Исследование эффективности использования энергокомплексов на основе солнечных и теплонасосных установок в региональной энергетике Мьянмы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.08, кандидат наук Аунг Ко

• Аунг Ко
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Аунг Ко

СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА МЬЯНМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В МЬЯНМЕ И В МИРЕ

1.1. Географическое положение и климатические условия Мьянмы

1.2. Современное состояние топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Мьянмы

1.3. Проблемы топливно-энергетического комплекса Мьянмы

1.4. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии Мьянмы

1.5. Перспективы развития СФЭУ и ТНУ в мире

1.6. Перспективы использования СФЭУ и ТНУ для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя Мьянмы

1.7. Выводы по первой главе

2 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

2.1. Общие положения

2.2 Разработка математической модели выбора основных параметров и режимов ГЭК на базе ВИЭ

2.3 Основные исходные данные и допущения

2.4. Выводы по второй главе

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАСЧЁТОВ НА ОСНОВЕ ВИЭ

3.1. Современное информационное обеспечение гелиоэнергетических расчётов и расчётов по НПТ в Мьянме

3.1.1 Современное информационное обеспечение гелиоэнергетических расчётов в Мьянме

3.1.2 Современное информационное обеспечение расчётов по НПТ в Мьянме

3.2. Исследование энергетических характеристик типовых автономных сельских потребителей в распределённой энергетике Мьянмы и их особенности

3.3. Выводы по третьей главе

4 МЕТОДИКА ОБОСНОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСОВ НА БАЗЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ ДЛЯ УСЛОВИЙ МЬЯНМЫ

4.1 Алгоритм расчета прихода солнечной радиации

4.2 Алгоритм расчета параметров теплонасосной установки

4.2.1 Первый метод оценки общей длины ВГТ

4.2.2 Второй метод оценки общей длины ВГТ

4.2.3 Третий метод оценки общей длины ВГТ

4.2.4 Четвёртый метод оценки общей длины ВГТ

4.2.5 Расчёт КПД ТНУ

4.3 Методика обоснования структуры, параметров и режимов работы энергокомплексов

4.5 Выводы по четвёртой главе

5 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГКОМПЛЕКСОВ НА ОСНОВЕ СОЛНЕЧНЫХ И ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРО-, ТЕПЛО- И ХЛАДОСНАБЖЕНИЯ ТИПОВОГО АВТОНОМНОГО

СЕЛЬСКОГО ПОТРЕБИТЕЛЬЯ МЬЯНМЫ

5.1. Разработка ПК «СТАД» на языке С++ и описание его возможностей

5.2 Исследование эффективности использования энергокомплекса на базе солнечных фотоэлектрических установок и грунтовых тепло-насосных установок для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя Мьянмы

5.3 Исследование эффективности использования энергокомплекса на базе солнечных фотоэлектрических установок и воздушных тепло-насосных установок для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя Мьянмы

5.4 Исследование эффективности использования энергокомплекса на базе солнечных фотоэлектрических установок и кондиционеров с котлом для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя Мьянмы

5.5 Сравнение полученных результатов по двумя ПК

5.6 Выводы по пятой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

СОКРАЩЕНИЯ

РСМ - Республика Союз Мьянма

ПО - Программное обеспечение

ТЭК - топливно-энергетический комплекс

СФЭУ - солнечная фотоэлектрическая установка

ТНУ - тепло-насосная установка

ГТНУ - грунтовая тепло-насосная установка

ВТНУ - воздушная тепло-насосная установка

АБ - аккумуляторная батарея

ДЭУ - дизельная электроустановка

ВГТ - вертикальный грунтовой теплообменник

ПК - программный комплекс

ЭЭ - электроэнергия

ВИЭ - возобновляемые источники энергии

ГВС - горячее водоснабжение

ГЭК - гибридный энергокомплекс

ТЭО - технико-экономическое обоснование

ОЭС - объединенная энергосистема

БЭУ - бензиновая электроустановка

ГЭС - гидроэлектростанция

СЭС - солнечные электростанции

NREL - National Renewable Energy Laboratory

МИРЭС - Мировой энергетический совет

МГЭС - малая гидроэлектростанция

ГИС - геоинформационная система

ВЭС - ветроэлектростанция

НПТ - низкопотенциальная теплота

ТЭС - тепловая электрическая станция

СЭ - солнечная энергия

ВЭ - ветровая энергия

МГЭ - малая гидроэнергетика

АП - автономный потребитель

СР - солнечная радиация

КПД - коэффициент полезного действия

ЛЭП - линия электропередачи

МЭА - Международное Энергетическое Агентство

LCOE - Levelized cost of Electricity - средняя расчётная себестоимость

электроэнергии АЭС - атомная электрическая станция

СОР - коэффициент преобразования ТНУ (прим. - от англ. «coefficient

of performance»)

1111 - приёмная площадка

СМ - солнечный модуль

ГМС - гидрометеостанция

NASA - National Aeronautics and Space Administration (Национальное управление по аэронавтике и исследованию космического пространства) БД - база данных

ASHRAE - American Society of Heating, Refrigerating and Air-Conditioning Engineers (Американское общество инженеров по отоплению, охлаждению и кондиционированию воздуха).

ВВЕДЕНИЕ

С развитием технического прогресса потребность в ЭЭ увеличивается с каждым годом. Вместе с тем запасы традиционного природного топлива (нефть, уголь, газ и др.) конечны. Современное общество приходит к пониманию того, что добыча энергоресурсов наносит необратимый вред планете. В связи с этим в последние годы тенденция роста использования ВИЭ становится достаточно явной. Проблемы развития ВИЭ обсуждаются сегодня на самом высоком уровне. Практически во всех развитых странах формируются и реализуются проекты развития ВИЭ. Основной принцип использования энергоресурсов на основе ВИЭ заключается в её извлечении из постоянно происходящих в окружающей среде процессов и предоставлении их для технического применения.

Технический прогресс достиг в настоящее время такого уровня, при котором генерация энергии определятся не только экономической целесообразностью, а также рядом других факторов, наиболее значимыми из которых являются экологический, социальный, и которые связаны с перспективой развития человечества и энергетической безопасностью. Несмотря на высокую стоимость ВИЭ по сравнению с традиционными источниками энергии, перспективы использования ВИЭ очевидны. При этом ВИЭ имеют существенные преимущества с точки зрения экологии и социальной значимости. Существенное развитие ВИЭ получили в странах с ограниченной ресурсной базой, чья энергетическая безопасность напрямую зависит от поставок энергоносителей (в первую очередь нефти и газа).

Весьма сложной, но актуальной задачей является система оптимизации параметров и режимов ГЭК на базе ВИЭ. Для создания ГЭК требуется специальное информационное, математическое и программное обеспечение для ТЭО проектируемых ГЭК в условиях стран, где рыночные отношения находятся только на стадии своего становления. В связи с этим для эффективного использования ресурсов ВИЭ, выбора состава генерирующих установок на базе ВИЭ и их оптимальных параметров необходимо

располагать достоверными данными о поступлении ресурсов и оптимизировать энергетические параметры и режимы работы ГЭК.

По мировым опыту использование только одного вида ВИЭ в системах энергоснабжения автономных потребителей не всегда позволяет обеспечить надежное и бесперебойное энергоснабжение из-за физических особенностей самих ВИЭ. В связи с этим энергообеспечение автономного потребителя Мьянмы наиболее рационально организовать путем совместного использования энергоресурсов на основе ВИЭ. Для эффективной работы ГЭК на базе ВИЭ требуется создание ПК, которые позволят оптимизировать проектные параметры и режимы работы всех компонентов ГЭК для заданного критерия оптимальности. Также выбор наиболее эффективного ПО даст возможность эффективно использовать ресурсы на базе ВИЭ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование эффективности использования энергокомплексов на основе солнечных и теплонасосных установок в региональной энергетике Мьянмы»

Актуальность темы диссертационной работы

По сравнению с соседними развивающимися странами уровень электропотребления Республики Мьянма является самым низким. Более 60 % населения страны не получает ЭЭ от ОЭС. В Мьянме более 70% населения сельских населенных пунктов живет в удалённых районах децентрализованного или негарантированного централизованного энергоснабжения. Среди них только 7% населения подключено к ОЭС [1,37]. Из-за высокой стоимости электропередачи ОЭС не покрывает горные удалённые регионы. Децентрализованные и отдаленные регионы используют только слабые дорогие местные сети для передачи ЭЭ. В зоне, охваченной ОЭС, иногда также используются ДЭУ или БЭУ из-за малой надежности системы энергоснабжения Мьянмы, но их применение дорого для населения. Для решения этой проблемы уже проведён ряд исследований по расширенному использованию разных видов ВИЭ в системах электроснабжения индивидуальных сельских потребителей.

