WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 10 |

«Неделя Науки СПбГПу Материалы научно-практической конференции с международным участием 2–7 декабря 2013 года НаучНо-образовательНый цеНтр возобНовляемые виды эНергии и устаНовки На их ...»

-- [ Страница 1 ] --

Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Санкт-Петербургский государственный политехнический университет

Неделя Науки СПбГПу

Материалы

научно-практической

конференции

с международным участием

2–7 декабря 2013 года

НаучНо-образовательНый цеНтр

«возобНовляемые виды эНергии и устаНовки На их осНове»

Санкт-Петербург•2014 УДК 621.31:627:502.63 ББК 31.6:31.15; 38.77 Н 42 Неделя науки СПбГПУ : материалы научно-практической конференции c международным участием. Научно-образовательный центр «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе». – СПб. : Изд-во Политехн. ун-та, 2014. – 244 с.

В сборнике публикуются материалы докладов студентов, аспирантов, молодых ученых и сотрудников Политехнического университета, вузов Санкт-Петербурга, России и других стран, а также учреждений РАН, представленные на научнопрактическую конференцию, проводимую в рамках ежегодной Недели науки СанктПетербургского государственного политехнического университета. Доклады отражают современный уровень научно-исследовательской работы участников конференции в области гидротехнического строительства, природообустройства, ландшафтной архитектуры, строительства объектов возобновляемой энергетики.

Представляет интерес для специалистов в различных областях знаний, учащихся и работников системы высшего образования и Российской академии наук.

Редакционная коллегия Научно-образовательного центра «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе»:

Ю.С. Васильев (научный руководитель НОЦ), В.В. Елистратов (директор НОЦ), Н.В. Арефьев, Г.И. Сидоренко, И.Г. Кудряшева, В.В. Терлеев, В.Л. Баденко, А.И. Альхименко, Н.Д. Беляев, К.Н. Шхинек Конференция проведена при финансовой поддержке Комитета по науке и высшей школе Правительства Санкт-Петербурга.

Печатается по решению редакционно-издательского совета Санкт-Петербургского государственного политехнического университета.

© Санкт-Петербургский государственный ISBN 978-5-7422-4316-8 политехнический университет,

НОЦ «ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ВИДЫ ЭНЕРГИИ И УСТАНОВКИ НА ИХ ОСНОВЕ»

СЕКЦИЯ «СТРОИТЕЛЬСТВО ОБЪЕКТОВ ВОЗОБНОВЛЯЕМОЙ ЭНЕРГЕТИКИ»

УДК 621.311. Г.И. Сидоренко, А.С. Алимирзоев (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

К ВОПРОСУ ОПТИМИЗАЦИИ РАЗМЕЩЕНИЯ СТВОРОВ

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С УЧЕТОМ РЕГИОНАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ

Энергетическое использование водотоков в настоящее время наиболее эффективно путем создания каскада гидроэлектростанций, в том числе и малых. Гидроэлектростанции могут работать по водотоку или выполнять регулирование стока в интересах энергетики, повышая гарантированную отдачу. Оба типа ГЭС имеют свою специфику работы. Выбор эффективной системы энергоснабжения на основе МГЭС – сложная комплексная задача. На этот выбор, безусловно, влияют природные, социальные, экологические, экономические, технические и другие факторы.

В докладе рассматривается задача выбора створов низконапорных малых ГЭС с учетом трех критериев: экономического, социального и экологического. В Российской Федерации в малой гидроэнергетике, несмотря на большой объем научных исследований по данной тематике, социальные и экологические, а также региональные аспекты учитываются недостаточно.

Задача состоит в выборе оптимальных створов МГЭС в каскаде. В общем случае это комплексная задача, от решения которой зависят параметры проектируемой МГЭС. От того, где выбирается створ МГЭС, зависит экологичность МГЭС. Наличие сопряженных с МГЭС природно-технических систем (дорог, линий электропередач, трубопроводов) в значительной степени определяет уровень ее экономической эффективности, в отличие от крупных ГЭС.

Обоснование местоположения створа МГЭС выполняется с учетом существующих водноэнергетических кадастров водотоков и с использованием водноэнергетических расчетов [1].

Задача решается в многокритериальной постановке.

При рассмотрении социального критерия выделяются следующие эффекты: масштаб вовлечения трудовых ресурсов - вовлечение определенного количества работников (трудовых ресурсов) в объект и тем самым их отвлечение от других сфер деятельности;

уровень надежности энергоснабжения потребителей; степень живучести потребителей например, создание малой гидроэлектростанции способствует повышению живучести поселения, а средства, расходуемые на ее строительство и эксплуатацию, по сути могут рассматриваться как средства, поддерживающие живучесть поселения; и другие социальные эффекты. Очень важным социальным аспектом сооружения водохранилищ МГЭС является их рекреационный потенциал благодаря сформировавшимся живописным ландшафтам и возможностям организации отдыха на воде и побережьях искусственных водоемов.

Экологическим критерием оценки строительства МГЭС выступает положительный экологический эффект МГЭС исходя из анализа выбросов парниковых газов, а также экономия различных видов традиционного топлива в сравнении МГЭС с альтернативными электростанциями сопоставимой мощности.

В первом приближении требования социально-экологического характера на режимы МГЭС и требования водопотребителей и водопользователей заданы в виде ограничений (рис.

1):

где j - номер ограничения, i – номер створа.

Требуется найти такую схему использования гидроэнергетического потенциала водотока, которая обеспечила бы минимальные потери энергии с учетом технических возможностей, а также требований социально-экологического характера [2].



Рис. 1. Область допустимых решений с учетом социально-экологических ограничений В более общем случае требования социального и экологического характера учитываются в виде "поверхностей ограничений". При таком подходе возможно создание защитных береговых дамб и определение их параметров. В этом случае уточняются верхняя и нижняя красные линии. Путем наложения «поверхности ограничений» учитываются в алгоритме оптимизации экологические и социальные ограничения. Экологические ограничения определяются местами нереста рыб, территориями заповедников, заказников и т.д. Социальные ограничения учитывают размещение рекреационных зон, расположение промышленных и гражданских сооружений, месторождений полезных ископаемых, памятников культуры, автомобильных и железнодорожных путей и т. д.

При этом определяются верхняя – ZB (L) и нижняя – ZH (L) «красные линии» в соответствии с выражениями:

Введение поверхностей ограничений в некоторых случаях позволяет решить задачу оптимизации створа с использованием боковых ограждающих дамб.

По социально-экологическим требованиям МГЭС должны оказывать минимальное влияние на естественный режим водотоков, т. е. работать в основном по водотоку. Однако, для более эффективного использования стока целесообразно создание водохранилищ у МГЭС.

Для минимизации потерь энергии с учетом принятых ограничений целесообразно рассматривать каскадную схему использования водотока с оптимальным количеством МГЭС. Сама схема каскадного использования водотока МГЭС может включать плотинные, деривационные и бесплотинные МГЭС, мини- и микроГЭС. Такой подход в решении данной задачи позволит рассмотреть практически все возможные варианты использования водотока, т. е. превращает данную задачу в многовариантную большой размерности.

Из имеющегося разнообразия оборудования для малых ГЭС, отечественного и зарубежного, выбирается наиболее подходящий по технико-экономическим параметрам, а также с учетом воздействия на окружающую среду.

В общем итерационном алгоритме расчета выделяется три основных этапа [2]: 1) формирование области допустимых решений на основе анализа социально-экологических ограничений; 2) разбивка водотока на энергетические ступени с оптимизацией основных параметров малых ГЭС; 3) расчет основных технико-экономических пoказателей МГЭС.

При формировании области допустимых решений основные трудности связаны с количественным представлением требований социально-экологического характера. В данной модели учет требований социально-экологического характера осуществляется с помощью карт социально-экологической опасности, формируемых на основе экспертных оценок по водотоку [6].

Для некоторого створа намечаются варианты состава сооружений в створе гидроузла.

Для русловых или приплотинных зданий МГЭС в створе гидроузла размещаются водосбросное сооружение и глухая плотина. В работах [3, 4] выполнен техникоэкономический анализ различных компоновок МГЭС. При формировании вариантов, подлежащих сравнению, стремятся избегать излишних выемок грунта и излишнего числа сопряжений бетонных сооружений с грунтовыми [1].

Процесс компоновки сооружений является итерационным. На первом этапе на топографическом плане и профиле по створу намечается предполагаемое размещение сооружений МГЭС L2, L3,…, Ln,. Это дает информацию для последующих расчетов: отметки местности, геологические характеристики и т. д. [4]. При компоновке сооружений в каскаде процесс определения створов МГЭС выполняется по формулам (4)–(6) [5].

