Водно-энергетические расчеты ГЭС

Водно-энергетические расчеты ГЭС

В соответствии с известным явлением в природе, называемом «Круговорот воды в природе», вода является возобновляемым источником.

Вода, текущая в руслах рек, обладает механической энергией. Проходя по руслу реки, вода постепенно теряет свою потенциальную энергию. Некоторая часть ее переходит в кинетическую, скоростную энергию движущихся масс. Большая часть энергии затрачивается на работу по преодолению сил трения между частицами воды, между водным потоком русла, размывая и перемещая наносы. В конечном итоге… рассеивается по длине реки.

Однако механическая энергия воды или гидравлическая непрерывно возобновляется. С помощью гидротехнических сооружений и специального оборудования можно использовать энергию водного потока, установив турбину и пропуская через них расход Q под созданным напором H, можно получить соответствующую мощность N. Использованием энергии воды занимается гидроэнергетика.

1. Водно-энергетические расчеты ГЭС

1.1 Определение возможных расходов на ГЭС

Таблица 1.

Определение расходов на ГЭС

Таблица 2.

Определение напоров ГЭС

?Н=94,99 м По таблице 2 строим график напоров ГЭС (рис.1)

Располагаемые водные ресурсы определены в нашей работе гидрографом расчетного маловодного года 75% обеспеченности. При отсутствии регулирования стока, уровень воды в ВБ принимаем постоянным и равным vНПУ=90м. Уровень воды в НБ определяется величиной расхода (Q), поступающим в НБ при ГЭС. Для каждого месяца определяется напор по формуле:

Hi=v ВБi — v НБi

Расчет по определению напоров приведен в таблице 2.

По данным таблицы 2 определяются максимальные и минимальные уровни в НБ и соответствующие им напоры:

vНБ_min = 81.85м Н_min = 7,14 м

vНБ_mах = 82,86 м Н_max = 8,75 м

Средневзвешенный напор равен:

м

t — расчетный период времени; t =1

Принимаем расчетный напор равным средневзвешенному напору.

1.2 Определение среднесуточной мощности ГЭС

Обеспеченная среднесуточная мощность — это мощность, которая обеспечивается водотоком в течение заданного периода времени (месяц) и выражается в %.

Расчетная обеспеченность выбирается в зависимости от технико-экономического расчета с учетом характеристик системы удельного веса ГЭС в энергосистеме. Принимаем N_{ср. сут} = 75−90%.

Таблица № 3.

Определение среднесуточной мощности.

где Q_i — расход реки в данный расчетный период;

N_i — напор в створе гидроузла в данный расчетный период;

з_а — коэффициент полезного действия агрегата (з_а = 0,87);

По таблице3 строим график определения среднесуточной мощности ГЭС (рис.2)

Принимаем N_{ср. сут.} = 4481кВт, соответствующую 80%.

1.3 Выбор места ГЭС в графике нагрузки гидросистемы

Для принятия мощности ГЭС определяем среднесуточную выработку энергии:

кВт•ч

Наиболее целесообразен режим работы ГЭС, когда она работает совместно с другими электростанциями и покрывает пик графика нагрузки.

Полученная от ГЭС электроэнергия, таким образом, на графике должна размещаться в верхней части.

Строим график нагрузки энергосистемы, строим график анализирующей кривой. Совместно рассматривая оба графика, определяем установленную мощность ГЭС. Результаты расчета для построения графиков представлены в таблице 4.

Таблица № 4

Определение координат анализирующей кривой

(тыс. кВт.)

График нагрузки энергосистемы, анализирующая кривая представлены на рис. 3. Установленную мощность определяем графически, она равна:

кВт, где N_{раб. гар} — рабочая гарантированная мощность ГЭС.

1.4 Определение расчетного расхода ГЭС

Расчетный расход ГЭС определяется по формуле:

м³/с

где N_{раб. гар -} рабочая гарантированная мощность ГЭС (определена графически)

Hр. — средневзвешенный напор (расчетный), м

за. — КПД агрегата, принимаем за=0,9.

Определяем количество энергии, вырабатываемой ГЭС за время работы:

где ф_гэс-время работы ГЭС (ф_гэс =2200ч).

Годовая выработка электроэнергии определяется:

Результаты расчетов:

1. Н_р=7,92 м

2. N_{ср. сут}=4481кВт

3. Q_p=131.56 м³/с

4. кВт

5. мВт•ч

6. мВт•ч

1.5 Выбор основного оборудования, размеров и количества

агрегатов ГЭС, типа турбины.