Выполненные ранее исследования касались, в основном, только проблемы электроснабжения указанных потребителей в Мьянме, не затрагивая актуальную проблему обеспечения потребителя не только ЭЭ, но

и тепло- и хладоснабжением. В связи с этим сегодня для условий Мьянмы необходимы исследования ГЭК по созданию эффективных систем тепло- и хладоснабжения помещений индивидуальных потребителей на основе использования ВИЭ. Данная проблема весьма актуальна для северных и восточных горных регионов Мьянмы с отрицательными температурами окружающей среды в некоторые периоды времени года. Проблема же охлаждения помещений актуальна для центральных и южных регионов страны, где температура окружающей среды больше чем в других регионах.

Мьянма является страной, которая имеет богатый потенциал ВИЭ от ГЭС, биомассы, ветра и солнечных ресурсов. Благодаря тому, что в Мьянме имеется высокий потенциал ресурсов солнечной энергии, использование солнечной энергии остаётся в настоящее время одним из лучших решений для удаленных районов, где не удается подключиться к объединенной энергосистеме. В связи с этим, перспективными для многочисленных индивидуальных потребителей Мьянмы являются разработка соответствующего ПО, позволяющего для конкретной точки подобрать оптимальный состав оборудования ГЭК и проведение исследований по созданию эффективной комплексной системы электро-, тепло- и хладоснабжения на основе солнечных ресурсов и низкопотенциальной теплоты, что сегодня весьма характерно для соседних с Мьянмой стран, находящихся в аналогичных климатических условиях.

Цель исследования

Целью данной работы является разработка математических моделей, исследование параметров и режима работы тригенерационного энергокомплекса, состоящего из СФЭУ, ТНУ, ДЭУ и АБ и анализ эффективности их использования для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя Мьянмы.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели в работе были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Постановка общей задачи оптимизации состава оборудования ГЭК электро-теплового назначения.

2. Идентификация графиков электрической и тепловой нагрузки и состава потребителей энергии на рассчитываемый перспективный период времени для трёх вариантов изменения социальных условий в РСМ.

3. Анализ перспективных источников НПТ в Мьянме и определение их энергетического потенциала одновременно с солнечными ресурсами для реализации указанных ГЭК.

4. Создание математических моделей и ПК «СТАД» для обоснования оптимальных энергетических параметров и режимов работы ГЭК, предназначенного для комплексного электро-, тепло- и хладоснабжения многочисленных сельских автономных потребителей Мьянмы.

5. Исследование результатов технико-экономического обоснования с учётом различных уровней электропотребления и стоимости оборудования тригенерационного энергокомплекса, работающего на основе ВИЭ и эффективности их использования для обеспечения энергоснабжения типового автономного потребителя Мьянмы.

Научная новизна:

1. Разработана комплексная методика технико-экономической оптимизации структуры, параметров и режимов работы тригенерационного энергокомплекса для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя, базирующегося на использовании солнечных и теплонасосных установок;

2. Получены значения электрической и тепловой нагрузки характерных сельских потребителей энергии с учётом особенностей различных регионов страны;

3. Установлена зависимость влияния характеристик грунта на тепловой потенциал районов Мьянмы;

4. Разработан программный комплекс «СТАД» на языке С++ для исследования эффективности использования солнечной энергии и

низкопотенциальной теплоты в ГЭК для электро-, тепло- и хладоснабжения типовых индивидуальных потребителей Мьянмы. Защищён свидетельством о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2018663543 «Программный комплекс «СТАД» для исследования комплексного использования гибридных энергокомплексов».

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Основные расчётные уравнения по оптимизации баланса электрической и тепловой нагрузки с учётом ограничений режимов работы, допустимые условия работы компонентов и всего ГЭК в целом;

2. Результаты исследования информационного обеспечения гелиоэнергетических расчётов, исследования системы тепло- и хладоснабжения типового автономного потребителя с использованием ТНУ, исследования ресурсов НПТ и солнечной энергии, исследования энергетических характеристик типовых сельских потребителей в регионах Мьянмы;

3. Математические модели и ПК «СТАД» для обоснования эффективности использования ГЭК на базе СФЭУ и ТНУ в региональной энергетике Мьянмы с учётом основных влияющих факторов;

4. Результаты исследования эффективности использования тригенерационного энергокомплекса для обеспечения энергоснабжения электро-, тепло- и хладоснабжения типовых автономных сельских потребителей в горных регионах Мьянмы на основе разработанных математических моделей.

Методика исследований

Решение поставленных в работе задач осуществлялось на основе использования методов системного анализа, с использованием методов математического программирования и численных методов решения задач. Достоверность научных результатов и выводов

Достоверность научных положений, теоретических выводов и практических рекомендаций диссертации подтверждается сопоставлением

полученных результатов с результатами других авторов.

Практическая значимость

Разработаны рекомендации по повышению эффективности использования ВИЭ для комплексных систем электро-, тепло- и хладоснабжения многочисленных типовых сельских потребителей Мьянмы с целью поднятия их социального уровня жизни.

Апробация работы

Результаты выполненной работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и научных семинарах: Двадцать вторая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов Радиоэлектроника, Электроника и Энергетика»: Москва, МЭИ, 25- 26 февраля 2016 г.; Юбилейная 10-я Международная научно-техническая конференция «ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В СЕЛЬСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ» Москва, ВИЭСХ. 24-25 мая 2016 г.; Международный конгресс «Возобновляемая энергетика XXI век: энергетическая и экономическая эффективность» :Москва, 13-14 октября 2016 г.; XIV Международная ежегодная конференция «Возобновляемая и малая энергетика - 2017. Энергосбережение. Автономные системы энергоснабжения стационарных и подвижных объектов»: Москва, 17-18 апреля 2017 г; Международная конференция « Les Energies Renouvelables @ Les Emplois Verts 2nd Edition. 25 avril 2017. Casablanca.Morocco; The 2nd International Conference on the Applications of Information Technology to Renewable Energy Processes and Systems (IT-DREPS 2017): University of Petra ,Amman, Jordan, 6-7 December ,2017; научные семинары кафедры ГВИЭ НИУ МЭИ (июнь, 2017).

Публикации

По основным результатам диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе три статьи в печатных изданиях, рекомендованных ВАК РФ, одна - включена в международную базу цитирования Scopus. Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях:

1. Аунг Ко, Малинин Н.К., Шестопалова Т.А. Разработка специального математического обеспечения для решения проблемы комплексного энерго-, тепло- и хладоснабжения автономных сельских потребителей в Мьянме. // Жур. Новое в российской электроэнергетике, М.№12. 2017. С.10-16. Импакт-фактор-0,139.

2. Аунг Ко, Малинин Н.К., Шестопалова Т.А. Теоретические основы и пути разработки оптимального состава энергокомплекса на основе возобновляемых источников энергии для комплексного энергоснабжения сельского потребителя мьянмы// Вестник КРСУ им.Б.Н.Ельцина. -Бишкек. Том 17, №12, 2017. С.128-136. Импакт -фактор-0,065.

3. Аунг Ко, Малинин Н.К., Шестопалова Т.А. Исследование эффективности использования энергокомплексов на основе солнечных и теплонасосных установок для обеспечения электро-, тепло- и хладоснабжения автономного сельского потребителя Мьянмы// Энергетик, -М., № 4, 2018, -С. 25-30.Импакт-фактор-0,068. SCOPUS.

4. Аунг Ко, Шестопалова Т.А. Проблемы создания комплексной системы электро- и теплоснабжения автономного потребителя Мьянмы. //Двадцать вторая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов Радиоэлектроника, Электроника и Энергетика»: Москва, МЭИ, 25 - 26 февраля 2016 г.-№3,-С.316.