где ZД, ZH, ZB – различные уровни верхних бьефов; L2, L3,.., LK, LK+1 …, Ln,– местоположение створов МГЭС по водотоку; HP – рабочий напор. Далее вычисляются размеры здания МГЭС в плане. Определяется первоначальная длина водосливного фронта. Проверяется, умещаются ли в створе здание МГЭС и водосливная плотина.

Далее проводится оптимизация длины водосливного фронта, варьируя удельным расходом воды. Повышая удельный расход, уменьшаем длину водосливного фронта, но увеличиваем объем работ по устройствам, гасящим энергию водного потока в нижнем бьефе и креплению дна, а также увеличиваем длину глухой плотины. Стоимостные оценки по водосливной плотине, устройству нижнего бьефа и глухой плотине для всех сравниваемых вариантов определяются на одном и том же участке створа [2].

Из множества вариантов компоновок сооружений МГЭС выбирается оптимальный вариант компоновки сооружений в рассматриваемом створе. Вычисляются энергетические, экономические и экологические характеристики МГЭС. Аналогичные расчеты выполняются для других створов, и далее выбирается окончательный вариант МГЭС [5].

Авторами сформулирована задача многокритериальной оптимизации местоположения створов МГЭС и разработаны алгоритмы ее решения.

1. Сидоренко Г.И., Ельцова Е.А. Обоснование параметров малых гидроэлектростанций с учетом социально-экологических ограничений. Экология промышленного производства, №2, 2010, с.61-68.

2. Сидоренко Г.И. Основы и методы определения комплексного потенциала возобновляемых энергоресурсов региона и его использования. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Санкт-Петербург, 2006.

3. Алимирзоев А.С., Сидоренко Г.И. Компоновки низконапорных малых ГЭС и их техникоэкономический анализ. XLI Неделя науки СПбГПУ, Материалы научно-технической конференции с международным участием, 3–8 декабря 2012 г. Ч. 1. Инженерно-строительный факультет, СПб., Издательство Политехн. ун-та, 2012, с.121-122.





4. Васильев Ю.С., Сидоренко Г.И., Фролов В.В. Методика обоснования параметров малых гидроэлектростанций // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Наука и образование, №2-1(147), 2012, с.76-84.

5. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России/ П. П.

Безруких, Ю. Д. Арбузов, Г. А. Борисов и др. – СПб.: Наука, 2002. - 314 с.

6. Баденко В.Л. Методология использования эколого-экономических моделей в среде ГИС при управлении территориями // Научно-технические ведомости СПбГТУ, № 4(14), 1998. С. 107-111.

УДК 621. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

МЕТОДИКА ВЫБОРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ВЭУ

При проектировании ветровой электрической станции (ВЭС) [1] важнейшим этапом является обоснование типа и параметров ветроэнергетической установки (ВЭУ). На данном этапе также определяется тип используемого генератора и способ выдачи электроэнергии в энергосистему.

В настоящее время наиболее используемым типом генератора в ветроустановках является асинхронный генератор (АГ). Связано это с развитием технологий, применяемых на ВЭУ. Наличие скольжения ротора на 5-10% относительно магнитного поля статора позволяет АГ не отключаться от сети при резких колебаниях ветра. В тоже время при использовании синхронного генератора любые колебания ветра изменяют выходные параметры электрической энергии и вызывают сложность в ресинхронизации с энергосистемой. Однако управляемость и функциональные способности СГ выше, чем АГ.

При пуске СГ в обмотку возбуждения ротора податся ток возбуждения, который создат магнитный поток в зазоре между ротором и статором. В то же время для пуска АГ необходима реактивная мощность, которую генератор берт из сети или от блока конденсаторных батарей, которыми дополнительно снабжена ВЭУ. Изменяя ток в обмотке возбуждения можно увеличивать или уменьшать мощность ВЭУ, таким образом, поддерживая параметры качества электроэнергии (напряжение и частота) на необходимом по ГОСТу [2] уровне. На рис. 1 показан пример управления напряжением Uabc (в относительных величинах) на шинах подключаемой подстанции с помощью регулирования мощностью ВЭУ в Калининградской области [1].

С увеличением мощности ВЭС и с ростом установленной мощности ВЭУ большое развитие получают асинхронизированные генераторы (АСГ), которые, имея достоинства асинхронных генераторов, позволяют также осуществлять регулирование активной и реактивной мощностей. В дальнейшем, с развитием силовой преобразовательной техники увеличивается применяемость и синхронных машин. Поэтому на современных ВЭУ мощностью более 2 МВт часто устанавливаются синхронные генераторы с силовым преобразователем (значительное развитие получили СГ на постоянных магнитах).

В энергосистемах с большой долей ВЭС (например, в Дании) большим ВЭС, работающим или на СГ, или на АСГ, отводится значительная роль в обеспечении системной наджности. Возможны следующие типы регулирования активной мощности ВЭУ [3, 4]:

1. Обеспечение частотного (нагрузочного) резерва или «дельта»-регулирование (рис. 2, а) используется для снижения: колебаний мощности от ВЭУ, «горячего» резерва и для регулирования частоты. Для данного вида регулирования характерно ограничение мощности ВЭУ на значение Р, чтобы в любой момент повысить активную мощность и отрегулировать частоту.

Регулирование баланса (рис. 2, б) необходимо для балансирования производством 2. и потреблением, представляет собой быстрое маневрирование мощностью.

Балансирование мощностью крупных электростанций традиционного типа гораздо сложнее, так как отключение нескольких ветровых установок средней мощности быстрее и менее затратно, чем остановка крупного агрегата.

3. Ограничение активной мощности (рис. 2, в), когда значение вырабатываемой электроэнергии выше заданного уровня спроса.

4. Поддержка системной защиты при авариях в сети (рис. 2, г). Современные ВЭУ способны снижать мощность со 100% до 0% за счт высокой манвренности ветроагрегата, обеспечивающего быстрое снижение и набор мощности.

При использовании энергетических комплексов в малой и распределнной энергетике выбор генератора ВЭУ делается в пользу асинхронных генераторов. Это связано с тем, что синхронные генераторы на ГЭС или в ДГУ, работая в режиме синхронного компенсатора, выдают реактивную мощность, необходимую для пуска и работы АГ.

Основываясь на анализе опыта создания ВЭУ, анализе теории работы ВЭУ в энергосистеме и практических исследованиях режимов работы ВЭУ [1, 3, 5] можно предложить следующие классификационные признаки для выбора электроэнергетического оборудования ВЭУ (рис. 3):

1. По мощности. В зависимости от установленной мощности целесообразно использовать: для малых мощностей – АГ, для средних – АСГ, для больших – СГ.

2. По типу энергосистемы. В автономных и изолированных энергосистемах для децентрализованных потребителей наиболее рационально использовать синхронные генераторы ВЭУ. Для сетевой генерации при малой мощности ВЭУ лучше использовать АГ, что связано с проблемами синхронизации СГ.

3. По типу оборудования в энергосистеме. В распределнной генерации и в энергокомплексах на основе ВИЭ возможно использование АГ, так как роль энергосистемы могут выполнять дополнительные СГ, способные работать в компенсаторном режиме.

4. По виду дополнительного оборудования. Применение СГ обязательно или с системами возбуждения, или с силовой преобразовательной техникой, применение АГ связано с конденсаторными батареями или статическими тиристорными компенсаторами. То есть, требуется дополнительный экономический расчт и технико-экономическое сравнение вариантов ВЭУ.

1 – располагаемая мощность ВЭУ; 2 – текущая мощность ВЭУ Рис. 3. Классификация типов генераторов в зависимости от различных признаков 1. Денисов Р.С. Особенности проектирования и строительства ВЭС в Калининградской области // Малая Энергетика № 1-2, 2013. 42-47 с.

2. ГОСТ Р 54149 — 2010. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – М.: Стандартинформ, 2010.

3. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. Изд. 2-е доп. – СПб: Наука, 2013.

4. Iov F., Ciobotaru M., Blaabjerg F. Power Electronics Control of Wind Energy in Distributed Power Systems. – Aalborg University, 2007. 16 p.

5. Арефьев Н.В., Баденко В.Л. Геоинформационные системы в природообустройстве // Учебное пособие для студентов высших учебных заведений. – СПб: СПбГПУ. 2008.