Работы турбины в зоне высоких КПД обеспечиваются в случае, если выполняются условия:

— минимальная мощность турбины

— мощность турбины

— номинальная мощность турбины

причем

где m — коэффициент снижения мощности генератора; m =0.25−0.35.

Принимаем m =0,25

где N_{а -} мощность гидроагрегата

з_{г. -} КПД генератора, з_г=0,93−0,97. Принимаем з_г = 0,93

или

Имея: и

Минимальная мощность турбины определяется как:

Мощность одного агрегата определится, как: N_a=3422.4кВт

Номинальная мощность турбины определится, как:

Определим число агрегатов ГЭС по формуле:

Принимаем:

Для принятого числа агрегатов уточняем мощность одного агрегата по формуле:

Коэффициент полезного действия турбины определяется соотношением:

где з_{Т -} КПД турбины, з_a — КПД агрегата; з_a= 0,86−0,88. Принимаем з_a=0,86, з_Г — КПД генератора, Определяем мощность турбины:

Условие работы турбины приведенное выше должно выполняться.

Определяем расчетный расход турбины:

По сводному графику областей применения турбин при известной мощности турбин и расчетном напоре принимаем поворотно — лопастную турбину марки ПЛ-15.

1.6. Определение диаметра рабочего колеса, частоты вращения турбины, допустимой высоты всасывания и подбор генератора

Данные для расчета:

1. расчетный расход турбины

2. расчетный напор

3. расчетно-приведенный расход

Диаметр рабочего колеса определяется:

Где — диаметр рабочего колеса в см (м)

Стандартный диаметр рабочего колеса: 224,236,250,265,280,300 (см)

Принимаем =280 см

Для турбины ПЛ-15 = 2,1…3,5 м^0,5/с, принимаем =2,1 м^0,5/с.

Частота вращения турбины определяется по формуле:

где =150−165 об/мин.

Принимаем =150 об/мин

Стандартная частота вращения турбины

n_ст=214; 187,5; 167; 150; 138,4 (об/мин)

Допустимая высота всасывания определяется по формуле:

Где H_a — величина атмосферного воздуха

H_a=10 м возд. ст.

у — допустимый коэффициент кавитации ПЛ турбины

у =0,7 — 0,8; принимаем у =0,7

К — поправочный коэффициент, К=1,1

Допустимая высота всасывания относительно оси турбины является определяющим для минимально допустимой величины уровня воды в НБ. Кавитация возникает в результате резкого понижения давления, которое может проходить при перемещении потока в область более высокого давления. В потоке образуются кавитационные пузырьки, которые схлопываются, излучая при этом ударную волну. Возникновение этого явления опасно для турбинного агрегата и турбинной камеры, т.к. ведет к их разрушению.

Генератор служит для преобразования механической энергии в электрическую. Необходимая мощность генератора определяется:

По мощности генератора определяем тип генератора.

Принимаем тип генератора МС-323−14/8 (из таблицы 5)

Таблица 5

1.7 Выбор типа турбинной камеры

Турбинная камера для поворотно-лопастной турбины горизонтальной компоновки применяется прямоугольного сечения. Размеры турбинной камеры являются определяющими для размеров сооружений и соответственно стоимости ГЭС.

Определение размеров отсасывающей трубы принимаются от условий отвода воды рабочего колеса в НБ с наименьшими потерями. Скорость на выходе зависит от расчетного напора ГЭС:

б =1,1

Определи фактическую скорость на выходе:

где F_вых — площадь поперечного сечения на выходе из отсасывающей трубы, определяется:

где В_s — ширина отверстия

h_s — высота отверстия

1.8 Компановка и основные размеры

В соответствии рекомендациями для русловых ГЭС с поворотно-лопастными турбинами при диаметре рабочего колеса =2,8 м и напоре Н_р=7.92м, принимаем горизонтальную компоновку гидроагрегата. Тип турбинной камеры: прямоосная, прямоугольная, S — образная отсасывающая камера. Водоприёмник выполняется, как одно целое создание ГЭС. Он образуется сороудерживающей решеткой, ремонтными затворами (шандорами) и основными затворами.

Высота верха водоприемника назначается из условия его незатопления, форсированного уровня воды, высоты волны.