5. Аунг Ко, Малинин Н.К., Шестопалова Т.А. Постановка задачи оптимизации состава энергокомплекса на основе возобновляемых источников энергии для комплексного энергоснабжения сельского потребителя Мьянмы // Юбилейная 10-я Международная научно-техническая конференция «ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В СЕЛЬСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ »:Москва, ВИЭСХ. 24-25 мая 2016, ВЕСТНИК ВИЭСХ №2.(23). -С. 23-26.

6. Аунг Ко, Малинин Н.К., Шестопалова Т.А. АНАЛИЗ ПУТЕЙ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ КОМПЛЕКСНОГО ЭНЕРГО-, ТЕПЛО- И

ХЛАДОСНАБЖЕНИЯ АВТОНОМНЫХ СЕЛЬСКИХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В МЬЯНМЕ //Международный конгресс« Возобновляемая энергетика XXI век: энергетическая и экономическая эффективность»:Москва, 13-14 октября 2016, REENCON-XXI 2016, №2.(23). -С. 100-104.

7. Аунг Ко, Малинин Н.К. ,Шестопалова Т.А. Development of theoretical bases for solving the problems of power supply system of autonomous rural consumer in Myanmar by using renewable sources of energy. « The 2nd International Conference on the Applications of Information Technology to Renewable Energy Processes and Systems (IT-DREPS 2017)»: University of Petra ,Amman,Jordan,6-7 December ,2017. Стр.142-147. SCOPUS.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 163 страницах машинописного текста, содержащего 58 иллюстраций, 51 таблицу и список литературы, включающий 81 наименование.

Краткая аннотация

1. Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи работы, приведены положения, выносимые на защиту, раскрыта научная и практическая значимость диссертационной работы.

2. В первой главе даны анализ современного состояния топливно-энергетического комплекса Мьянмы, а также перспектив использования возобновляемых источников энергии в Мьянме и в мире.

3. Во второй главе сформулирована постановка работы, её задачи, также приведены основные исходные данные и допущения.

4. В третьей главе проведено исследование современного информационного обеспечения гелиоэнергетических расчетов и расчётов по НПТ в Мьянме, исследованы энергетические характеристики типовых сельских потребителей в распределённой энергетике Мьянмы и их особенности.

5. В четвертой главе представлена методика обоснования

параметров и режима работы ГЭК, состоящего из солнечных, тепло-насосных, дизельных энергетических установок с использованием системы аккумуляторной батареи.

6. В пятой главе проводится результаты исследований на основе разработанного методического и математического обеспечения эффективности использования трёх перспективных для Мьянмы типов ГЭК для электро-, тепло- и хладоснабжения типового сельского потребителя в распределённой энергетике Мьянмы с помощью ПК «СТАД» на языке С++.

7. В заключении приведены основные результаты и выводы.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА МЬЯНМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ

В МЬЯНМЕ И В МИРЕ 1.1. Географическое положение и климатические условия Мьянмы Мьянма - государство в западной части Индокитайского полуострова Азии площадью 678500 км . До 1989 года страна официально называлась Бирма. Мьянма входит в состав Ассоциации государств Юго-восточной Азии с 1997 года [2,3]. Расположена между 9°32' и 28° 31' градусами северной широты и между 92°10' и 101° 11' восточной долготы. Территория с запада на восток составляет 936 км и с севера на юг - 2051 км [2,3]. Столица Мьянмы - Нейпьидо, расположена в центре области Мандалай. На западе граничит с Бангладеш и Индией, на севере и северо-востоке с Китаем, на востоке - с Лаосом, на юго-востоке - с Таиландом [2,3]. Общая протяженность границы - 5876 км, из них 2185 км приходится на границу с Китаем, 1800 км - на границу с Таиландом. С юго-запада страна омывается Бенгальским заливом, с юга - Андаманским морем. Длина береговой линии равна 2832 км. В состав Мьянмы входит архипелаг Мьюи (Мьей), находящийся в Андаманском море.

В геоморфологическом отношении территория Мьянмы разделяется на четыре района, вытянутых в меридиональном направлении [4, 5]. От горного массива Путао, расположенного на крайнем севере, отходят два из этих районов - нагорье Шан на востоке и Западный горный пояс на западе. Между ними простирается пояс Центральной равнины. Западная приморская полоса известна под названием прибрежная равнина Ракхайн. Нагорье Шан на западе четко отделено от Центральной равнины меридиональным сбросом, который выражен в рельефе в виде уступа высотой до 600 м. Прибрежная равнина Ракхайн тоже отделена от центральной части страны горным массивом Ракхайн. Абсолютные высотные отметки страны колеблются от 5

до 5881 метров над уровнем моря. Высочайшая вершина страны и всей Юго-Восточной Азии - гора Хкакабо-Рази (5881 м) находится на севере Мьянмы [4]. На рис. 1.1 представлены районы и основные населенные пункты Мьянмы.

_

БУТАН

ИНДИЯ

4

„Шинбуиян

г. Кклкэ&орази {6АВ1 и)

КИТАЙ

/ Мдгэш Мымпна - Гам-аил*, л П'

БАНГЛАДЕШ

Таиу .Бщчио

14 г-^/ Г .пнилойу Пйпиен

Г , тш/ /Л/ ;

«Капева Еадунн *

п^н; Г . шПаша

м4

Кумлон

Хунък-а. . 1 1 -----------'.Мандалай Ж

Стуз-а

хилс

Паклиуку. 'МыпОожАн Мей г* ила*

Кунщк *Таунджи * МинОу*"»Ма'*а *ПмвТ>1Н Пьм«мэи% О. Аумлал. *Элэ *Ломко

ТзндуэТ . М^наум Ь eitiu.ui схий ) \ | )

-»янгон

10-" ЛАОС

Бассейн^'

• вагеия

о. Првпарис

Кокосовые о-ва

ТАИЛАНД

и

ИНДИЯ

АкЬалшпасог море

• Моламьяйн

1М

к/

Таечду^«

1 1гЦ»

\ '

рТяиишаин

арх^ " »л^оньн

)

Мьей

Саамский .шш

Кампонгталоу"

400 ки _I

Ж1

.к ¡ш

ж

Рис. 1.1. Географическая карта Мьянмы

В Мьянме живет 135 национальностей [5]. В конце 2017 г. население страны составляет более 60 млн. человек, что составляет примерно 0,8% от общей численности населения в мире. Средняя плотность населения по приблизительным оценкам составляет 81 человек на 1 км, но территория

страны заселена весьма неравномерно. Наиболее плотно заселены районы с лучшими пахотными угодьями в дельте Иравади и на равнинах в центральной части страны, где плотность населения в разных местах колеблется от 100 до 500 человек на 1 км . Наименее обжиты горные области, население которых в основном концентрируется в долинах и предгорьях. Плотность в среднем от 10 до 20 человек на 1 кв.км. Крупнейшие города: Янгон (5 млн. чел.), Мандалай (1,5 млн. чел.), Нейпьидо (1 млн. чел.), Моламяйн (1 млн. чел.), Ситве (0,9 млн. чел.) .

В Мьянме преобладает в основном тропический и субтроэкваторальный климат. Выделяются три сезона (влажный — с конца мая по конец октября, прохладный — с конца октября по середину февраля, жаркий — с середины февраля по конец мая.) [3,6]. Имеются значительные колебания температуры и осадков в зависимости от местности. В северных и восточных горных регионах страны, а также в горных регионах штата Чин средняя температура прохладного сезона около 0°С (температура ночью в прохладном сезоне иногда опускается до -5 °С), в долинах температура не превышает +20 °С [4,6], а летом около +30°С. В центральной части равнины в прохладном сезоне среднемесячная температура составляет +20°С, летом максимальная температура обычно достигает +45° С. Максимум осадков приходится на июль.

1.2. Современное состояние топливно-энергетического комплекса (ТЭК)

Мьянмы

ОЭС страны принадлежит Министерству энергетики Мьянмы. Централизованным снабжением ЭЭ обеспечено только 37,8% населения Мьянмы (в основном городского населения) [7,8]. Установленная мощность электростанций, работающих в ОЭС Мьянмы, составляла 5390 МВт в 2017г. [7]. В таблице 1.1 представлено распределение установленной мощности по типу электростанций в энергосистеме [7]. В 2016г. в Мьянме потребность в ЭЭ составляла 13,55 млрд. кВтч. На рисунке 1.2 представлено

электропотребление в различных областях человеческой деятельности. На бытовое потребление приходится 49,3% вырабатываемой ЭЭ, промышленное потребление - 30,4 %, коммерческое потребление - 18,5%, в 2017 г. на освещение площадей общественного пользования - 1,8%. При этом потребления ЭЭ для бытовых приборов составляет почти 50% всего ЭЭ

потребления.