УДК 621.311. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

СПОСОБ УЧЁТА КЛИМАТИЧЕСКИХ ИЗМЕНЕНИЙ

ПРИ ОБОСНОВАНИИ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ

С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ АККУМУЛИРОВАНИЕМ ЭНЕРГИИ

При обосновании параметров энергетических комплексов на основе ВИЭ оптимизационные расчты проводятся на основе анализа экономической эффективности энергетических объектов. В свободных рыночных условиях с существованием свободно конкурирующих предприятий, обладающих самостоятельностью в принятии хозяйственных решений, за счт максимизации какого-либо общественно-ценностного позитивного параметра, характеризующего процесс производства электроэнергии объекта, достигаются наиболее рациональные условия его функционирования и жизнеобеспечения общества [1].

В перспективе использование именно этого направления оптимизационных расчетов, является наиболее целесообразным в обоснованиях эффективности энергоустановок на основе ВИЭ средней и малой мощности. Целесообразным является в качестве критерия принимать не максимум интегрального эффекта S или внутренней нормы доходности R, а его положительность при равенстве внутренней нормы дохода R предельной (замыкающей) норме эффективности капитала. Именно в этом случае за счет проектируемых и возводимых энергоустановок можно будет не только обеспечить необходимый прирост производства электроэнергии, но и способствовать вытеснению существующих морально устаревших электростанций и улучшению условий жизни общества в целом [1].

С учетом сказанного, критерий эффективности энергетических комплексов на основе ВИЭ можно записать в виде [1]:

i – предельная норма эффективности капитала; – год приведения; T – расчтный период.

Первое слагаемое выражает дисконтированную стоимость всей совокупности доходов энергокомплекса за расчетный период ее службы Т, приведенную к году. Второе – дисконтированную стоимость всей совокупности расходов.

Рассмотрим доходную часть критерия, в год t в эту часть включаются:

где ДЭ – годовой доход от реализации электроэнергии, ДД – другие дополнительные доходы и эффекты, А – суммарные амортизационные отчисления, Э – экологический эффект, С – социальный эффект.

В общем виде слагаемое ДЭ (годовой доход от реализации электроэнергии) является функцией выработки энергии энергетическим комплексом, т. е.

где ЭЭК – среднегодовая выработка электрической энергии энергетическим комплексом, k – тариф на электрическую энергию. Для энергетических комплексов с гидравлическим аккумулированием энергии можно записать:

где ЭГЭС – среднегодовая выработка энергии гидравлической станцией, ЭВИЭ – среднегодовая выработка энергии установкой на основе ВИЭ, при этом изменение выработки электроэнергии на ГЭС ЭГЭС в отдельные годы при неизменности технических условий функционирования их оборудования и стабильности экономической ситуации в основном зависит от изменения притока воды к водохранилищу. При снижении притока воды следует ожидать отрицательного влияния на производство электроэнергии на ГЭС, а при увеличении притока, если он правильно регулируется во времени, – положительного [3]. Таким образом, можно записать, что:

где W – сток реки в створе проектируемой или существующей ГЭС, Q – климатические изменения.

При выполнении современных оптимизационных и экономических расчтов выработка энергетического комплекса ЭЭК (при расчте доходной составляющей) вычисляется на основе данных за предыдущие периоды на основе ряда многолетних наблюдений за течением природных процессов. При этом при определении показателей экономической эффективности на расчтный экономический срок службы объекта не учитываются возможные изменения показателя ЭЭК в связи с глобальными климатическими изменениями, которые могут оказать существенное влияние на приходные характеристики поступления энергии ВИЭ [1, 2].

Тем не менее, необходимо учитывать, что в начале XXI века глобальные изменения климата перестали быть чисто научной проблемой и приобрели важное экономическое, экологическое, социальное и политическое значение [3]. В связи с этим при обосновании параметров энергетических комплексов на ВИЭ необходимо учитывать воздействие климатических изменений на динамику прихода природных ресурсов. Таким образом, следует полагать, что изменение характеристик ВИЭ вследствие изменений климата повлечт за собой изменение выработки электрической энергии установками на основе ВИЭ.

В работе предложен способ учта климатических изменений при обосновании параметров энергетических комплексов с гидравлическим аккумулированием. Суть метода заключается в выполнении оптимизационных технико-экономических расчтов с включением в доходную часть уравнения оптимизации параметров, для которых могут быть получены выражения, учитывающие в числе прочего глобальные изменения климата Q, т.е.

выражения вида:

Рассмотрены существующие исследования в области моделирования климатических изменений и их влияния на течение природных процессов [4 – 11]. В связи с наличием зоны неопределнности при прогнозировании климатических изменений при расчте экономической эффективности энергетических объектов на ВИЭ, предлагается использовать сценарный подход и выполнять расчты по технико-экономическому обоснованию параметров энергетических комплексов для двух сценариев радиационного внешнего воздействия на глобальный климат: RCP4.5 (слабое потепление) и RCP8.5 (сильное потепление) в соответствии с международными прогнозами [5].

В 2005–2008 г.г. в государственном гидрологическом институте (ГГИ) и главной геофизической обсерватории им. А.И. Воейкова (ГГО) проводились исследования оценки возможных изменений климата и влияния этих изменений на гидроэнергетический потенциал водных потоков в различных регионах России. В результате в соответствии с принятыми сценариями были рассчитаны абсолютные и относительные показатели изменения стока рек для всей территории России [7 – 11]. Таким образом, для дальнейшего использования доступны данные, представляющие собой тренды изменения стока на перспективу до 2110 года, которые могут быть аппроксимированы линейными или нелинейными уравнениями (рис. 1).

Рис. 1. Тенденции климатообусловленного изменения стока р. Зея в створе Зейской ГЭС Аналогичные кривые могут быть построены для выбранного створа существующей или проектируемой ГЭС в любом из регионов РФ, таким образом, будет получен тренд изменения стока в створе гидроузла, который определяет выработку электроэнергии ГЭС на заданную перспективу. Предлагается учитывать полученный тренд при выполнении оптимизационных расчтов по обоснованию параметров энергетических комплексов с гидроаккумулированием.

Результаты работы могут быть использованы при проектировании вновь вводимых энергетических комплексов с гидравлическим аккумулированием энергии, а также для проектирования энергоустановок на основе ВИЭ в составе энергокомплексов с существующими ГЭС в различных регионах России.

1. Возобновляемые источники энергии. Аспекты комплексного использования / М.И. Бальзанников, В.В. Елистратов. – Самара: ООО «Офорт»; Самарский госуд. арх.-строит. ун-т, 2008. 331 с.

2. Сидоренко Г.И., Кудряшева И.Г., Пименов В.И. Экономика установок нетрадиционных и возобновляемых источников энергии. Технико-экономический анализ: Учеб. пособие/ Под общ. ред.

В.В. Елистратова и Г.И. Сидоренко. СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2008. 248 с.

3. Климатические факторы возобновляемых источников энергии / В.В. Елистратов [и др.].; под ред.

В.В. Елистратова, Н.В. Кобышевой и Г.И. Сидоренко. СПб.: Наука, 2010. 235 с.

4. Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC). Fourth Assessment Report: Climate Change 2007.

5. Taylor K.E., R.J. Stouffer,and G.A.Meehl (2007). A summary of CMIP5 Experiment design.http:/cmippcmdi.llnl.gov/cmip5/experiment_design.html. Taylor_CMIP5_design.pdf.

6. http://pcmdi3.llnl.gov/esgcet/home.html 7. Школьник И.М., В.П. Мелешко, В.М. Катцов. Региональная климатическая модель ГГО для территории Сибири. – Метеорология и Гидрология, 2007, № 6, c. 5-17.

8. Школьник И.М., Мелешко В.П., Катцов В.М. Возможные изменения климата на европейской части России к концу XXI века: расчет с региональной моделью ГГО, Метеорология и Гидрология, №3, 2006 – с. 5-16.

9. Shkolnik I.M., Nadyozhina E.D., Pavlova T.V., Molkentin E.K., Semioshina A.A. Snow cover and permafrost evolution in Siberia as simulated by the MGO regional climate model in the 20th and 21st centuries. – Environmental Research Letters, 2010, vol. 5, № 1, p. 1-8.

10. Георгиевский В.Ю., Шалыгин А.Л. Гидрологический режим и водные ресурсы. /Методы оценки последствий изменения климата для физических и биологических систем. Под ред. С.М. Семенова.

Росгидромет. М. 2012.

11. Оценочный доклад об изменениях климата и их последствиях на территории Российской Федерации. Тт. I, II. Росгидромет. М. 2008.

УДК 621.22:339. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТРАНСГРАНИЧНОЙ ТОРГОВЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ

МЕЖДУ РОССИЕЙ И СКАНДИНАВСКИМИ СТРАНАМИ

Целью данной работы является анализ существующих проблем в организации трансграничной торговли между Россией и Скандинавскими странами, а также предложения, направленные на их решения.

