долл./кВт. ч). Такой тариф принят за рубежом как стимулирующий для производителей экологически чистой энергии. Такой тариф в Беларуси устанавливается на основании Постановления Совета министров РБ от 22.05.1997 г. № 45. Повышение тарифа финансируется государством и обосновано экономическими и экологическими особенностями ветроэнергетики:

- уменьшением выбросов углекислого газа, окислов серы и фосфора и др;

-основной выработкой электроэнергии ветроэнергетическими установками в часы дневного максимума нагрузок в энергосистеме, при которой стоимость электроэнергии, производимой ВЭУ, согласуется с действием зонных тарифов.

В странах Запада владельцы ветроэнергетической техники освобождены от уплаты налоговво избежание фактического двойного налогообложения. ВЭУ 85% времени работают при пиковых режимах энергосистемы, когда тариф на потребление электроэнергии от сетей составляет 0,17...0,20 долл./кВт·ч. Владелец ВЭУ за сданную в это время электроэнергию получает от государства только 0,095 долл./кВт·ч.

Тариф на электроэнергию для промышленных потребителей и прочих субъектов хозяйствования республики без учета НДС на 1.9.2006 г. составляет 195,47 руб./кВт. ч. С учетом НДС 18% в переводе в доллары США это составляет 0,105 долл./кВт. ч. При рентабельности передающей энергосистемы 30% тариф на электроэнергию у производителей должен быть 0,082 долл./кВт. ч. С учетом названных преимуществ ветроэнергетики и стимулирующей политики государства тариф может быть повышен на величину, равную ставке НДС. Он составляет те же 0,095 долл./кВт·ч.

Из-за неопределенности источников финансирования стимулирующего тарифа в Беларуси расчеты были выполнены для двух значений тарифа на электроэнергию 0,095 долл./кВт·ч и 0,06 долл./кВт·ч. При тарифе 0,06 долл./кВт·ч экономический эффект от внедрения ВЭУ снижается пропорционально снижению тарифа, а срок окупаемости соответственно возрастает.

годовые эксплуатационные затраты; они приняты на основе имеющихся литературных данных в пределах 20% или 0,2 относительных единиц (о.е.) и включают:

- издержки на техническое обслуживание и текущий ремонт, 10% от стоимости ВЭУ делённые на срок эксплуатации в 25 лет;

- отчисления на погашение процентной ставки за кредит, 10% от стоимости ВЭУ делённые на срок эксплуатации в 25 лет;

- отчисления за эксплуатацию электросетей, 6% от годового дохода продаж электроэнергии;

- государственные отчисления (налоги), 10…15% от годового дохода продаж электроэнергии.

коэффициент использования номинальной мощности установки.Величина коэффициента Кi не однозначна. Она зависит от среднегодовой скорости ветра на площадке под ВЭУ, от высоты опоры ВЭУ, от расчётной скорости ветра, принятой при проектировании ВЭУ и определяющей номинальный режим работы электрогенератора внедряемой установки.

Номинальная мощность установки при расчетной скорости ветра

, (1.2.2)

где: коэффициент использования мощности ветрового потока, плотность воздуха, ометаемая площадь ветроколеса, расчетная скорость ветра.

Количество выработанной за год электроэнергии определится исходя из того, что мощность развивается установкой при скорости ветра в течение часов в году. При скорости ветра менее 3 м/с ветроэнергетическая установка отключается. При скорости от 3 м/с до расчетной величины скорости ветра развиваемая мощность возрастает пропорционально кубу скорости ветра, а при скорости ветра от и до 25 м/с установка развивает номинальную мощность. При скорости ветра более 25 м/с она отключается.

Коэффициент использования номинальной мощности установки равен отношению выработанной за год электроэнергии к электроэнергии, которая могла бы быть выработана при номинальной мощности

(1.2.3)

Здесь: - временной интервал в относительных единицах по отношению к 8760 часам (год), в течение которого скорость ветра равна . Он равен вероятности, с которой ветер такой интенсивности дует в течение года.

Функция распределения вероятности скорости ветра выражается распределением Рэлея, которое получается из формулы Вейбулла при значениях параметра k=2 и параметра C, равного среднегодовой скорости ветра , и которое обеспечивает хорошее соответствие экспериментальным данным

(1.2.4)

Временной интервал в относительных единицах

(1.2.5)

Среднегодовая скорость ветра на высоте установки ветродвигателя h определяется по известной формуле, в которую входят стандартная скорость ветра V10, измеренная на высоте 10 м от поверхности земли, и параметр b, значение которого для открытой местности b=0,14. Величина b изменяется в зависимости от закрытости местности, времени суток, времени года

(1.2.6)

На основании приведенных соотношений по заданным значениям среднегодовой и расчетной скоростей ветра, тарифа на электроэнергию, долл./кВт. ч, капитальных удельных затрат на ВЭУ, долл./кВт, номинальной мощности ВЭС, кВт, эксплуатационных затрат, о.е. определялись значения: коэффициента использования номинальной мощности (табл.1.2.1), зависимость капитальных удельных затрат на ВЭУ от расчетной скорости ветра и высоты установки: 1- h=110м, 2- h=70м и зависимость срока окупаемости ВЭУ от расчетной скорости ветра при тарифе на электроэнергию 0,06 долл./кВт. ч: 0 - , 1 - , 2 - , 3 - , 4 - , рис.1.2.8.