ленность , 4.1

Рис. 1.2. Потребление ЭЭ (млрд. кВ-ч) в 2016г.

Таблица 1.1

Выработка ЭЭ и установленная мощность электростанций Мьянмы в 2017 гг.

Тип станции Выработанная мощность (ГВтч) Установленная мощность (МВт) Установленная мощность (%)

ГЭС 9743,85 3255,18 60,4

ГТУ 8052,43 1919,9 35,6

ТЭС 9,59 120 2,2

ДЭУ 61,12 94,3 1,7

I 17866,99 5389,38 100

В 2017г. в Мьянме было выработано 17,9 млрд. кВтч ЭЭ, а потребность в ЭЭ в 2017 г. составляла 15,355 млрд. кВтч. В таблице 1.1 представлена выработка ЭЭ по типам электростанций. Сегодня в Мьянме получают электрическую энергию в основном с помощью гидравлических станций. В 2017 г. установленная мощность ГЭС составляла 60,4% суммарной установленной мощности РСМ. По экспертным оценкам отчёта

[7] в 2016-17 гг. потребность в ЭЭ Мьянмы увеличилась в 2 раза по сравнению с потребностями 2011-12 (см. рис 1.3).

„ 20000

ч

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Годы

Рис. 1.3. Годовое потребление ЭЭ Мьянмы за 7 лет.

1.3. Проблемы топливно-энергетического комплекса Мьянмы

В ТЭК Мьянмы в настоящее время самой актуальной проблемой является дефицит электроэнергии. Удельное электропотребление в стране на 1 человека составило всего 240 кВт-ч /год в 2017 г. (см. рис 1.4) [9]. Это в 18 раз меньше, чем в Китае и Малайзии и в 10 раз меньше, чем в Таиланде. На рис. 1.5 приставлено годовое электропотребление на 1 человека в Мьянме [7]. Потребление электроэнергии на душу населения в Мьянме является одним из самых низких в Юго-Восточной Азии в силу низкого уровня доходов и низкой электрификации. Однако потребление энергии растет высокими темпами. Так за последние 7 лет энергопотребление на душу населения увеличилось более чем в 3 раза (см. рис 1.5).

ч

Годовое потребление, кВт- 11223344 0100100100101. ООООООООС ооооооооос

1

■ ■ — —

ч/ ж ✓ # / ✓ у / Страны

Рис. 1.4 .Удельное потребление электроэнергии на 1 чел/год в странах юго-восточной

Азии.

Рис. 1.5. Электропотребление на 1 человека Мьянмы

По прогнозу экспертов Азиатского банка развития в конце 2017 г. в РСМ было выработано 17,9 млрд. кВтч ЭЭ, а потребность в ЭЭ составляла 20 млрд. кВтч [7,10]. Потребление электричества увеличилось с 12,5 млрд. кВтч в 2012 г. до 23 млрд. кВтч в 2018 г. При этом рост потребления составляет 13% в год (см. рис 1.6) [10]. На рисунке 1.6 и 1.7 представлена динамика роста годового потребления ЭЭ Мьянмы и динамика роста необходимой установленной мощности РСМ за 20 лет. Значение максимальной потребляемой мощности ежегодно увеличивается. В 2018 г. необходимая установленная мощность составляла от 3175 МВт до 3587 МВт (см. рис 1.7).

В таблице 1.2 показаны тарифы на ЭЭ в конце 2017г. в РСМ. По отчёту [1] для бытового потребления стоимость 1 кВт ч составляет 3,5 цента до объема потребления ЭЭ в 100 кВт ч в месяц и 5 центов при объёме потребления ЭЭ больше 200 кВт ч. Для коммерческих и промышленных потребителей стоимость 1 кВтч составляет 10 центов до объема потребления ЭЭ до 500 кВтч в месяц, 15 центов при объёме потребления больше 10000200000 кВт ч и 12,5 центов при объеме потребления ЭЭ больше 200000 кВтч. В городах и поселках Мьянмы, где есть связь с ОЭС, обеспечение электричеством с ноября по март не круглосуточное (7-8 часов в сутки). В дождливый сезон все населенные пункты, у которых есть связь с ОЭС, имеют

круглосуточное электроснабжение, так как в это время мощности ГЭС используется полностью.

25

н

п

И

Ч

а

о S

а с

о v

ч в

гО X

I— V

п ю

а н о Б

20

15

10

0

Снабжение Требование

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Годы

5

Рис. 1.6. Динамика роста годового потребления ЭЭ Мьянмы.

от И П

* s

а с пи т

2 S S Э

до £ 2

16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

тт

IJ J

р г г I I

Г I I I I I I 11 11 11 11 11 I 11 11 11 11 11 11 11 11 I

с^ О ❖ ❖ ❖ ^ ^ # # ❖

Годы

<•£> ^

Годы

I Прогноз требования (Низкий) ■ Прогноз тербования (Высокий)

Рис.1.7. Динамика роста необходимой установленной мощности РСМ за 20 лет.

Таблица 1.2

Тарифы на ЭЭ в Мьянме до конца 2017 г.

Тип объекта в ОЭС До 100 кВтч 100-200 кВтч > 200 кВтч до 500 кВтч 500-5000 кВтч 500010000 кВтч 10000200000 кВтч >200000 кВтч

Домашние 3,5 цент США/ кВтч 4 цент США/ кВтч 5 цент США/ кВтч

Промышленный объект 7,5 цент США/ кВтч 10 цент США/ кВтч 12,5 цент США/ кВтч 15 цент США/ кВтч 12,5 цент США/ кВтч

В состав системы распределенной энергетики Мьянмы входят многочисленные (93% всех сельских населенных пунктов) автономные сельские потребители малой мощности (до 10 кВт) и локальные энергосистемы мощностью в несколько сотен киловатт. Указанные потребители находятся во всех восточных, западных и северных горных регионах и западных и южных прибрежных регионах, электроснабжение которых осуществляется сегодня, в основном, от бензиновых и дизельных энергоустановок (мощностью от 30 до 300 кВт). Они потребляют большие объёмы дефицитного и постоянно дорожающего ископаемого невозобновляемого топлива. Во многих поселках указанных регионов частные компании продают ЭЭ, получаемую от ДЭУ, по цене в 50-90 цент/кВтч [11], что намного выше чем стоимость 1 кВтч для централизованных потребителей. Стоимость электричества в удаленных регионах Мьянмы намного дороже, чем в соседних странах, поэтому освещение жилых домов нестабильное [11].

Таблица 1.3

Проекты ГЭС, которые будут завершены в ближайшие годы

N0 ГЭС Установленная мощность (МВт)

1 Верхний Нантван 3,2

2 Чвели (3) 1050

3 Дидок 66

4 Верхний Еюа 280

5 Средний Паунлаун 100

6 Верхний Чай Таун 51

7 Верхний Вилючунг 30,4

8 Тхатау 111

Всего 520

Для решения указанных проблем дефицита в электроэнергию в стране строятся новые ТЭС на газе и традиционные ГЭС. Кроме того строятся

новые и модернизируются старые линии электропередачи. В таблице 1.3 представлены проекты ГЭС, которые будут завершены в ближайшие годы [2]. Однако эти меры пригодны для улучшения электроснабжения только тех населенных пунктов, где есть связь с ОЭС. Для большинства же потребителей, использование ВИЭ остаётся в настоящее время одним из лучших решений для снижения затрат, так как в Мьянме имеются богатые ресурсы разных видов ВИЭ [12-14].

1.4. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии Мьянмы

Благодаря своему географическому положению Мьянма обладает большими ресурсами ВИЭ. В настоящее время СЭ и ВЭ, а также МГЭ являются наиболее распространёнными видами ВИЭ, используемыми для обеспечения электроэнергией АП в развивающихся странах мира с большой долей сельского населения, что весьма характерно для Мьянмы. Ресурсы СЭ, ВЭ и МГЭ Мьянмы достаточно велики, существенно различаясь по регионам [12-14].