Расстояние от входа в турбинную камеру до оси лопастей рабочего колеса турбины определяется, как:

Длина горизонтальной проекции S-образной отсасывающей трубы определяется:

Ширина отсасывающей трубы на выходе:

Высота отсасывающей трубы на выходе:

Ширина камеры на входе водоприемника равна на выходе:

Длина завершающей части S — образной отсасывающей трубы:

Завершающая часть S — образной отсасывающей трубы сопрягается с откосом в НБ по заложению ј.

1.9 Определение высотного положения основных элементов ГЭС

Отметка верха лопастей рабочего колеса:

Отметка машинного зала

Отметка оси турбины

Отметка дна водоприемной камеры

Отметка низа отсасывающей трубы

2. Определение основных параметров комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ+ДЭС)

Исходные данные:

1. Количество потребителей электроэнергии (крестьянских дворов) в населенном пункте:

М_п=10

2. Норма выработки электроэнергии в расчете на одного потребителя в год:

n_п=2150кВт· ч в год

3. Общее время работы ВЭУ за год (сутки в год):

ф =315сут

4. Средняя скорость ветра за время работы ВЭУ:

V_ср=4,8м/с

5. Коэффициент мощности ветряного колеса (ВК):

C_р=0,41

6. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности ВЭУ:

k^ВЭУ=1075 долл. /кВт

7. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности паротурбинной ТЭС:

k_п^ТЭУ=550 долл. /кВт

8. Стоимость единицы условного топлива:

Р_т=217 долл. /т у. т.

2.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров энергоустановки

Потребность в электроэнергии (Е_с^п) за год для всех потребителей населенного пункта определяется:

в год.

Количество электроэнергии (Е_с^ВЭУ), которое должно поступить от ВЭУ за время ф определяется:

Требуемая средняя развиваемая мощность ВЭУ (N_п^ВЭУ) определяется:

где з_г= 0,95 — КПД генератора,

з_р= 0,9 — КПД редуктора.

Требуемая мощность воздушного потока (N_о) определяется:

где С_р= 0,41 — коэффициент мощности ВК ВЭУ. Определение радиуса ® и диаметра (D) ВК, если известна требуемая мощность воздушного потока (N₀) и средняя скорость ветра (V_СР) за время работы ВЭУ (ф) проводим по формуле:

где N₀ записывается с учетом того, что 1 кВт = 10³ кгм² /с³.

После вычисления радиуса находим диаметр ВК:

" Ометаемая" площадь (F_вк) ВК определяется, как:

Удельная мощность (n₀), которую «снимает» ВК с 1 м² «ометаемой» площади будет:

1кВт=1000Вт

Высоты (H) башни ВЭУ принимается из условия:

Принимаем Н= 10,79 м

Среднегодовая удельная выработка энергии на 1 м² «ометаемой» площади (е_с) определяется:

Установленная мощность ВЭУ (N_уст^ВЭУ) при заданной расчетной скорости ветра V_р= м/с

(р-1,225 кг/м³ — плотность воздуха)

Коэффициент используемой установленной мощности (k_ис^ВЭУ) определяется следующим отношением:

Объем предотвращенной эмиссии углекислого газа (V_уг^ВЭУ), если выработка

1 кВтч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5 кг СО_{2, о}пределяется:

Пересчет электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, в тепловую энергию (Q^ВЭУ), если

1 кВтч = 860 ккал дает нам следующее:

ккал в год

Годовая экономия условного топлива (В^ВЭУ) в случае, если ВЭУ замещала бы традиционная энергоустановка, работающая на органическом топливе и имеющая такую же установленную мощность, составляет:

где Q_р^п — низшая рабочая теплота сгорания условного топлива,

Q_р^п= 7000 ккал/кг у. т.;

з_ту-КПД традиционной энергоустановки; з_ту=0,35

Определение общего (t_зам) и фактического (t_факт) количества часов работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС):

где k_ис^ДЭС — коэффициент использования установленной мощности ДЭС.

Определение количества электроэнергии (?Е_с^ДЭС), которое должна вырабатывать ДЭС:

Определение требуемой мощности ДЭС ⁽N_тр^ДЭС):

где з_ак=0,9 — КПД аккумулятора с учетом его зарядки на время техобслуживания.

По таблице принимаем ближайшее большее значение установленной мощности ДЭС, в данном случае ДЭС марки АД-8-Т400 установленной мощностью N_уст^ДЭС=8 кВт.