В табл.1.2.2. Представлены расчеты наилучших вариантов ВЭС для площадок со среднегодовыми скоростями ветра 4,8…6 м/с при высоте установки 70 и 110 м.

 

 

Таблица 1.2.1. Коэффициент использования номинальной мощности

Среднегодовая скорость ветра на стандартной высоте, м/с Высота мачты, м Расчетная скорость ветра на высоте оси ветроколеса, м/с
7,0 9,0 11,0 13,0 15,0
  0,0762 0,66 0,545 0,432 0,332
0,799 0,711 0,601 0,485 0,377
0,831 0,755 0,648 0,529 0,415
0,858 0,792 0,690 0,568 0,448
  0,7 0,58 0,452 0,337 0,244
0,743 0,633 0,504 0,381 0,279
0,778 0,678 0,549 0,419 0,309
0,809 0,717 0,588 0,453 0,335
  0,615 0,474 0,341 0,236 0,162
0,661 0,526 0,386 0,270 0,186
0,700 0,570 0,424 0,298 0,206
0,734 0,608 0,457 0,323 0,224
5,5   0,559 0,412 0,282 0,187 0,126
0,607 0,460 0,320 0,215 0,144
0,647 0,502 0,353 0,238 0,160
0,682 0,538 0,382 0,258 0,174
  0,494 0,343 0,222 0,142 0,094
0,542 0,387 0,254 0,164 0,108
0,581 0,424 0,281 0,182 0,120
0,616 0,456 0,305 0,197 0,131
4,5   0,419 0,271 0,165 0,103 0,067
0,460 0,310 0,190 0,120 0,080
0,501 0,339 0,211 0,132 0,086
0,535 0,366 0,229 0,143 0,094

 

 

Рис.1.2.4. Зависимости (а) капитальных удельных затрат CK от расчетной скорости VP ветра и высоты установки и (б) срока окупаемости T от расчетной скорости ветра VP при тарифе на электроэнергию 0,095 долл./кВт. ч

 

Таблица 1.2.2. Варианты ВЭС для площадок со среднегодовыми

скоростями ветра 4,8…6 м/с при высоте установки 70 и 110 м.

Наименование/ Вариант ВЭС
Среднегодовая скорость ветра на стандартной высоте, м/с 8,0 6,0 6,0 5,5 5,5 5,0 4,8
Высота мачты, м
Расчетная скорость ветра на высоте оси ветроколеса, м/с 12,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0 11,0
Коэффициент использования номинальной мощности 0,54 0,39 0,46 0,32 0,38 0,31 0,27
Капитальные удельные затраты на ВЭУ, долл./кВт
Тариф на электроэнергию, долл./кВт. ч 0,06 0,095 0,06 0,095 0,06 0,095 0,06 0,095 0,06 0,095 0,06 0,095 0,06 0,095

Продолжение таблицы 1.2.2

Наименование/ Вариант ВЭС
Количество ВЭУ в ВЭС
Номинальная мощность ВЭС, кВт
Среднегодовая скорость ветра на высоте установки, м/с 10,5 7,9 8,4 7,2 7,7 6,99 6,71
Капитальные затраты, млн.долл. 1,5 1,7 1,9 1,7 1,9 1,94 1,94
Годовая выработка электроэнергии, млн. кВт. ч 7,1 5,1 6,0 4,2 5,0 4,00 3,60
Годовой экономический эффект при тарифе 0,06, млн. долл. 0,3 0,2 0,3 0,2 0,2 0,19 0,17
Срок окупаемости при тарифе 0,06 долл./кВт. ч, лет 4,4 7,0 6,7 8,4 8,1 10,1 11,2
Срок окупаемости при тарифе 0,095долл./кВт. ч, лет 2,8 4,4 4,3 5,3 5,1 6,4 7,1

 

На основании табл.1.2.1 и 1.2.2, рис.1.2.9 установлено, что:

· капитальные затраты на ВЭУ возрастают с увеличением высоты установки и с уменьшением расчетной скорости ветра агрегата;