Имеется значительный потенциал энергии ветра, но ее использование находится на начальном этапе развития. По современным данным валовые ресурсы ВЭ страны составляют на высоте 10м - 1820,66 ТВтч/год; на высоте 50 м - 4782,01 ТВтч/год; на высоте 70 м - 5851,76 ТВтч/год и на высоте 100м - 7248,17 ТВтч/год [2].

В центральной части территории среднемноголетние скорости ветра относительно не велики и составляют на высоте 10 м 1,2 - 2,5 м/с. Однако в некоторых местах западного побережья страны среднемноголетние скорости ветра достигают 5,5 м/с на высоте 10 м. Как показывает мировой опыт развития ветроэнергетики, указанные показатели скоростей ветра говорят о пригодности для эффективного использования как для энергообеспечения АП, так и для строительства системных ВЭС [15]. На рис. 1.8 показаны среднемноголетние скорости ветра на высоте 10 м по всей территории Мьянмы [15].

92 Щ % 100 102

долгота

Рис. 1.8. Среднемноголетние скорости ветра на высоте 10 м по территории Мьянмы.

Сегодня зарубежные инвесторы «Gunkul Engineering Group» и «China Three Gorges Group» планируют построить ВЭС в Мьянме. Установленная мощность этих ВЭС сможет достигнуть 4032 МВт [16].

СР зависит, главным образом, от широты местности, т.е. на экваторе она принимает наибольшую величину, убывающую к полюсам. Мьянма находится недалеко от экватора, в связи с чем страна располагает огромными

ресурсами СЭ. По современным данным валовые ресурсы солнечной энергии Мьянмы составляют 1,15 млн.ТВтч в год [17]. Среднегодовой приход СР составляет приблизительно 5 кВтч/м в сутки [17]. Это намного выше, чем, например, в странах ЕС, где сегодня интенсивно используется солнечная энергетика.

Суточный приход СР на горизонтальную ПП колеблется от 3,5 до 6 кВтч/ м2 в зависимости от широты местности и времени года. Уровни СР демонстрируют также сезонные колебания. Например, на широте 21 градусов приход СР в марте составляет 6 кВтч/м2 в день, в августе - 4,13 кВтч/м2 в день. Кроме самого северного горного региона использование СЭ для обеспечения электроэнергии АП может считаться весьма перспективным

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Аунг Ко, 2019 год

использования источников НПТ.

4.1 Алгоритм расчета прихода солнечной радиации

Данный метод предназначен для расчета часового прихода СР на наклонную площадку, свободно ориентированную в пространстве, т.е. угол наклона к горизонту приемной площадки и ее азимут задаются.

Исходными данными для пересчета прихода СР с горизонтальной на произвольно ориентированную приемную площадку являются:

Г О

Э^ -приход удельной суммарной СР на горизонтальную ПП,[кВтч/м ];

Г 2

ЭД -приход удельной диффузной СР на горизонтальную ПП, [кВтч/м ];

р - альбедо - отражательная (рассеивающая) способность поверхности земли [о.е.];

ф - широта местности в расчетной точке (в градусах);

у - долгота местности в расчетной точке (в градусах);

в - угол наклона приемной площадки к горизонту (в градусах);

Y - азимут - угол отклонения приемной площадки от южного направления (в градусах).

Солнечная радиация, приходящая на приемную произвольно ориентированную площадку, расположенную на поверхности земли, для любого расчетного интервала времени определяется по формуле[73-75]:

Э$у = Эу + ЭУ + Э№ (4 1 )

2 ПР Д ОТР V^-1/

где Э^р - прямая СР - поток излучения, поступающего непосредственно от солнечного диска; ЭдУ - диффузная СР - излучение, поступающее от остальной части небосвода, т.е. это СР, отраженная от облаков и частиц воды и пыли, взвешенных в атмосфере Земли; Э^Р - отраженная СР - излучение, поступающее от поверхности земли.

Прямая СР пересчитывается с горизонтальной поверхности на наклонную для расчетного интервала времени равного одному часу по формуле [73-75]:

эПР = (Э£ - ЭД) • КПР , (4.2)

где КПаРс - коэффициент, характеризующий отношение приходов часовой прямой СР на произвольно ориентированную и горизонтальную площадки, определяется по формуле [73-74]:

||Р ;rr«gp(t)dt ' v у где R^Р, R^p - приходы прямой солнечной радиации на произвольно ориентированную и горизонтальную площадки соответственно; , Тг -расчетный период времени для произвольно и горизонтально ориентированных приемных площадок соответственно (1 час в полные световые часы дня и менее 1 часа в часы восхода и захода Солнца, при этом они разные, т.к. для горизонтальной и произвольно ориентированной плоскости Солнце восходит и заходит не одновременно), t - текущее время суток.

В результате интегрирования и подстановки пределов интегрирования, получаем что отношение приходов часовой прямой СР на произвольно и горизонтально ориентированные площадки определяется по формуле [73-74]:

К час _ у t_t-y lso у t t-i) v t_t-iJ

ПР --/Г Г \ л Г Г , )

где А = (sin<p • cosß — cos<p • sinß • cosy) • sinS (4.5)

В = (cosy • cosß + sin<p • sinß • cosy) • cosS (4.6)

С = sinß • siny • cosS (4.7)

где wf.^, &>fy - часовые углы для начального (t-1) и конечного (t) момента времени для произвольно-ориентированной ПП; часовые углы для

начального (t-1) и конечного (t) момента времени для горизонтальной ПП.

Склонение Солнца определяется по формуле [73-75]:

х- поле ■ /360-(284+п\ , .

S = 23,45 • sin (-—-}, (4.8)

где n - номер суток в году; 23,45 - наклон оси вращения Земли к нормали плоскости своей орбиты вокруг Солнца.

Для реализации выражения (4.4) необходимо знать часовые углы восхода и захода Солнца для произвольно ориентированной и горизонтальной приемных площадок. С учетом сказанного выше для начального (t-1) и конечного (t) момента времени в рассматриваемом расчетном интервале времени, равном одному часу, значения часового угла Солнца для каждого часа t для произвольно и горизонтально ориентированных ПП, ограниченных условиями восхода и захода Солнца на горизонтальной плоскости, определяются по формулам [74]:

d¡.y = min (wfy; max15 • (t — 12})), (4.9)

wf = min (w3r; max (wf; 15 • (t — 12})) , (4.10)

Часовые углы восхода и захода Солнца на горизонтальной площадке:

= +arccos(-tg<p • tgS}, (4.11)

= — arccos(-tg<p • tgS}, (4.12)

Часовые углы восхода и захода Солнца на произвольно ориентированной площадке:

= max [wr; 2 • arctg +—)] , (4.13)

o^7 = max [wr; 2 • arctg +—)] , (4.14)

Диффузная СР с горизонтальной поверхности на наклонную, для любого интервала времени определяется по формуле [73-74]:

э:Т = ЭИ1-^), (415)

Принято допущение, что диффузная СР равномерно распределена по всему небосводу, и, следовательно, азимут не влияет на приход диффузной СР.

Отраженная СР на произвольно ориентированной площадке определяется по формуле [73-74]:

3^p = 3rz-p-±-sinp, (4.16)

Солнечная радиация, приходящая на произвольно ориентированную приемную площадку, расположенную на поверхности земли, для любого интервала времени, определяется по формуле [73-74]:

3f = (Э£ -ЭД) -Кпр + ЭД ■ (l- JjL) + 3^ ■ р ■ i ■ sinp, (4.17)

К настоящему времени в мировой практике наибольшее распространение получила так называемая формула С.А. Клейна (как обобщение метод Люи Джоадана), позволяющая пересчитывать приход среднесуточной (среднемесячной) СР с горизонтальной приёмной площадки на наклоненную к югу площадку при азимуте приёмной площадки у не более +-45 ° в любой точке А(ф,у).

По методу Клейна приход суммарной энергии солнечной радиации на произвольно- ориентированную приемную площадку рассчитывается следующим образом [73-75]:

Э£=К£*Э£ (4.18)

где: К^ - эмпирический коэффициент С.А. Клейна.