Скандинавские страны являются основными импортерами электроэнергии из России.

Россия экспортирует электроэнергию в Финляндию, Норвегию, Литву и Латвию, при этом основная доля экспорта приходится на Финляндию (42% от общего объема экспорта из России в страны ближнего и дальнего зарубежья в 2011 г.), второе место занимает Литва (27% от общего объема экспорта из России) [1].

До недавнего времени объемы поставок в Финляндию фиксировались в рамках заключаемых двусторонних договоров и составляли от 10 до 12 млрд. кВт·ч (рис. 1) [2]. Причина таких крупных и стабильных поставок электроэнергии в Финляндию – низкие цены генерируемой электроэнергии в России по сравнению с ценами на Скандинавской электробирже.

В последнее время ситуация на Российском рынке электроэнергии сильно изменилась:

объемы экспорта электроэнергии с 2011 г. стали сокращаться (рис. 1). Основная причина – постоянный рост цен на электроэнергию в России и удержание цен на сравнительно невысоком уровне на Скандинавском рынке. Рост цен в России обусловлен процессом либерализации рынка электроэнергии, формированием сектора свободных цен, и созданием рынка мощности. Формирование относительно низких цен на Скандинавском рынке объясняется характером генерирующих мощностей региона, основной объем производства которых приходится на гидрогенерацию (рис. 2) [3].

Рис. 1. Объемы экспорта электроэнергии в Рис. 2. Состав генерирующих мощностей стран Ввиду либерализации рынка электроэнергии России рост цен неизбежен, при этом повышение энергоэффективности Российской электроэнергии способно несколько сдержать эту тенденцию [4]. В России показатель энергоэффективности генерируемой электроэнергии значительно ниже, чем в Скандинавии, и в этом смысле у России имеется определенный потенциал для развития.

Рис. 3. Сравнение цен НОРЭМ и Nord pool (ценовая зона Финляндии) Существует необходимость в переводе трансграничной торговли электроэнергией на рыночную платформу. Первый шаг в этом направлении уже сделан – с 15 августа 2011 г.

запущен механизм прямой торговли электроэнергией через электробиржу Nord Pool на рынке на сутки вперед и на внутрисуточном рынке [5].

Дальнейшая интеграция рынков сопряжена с рядом сложностей, ввиду серьезных различий энергетических систем России и Скандинавии, как с технической точки зрения (в настоящее время возможен только экспорт [6]), так и в отношении схем функционирования рынков электроэнергии.

Основное отличие заключается в принципе формирования конечной стоимости электроэнергии: на Российском рынке наряду с электроэнергией реализуется и мощность, при этом Российская сторона закладывает тариф на мощность в часы пиковой нагрузки в экспортную цену электроэнергии. В результате цены на электроэнергию в России в определенные часы превышают цены на электробирже Финляндии (ценовая зона Nord Pool), (рис. 3), что непосредственно оказывает влияние на объемы поставок электроэнергии в течение дня (рис. 4) [2].

Источник: Fingrid Рис. 4. Импорт электроэнергии из России в Финляндию (значения для среднестатистической недели зимы 2012 г.) учитывающей только сетевые ограничения, а сетевые потери относящая на счет сетевых тарифов, что позволяет вычислить одинаковую цену для участников одной ценовой зоны.

Количество узлов в России исчисляется тысячами, когда как ценовых зон в Скандинавии всего 12.

2. Сложность организационной структуры оптового рынка электроэнергии России по сравнению с рынком Скандинавского региона, затрудняющей взаимодействие между странами при организации трансграничной торговли.

3. В России де факто существует монополия на импортно-экспортную деятельность, в то время как Nord Pool практикует принцип недискриминационного доступа всех участников торгов к рынку электроэнергии и передающим электросетям.

4. Разное время закрытия бирж электроэнергии России и Финляндии и как следствие отсутствие синхронности во взаимодействии обеих сторон.

Для преодоления существующих различий необходима детальная проработка правил взаимодействия и функционирования рынков электрической энергии – Российского ОРЭМ и Скандинавского Nord Pool. Это повысит прозрачность схем функционирования рынков электроэнергии и упростит взаимодействие между участниками торговли.

Кроме объективных, существует ряд «условных» проблем, серьезно тормозящих развитие трансграничной торговли электроэнергией между Россией и Скандинавией. Одной из таких проблем является разный уровень мотивации сторон в урегулировании существующих сложностей. Это объясняется, в первую очередь, долей экспорта/импорта от общего объема потребления электроэнергии в странах. Например, в России объем экспорта в Финляндию соответствует 0,9% от общего рынка электроэнергии [8], в Финляндии этот же объем составляет почти 15%. Еще одним внешним условием, негативно сказывающимся на процессе регулирования торговых взаимоотношений, является полярность стратегических целей сторон. Скандинавия стремится к созданию единого Европейского рынка электроэнергии, тогда как для России на данном этапе первостепенным является развитие внутреннего рынка. С другой стороны, экспорт электроэнергии приносит России значительный доход (в 2011 г. он составил практически 1 млрд. долларов США и продолжает расти), и Скандинавские страны остаются основными импортерами электроэнергии из России, поэтому работа по урегулированию трансграничной торговли будет продолжена.

1. Прытков А.В. Игумнов П.В. Перспективы развития экспорта электроэнергии из Российской Федерации.

2. Официальный сайт Fingrid [Электронный ресурс]: ресурс содержит информацию о государственной сетевой компании Финляндии Fingrid. – Режим доступа: http://www.fingrid.fi – Яз. англ., фин., швед.

3. Официальный сайт Fortum [Электронный ресурс]: раздел раскрытия информации для инвесторов – FORTUM Power and heat company in the Nordic area, Russia, Poland and the Baltics. Investor / Analyst material. May 2013 – Режим доступа: http://www.fortum.com/en/investors – Яз. англ., фин., швед.

4. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. Изд. 2-е доп. – СПб.: Наука, 2013. – 308с.

5. Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2011 году. Новости энергетики [Электронный ресурс] http://www.novostienergetiki.ru/eksport-elektroenergii/ 6. Официальный сайт ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» / Пресс-центр. – Режим доступа:

http://www.interrao.ru/press-center 7. Баденко В. Л. Высокопроизводительные вычисления / Учеб. пособие / В. Л. Баденко. – СПб.: Издво Политехн. ун-та, 2010. 182 с.

8. Информационно-аналитический доклад. Министерство энергетики РФ. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Системный оператор единой энергетической системы. Федеральная сетевая компания единой энергетической системы.

УДК 620. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

ВЕТРОВОГО ПОТОКА В ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСАХ WINDPRO И METEODYN

Оптимальное размещение ветроэнергетических установок (ВЭУ) на местности и точный прогноз производства энергии на них зависят от наличия точных и подробных данных пространственного распределения ветровых ресурсов над поверхностью земли с учетом ее свойств – рельефа и шероховатости. В настоящее время численное моделирование ветрового потока в районе проектирования ВЭС на основе проведенных метеорологических измерений являются необходимыми условиями при оценке этого распределения, поэтому важно постоянно отслеживать усовершенствование численных моделей ветрового потока.

Линейные модели, такие как WAsP [1], широко используются для прогнозирования пространственного изменения средней скорости ветра, розы ветров и других характеристик пограничного слоя атмосферы. Большинство таких моделей построены на основе теории Джексона-Ханта [2], и начали широко использоваться в 80-х годах прошлого столетия, когда возможности вычислительных ресурсов были очень ограничены. Они предназначены для расчетов в тех областях, где на ветер не влияют крутые склоны, разделение потоков, конвективные потоки, низко летящие самолеты и другие динамические и нелинейные явления.

Модели вычислительной гидродинамики (CFD) считаются следующим поколением моделей ветрового потока в ветроэнергетике, решая нелинейные уравнения сохранения массы и импульса Навье-Стокса итерационным методом до достижения конвергенции и получения постоянного профиля воздушного потока. Они лучшим образом подходят в случаях 2D или 3D моделирования ветровых потоков над откосами и холмами с высоким уровнем детализации характеристик турбулентности потока [3]. Анализ исследований показал, что во многих случаях CFD модели работают лучше, чем стандартные модели WAsP [4 – 8].

Для сравнительного анализа линейной и CFD моделей ветрового потока рассматривается линейная модель WAsP, используемая в программном комплексе WindPRO, и CFD модель программы MeteoDYN. Отличительной особенностью MeteoDYN является допущение о несжимаемости ветрового потока при установившемся режиме.