· при определенной среднегодовой скорости ветра для данной местности существует оптимальное значение расчетной скорости ветр, при котором срок окупаемости ВЭУ имеет минимальное значение;

· оптимальные значения расчетной скорости ветра независимо от высоты установки, составляют:

при среднегодовой скорости 8 м/с - 12…14м/с,

при среднегодовой скорости 6 м/с – 10…11м/с,

при среднегодовой скорости 5,5 м/с – 9…10 м/с

· минимальная среднегодовая скорость ветра, при которой внедрение ветроэнергетических установок экономически целесообразно при тарифе на электроэнергию 0,06 долл./кВт.ч и стоимости оборудования 1100…1300 долл./кВт – 5,5 м/с;

· минимальная среднегодовая скорость ветра, при которой внедрение ветроэнергетических установок экономически целесообразно при тарифе на электроэнергию 0,095 долл./кВт.ч и стоимости оборудования 1100…1300 долл./кВт – 4,8 м/с;

· целесообразно внедрение ВЭУ с высотой установки не менее 70м и расчетной скоростью ветра не более 11м/с; поскольку ВЭУ с расчетной скоростью ветра менее 11м/с не выпускаются промышленностью, следует выбирать ВЭУ с расчетной скоростью 11м/с;

· при высоте установки 70…110м коэффициент использования номинальной мощности равен 0,32…0,457, капитальные затраты - 1100…1300 дол/кВт и срок окупаемости менее 8 лет. Вариант с высотой установки 110 м является предпочтительным, так как обеспечивает наибольшую выработку электроэнергии.

 

Вопросы и задачи.

1. Как обеспечиваются электроэнергией потребители качественной и некачественной энергии автономной ветроэнергоустановки? Нарисуйте схему.

2. Как обеспечиваются электроэнергией потребители при регулировании нагрузки на выходе генератора? Нарисуйте схему.

3. Как обеспечивается совместная работа ВЭУ с источником электроэнергии соизмеримой мощности, например, дизель -генератором в одноканальной схеме? В двухканальной схеме?

4. В чем преимущества двухканальной схемы?

5. Нарисуйте схему совместной работы ветроэнергоустановки с мощной энергосистемой. В каких режимах может работать генератор ветроэнергоустановки ?

6. Что характеризует коэффициент использования номинальной мощности ветроэнергетической установки? От чего зависит его величина?

7. По приведенному выше алгоритму составьте программу расчета коэффициента использования ветроэнергетической установки. Определите значение коэффициента использования при среднегодовой скорости ветра 8м/с, расчетной скорости 13 м/с, при высоте установки 70м, коэффициенте использования мощности ветрового потока 0,35. Номинальная электрическая мощность ветроэнергетической установки 1500кВт, удельная стоимость 1000 долларов за 1 кВт установленной мощности. Стимулирующий тариф на электроэнергию 0,095 доллара за 1 кВт. ч. Эксплуатационные расходы составляют 20% годовой стоимости выработанной электроэнергии. Определите также капитальные затраты на строительство, годовую выработку электроэнергии, экономический эффект от выработки электроэнергии, срок окупаемости.

Ответ:0,485, 1,50 млн. долл., 6,37млн. кВт. ч, 0,48 млн. долл., 3,1 года.

8. Определите коэффициент использования, капитальные затраты на строительство, годовую выработку электроэнергии, экономический эффект от выработки электроэнергии и срок окупаемости ветроэлектростанции:

· мощность 2х1500 кВт, среднегодовая скорость ветра 6 м/с, расчетная скорость ветра 11 м/с, тариф на электроэнергию и затраты по п.7, удельная стоимость 1245 долларов за 1 кВт установленной мощности,

· мощность 2х1500 кВт, среднегодовая скорость ветра 5,1 м/с, расчетная скорость ветра 11 м/с, тариф на электроэнергию и затраты по п.7, удельная стоимость 1245 долларов за 1 кВт установленной мощности.

Ответ:

· 0,386, 3,74 млн. долл., 10,14 млн. кВт. ч, 0,78млн.долл., 4,85 года.

· 0,267, 3,74 млн. долл., 7,0 млн. кВт. ч, 0,54 млн. долл., 7 лет.

9. Определите номинальную мощность синхронного генератора ветроэнергетической установки Савониуса с трехлопастным ротором и редукторным приводом. Ометаемая площадь ветроколеса 20м2. Среднегодовая скорость ветра на стандартной высоте 6 м/с. Расчетная скорость ветра ВЭУ 8,5 м/с. Определите мощность, переносимую потоком при расчетных условиях. КПД генератора 85%, КПД редуктора 85%. Нарисуйте кинематическую схему установки.

Ответ:1,2 кВт, 8,0 кВт.


Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2019 год. Все права принадлежат их авторам!