Файл: Разработка ветровой электростанции для промышленного.docx
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 267
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Анализ конструкций ветрогенераторов
Выбор объекта для альтернативного электроснабжения
Дополнительно оборудование ветроэнергетической установки
Общие правила безопасности при монтаже ветроэнергетической установки
Определение технических характеристик ВЭУ
Аэродинамические параметры ВЭУ
Анализ результатов расчета характеристик ВЭУ
Применение редукторов в ветроустановках
Оценка технико-экономических показателей ВЭУ
выражение:
. (4.4)
Вынесем коэффициент в знаменателе за скобку , получим следующее выражение для передаточной функции :
, (4.5)
где – постоянная времени механической части ветрогенератора.
Отразим введенные упрощения на структурной схеме (рис.4.2)
Рисунок 4.2 – Структурная схема ветроэнергетической установки с упрощением механической части
Положительный механический момент, создаваемый ветряным
колесом, зависит от его радиуса (R), плотности воздуха ( (v):
и скорости ветра
. (4.6)
В данную формулу входит коэффициент мощности ветрового колеса , величина которого нелинейно связана с такими коэффициентами, как быстроходность ( ) и угол атаки лопастей ( ) 20 .
Из паспортных данных ветрогенератора известны: Коэффициент использования мощности равен ; Радиус ветрового колеса м;
Номинальная скорость вращения рад/с (240 об/мин); Максимальная скорость ветра =20 м/с,
Плотность воздуха .
Выполнив подстановку указанных параметров в формулу (4.3) получаем значение двигательного момента на валу электрогенератора:
. (4.7)
Суммарный момент инерции равен сумме моментов инерции вала генератора и ветрового колеса. Поскольку диаметр ветрового колеса существенно превышает диаметр ротора электрогенератора, то при моделировании будем использовать только значение момента инерции ветрового колеса
(4.8)
Коэффициент трения составляет 2-5% от номинальной мощности ветроэнергетической установки, что приблизительно равно
5=0,019. (4.9)
Модель будем создавать в приложении Simulink программы Matlab.
последовательности соответствует средней годовой скорости ветра на территории завода (6 м/с).
Рисунок 4.4 отображает схему разработанной модели.
На приведенной виртуальной схеме выделены следующие структурные части:
а – электрогенератор и нагрузка; б – ветер; в – ветроколесо; г – механическая часть.
На рисунке 4.4 показаны результаты моделирования.
Рисунок 4.3 – Результаты моделирования: а – скорость ветра, б – скорость вращения вала синхронного генератора,
в – генерируемое напряжение
Как видно из графиков, скорость вращения электрогенаратора меняется в соответствии с изменением скорости ветра. Этот результат соответствует реальности. Поэтому данная модель может применяться в качестве основы для решения более сложных задач. Например, ее можно использовать при проектировании контура стабилизации частоты вращения электрогенератора
.
Рисунок 4.4 – Модель ветроэнергетической установки в приложении Simulink программы Matlab
К основным критериям технико-экономической эффективности ветроэнергетических установок можно отнести главные факторы:
годовые затраты на 1 кВт установленной мощности; стоимость 1кВт∙ч электроэнергии.
Данные критерии определяются по методике [3, с 45-47] и состоят из следующих выражений:
, (4.10)
где Р– установленная мощность объекта электроснабжения, кВт;
– общие капиталовложения, руб..
, (4.11)
где – стоимость комплектного оборудования, руб.;
– стоимость проектных работ по определению места установки на местности, руб.;
– стоимость строительных и монтажных работ по установке ветровой электростанции, руб.;
– нормативный коэффициент рентабельности;
– экономический срок службы оборудования, лет.
– общегодовые эксплуатационные расходы, руб.
, (4.12)
где – годовые расходы на эксплуатацию системы электроснабжения, руб;
– годовые расходы на плановый ремонт, руб.;
Себестоимость 1 кВт∙ч электроэнергии рассчитывается по формуле: , [руб/кВт∙ч]; (4.13)
– общее количество электрической энергии, вырабатываемое электростанцией в год.