Для этого используем два ряда метеорологических наблюдений за скоростью ветра, производившихся на высоте 50 м над поверхностью земли на о. Попова и о. Русский (точки и 2 соответственно, рис. 1). Географические координаты точки 1: 42°57,23 с.ш., 131°44,07 з.д.; точки 2: 42°59,04 с.ш., 131°48,49 з.д.

Фактическая выработка электрической энергии ВЭУ Enercon E-33 мощностью 330 кВт с высотой башни 50 м рассчитывается по фактическим измерениям метеомачты, расположенной в точке 1. Моделирование ветрового потока в точке 1 производится из точки 2 с помощью указанных выше программных комплексов. В каждом варианте использовалась одна и та же цифровая модель рельефа и шероховатости, что позволяет напрямую сравнивать результаты.

Результаты моделирования представлены в табл. 1 и в виде карт ветроэнергетических ресурсов на рис. 1.

Суммарная годовая выработка приведена с учетом 10% потерь на простои ВЭУ, связанных с обледенением лопастей, техническим обслуживанием, снижением выработки при скоростях ветра, близких к максимальным, потерь в линиях электропередач, затрат электроэнергии на собственные нужды.

Рис. 1. Результаты моделирования ветрового потока: а – линейная модель; б – CFD модель Выработка электроэнергии Как показывают расчеты, расхождение между результатами моделирования и фактической выработкой составило около 12% для обеих моделей: у программы WindPRO результаты завышены, а у MeteoDYN – занижены. Таким образом, для проектирования ветровой электрической станции (ВЭС) при данном рельефе целесообразнее использовать CFD модель ветрового потока. Это связано с тем, что отклонение расчетных значений от фактических в большую сторону будет приводить к завышению эффективности проектируемой ВЭС.

1. Troen, I. (1990). A High Resolution Spectral Model for Flow in Complex Terrain. Proceedings from the 9th Symposium on Turbulence and Diffusion, Roskilde, Denmark.

2. Jackson, P.S. and Hunt J.C.R. (1975). Turbulent Wind Flow over Low Hill. Quart. J. R. Met. Soc., vol.

101, pp. 929-955.

3. Biatsuamlak, G. T., T. Stathopoulos, and C. Bdard (2004). Numerical Evaluation of Wind Flow over Complex Terrain: Review. J. Aerosp. Engrg. vol. 17, Issue 4, pp. 135-145.

4. Berge, E., Gravdahl A.R., Schelling J., Tallhaug L. and Undheim O. (2006). Wind in complex terrain. A comparison of WAsP and two CFD models. Proceedings from EWEC 2006. Athens, Greece.

5. Periera, R., Guedes R., Santos C.S. (2010). Comparing WAsP and CFD wind resource estimates for the "regular" user. Proceedings from EWEC 2010. Warsaw, Poland.

6. VanLuvanee, D., Rogers T., Randall G., Williamson A., and Miller T. (2009). Comparison of WAsP, MS-Micro/3, CFD, NWP, and Analytical Methods for Estimating Site Wide Wind Speeds". Presentation from AWEA Wind Resource Assessment Workshop. Minneapolis, MN.

7. Sumner, J., Sibuet Watters C. and Masson C. (2010). CFD in wind energy: the virtual, multiscale wind tunnel. Energies, vol. 3, pp. 989-1013.

8. Баденко В.Л., Осипов Г.К. Моделирование природно-аграрных систем. Научно-технические ведомости СПбГПУ, 1998, №4, с.32-35.

УДК 621. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

ОЦЕНКА ВЕТРОВОГО ПОТЕНЦИАЛА ВЕНЕСУЭЛЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ВЭС

Целью данной работы является количественная оценка ветроэнергетического потенциала и его распределения по территории Весесуэлы.

Боливарианская Республика Венесуэла расположена на севере южной Америке. В соответствии с астрономическими координатами страна находится между 0°3853 и 12°1146 северной широты, и 73°2300 и 59°4730 западной долготы. В связи со своим географическим положением Венесуэла отличается разнообразием рельефа, почвы, климата, наличием гор и рек, что позволяет ей обладать обширными возобновляемыми и не возобновляемыми природными ресурсами. В том, что касается невозобновляемых ресурсов, страна занимает первое место в мире по подтвержденным запасам нефти, которые составляют порядка 43410 млн. т, и восьмое место в мире по запасам природного газа, которые составляют примерно 5,6 биллионов м3 [1]. В настоящее время Венесуэла делает ставку на эксплуатацию своих возобновляемых природных ресурсов, и в первую очередь – ветрового ресурса, который может использоваться для производства механической энергии и электроэнергии. По экспертным оценкам в стране предполагается наличие огромного ветроэнергетического потенциала. Однако более точная оценка этого ресурса, необходимая для проектирования ВЭС, не проведена в достаточной степени.

До настоящего времени системы использования возобновляемых энергетических ресурсов, установленные в стране, основывались на мировом опыте, что в большинстве случаев дает положительный эффект, потому что развитые страны обладают хорошими технологиями в этой сфере. Но установленные автономные комплексы в стране, использующие солнечную и ветровую энергию, были спроектированы без учета всех климатических характеристик Венесуэлы, а также энергетического потенциала каждый зоны.

То есть, данные системы не были адаптированы под особенности страны, что в конечном итоге влияет на их эффективность и рентабельность. На сегодняшний день использование энергии ветра может рассматриваться как альтернатива для электроснабжения централизованных и автономных потребителей. Доклад посвящен оценке ресурсов ветровой энергий и их распределения по территории страны для высот 55 м над уровнем земли, которые наиболее подходят для проектирования ВЭС для таких потребителей.

Правильная и точная оценка ветрового потенциала определенной зоны напрямую зависит от количества, качества и достоверности метеорологических данных, использованных для проведения данной оценки [2]. Существуют различные источники метеорологических данных, которые отличаются в основном только методом измерения характеристик и местом проведения измерений. Однако измерение метеорологических характеристик на высоте флюгера является основной составляющей для анализа состояния погоды, подготовки прогнозов погоды, предупреждений о метеорологических катаклизмах, а также для оценки ветрового потенциала [3]. В настоящее время существует много баз данных наблюдения за ветром на основе реанализа спутниковых измерений, например:

European Centre for Medium-Range Weather Forecasts (ECMWF).

Nasa Modern ERA Reanalysis for research and applications (MERRA).

National Center for Environmental Prediction (NCEP).

NCEP North American Regional Reanalysis (NARR).

National Center for Atmospheric Research (NCAR).

Для оценки потенциал ветровых ресурсов на высоте 55 м при помощи программного продукта WindPRO [4] получены значение скорости и направления ветра с использованием реанализа NARR в 160 точках для всей территории Венесуэлы (рис. 1).

На основании полученных данных был произведен расчет ветрового потенциала в каждой точке при помощи программного продукта QGIS [5] (рис. 2).

Рис. 2. Снимок рабочего стола программы QGIS при проведении интерполяции Для рассмотренных точек со значениями скоростей ветра была использована методика построения карты потенциала [7, 8]. На основе интерполации значений между точками и построена в среде AUTOCAD карта технического ветроэнергетического потенциала на высоте 55 м для большей части страны (рис. 3).

Рис. 3. Карта потенциала ветровых ресурсов Венесуэлы [кВт·ч в год] на высоте 55 м Как видно, зоны с наибольшим потенциалом расположены на севере страны, в основном вдоль побережья. На основе результатов анализа ветровой энергии можно выбрать регионы, для которых уже сейчас применение технологий возобновляемой энергетики экономически целесообразно и может быть конкурентоспособно по сравнению с традиционными способами получения энергии. Потенциал ветроэнергетики распределен по территории Венесуэлы неравномерно. Представленные результаты являются теоретическими оценками ветра настоящее потенциала в стране, хорошо использовать, будет основной базой для определения наиболее подходящих и эффективных проектов по производству электроэнергии на основе энергии ветра.

1. Petrleos de Venezuela PDVSA. [Электронный ресурс] http://www.pdvsa.com.

2.Николаев В.Г., Ганага С.В., Кудряшев Ю.И. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения. М.: Изд. «Атмограф», 2007. 53-62 c.

3. Elliott O., Schmartz M., Scott G. Wind energy resource atlas of southeast China. :NREL. 2002.

4. The world leading software for wind energy Project design and planning (WINDPRO) [Электронный ресурс].

5. Geographic information systems (QGIS) [Электронный ресурс].

6. Арефьев Н.В., Баденко В.Л, Осипов Г.К. Оценка природно-ресурсного потенциала территории с использованием гис-технологий. Региональная экология. 1998. № 1. С. 17-23.