Уточним фактическое время работы ДЭС (N_уст^ДЭС = 8 кВт) с учетом остановки на техобслуживание (t_факт^ДЭС):

Результаты расчетов:

1. Потребность в электроэнергии Е_с^п =21 500 кВтч в год.

2. Электроэнергия, вырабатываемая ВЭУ: Е_с^ВЭУ =18 554,8 кВтч

3. Электроэнергия, вырабатываемая замещающей энергоустановкой (ДЭС): ?Е_с=2945,2кВтч в год.

4. Средняя развиваемая мощность ВЭУ: N_п^ВЭУ = 2,87кВт

5. Установленная мощность N_уст^ВЭУ=6,395кВт

6. Коэффициент использования установленной мощности К_ис^ВЭУ=0,45

7. Площадь ''ометаемая'' F_вк=54,08 м²

8. Диаметр D=8,3 м

9. Удельная мощность ветрового потока n₀= 129,44Вт/м²

10. Удельная выработка электроэнергии e_c =343.1кВтч/ м²

11. Высота башни ВЭУ Н= 10,79 м

12. Годовая экономия условного топлива В^ВЭУ =6513 т у. т.

13. Предотвращенная эмиссия углекислого газа V_уг^ВЭУ=9,28 т

14. Фактическое время работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС) t_факт^ДЭС=409,06ч

15. Установленная мощность ДЭС: N_уст^ДЭС=8 кВт

2.2 Оценка экономической эффективности инвестиций в устройство комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ)

Определение технико-экономических показателей ДЭС, если известны общее и фактическое время работы ДЭС (,); капитальные вложения в приобретение ДЭС:, стоимость капитального ремонта; стоимость техобслуживания; стоимость топлива при цене за 1 кг Ц_топ=10 руб,, здесь q — 2,6 кг/ч — удельный расход топлива.

Таким образом, эксплуатационные издержки для ДЭС составляют:

Определение капитальных вложений (К_п^ВЭУ) в устройство ВЭУ:

Определение общих капитальных вложений (?К_п^ВЭУ), если ВЭУ дополняется дизель — генераторной установкой (ДЭС):

Определение удельного расхода топлива (b^ТЭС) для традиционной энергетической установки:

где з_ту — КПД традиционной энергетической установки, з_ту = 0,35;

123 — теоретический эквивалент условного топлива, г у. т. /кВтч

Определение удельной экономии затрат на топливе (?С_т) при устройстве ВЭУ+ДЭС вместо традиционной энергетической установки:

где Р_т=217 долл. /т у. т. — стоимость единицы условного топлива;

?С_т рассматривается как нижняя граница тарифа на электроэнергию, которая в отсутствии ВЭУ+ДЭС была бы выработана традиционной энергоустановкой.

С учетом мировых цен на топливо принимаем

Определение эксплуатационных издержек (И_эк^ВЭУ) при работе ВЭУ (норма издержек эксплуатации согласно рекомендациям Минтопэнерго РФ):

долл. в год.

Определение общих эксплуатационных издержек (?И_эк) в случае, если ВЭУ дополняется дизель-генераторной установкой:

долл. в год.

Суммарный годовой экономический эффект (Э_ф^сум) при совместной работе ВЭУ и дизель-генераторной установки (доход минус издержки) составит:

долл.

Срока окупаемости общих капитальных вложений в случае, если ВЭУ дополняется дизель-генераторной установкой:

Предельно допустимый срок окупаемости капитальных вложений составит

лет,

где n — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, n = 0,12.

Должно выполняться условие: — тогда вложения эффективны.

В нашем случае (8,3<13,27), следовательно, вложения неэффективны.

Вывод: Устройство ВЭУ, дополненной дизель-генераторной установкой, не окупится в течение допустимого срока.

Определение значений предельно допустимых удельных (?k^пр) и общих (К_п^пр) капитальных вложений в устройство ВЭУ +ДЭС:

?С_т — удельная экономия затрат на топливе

Вывод: Капитальные вложения в устройство ВЭУ (+ДЭС) меньше предельно допустимых значений. Альтернативный вариант.