Эмпирический коэффициент С.А. Клейна (К^), зависящий от многих факторов, можно показать в виде:

К^ = К^(месяц года, j, Д р, 8 w) (18) (4.19)

Уравнение (18) можно вычислить по формуле:

К^-КДЭ.Кпр + КД.^^ + р.^^! (4.20)

Кпр находится по формуле

Кпр =-г-п-1--(4-21)

^ НСОБ ф*СОБ 5*Бт ф*Бт 51

где ф - местная широта( град); в - угол наклона приемной площадки СР (град); <¿>3 - часовый угол захода (восхода) Солнца на горизонтальной ПП соответственно, определяемый по формулу (11); - часовый угол захода (восхода) Солнца на наклонной ПП соответственно, определяемый по формулу:

шЬ = тт[<^; arccos (-1д(ф — Д) * 1д8)] (4.22) Значение показателя облачности атмосферы определяется по формуле:

К0 = § (4.23)

Поскольку Мьянма лежит на широтах (9°< ф < 28°), то в данной работе использована формула (4.24) для определения Кд [75].

Кд = 0,96268- 1,452К0 + 0,27365К02 + 0,04279К0 + 0,000246• SSHA + 4 24)

+ 0,01189 • NHSA ,

где SSHA = часовой угол захода солнца; МНБА = часовой угол солнечного полдня.

Далее в данной работе рассматриваются сравнительные результаты (см. табл. 4.1) по двумя методом (см. форм. 4.1 и 4.18) и найдём оптимальный угол наклона приемника, считающийся оптимальным (см. формуляр 4.25) если приход СР при этом угле - максимальный.

Э^®тах (4.25)

Таблица 4.1

Сравнительные результаты расчёта прихода СР по двум методам

ф=21.3° ,у=98.1° Метод 1 Метод 2

кВт.ч/м2год Увеличене(%) кВт.ч/м2год Увеличене(%)

в=0 1708 1786,09

в=среднегодовой 1921 12,5 2012,60 12,7

в=среднемесячный 2005,8 17,4 2099,90 17,6

в=среднесезонный 1916 12,2 2006,00 12,3

С^Т) = (^ -Э) • Кпас+Э • (1-^180)+з^ -р-sinb

эг, эд, t, р, , g, Т0,n7

I

d = 23.45 - sin

360-(284 + n)

365

Определение оптимального угла наклона

A = (sin j- CÜSyb- cosj- sin ß - cosg) - sind B = (cosj- cosß+sin j- sinß- cosg) - cosd С = sinß-sing-cosd

Результаты: Приход СР за год с оптимальным углом солнечного модуля

сг3 = + arccos( -tgj- tgd) сгв = - arccos( -tgj - tgd)

T„ = Г +

NOCN

20

ж . i o . i

R

- Э

ßg

СФЭУ

7

-[' - ß - ( , - ) ]

N = 77 - Э ßg - Я ^ К

Iy СФЭУ.i Чм.i Ii' м проп зап

^ Конец^)

1 г

с =E

otßg = min( o3ßg U max( oeßg U 15 - (t - 12)))

С = min( сог3 U max( соге U 15 - (t - 12)))

E

^ = (sincf-sinoß) - B+V18C- Qg-cß) - A-(coscgcoscß) - С ПР (sincC - smoC_1) - cosjcosd+^/180 (С -сСч) - sin jsind

i

Рис. 4.1 Алгоритм расчета прихода солнечной радиации.

р Эгод1 Эгод2 Д%

0 1708 1786 4,55

10 1807 1879 3,97

20 1876 1948 3,80

30 1911 1990 4,11

40 1909 2004 4,97

50 1866 2000 7,20

60 1785 1949 9,17

70 1667 1883 12,92

80 1517 1795 18,32

85 1432 1745 21,84

Как видно, погрешность расчетов суммарной солнечной радиации в зоне оптимального угла наклона площадки не превышает 5% по двум методам (методу Клейна и другому методу) (см. табл.4.2).

При среднегодовом, среднемесячном и среднесезонном оптимальном угле СМ приход СР увеличивается на 12,5%, 17,4% и 12,2% и составляет 1921, 2005,8 и 1916 кВтч/м год для первого метода, для метода Клейна увеличивается на12,7%, 17,6% и 12,3% и составляет 2012.60, 2099,90 и 2006,00 кВтч/м год. При среднемесячном оптимальном угле наклона солнечного модуля приход СР намного больше чем, при горизонтальном и даже при среднегодовом оптимальном угле солнечного модуля (см. табл. 22). Однако в этом случае необходимо ориентировать угол наклона солнечного модуля каждый месяц. Для этого требуется специальные технические устройства из-за чего стоимость СФЭУ сможет увеличиться.

Погрешность расчетов прихода суммарной солнечной радиации по двум методом составляет 4,8% при среднегодовом и 4,7% при среднемесячном и среднесезонном оптимальном угле солнечного модуля. При этом погрешность не превышает 5% по двум методом. При использовании метода Клейна требуется исходные данные по СР (среднесуточные или среднемесячные), а при использовании первого метода

требуется среднечасовые значения СР. В данной работе предлагает использовать первый метод для расчёта прихода СР. На рисунке 4.1 показаны алгоритм расчёта прихода солнечной радиации.

4.2 Алгоритм расчета параметров теплонасосной установки

Проведенное исследование позволило выделить для сравнения следующие современные методы проектирования ВГТ: первый и второй точный метод оценки общей длины ВГТ, третий метод оценки общей длины ВГТ и четвёртый упрощенный метод оценки общей длины ВГТ [36-38].

В связи с относительно малым опытом реализации ТНУ в РСМ представляется перспективным воспользоваться для расчёта ВГТ, работающих совместно с ТНУ, очень богатым зарубежным опытом. Один из способов выполнения этих расчетов заключается в использовании уравнения оценки общей длины ВГТ, предложенного Каваног и Рафферти (Kavanaugh и Rafferty). Микай Филипп и Микал Бернье разработали первый метод расчёта длины ВГТ [38,76], а второй метод предлагается в справочнике ASHRAE. В обобщенном виде разработанный организацией ASHRAE(COA) метод расчета ВГТ детально представлен в целом ряде фундаментальных изданий этой организации. В данной работе используются материалы из изданий 2007 и 2011 годов ASHRAE Handbook Applications [58,59].

Третий метод, используемый в материале «Проектной модели GSHP» [68,77]. Четвертый вариант расчёта длины ВГТ основывается на средних показателях удельного отбора тепла от земли. Для определения удельной температуры грунтов на месте строительства бурят небольшую контрольную скважину, устанавливают пробный ВГТ и оборудуют его переносным источником холода или тепла, оснащенным необходимыми измерительными приборами.

4.2.1 Первый метод оценки общей длины ВГТ

На основе предварительного системного анализа энергетических характеристик сельских автономных потребителей и источников НПТ для

разных регионов Мьянмы были получены следующие основные исходные данные для решения поставленной задачи:

1. Отводимые нагрузки в грунт : qh = 11000 Вт - часовая нагрузка, цт = 5460 Вт - месячная нагрузка, = 4090 Вт - годовая нагрузка;

2. Характеристики грунта : к = 3 Вт/м°С - теплопроводность грунта, а = 0,07 м2/сут - температуропроводность грунта, Тд = 21 °С - температура грунта,;

3. Характеристики хладагента (Фреон R410a) : Ср = 1202 Дж/кг.К теплоёмкость, = 0,05 кг/с.кВт - массовый расход, 7^пЯР = 32 °С температура на входе ТНУ;

4. Характеристики буровой скважины: гЬоге = 75 мм - радиус скважины, грт = 12,5 м - радиус внутренний трубки, трехг = 15 мм - радиус наружной трубки, кдгоиг = 1,5 Вт/м°С - теплопроводность раствора, кр1ре = 0,42 Вт/м °С - теплопроводность трубки, Ьи = 90 м - расстояние между центрами трубок, ксопу = 1000 Вт/м °С - коэффициент теплоотдачи конвекции.