7. Елистратов В.В., Кузнецов М.В. Теоретические основы нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Ч. 1. Определение ветроэнергетических ресурсов региона: Учеб. пособие. СПб. : Изд-во СПбГПУ. 2004. 43 с.

8. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. СПб: Наука, 2013. 308 с.

9. Презентация на 12th World Wind Energy Conference and Renewable Energy Exhibition WWEC2013.

Куба, Гавана.

УДК 621. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ АВТОНОМНЫХ ОБЪЕКТОВ

НА ОСНОВЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ В ЮЖНОМ РЕГИОНЕ КАЗАХСТАНА

Аграрный сектор Казахстана является многоукладным хозяйством, где наряду с коллективными производителями сельскохозяйственной продукции существуют и частные фермерские и крестьянские хозяйства. В южном Казахстане свыше 100 фермерских хозяйств, удаленных от централизованной системы электроснабжения более чем на 7 км, свыше 500 хозяйств – на 3–5 км. Для удаленных от ЛЭП хозяйств автономное электроснабжение является наиболее приемлемым вариантом. Автономные потребители электроэнергии имеются и в крупных коллективных хозяйствах: овцеводческие фермы, домики рыбака и т. п. [1, 2].

Традиционное применение для автономного электроснабжения передвижных топливных электростанций сопряжено с проблемами использования ископаемого углеводородного сырья. В связи с интенсивным ростом цен на нефтепродукты и газ и с негативным экологическим воздействием на окружающую природную среду весьма актуальным является использование альтернативных источников на основе возобновляемых источников энергии.

Развитие ВИЭ для локального электроснабжения потребителя позволит решить ряд важных проблем, а именно:

эффективно использовать все источники энергии отдельно взятого района для электроснабжения за счет создания автономного источника энергии;

обеспечить постоянство согласования процесса производства и потребления производимой электроэнергии за счет комплексной работы нескольких энергоустановок на основе ВИЭ;

обеспечить экологическую безопасность работы таких энергообъектов.

Выполнен расчет поступления солнечной энергии для южного Казахстана с координатами: 42°1800 с. ш. 69°3600 в. д. [3].

Основные потери солнечной энергии, приходящие к верхней границе атмосферы Земли отражаются обратно в космос от облаков, от компонентов атмосферы и от Земли [4].

Были рассчитаны коэффициенты отражения, которые показали, что зимой отражение больше, чем летом.

В ходе расчета проведено сравнение годовых поступлений солнечной энергии на приемную поверхность при разных углах наклона. Рассчитаны и подобраны углы, при которых приход солнечной энергии на приемную поверхность будут максимальными.

Следует отметить, что расчеты велись для поверхности ориентированной на юг, угол азимута =. Из условия максимальной годовой выработки выбран оптимальный угол наклона неподвижной панели солнечной электростанции. По расчетам этот угол для южного Казахстана составил =.

Для зимнего и летнего периода рассчитаны оптимальные углы наклона для солнечных панелей (табл. 1 и 2).

Годовое поступление солнечной энергии при разных углах для зимнего периода Итого, Вт/м2 428192 463186 494656 522360 546089 565663 580931 Годовое поступление солнечной энергии при разных углах для летного периода Итого, Вт/м2 726567 717384 700500 682838 656074 625623 594760 Из данных таблиц вытекает, что оптимальный угол наклона солнечной панели для максимального прихода солнечной энергии для зимнего периода составляет 650, а для летнего – 300.

По данным табл. 1, 2 построена зависимость среднедневной солнечной радиации по месяцам (рис. 1).

Рис. 1. Зависимость среднедневной солнечной радиации для каждого месяца Для требуемой мощности 3 кВт подобран солнечно-фотоэлектрический модуль, параметры которого представлены в табл. 3.

Ниже представлен пример расчета площади и количество модулей СФЭУ.

1. Определяется среднегодовая солнечная радиация:

где – величина средней солнечной радиации в 12-й день года.

2. Мощность потребителя принимается равной 3. Устанавливается по паспортным данным КПД СФЭУ.

4. Определяется площадь солнечно-фотоэлектрической установки:

– среднегодовая солнечная радиация.

Получаем:

5) Определяется количество фотоэлектрических модулей.

= 0,99 м – площадь одного модуля (из табл. 3).

Таким образом, количество фотоэлектрических модулей принимается равным 55 шт.

В работе так же определены коэффициенты пересчета облачности на реальные условия южного региона Казахстана; оптимизированы углы наклона фотоэлектрического модуля, расчетами установлено поступление солнечной энергии для этого региона, установлен оптимальный угол наклона неподвижно ориентированной на юг панели СФЭУ.

Для реализации данного проекта выбран фотоэлектрический модуль РЗМП [5], характеризующийся необходимыми технико-экономическими показателями и соответствующий климатическим условиям южного Казахстана.

1. Статистический ежегодник Казахстана. Алматы: Агентство по статистике РК, 2011.

2. Окружающая среда и устойчивое развитие. Серия публикаций ПРООН Казахстан, № UNDPKAZ 06. Алматы, 2004.

3. http://ru.wikipedia.org/wiki/Шымкент 4. Елистратов В.В., Грилихес В.А., Аронова Е.С. Солнечные энергоустановки. Оценка поступления солнечного излучения// Учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008.

5. Солнечные фотоэлектрические модули производства РЗМКП. http://www.solarhome.ru УДК 620. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

МОДЕЛИРОВАНИЕ СООРУЖЕНИЙ ЗАГОРСКОЙ ГАЭС-

ДЛЯ ОЦЕНКИ ВАРИАНТОВ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

Цели и задачи работы – освоение и использование прикладного программного обеспечения моделирования гидротехнических сооружений ГЭС и ГАЭС.

При проектировании гидроэнергетических объектов различного типа предлагается использовать трехмерное твердотельное моделирование, автоматизированное построение разрезов, проекций и профилей [1]. В настоящее время наиболее распространены ассоциативные модели, состав и размеры компонентов которых невозможно быстро изменять. При проектировании гидроэнергетических объектов предпочтительнее применять параметрическое моделирование [2] используя ранее построенные модели аналогичных объектов, не создавая их снова, а только изменяя размеры и связи составляющих элементов.

Это позволяет создавать проектную документацию в автоматизированном режиме в более короткие сроки и меньшими затратами труда инженеров-проектировщиков, что позволяет считать работу целесообразной и актуальной.

При обосновании технико-экономических параметров, оценки эффективности, расчете сметной стоимости [3] необходимо знать объемы работ и используемых материалов. Модель проектируемого объекта позволяет оперативно определять как объем самого сооружения, так и отдельных его компонентов, а также получать различные массо-инерционные характеристики.

В настоящей работе проанализировано два варианта проектных решений. Первый – традиционная компоновка сооружений ГАЭС со зданием берегового типа в НБ, водоприемником-водовыпуском в ВБ. Второй вариант – ГАЭС шахтного типа, в состав сооружений которой входят: два соосных вертикальных железобетонных цилиндра – опускных колодца в ВБ, между которыми осуществляется подвод воды к гидроагрегатам, расположенным в нижней части колодцев, далее горизонтальный отводящий туннель и в конце в НБ – еще один опускной колодец, являющийся водоприемником-водовыпуском.

Модель традиционной компоновки ГАЭС была построена в среде Autodesk AutoCAD и является ассоциативной (рис. 1, 2). По построенной модели был определен объем бетона, необходимый для возведения сооружений: 435 тыс. м3.

Рис. 1. Модель ГАЭС традиционной компоновки (турбинные водоводы ГАЭС) Модель ГАЭС шахтного типа была построена в среде Autodesk Inventor и является параметрической (рис. 3). Объем модели составляет 551,6 тыс. м3.

Технико-экономический анализ и выбор варианта компоновки основных сооружений ГАЭС определялся по методике, представленной в [4].

На рис. 4 представлена модель рельефа местности с расчистками в верховом и низовом бассейнах, совмещенная с моделью сооружений ГАЭС традиционной компоновки. По построенным моделям были определены объемы земляных работ для обоих вариантов проектных решений. Для возведения сооружений ГАЭС традиционной компоновки необходимо вынуть 8,38 млн. м3 грунта, для ГАЭС шахтного типа объем выемок составляет 7,33 млн. м3.

Проведенная работа подтвердила возможность и эффективность использования моделей сооружений для определения объемов основных видов работ, что является неотъемлемой частью оценки вариантов проектных решений. Результаты работы представлены в отчете по НИР [4].