Вместо ВЭУ+ДЭС электроэнергия поступает от традиционной энергоустановки с такими же энергетическими показателями

Определение капитальных вложений в обеспечение электроэнергией от традиционной энергоустановки, при условии, что:

Тогда:

Определение потребности в топливе (В^ТЭС) для традиционной установки:

Определение эксплуатационных издержек (затрат) для традиционной энергоустановки с учетом затрат на закупку топлива:

где k_эк^ТЭС=1 — коэффициент повышения эксплуатационных издержек с учетом доли закупки топлива в общих затратах на эксплуатацию традиционной установки

Р_т — стоимость единицы условного топлива

Определение годового экономического эффекта (Е_ф^ТЭС) в случае обеспечения потребителя электроэнергией от традиционной энергоустановки:

Определение срока окупаемости (Т_ок^ТЭС) капитальных вложений в устройство традиционной энергетической установки:

Вывод: Устройство традиционной установки вместо ВЭУ+ДЭС не окупится в течение нормативного срока.

Заключение

. Результаты выполненного технико-экономического расчета не подтверждают целесообразность устройства комбинированной энергетической установки (ВЭУ+ДЭС) и традиционной энергоустановки. Следовательно, ищем другой альтернативны вариант.

3. Определение основных энергетических и конструктивных параметров системы солнечного горячего водоснабжения

Исходные данные:

1. Средняя интенсивность солнечного излучения

J = 625Вт/м²

2. Продолжительность работы солнечного коллектора (СК) в течение суток

ф_ск = 12ч/сут

3. Сезонная продолжительность работы СК

t_ск = 150сут

4. Норма подачи горячей воды на 1 человека

q = 30л/сут

5. Количество потребителей в поселке

N_чел = 40 чел

6. Температура горячей воды на выходе из СК

T_гор = 54^?С

7. Температура холодной воды на входе в СК

T_хол = 18^?С

8. Средняя температура воздуха

T_воз = 22^?С

9. Удельные капитальные вложения в 1 м² рабочей поверхности солнечного коллектора

k_п^ск = 230 долл. /м²

10. Удельные капитальные вложения в 1 кВт установленной мощности традиционной энергоустановки

k_п^ТЭC = 550 долл. /кВт

11. Стоимость ед. условного топлива

Р_т = 215 долл. /т у. т.

3.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ)

3.1.1 Определение суммарных объемов баков-аккумуляторов (?Vак) для изолированного потребителя:

3.1.2 Определение количества тепловой энергии, которую должен накопить теплоноситель (вода) в баках-аккумуляторах в конце светового дня за сутки (Q_AK):

в сутки

где С_ж — удельная теплоемкость жидкости

С_ж = 4190Дж/ (л· °С).1 Дж = 2,78* 10^-7 кВт· ч.

3.1.3 Определение установленной мощности солнечного коллектора (N₀^ск)

где в — коэффициент эффективности поглощающей поверхности СК (в= 0,85);

(ф · б) — оптический КПД коллектора (для типовых СК= 0,85);

U₁ — суммарный коэффициент тепловых потерь U1=5 Вт/м²· °С.

3.1.4 Определение энергии (в пересчете на электрическую энергию), которую производит единичный СК (Е₀^ск) за сутки (ф_ск =12 ч)

3.1.5 Определение общей площади рабочей поверхности СК (F_cк) ССГВ

3.1.6. Определение энергетических показателей ССГВ:

установленная мощность

электрическая энергия

тепловая энергия (1 кВтч = 860 ккал)

ккал в год

3.1.7 Определение числа циклов прокачки теплоносителя (вода) через СК при ф_ск=12 ч, если суммарный массовый расход составляет q_м^н =50 л/ (м²· ч)

3.1.8 Определение фактического суммарного массового расхода (q _м^ф), если T_цикл^ф = 12

q _м^ф = (T_цикл^ф *Vак) / (ф_ск *F) = (12*2437,5) / (11*50) =53,2 л/ (м²*ч)

3.1.9 Определение годовой экономии условного топлива (В^ск)

где Q_p^н — низшая рабочая теплота сгорания условного топлива, Q_p^н = 7000 ккал/кг у. т.;

з_тэс — КПД традиционной энергетической установки, з_тэс =0,35.