В данной работе принято допущение, что нагрузки на охлаждение в условиях Мьянмы как правило значительно больше, чем нагрузки на отопление, и ВГТ определяется на основе нагрузки, требующее охлаждение. Общая

искомая длина скважин ь^оге , м, используемых для теплообмена с грунтом в системах тепло- и хладоснабжения с тепловыми насосами, определяется по формуле[36-38,76]:

г = Чк^Ь + Чу^у + Чт^т + Чк^6к (4 26)

ьЬоге = Т _(т ,т л , (4.26)

'т \1д'1р)

где: , цт, цу - пиковая часовая, месячная и годовая нагрузка на охлаждение, (Вт); Яъ, Яу, Ят, Я6Н - эффективное термическое сопротивление буровой скважины, годовое термическое сопротивление, месячное термическое сопротивление и часовое термическое сопротивление, м°С/Вт; Тт - средняя температура теплоносителя, (°С); Тд - годовой амплитуд

температуры поверхности, (°С); Тр = 0 °С для одного ВГТ - температура , учитывающая влияние на теплообмен соседних скважин [40]; Тт = 0.5(Гвх + Гвых) - средняя температура хладагента, °С ; Твх ,Твых - температура хладагента на входе и выходе ТНУ, °С; Гвых = Твх + ^/(Ср * * Чп/1000) , °С.

Таблица 4.3

Коэффициенты корреляции [38-40]

Коэффициенты корреляции для , Ат и /юу Лт /юу

а0 0,66194 0,41327 0,30576

а± -4,81569 0,29130 0,08987

а2 15,03571 0,07589 -0,09152

а3 -0,09879 0,15640 -0,03872

а4 0,02918 -0,22894 0,16909

а5 0,11385 -0,00493 -0,02882

а6 0,00561 -0,00269 -0,00289

а7 0,77963 -0,63804 -0,17232

а8 -0,32439 0,29508 0,03112

а9 -0,01824 0,14933 -0,11884

Для того, чтобы получить значения трёх эффективных термических сопротивлений Яу, Ят , Я6Н можно использовать функции /10у , /1т , согласно формулам (4.27-4.28) с соответствующими коэффициентами, показанными в таблице 4.7.

я= \Г(а,гЪоге) , (4.27)

/ = а0 + а1гЬоге + а2гЦоге + а3а + а4а2 + а5 1п(а) + а61п(а)2 + а7гЬогеа + а8гЬоге1п(а) + а9а1п(а), (4.28)

где: а - температуропроводность, м /сут; - коэффициенты корреляции, показанные в таблице 4.7; гЪоге- радиус скважины, м; к - теплопроводность грунта.

Эффективное термическое сопротивление Яь базируется на трёх значениях элементарных эффективных термических сопротивлений: Яд , эффективное термическое сопротивление раствора, Яр , эффективное термическое сопротивление проводимости трубы и Ясопу , эффективное термическое сопротивление конвекции внутри трубы.

Яь = + *Р+*со™ 4.29)

= 2ЯГ \ (4.30)

ртпсопу

¡П(>>"/, )

= 2«»" (4.31)

Я =

5 4 ЛкдГОи1

1п(^) + /п(^) + кг

Ьц кдгоШ+к

4

гЬоге

„4 _(.^4 Ьоге ( 2 .

(4.32)

где: ксопу - коэффициент теплоотдачи конвекции, Вт/м °С, , грехС -внутренний и наружной радиус, м; к, кдгоШ, кр1ре - теплопроводность грунта и раствора соответственно, теплопроводность трубки, Вт/м °С; Ьи -расстояние центра между двумя центрами трубки, м.

4.2.2 Второй метод оценки общей длины ВГТ

Суммарная длина скважин Ьс, м, используемых для теплообмена в системе «грунт-скважина» и предназначенная для теплоснабжения жилого помещения с ТНУ, определяется по следующей формуле [36-37,58-59,67]:

Т _ ЧудКда

с t —Т —лt ' V • /

ьд 'ш

где: дуд- среднегодовой тепловой поток, Вт; QХ - холодопроизводительность теплового насоса, Вт; Яда - линейное термическое сопротивление грунта, м°С/Вт; Яь - линейное термическое сопротивление скважины, 0,1 м°С/Вт [58]; кт - коэффициент, усредняющий пиковую тепловую нагрузку; Ядт -

линейное термическое сопротивление грунта в течение расчетного месяца, м°С/Вт; - линейное термическое сопротивление грунта в течение расчетного дня, м°С/Вт; кН1 - коэффициент, учитывающий тепловые потери, который принимают равным 1,04. ^ - температура грунта, °С. Лt = 0 °С для одного ВГТ - поправка, учитывающая влияние соседних скважин на теплообмен, если расстояние между ними менее 6 метров, °С; Тт -температура теплоносителя в скважине, °С; Ьс - длина ВГТ, м.

Усредненная за год величина теплового потока дуд, Вт, определяется по формуле [58-59,67]:

Чуд = 31,71 [сох - <?ото(^)] , (4.34)

где: ^ох , ^от - КПД теплого насоса на охлаждение и отопление; Qох , Qото -годовая потребность в холоде и в тепле, ГДж.

Линейное термическое сопротивление грунта Яда , м °С/Вт, определяется по формуле [58-59,67]:

V = 7 , (4.35)

где G - коэффициент, определяемый по формуле (47) с учетом числа Фурье

Fo:

£ = 0,17388 * ^о) + 0,0927 , (4.36)

Число Фурье ^ является одним из критериев, с помощью которого характеризуется соотношение между скоростью изменения тепловых условий в окружающей среде и скоростью перестройки температурного поля внутри рассматриваемой системы ТНУ. Число Фурье зависит от размеров исследуемого тела и коэффициента его температуропроводности, и соответственно определяется по следующей формуле (48) [58-59, 67]:

^ = , (4.37)

^акв

где а - температуропроводность, — . Определяется для конкретных географических условий; Т (сутки) - цикл в сутках, в течение которого

происходит изменение направления теплового потока, Т: 3650, 30, и 0,25 суток ; DaKB- эквивалентный диаметр трубопровода, 0,075 мм.

Холодопроизводительность теплового насоса (мощность отбора тепловой энергии от ТНУ к источнику НПТ), Вт, которая определяется из уравнения[67-68]:

Qx = Фох.расч — ЭП , (4.38)

где - @ох.расч - расчётная нагрузка на охлаждение, Вт; ЭП - пиковая электрическая нагрузка в расчётной нагрузке ТНУ, Вт.

Коэффициент km позволяет усреднять пиковую тепловую нагрузку, рассчитывается по формуле (50) [67-68]:

, (4.39)

8760 Фох.расч

4.2.3 Третий метод оценки общей длины ВГТ

Длина ВГТ, предлагаемая в проекте ГТНУ [68], основана на отопительную нагрузку и определяется по формуле (51):

^Сот.расч]1^^-[ (4.40)

I 1 g,min 1 ewt,min 1 Tewt,min Тg.min 15 F (4.41)

Длина ВГТ, требуемая для охлаждающей нагрузки, и предлагаемая в проекте ГТНУ [68], определяется по формуле (53):

та- wt

Tewt,max~Tg,max

Tewt,max = min (Tg;max + 20°F, 110°F) (4.43) где - Lh, Lc - Длина ВГТ для отопления и охлаждения, м, @от.расч, @ох.расч расчётная нагрузка на отоплении и охлаждении, Вт; Tgmin, Тд г максимальная и минимальная температуры грунта, °С; Tewtmin,Tewti7 максимальная и минимальная температуры теплоносителя на входе ТНУ, °С; Rp>Rs - термическое сопротивление трубы и грунта, м °С/Вт; Fh -коэффициент, усредняющий пиковую тепловую нагрузку.

^с = Фох.расч ) TV°X _т ( (4.42)

I in

>,max

,max

4.2.4 Четвёртый метод оценки общей длины ВГТ

Так как тепловой насос в разрабатываемом проекте будет работать в основном с низкотемпературными системами охлаждения, то сброс тепла от хладагента будет определяться по формуле (4.44). При этом необходимая длины бурения скважин для ТНУ с удельной мощности сброса тепла от хладагента дуд = 55 Вт/м для обычного грунта (песчаник, сухие глины) определяется по уравнению (4.45) [36-37, 67,78]:

Фсброс Фох.расч ( Г! ) , (4.44)

4 Чох '

о

Чгох.расч * ( „ I

¿скв = / ^ , (4.45)

Чуд

В первом и втором методе при расчётной нагрузке на охлаждение 11 кВт и КПД теплого насоса на охлаждение 4,5 % длина ВГТ получается 160 м и 162м, но в третьем и четвертом упрощенном методе длина ВГТ получается 172 м и 231 м. Относительное отклонение общей длины ВГТ от первого метода по третьему методу составляет - 8% и по четвёртому методу - 44%. Длина скважины по всем методам показана в таблице 2.