1. Васильев Ю.С., Кубышкин Л.И., Кудряшева И.Г. Компьютерные технологии в научных исследованиях и проектировании объектов возобновляемой энергетики: Учеб. пособие – СПб.: Издво Политехн. ун-та, 2009. 262 с.

2. Светозарская С.В., Кубышкин Л.И. Методика параметрического моделирования гидроэнергетических объектов: Наука и инновации в технических университетах: Мат-лы Всеросс.

форума студентов, аспирантов и молодых ученых. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008, с. 130-132.

3. Сидоренко Г.И., Кудряшева И.Г., Пименов В.И. Экономика установок нетрадиционных и возобновляемых источников энергии. Технико-экономический анализ: Учеб. пособие/ Под общ. ред.

В.В. Елистратова и Г.И. Сидоренко. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008. 248 с.

4. Елистратов В.В., Кубышкин Л.И., Кудряшева И.Г. Отчет по НИР. Обоснование эффективности сооружения средненапорных ГАЭС по новым технологическим принципам и в новых хозяйственных условиях. СПбГПУ, 2005 г., 19 с.

5. Баденко В.Л. Геоинформационные технологии для решения задач природообустройства: Учеб.

пособие. СПбГПУ. 2013. 147 с.

УДК 621:662.997(0,75.8) (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СОЛНЕЧНО-ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С

ПАРАБОЛОЦИЛИНДРИЧЕСКИМИ КОНЦЕНТРАТОРАМИ

В ЮЖНО КАЗАХСТАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Развитие солнечной энергетики, в том числе солнечных тепловых электрических станций (СТЭС) в мире растет. Казахстан обладает большим солнечным потенциалом особенно южные регионы. Вопросам развития возобновляемых источников энергии (ВИЭ) Казахстана уделяется большое внимание. Примером данного развития является принятие закона Республики Казахстан «О поддержке использования возобновляемых источников энергии», который был принят 4 июля 2009 года. Закон направлен на определение основных целей и поддержки использования ВИЭ, поощрения инвестиций в этот сектор энергетики.

Закон предусматривает экономические механизмы поддержки развития ВИЭ, а также основные принципы государственного регулирования в сфере их использования. Поэтому проектирование и строительство объектов на основе ВИЭ в Казахстане является актуальным.

Цель данной работы – расчет прихода солнечной энергии в р-не г. Чимкент на площадки, ориентированные под разными углами (рис. 1).

Оптимальный уклон для неподвижно ориентированных площадок обеспечивающий максимальный приход солнечной энергии составляет 45. Суммарное поступления солнечной энергии на горизонтальную поверхность 1945,5 кВт·ч/м2; на наклонную поверхность, обеспечивающую максимальную выработку – 2704 кВт·ч/м2; на наклонную поверхность при = Также проводились расчеты для поверхностей, ориентированных на юг, угол азимута параболоцилиндрических концентратором обращенных тепловой к югу и меняющих систему ориентации по зенитальному углу.

Рис. 1. Приход солнечной энергии на площадке с ориентированных под разными углами При расчете СТЭС с параболоцилиндрическими концентраторами 10 МВт использовали следующую методику [2]. Исходные данные для принятой СТЭС 10 МВт следующие:

Размеры зеркальных солнечных модулей:

где Н – высота модуля, L – длина модуля, – площадь зеркала.

Электрическую мощность, вырабатываемую в течение года, определено по следующей формуле:

где – электрическая мощность (кВт), Рсол – мощность солнечного излучения (кВт);

Сумма поступления солнечной энергии на поверхность концентратора составляет:

Осредненная удельная мощность солнечного излучения, падающего на зеркало:

– число часов в год; Эср – солнечная энергия, кВтч/м2.

где Общая площадь зеркал СТЭС:

Количество зеркал, обеспечивающих принятую мощность СТЭС:

Тепловая мощность СТЭС:

В соответствии с расчетами выбираем для солнечной тепловой электростанции паровую турбину типа P-2,5-35/3 [12] Р – с противодавлением, без регулируемого отбора пара, 2,5 МВт мощность, 35 – начально абсолютное давление пара, 3 – абсолютное давление за турбиной.

Выберем для данной СТЭС турбогенератор типа Т-2,5-2, технические характеристики которого приведены в таблице.

Основные технические данные турбогенераторов серии Т (частота вращения 3000 об/мин, Для СТЭС электрической мощностью 2,5 МВт в г. Чимкент было определены следующие параметры:

осредненная удельная мощность падающего на зеркало ;

электрическая мощность тепловая мощность паровая турбина типа P-2,5-35/3 и турбогенератор типа Т-2,5-2.

1. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. СПб.: Изд-во 2-ое доп. Наука, 2013. 308 с.

2. Елистратов В.В. Солнечные энергоустановки. Оценка поступления солнечного излучения: учеб.

пособие / В.В. Елистратов, Е.С. Аронова. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2012. 164 с.

3. Бреусов В.П., Елистратов В.В., Ташимбетова М.А. Возобновляемые источники энергии и способы их использования (на примере Центрально-Азиатского региона). Под ред. Бреусова В.П.

СПб.: 2005. 135 с.

4. Даффи Д.А., Бекман У.А. Тепловые процессы с использованием солнечной энергии. М.: Мир, 1977.

420 с.

5. Дроздов О.А., Васильев В.А., Кобышева Н.В. и др. Климатология. – Л.: Гидрометеоиздат, 1989. 365 c.

6. Справочник по климату СССР. Ч. 1. Солнечная радиация, радиационный баланс и солнечное сияние. Л.: Гидрометеоиздат., 1966–1968. Вып. 1–34.

7. Научно-прикладной справочник по климату СССР. Ч. 3. Многолетние. Вып. 13. Ч. 1. Солнечная радиация и солнечное сияние. Л.: Гидрометеоиздат, 1990.

8. http://solarsoul.net, солнечные тепловые электростанции.

9. http://www.rusnauka.com, Экологические и метеорологические проблемы больших городов и промышленных зон.

10. Климатические факторы возобновляемых источников энергии / В.В.Елистратов, Н.В.Кобышева и Г.И. Сидоренко. СПб.: Изд-во Наука, 2010. 235 с.

11. ГОСТ 3618-82 (СТ СЭВ 3035-81) Турбины стационарные для привода турбогенератора. Типы и основные параметры.

12. Справочник по электрическим машинам. Т. 1 / Под общ. ред. И.П.Копылова и Б.К.Клокова. М.:

Энергоатомиздат, 1988. 456 с.

УДК 621.311.245621.548(0.75.8) (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ СЕТЕВЫХ ВЭС

НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА РАЗВИТИЯ ТЕРРИТОРИИ

Цель работы – разработка методики выбора местоположения площадок для строительства ветроэлектрической станции (ВЭС). В качестве примера рассматривается строительство ВЭС в Акмолинской области. Рассмотрены экологические аспекты использования ветропотенциала региона, экономические преимущества, состояние и перспективы развития электроэнергетики Казахстана.

Площадки для возможного места строительства ВЭС определяются на основании многолетних данных метеостанций о ветровом потенциале, а также по следующим дополнительным показателям: близость линий электропередач и подстанций для выдачи мощности от ВЭС; наличие потребителей; благоприятные топографические условия;

экологическое влияние на окружающую среду; наличие транспортных коммуникаций;

возможность дальнейшего расширения ВЭС [1]. Для начала планируется анализ существующего состояния региона и оценка целесообразности проектирования энергетического объекта, т.е.

будет рассматриваться социально-демографическая ситуация страны.

В соответствии с современными требованиями для оценки ветропотенциала конкретного региона используется специализированная климатическая информация [2].

Основными из них являются климатические характеристики, используемые при оценке ветроэнергетического потенциала. Поэтому планируется наложение природноклиматической и ландшафтной карты.

На первом этапе аналитическим методом определяется удельная мощность ветрового потока с целью сравнения полученных данных с ветровым атласом Казахстана (рис. 1).

Наиболее важными для практического использования будут результаты изучения особенностей подключения ВЭС к электрическим сетям. Поэтому также будет рассматриваться карта энергосистемы Казахстана.

Далее на примере Акмолинской области последовательно рассмотрены основные этапы работы.

Потребление электроэнергии Акмолинской области, куда входит столица Казахстана город Астана в 2012 г. составило 1240 млн. кВт·ч. Снабжение электроэнергией обеспечивается от двух местных угольных ТЭС, а также поставок электроэнергии из Павлодарской области. Дефицит электроэнергии в 2012 г. составил 798 млн. кВт·ч [3].