3.1.10 Определение объема предотвращенной эмиссии углекислого газа (V_уг^ск)

(1 кВт· ч =0,5 СО₂)

3.1.11 Определение удельной экономии условного топлива (b ^ск)

3.1.12 Определение КПД ССГВ (з^ск)

Результаты расчетов:

1. Площадь рабочей поверхности СК: F^ск = 14,01 м²

2. Установленная мощность СК: N_уст^ск = 4, 19кВт

3. Электрическая энергия: Е_с^ск = 7545кВт· ч

4. Тепловая энергия: Q_ск = 6 488 700 ккал за сутки

5. Число циклов прокачки теплоносителя через СК: Т_цикл = 7

6. Годовая и удельная экономия условного топлива:

В^ск =2,65 т у. т.

b^ск = 0,19 т у. т. /м²

7. Объем предотвращенной эмиссии СО₂: V_уг^ск=3,77т

8. КПД ССГВ: з^ск = 47,8%

3.2 Оценка экономической эффективности устройства системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ)

Вариант 1. В летний сезон работает ССГВ.

3.2.1 Определение общих капитальных вложений (К_n^ск) в устройство системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ)

3.2.2 Определение удельного расхода топлива (b^тэс) для традиционной энергетической установки

з_тэс — КПД традиционной энергетической установки, з_тэс =0,35;

123 — теоретический эквивалент условного топлива, г у. т. /кВт-ч.

3.2.3 Определение удельной экономии затрат на топливе (?Ст) при устройстве ССГB вместо традиционной энергетической установки

где Рт = 215 долл. /т у. т. — стоимость единицы условного топлива.

?Ст — рассматривается как нижняя граница тарифа на электроэнергию, которая в отсутствии ССГВ была бы выработана традиционной энергоустановкой. С учетом мировых цен на органическое топливо принимаем из условия K_с^ск? 0,08 долл. /кВт· ч.

Принимаем K_с^ск=0,12 долл. /кВт· ч

3.2.4 Определение значений предельно допустимых удельных (?К^пр) и общих (К_n^пр) капитальных вложений в устройство ССГВ

n=0,12

Сравним К_п^пр > К_п^ск

Вывод: Капитальные вложения в устройство ССГВ меньше предельно допустимых значений.

3.2.5 Определение эксплуатационных издержек при устройстве ССГВ (норма издержек эксплуатации л= 0,05) (И_эк^ск)

долл. /год

3.2.6 Определение годового экономического эффекта (Э_ф^ск) при устройстве CCГВ

.

3.2.7 Определение срока окупаемости (Т_ок^ск) капитальных вложений в устройство ССГВ

Т_ок^пр =8.3 года

Вывод. Устройство ССГВ окупится в течение допустимого срока, т.к. Т_ок^пр >Т_ок^ск

Вариант 2.

Вместо ССГВ устраивается традиционная энергетическая установка с такими же энергетическими показателями (N_уст^тэс = N_уст^ск, Е_с^тэс = Е_с^ск, K_с^тэс =K_с^ск)

3.2.8 Определение общих капитальных вложений (К _n^тэс) в устройство традиционной энергетической установки

3.2.9 Определение потребности в топливе для традиционной энергетической установки

3.2.10. Определение эксплуатационных затрат (И_эк^тэс) с учетом доставки топлива

долл. в год

где K_эк^тэс =1,3…3,0 — коэффициент повышения эксплуатационных издержек с учетом доли доставки топлива

3.2.11. Определение годового экономического эффекта в случае устройства традиционной энергетической установки

3.2.12. Определение срока окупаемости (Т_ок^ТЭС) капитальных вложений в устройство традиционной установки

> Т_ок^пр=8.3 года

Вывод. Устройство альтернативной установки вместо ССГВ неэффективно, т.к. срок окупаемости ниже предельно допустимого.

Заключение

. Результаты выполненного технико-экономического расчета подтверждают целесообразность устройства ССГВ вместо традиционной установки.

IV. Определение основных энергетических и конструктивных параметров биогазовой энергетической установки (БГУ)

Основной характеристикой биогаза, как топлива, является теплотворная способность, выражаемой в МДж/кг, ккал/кг.

Биотопливо служит источником получения биогаза. Биогаз является продуктом сбраживания биомассы в анаэробных условиях в специальных устройствах — метатенках (биореакторах).

К основным параметрам БГУ относятся следующие показатели:

потребность населенного пункта в электроэнергии

E_c^п, кВт· ч в год

потребность населенного пункта в тепловой энергии

Q_с^п, ккал в год

требуемый объем производства биогаза

V₀^БГ, м³ б. г. в год

число установок (ИБГУ), работающих параллельно в одной батарее

m^БГУ, шт

объем производства органических удобрений

?Уд, т. в год

установленная общая (суммарная) мощность

N_уст^БГУ, кВт

годовая экономия условного топлива

В^БГУ, т у. т.