Экономический анализ автономного электроснабжения, при существующих в России экономических условиях в этой области, может быть в большинстве случаев
вести к сокращению бюджетных дотаций. Соответственно, говорить о прибыльности производств электроэнергии в изолированных системах электроснабжения чаще всего не приходится. Нормальный коэффициент рентабельности в таких ситуациях целесообразно выбирать исходя из срока службы оборудования.
Срок службы основного оборудования ветряной электростанции составляет Т=20 лет, соответственно нормативный коэффициент рентабельности равен .
Для эксплуатации ветряной электростанции необходимо два специалиста со средней заработной платой 25000 рублей в месяц, что составит 300000руб.
Затраты на текущий ремонт могут быть приняты в размере 1% от стоимости оборудования, что составит 19 168 руб. в год
Общая сумма годовых эксплуатационных затрат рассчитаем по формуле (4.9)
Рассчитаем годовые затраты на 1 кВт установленной мощности по формуле (4.7)
.
Себестоимость производимой электроэнергии рассчитывается по формуле (4.10)
.
Далее рассчитаем экономию электроэнергии в натуральном эквиваленте за год по следующей формуле:
, (4.14)
где – экономия электроэнергии в натуральном эквиваленте за год, кВт∙ч;
– средняя продолжительность часов работы ВЭУ
в году, определяется как произведение количества дней работы ВЭУ в году на количество часов работы в день (315 дней 7 часов в день)
.
В перерасчете на топливный эквивалент годовая экономия составит:
(4.15)
Таблица 4.1 – Экономические характеристики ВЭС
Экономия в денежном эквиваленте будет рассчитываться следующим образом:
, (4.16)
где – тариф на электроэнергию, руб. В нашем регионе средняя
. (4.4)
Вынесем коэффициент в знаменателе за скобку , получим следующее выражение для передаточной функции :
, (4.5)
где – постоянная времени механической части ветрогенератора.
Отразим введенные упрощения на структурной схеме (рис.4.2)
Рисунок 4.2 – Структурная схема ветроэнергетической установки с упрощением механической части
Положительный механический момент, создаваемый ветряным
колесом, зависит от его радиуса (R), плотности воздуха ( (v):
и скорости ветра
. (4.6)
В данную формулу входит коэффициент мощности ветрового колеса , величина которого нелинейно связана с такими коэффициентами, как быстроходность ( ) и угол атаки лопастей ( ) 20 .
Из паспортных данных ветрогенератора известны: Коэффициент использования мощности равен ; Радиус ветрового колеса м;
Номинальная скорость вращения рад/с (240 об/мин); Максимальная скорость ветра =20 м/с,
Плотность воздуха .
Выполнив подстановку указанных параметров в формулу (4.3) получаем значение двигательного момента на валу электрогенератора:
. (4.7)
Суммарный момент инерции равен сумме моментов инерции вала генератора и ветрового колеса. Поскольку диаметр ветрового колеса существенно превышает диаметр ротора электрогенератора, то при моделировании будем использовать только значение момента инерции ветрового колеса
(4.8)
Коэффициент трения составляет 2-5% от номинальной мощности ветроэнергетической установки, что приблизительно равно
5=0,019. (4.9)
Модель будем создавать в приложении Simulink программы Matlab.
-
Для моделирования ветра будем использовать генератор нормально- распределенных случайных величин. Среднее значение случайной
последовательности соответствует средней годовой скорости ветра на территории завода (6 м/с).
-
Для имитации генератора и нагрузки будем использовать виртуальные блоки этих элементов из библиотеки SimPawerSystem.
Рисунок 4.4 отображает схему разработанной модели.
На приведенной виртуальной схеме выделены следующие структурные части:
а – электрогенератор и нагрузка; б – ветер; в – ветроколесо; г – механическая часть.
На рисунке 4.4 показаны результаты моделирования.
Рисунок 4.3 – Результаты моделирования: а – скорость ветра, б – скорость вращения вала синхронного генератора,
в – генерируемое напряжение
Как видно из графиков, скорость вращения электрогенаратора меняется в соответствии с изменением скорости ветра. Этот результат соответствует реальности. Поэтому данная модель может применяться в качестве основы для решения более сложных задач. Например, ее можно использовать при проектировании контура стабилизации частоты вращения электрогенератора
.