Угольные электростанции являются одним из основных загрязнителей окружающей среды Астаны, поэтому одной из возможных альтернатив для энергоснабжения может явиться ветроэнергетика.

В Акмолинской области климат резко континентальный, засушливый, с жарким летом и холодной зимой. Суточные и годовые амплитуды температур очень велики. Весна и осень выражены слабо. Солнечных дней много. Облачность незначительна. Годовые осадки уменьшаются с севера на юг, максимум их приходится на июнь, минимум — на февраль.

Снеговой покров удерживается в среднем 150 дней.

Для оценки ветроэнергетического потенциала были проанализированы данные метеорологической станции Астана (Целиноград) за период с 01.01.2012 по 01.01.2013 гг. В расчете были использованы данные по восьмикратным измерениям ветра [4]. В результате проделанной работы были оценены: природный и технический потенциалы с учетом ветроэнергетической установки мощность 1 МВт.

Для совмещения графика суточных 8-ми кратных измерений скорости ветрового потока с графиком электрических нагрузок было сделано допущение, что ветер между измерениями изменялся по линейному закону. В результате анализа среднегодовая скорость ветра метеостанции Астана составляет 2,46 м/с на высоте 10 м (рис. 2). Роза ветров имеет ярко ориентированный характер с севера на юго-запад.

Природный ветропотенциал на характерной высоте 70 м составил 106 Вт/м2.

Для определения плотности технического ветроэнергетического потенциала Этехн.уд были использованы ВЭУ следующих фирм: WinWind, Enercon, Siemens, Fuhrlnder, NEG Micon, Nordex, Suzlon, Ecotecnia. Плотность технического ветроэнергетического потенциала для ВЭУ Enercon E-58 подсчитана по формуле [6]. Наличие господствующих направлений ветра позволяет более компактно и с меньшими затратами размещать ВЭУ на местности при создании многоагрегатных ветроэлектрических комплексов и станций. Роза ветров асимметрична, то принимаем k1 = 6D ветроколеса, k2 = 1,5D [7].

В результате проведенного анализа ВЭУ фирмы Fuhrlnder и Siemens имеют наивысший показатель технического ветроэнергетического потенциала. Технические характеристики данных ВЭУ приведены в таблице.

AN Siemens Bonus 1 MW/ Fuhrlnder FLПроведенное исследование позволило сделать следующие основные выводы:

1. Средняя годовая скорость ветра на высоте 70 м от поверхности земли составляет 4,14 м/с.

2. Природный ветроэнергетический потенциал на высоте 70 м равен 106 Вт/м.

3.Число часов использования установленной мощности ВЭУ превышает 2000 ч.

4. Можно сделать заключение о высоком техническом ветроэнергетическом потенциале ВЭУ фирм Siemens и Fuhrlnder для данной местности и он находится в пределах от 89, млн. кВт·ч/км2 до 90,07 млн. кВт·ч/км2.

В настоящий момент идт активная разработка методики, позволяющей учитывать максимально возможный спектр параметров, оказывающих влияние на проектирование ВЭС с учтом комплексного анализа развития территории.

1. Казахстанская электроэнергетическая ассоциация [Электронный ресурс] Комитет по Возобновляемым Источникам. Ветроэнергетика в Казахстане. Архив проекта ПРООН/ГЕФ,2010 – Режим доступа http://www.windenergy.kz, свободный. – Загл. с экрана. – Яз. каз.,рус.,англ.

2. Баденко В.Л., Баденко Г.В., Терлеев В.В., Латышев Н.К. «ГИС-технологии в информационном обеспечении системы имитационного моделирования AGROTOOL». Агрофизика,2011.№ 3. Казахстанская компания по управлению электрическими сетями [Электронный ресурс]: сайт содержит полную информацию о компании. Годовой отчт АО «KEGOC» за 2010 г. – Режим доступа http:// www.kegoc.kz/invest/reporting/annual_reports/1318, свободный. – Загл. с экрана.

4. Сервер «Погода России» [Электронный ресурс]: архив данный по метеостанции Астана http://meteo.infospace.ru/win/wcarch/html/r_day_stn.sht=3276 Загл. с экрана.

5. Энергия ветра/ Пер. с англ. Под ред. Я.И. Шефтера М.: Мир, 1982.

6. Елистратов В.В. Проектирование и эксплуатация установок нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Ветроэлектрические установки: учебное пособие / В.В. Елистратов, А.А. Панфилов.

СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2011. 115 с.

7. Елистратов В.В., Кузнецов М.В. Теоретические основы нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Ч. 1. Определение ветроэнергетических ресурсов региона: учебное пособие. СПб.: Издво СПбГПУ, 2004. 59 с.

УДК621. (Санкт-Петербургский государственный политехнический университет)

ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИЙ В

ШАРДАРИНСКОМ РАЙОНЕ ЮЖНО-КАЗАХСТАНСКОЙ ОБЛАСТИ

Целью работы является оценка экономического потенциала солнечной энергии на ориентированную поверхность, расчет валовых и технических ресурсов солнечной энергии в течение года для Шардаринского района Южно-Казахстанской области.

Экономический потенциал солнечной энергии региона – это величина годовой выработки тепловой и электрической энергии в регионе от солнечного излучения, получение которой экономический оправдано для региона при существующем уровне цен на энергию, получаемую от традиционных источников, и соблюдения экологических норм [1].

Экономический потенциал солнечной энергии представляет сумму экономических потенциалов тепловой энергии Wэт и электрической энергии Wэф, получаемых соответствующим преобразованием солнечного излучения.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 10 |
Похожие работы:

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ В.И.ЛЕНИНА _ СОВРЕМЕННАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ НАУКА VIII МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ СТУДЕНТОВ, АСПИРАНТОВ И МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ ЭНЕРГИЯ – 2013 ИВАНОВО, 23-25 апреля 2013 г. МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ ТОМ 6 _ ИВАНОВО ИГЭУ УДК 330. ББК 65. СОВРЕМЕННАЯ ЭКОНОМИЧЕСКАЯ НАУКА //...»

«Министерство сельского хозяйства РФ Департамент научно-технологической политики и образования Министерство сельского хозяйства Иркутской области Иркутская государственная сельскохозяйственная академия НАУЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СТУДЕНТОВ В РЕШЕНИИ АКТУАЛЬНЫХ ПРОБЛЕМ АПК Материалы студенческой научно-практической конференции с международным участием, посвященной 80-летию ФГБОУ ВПО ИрГСХА (19-20 марта 2014 г., г. Иркутск) Часть II Иркутск, 2014 1 УДК 001:63 ББК 40 Н 347 Научные исследования студентов в...»

«V ВСЕРОССИЙСКАЯ НАУЧНО – ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ Инновационные технологии в обучении и производстве Камышин 4-6 декабря 2008 г. МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ Том 3 Вузы и организации, участвующие в конференции 1. Волгоградский государственный технический университет 2. Волжский политехнический институт (филиал) Волгоградского государственного технического университета 3. Камышинский технологический институт (филиал) Волгоградского государственного технического университета 4. Волгоградский...»

«Сибирский государственный аэрокосмический университет имени академика М. Ф. Решетнева при поддержке Министерства образования и наук и РФ Федерального космического агентства Правительства Красноярского края Совета ректоров вузов Красноярского края Федерации космонавтики России ОАО Информационные спутниковые системы имени академика М. Ф. Решетнева ОАО Красноярский машиностроительный завод ОАО ЦКБ Геофизика Красноярского научного центра Сибирского отделения Российской академии наук Ассоциации...»

«РЕЦЕНЗИИ обсуждениях: Глобальное управление и безопасность: коллективная безопасность в Европе и Энергетическая безопасность: диалог Востока и Запада, за которыми последовали заседания рабочих групп, рассматривавших соответствующие вопросы в интерактивном режиме. Второй день был отмечен пленарными обсуждениями по темам Инвестиции и развивающиеся рынки: модели развития рынков и экономик в период финансовой нестабильности и Корпоративное управление: эффективные стратегии во времена глобальных...»

«Переработанный доклад Тематический раздел: Физико-химические исследования. Подраздел: Теплофизические свойства веществ. Регистрационный код публикации: 2tp-b1 Поступила в редакцию 10 ноября 2002 г. УДК:536.63 ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ВЕЩЕСТВ В ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ © Фортов В.E. Институт теплофизики экстремальных состояний ОИВТ РАН. г. Москва. Ключевые слова: экстремальные состояния, генерация и диагностика, термодинамика, фазовые переходы, кинетика, металлизация, диэлектризация, полуэмпирика,...»









 
2014 www.konferenciya.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Конференции, лекции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.