предотвращенная эмиссия углекислого газа

V_уг^БГУ, т

количество голов КРС у изолированного потребителя

N_крс^БГУ, гол. КРС

В расчете предполагается использование биогаза на производство электрической (освещение, бытовые приборы) и тепловой (отопление) энергии в равных долях. Производство электроэнергии осуществляется с помощью базогенераторной станции (ГГС), марку которой нужно определить.

Расчет энергетических и конструктивных параметров БГУ для получения биогаза.

1. Определение годовой потребности населенного пункта в энергии (электрической или тепловой):

электрической (E_c^п); кВт· ч в год

тепловой (Q_с^п): ккал в год

где: 1 кВт ч = 860 ккал;

1 ккал = 1,16 *кВт· ч

2. Определение марки газогенератора

кВт· ч в год

з_ак =0,9 — КПД аккумулятора в пределах 0,8…0,9

С учетом данных таблицы 4.1 принимаем 2 газогенераторные станции марки ГГС-4000 со следующими параметрами:

установленная мощность ,

расход топлива (природный газ) ,

годовая выработка электроэнергии в год при коэффициенте

использования установленной мощности ,

стоимость станции 37 000 руб. или 1480 долл.

3. Определение фактического коэффициента использования установленной мощности (K_ис^Ф) газогенераторной станции марки ГГС-400:

4. Определение фактического времени работы ГГС-4000 в течение года:

5. Определение части годового объема производства биогаза, идущего на производство электроэнергии (), при условии, что 1 м³ биогаза соответствует 0,6 м³ природного газа:

6. Определение части годового объема производства биогаза, идущего на производство тепловой энергии (), при условии, что 1 м³ биогаза эквивалентен 5160 ккал тепловой энергии:

где: з_тп = 0,6 — осредненное значение КПД для устройств, использующих тепловую энергию

7. Определение общего годового объема производства биогаза ()

8. Определение числа установок ИБГУ (m^БГУ), если максимальная производительность одной установки (V_max^БГУ) составляет 4380 м³ б. г. в год:

9. Определение среднесуточной производительности одной установки (), если установка работает в течение года ф =365 и при этом соблюдается условие

(3 м³б. г. ср^БГУ< 12 м³б. г.),

Условие соблюдается.

10. Определение среднесуточной нормы отходов (биомассы) () для загрузки одного метантенка, если 1 кг биомассы дает 0,06 м³ б. г.

11. Определение среднесуточного объема органических удобрений, если из 100 кг биомассы получается 95,9 кг жидких органических удобрений:

12. Определение годового объема производства органических удобрений (?Jq)

кг в год =674,96т в год

13. Определение общей (суммарной) установленной мощности батареи (блока) (), если время работы установки в течение года составляет

14. Определение установленной мощности единичного реактора ()

15. Определение годовой экономии условного топлива ()

где: - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива,

;

— КПД традиционной энергетической установки,

16. Определение объема предотвращенной эмиссии углекислого газа () при условии, что выработка 1 кВт· ч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5 кг СО₂

17. Определение количества голов КРС у изолированного потребителя (), если 1 голова КРС производит навоза в сутки в количестве, достаточном для получения 1,7 м³б. г. ()

КРС

У изолированного потребителя должно быть в хозяйстве не менее 68 голов КРС.

Результаты расчета:

1. Потребность населенного пункта в электроэнергии:

Е_с^п=78 000кВт· ч в год

2. Потребность населенного пункта в тепловой энергии:

Q_с^п=67.08· 10⁶ккал в год

3. Требуемый объем производства биогаза:

V₀^БГУ=42 246,69 м³

4. Число установок ИБГУ-1, работающих параллельно в одном блоке:

m^БГУ=10шт.

5. Объем производства органических удобрений:

?Уд= 674.96 т. в год

6. Установленная мощность блока (батареи) БГУ:

N_уст^БГУ=8,91 кВт

7. Годовая экономия условного топлива:

В^БГУ= 27,4 т у. т.

8. Предотвращенная эмиссия углекислого газа:

V_уг^БГУ=39 т

9. Количество голов КРС у изолированного потребителя:

N_крс^БГУ= 68 голов КРС

10. Газогенераторная станция марки ГГС-4000, N_уст^ГГС= 3,8 кВт, расход топлива (природный газ) q₀= 1,32 м³/ч, годовая выработка электроэнергии Е_с^ГГС= 26 630 кВт· ч в год, стоимость установки равна 37 000 руб. или 1480 долл.