Рисунок 4.4 – Модель ветроэнергетической установки в приложении Simulink программы Matlab
- 1 ... 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Оценка экономических показателей от внедрения ВЭУ
К основным критериям технико-экономической эффективности ветроэнергетических установок можно отнести главные факторы:
годовые затраты на 1 кВт установленной мощности; стоимость 1кВт∙ч электроэнергии.
Данные критерии определяются по методике [3, с 45-47] и состоят из следующих выражений:
, (4.10)
где Р– установленная мощность объекта электроснабжения, кВт;
– общие капиталовложения, руб..
, (4.11)
где – стоимость комплектного оборудования, руб.;
– стоимость проектных работ по определению места установки на местности, руб.;
– стоимость строительных и монтажных работ по установке ветровой электростанции, руб.;
– нормативный коэффициент рентабельности;
– экономический срок службы оборудования, лет.
– общегодовые эксплуатационные расходы, руб.
, (4.12)
где – годовые расходы на эксплуатацию системы электроснабжения, руб;
– годовые расходы на плановый ремонт, руб.;
Себестоимость 1 кВт∙ч электроэнергии рассчитывается по формуле: , [руб/кВт∙ч]; (4.13)
– общее количество электрической энергии, вырабатываемое электростанцией в год.
Экономический анализ автономного электроснабжения, при существующих в России экономических условиях в этой области, может быть в большинстве случаев
вести к сокращению бюджетных дотаций. Соответственно, говорить о прибыльности производств электроэнергии в изолированных системах электроснабжения чаще всего не приходится. Нормальный коэффициент рентабельности в таких ситуациях целесообразно выбирать исходя из срока службы оборудования.
Срок службы основного оборудования ветряной электростанции составляет Т=20 лет, соответственно нормативный коэффициент рентабельности равен .
Для эксплуатации ветряной электростанции необходимо два специалиста со средней заработной платой 25000 рублей в месяц, что составит 300000руб.
Затраты на текущий ремонт могут быть приняты в размере 1% от стоимости оборудования, что составит 19 168 руб. в год
Общая сумма годовых эксплуатационных затрат рассчитаем по формуле (4.9)
Рассчитаем годовые затраты на 1 кВт установленной мощности по формуле (4.7)
.
Себестоимость производимой электроэнергии рассчитывается по формуле (4.10)
.
Далее рассчитаем экономию электроэнергии в натуральном эквиваленте за год по следующей формуле:
, (4.14)
где – экономия электроэнергии в натуральном эквиваленте за год, кВт∙ч;
-
установленная мощность оборудования, кВт; -
количество электрооборудования;
– средняя продолжительность часов работы ВЭУ
в году, определяется как произведение количества дней работы ВЭУ в году на количество часов работы в день (315 дней 7 часов в день)
.
В перерасчете на топливный эквивалент годовая экономия составит:
(4.15)
Таблица 4.1 – Экономические характеристики ВЭС
| Наименование электроприбора | Количество, шт. | Цена за шт., руб. | Сумма, руб. |
| Ветрогенератор WH6.4-5000W https://tiu.ru/p34520148- vetrogenerator-wh64- 5000.html | 2 | 689 790 | 1 379 580 |
| Мачта 12 м | 2 | 78 600 | 157 200 |
| Инвертор МАП SIN HYBRID 48В 20кВт Микро Арт | 1 | 195 900 | 195 900 |
| Аккумуляторная батарея VOLTA ST 12- 200 200 А∙ч 12 В | 6 | 30 680 | 184 080 |
| Итого оборудование 1 916 760 | |||
| Строительно- монтажные работы (20% от стоимости оборудования) | | | 383352 |
| Итого 2 300 112 | |||
Экономия в денежном эквиваленте будет рассчитываться следующим образом:
, (4.16)
где – тариф на электроэнергию, руб. В нашем регионе средняя