Оценка экономической эффективности инвестиций. Получение биогаза из органических отходов.

Вариант 1. Биогаз является единственным источником энергии для изолированного потребителя (тепловой и электрической).

1. Определение капитальных вложений () в устройство установки для получения биогаза (БГУ), если один модуль стоит

2. Определение общих капитальных вложений () в устройство установки для получения биогаза (БГУ) с учетом приобретения газовой генераторной станции

3. Определение удельного расхода топлива () для традиционной энергетической установки

где — КПД традиционной энергетической установки, =0,35;

123 — теоретический эквивалент условного топлива.

4. Определение удельной экономии затрат на топливе () при устройстве

БГУ вместо традиционной энергетической установки

где: - нижняя граница тарифа на электроэнергию, которая в отсутствии БГУ была бы выработана традиционной энергоустановкой. С учетом мировых цен на органическое топливо рекомендуется принимать

5. Определение эксплуатационных издержек () при устройстве БГУ (норма издержек эксплуатации л = 0,1)

6. Определение эксплуатационных издержек при работе газогенераторной станции (ГГС) (), если капитальный ремонт станции стоит, техобслуживание долл. в год, а фактическое время работы ГГС :

долл в год

7. Определение суммарных эксплуатационных издержек ():

долл. в год

8. Определение дохода от реализации органических удобрений (), если закупочная цена удобрений составляет =5 руб. за 1 кг, а 1 долл. равен Ц_дол =25 руб.

9. Определение годового экономического эффекта () при устройстве БГУ, если, а тариф на тепловую энергию

10. Определение срока окупаемости () капитальных вложений в устройство БГУ

предельно допустимый срок окупаемости капитальных вложений (инвестиций).

Вывод. Устройство БГУ окупится в течение допустимого срока.

Вариант 2. БГУ не используется, вся необходимая энергия поступает от традиционной энергетической установки, которая имеет такие же энергетические показатели

()

11. Определение общих капитальных вложений () в устройство традиционной энергетической установки

12. Определение потребности в топливе для традиционной энергетической установки

гидротехнический ветроэлектрическая энергетический оборудование

13. Определение эксплуатационных издержек (затрат) для традиционной энергетической установки () с учетом доставки топлива

т в год

где — коэффициент повышения эксплуатационных издержек с учетом доли доставки топлива в общих затратах на эксплуатацию традиционной установки =1,3…3,0.

Принимаем =1,3

14. Определение годового экономического эффекта в случае устройства традиционной энергетической установки

15. Определение срока окупаемости () капитальных вложений в устройство традиционной установки

Вывод: Устройство альтернативной установки вместо БГУ не окупится в течение допустимого срока.

Заключение

Результаты выполненного технико-экономического расчета подтверждают целесообразность использования БГУ для производства биогаза и получения на его основе электрической энергии и органических удобрений. В качестве базовой установки принимается ИБГУ-1 конструкции ВИЭСХ (г. Москва), количество установок — 10, для выработки электрической энергии на основе биогаза используется газогенераторная станция ГГС-4000.

1. Дж. Трайделл, А. Уей «Возобновляемые источники энергии». М: Энергоиздат, 1990 г.

2. Беляев Ю. М." Концепция альтернативной экологически безопасной энергетики". Краснодар: «Сов. Кубань», 1998 г.

3. Ревель П., Ревель Ч. «Среда нашего обитания». Кн.3 «Энергетические проблемы человечества». Москва: «Мир», 1985 г.

4. «Малая гидроэнергетика» (под редакцией Л.П. Михайлова) М: «Энергоиздат», 1989 г.

5. «Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников в России». «Наука», 2000 г.

6. Потапов В. М., Ткаченко П. Е., Юмманов О. А. «Использование водной энергии» М: «Колос», 1972 г.

7. «Ветроэнергетика». Руководство по применению ветроустановок малой и средней мощности". ИСЦ. М.: 2001 г.

8. Виленский П. Л., Ливишц В. Н., Смоляк С. А. «Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика» (учебное пособие). 2-е издание М: «Дело», 2002 г.

9. Серебренников Ф. В. «Расчет основных энергетических конструктивных параметров ветроэлектрической установки» (учебное пособие). М: МГУП, 2007 г.

Albest.ru