Таблица 4.4

Метод Длина скважины, м

Первый метод оценки общей длины ВГТ 160

Второй метод оценки общей длины ВГТ 162

Третий метод оценки общей длины ВГТ 172

Четвёртый метод оценки общей длины ВГТ 231

При использовании грунтового теплового насоса требуется использование траншейного и бурильного оборудования и незначительные дополнительные затраты на установку грунтового теплообменника. Благодаря использованию этого теплообменника грунтовые тепловые насосы значительно более энергоэффективны при сравнение с воздушными тепловыми насосами [68,79]. Сравнительный анализ эффективности указанных методов показал следующее. Суммарные затраты (по данным в

таблице 4.5) для первого метода по сравнению с третьим уменьшаются на 6%( с 4800 $ до 4530 $) при уменьшении общей длины ВГТ на 12 м. Суммарные затраты для первого метода по сравнению с четвёртым уменьшаются на 35%( с 6127 $ до 4530 $) при уменьшении общей длины ВГТ на 71 м. Таким образом, при использование первого и второго метода можно уменьшить общую длину ВГТ и можно снизить затраты на использование траншейного и бурильного оборудования при проектирование ВГТ ТНУ при одной и той же точности расчётов. На основе этого рекомендуется использовать в Мьянме первый и второй метод, как наиболее точный и дешевый метод для снижения затрат на ВГТ и наиболее выгодные варианты решения общей длины ВГТ. Следует обратить внимание и на уровень программного обеспечения исследованных методов. Существующие дешёвые методы базируются на использование не очень удобного для сельских пользователей Мьянмы программного комплекса MS Office EXCEL, В связи с этим в данной работе была создана новая расчетная модель на основе Программного языка С++ для наиболее дешевого и удобного для использования.

Таблица 4.5

Основные технические и экономические параметры для расчета суммарных затрат на

ВГТ ТНУ

№ Наименование Значение

1 Установленная мощность циркуляционного насоса, №тнОС 0,3 кВт

2 Удельная стоимость циркуляционного насоса, ЦудНОС 1200 $/кВт

3 Объём хладагента, ^лад 0,157 м3

4 Удельная стоимость хладагента, ЦудХлад 3000 $/м3

5 Длина вертикального грунтового теплообменника, LВГТ 160 м

6 Удельная затрата при построения бурового скважины, ЦудБур 18,5 $/м

7 Удельная стоимость трубы, ЦудТру 2 $/м

8 Удельная стоимость дополнительных оборудований в системе ВГТ, ЦудТру 9 $/кВт

4.2.5 Расчёт КПД ТНУ

Нагрузки на ТНУ и ВГТ в ьй час можно оценивать по формулами [6768]:

Qоri = Ссборл, С4-46)

^ = &бор.Х, Щ С4-47)

где: @сбор.п - сбор тепла от грунта в хладагент, Вт; @сбор.х - сброс тепла от хладагента в грунт, Вт.

КПД ГТНУ в ьй час можно рассчитать при помощи квадратичных уравнений с полиномиальной корреляцией [68]:

) (4-48) ) (4-49)

где: - КПД ГТНУ в ьй час; - номинальные СОР на

отопление и охлаждение (при 0°С для отопления и 25°С для охлаждения) ; к - коэффициент корреляции (см. в таблице 4.6); ТеШ. - температура на входе ТНУ, °С.

Таблица 4.6

Коэффициенты корреляции

Коэффициенты корреляции Отопление Охлаждение

ко 1,53105836 1

КПД (СОР) к1 -0,022296095 0,0155971

к2 0,000068744 -0,00015931

Температура на входе ТНУ в ьй час можно оценить по формуле [68]:

Т — 1

^ох.расч ^от.расч

(Га- ' ^от.расч) (4-50)

где: Т01 - температура окружающей среды, °С.

4.3 Методика обоснования структуры, параметров и режимов работы энергокомплексов

Особенность ВИЭ - нулевая обеспеченность (гарантированность энергоснабжения). Преобразование солнечной энергии не обеспечивает гарантированное энергоснабжение автономного потребителя целый год. Ввиду этого в ЭК помимо установок ВИЭ (фотоэлектрические модули) необходимо присутствие установки гарантированного энергоснабжения (дизельный или бензиновый генератор, электрический или твердотопливный котел, и так далее). Для обеспечения правильной последовательности алгоритма обоснования структуры энергокомплекса, введем классификацию рассматриваемых типов оборудования по гарантированности энергоснабжения.

1. Установки, обеспечивающие гарантированное энергоснабжение:

a. Дизельные и бензиновые генераторы электроэнергии

b. Дизельные тепловые котлы

c. ТНУ «грунт-вода»

d. ТНУ «воздух-вода»

e. Кондиционер

2. Установки, не обеспечивающие гарантированное энергоснабжение: а. СФЭМ (солнечные фотоэлектрические модули)

Для оборудования ВИЭ производятся расчеты выработки ЭЭ на основе актуальной материально-технической базы. После составления балансов энергии в зависимости от поставленных критериев оптимальности (технических или экономических) выявляется необходимость в повторении расчетов для ЭК - для альтернативного типа или модельного ряда оборудования, состава и структуры ГЭК.

В результате комплексного подхода в решении проблемы энергоснабжения объекта с одной стороны, и необходимости внедрения оборудования ВИЭ с другой стороны, проводится анализ полученных

результатов, делаются выводы в зависимости от влияющих факторов (структура и состав ГЭК).

На рисунке 4.2 приставлен алгоритм обоснования структуры для расчёта тепловой нагрузки ГЭК на базе ГТНУ, ВТНУ и кондиционера с котлом. При этом ГТНУ и ВТНУ питают системы отопления, охлаждения и ГВС. Котел, в свою очередь, обеспечивает системы отопления и ГВС для ГЭК на основе кондиционера.

--ГТНУ -

Выбор, расчёт графика нагрузки

I--ВТНУ

Выбор: расчёт графика нагрузки

-Кондиционер с котлом

Выборг расчёт графика нагрузки

Выводы

Рис. 4.2 Примитивная блок-схема для расчёта тепловой нагрузки ГЭК на базе ГТНУ, ВТНУ и кондиционера с котлом.

При исследовании эффективности рассматриваемого ГЭК было учтено то, что при использовании ГТНУ требуется использование траншейного и бурильного оборудования, в связи с чем имеются дополнительные затраты на установку грунтового теплообменника, благодаря которому грунтовые тепловые насосы более энергоэффективны при сравнении с ВТНУ [72].

На рисунке 4.3 представлен алгоритм обоснования структуры для расчёта электрической нагрузки ГЭК на базе ВИЭ (СФЭУ), АБ и ДЭУ. Расчет СФЭМ позволяет определить возможность покрытия определенной доли годовой электрической нагрузки. Отметим также, что во всех вариантах состава ГЭК ДЭУ и АБ являются резервными системами электроснабжения. Конвертор представляет собой преобразователь постоянного напряжения в переменное и предназначен для питания различных потребителей электроэнергии. Контроллеры обеспечивают функцию контроля режима заряда-разряда АБ [60].

СФЭУ

Выбор, расчёт графика нагрузки

дэу

Выбор, расчёт графика нагрузки

Выводы

Рис. 4.3 Примитивная блок-схема для расчёта электрической нагрузки ГЭК на

базе СФЭУ и ДЭУ.

На рисунке 4.4 и 4.5 показаны структуры типового АП в распределённой энергетике Мьянмы и алгоритм расчёта баланса энергоснабжения и выбора оптимального состав ГЭК.

Рис. 4.4 Структура схемы ГЭК в распределённой энергетике Мьянмы.

Рис. 4.5 Алгоритм расчёта баланса энергоснабжения, выбора оптимального состав и режимов работы ГЭК.

4.5 Выводы по четвёртой главе

1. Был разработан алгоритм расчёта прихода СР. Было проведено сравнение полученных результатов по разным углам наклона солнечного модуля по двум методом и выбран наилучший метод для условия РСМ.

2. Приводятся основы методологии для оценки параметров ВГТ, работающего совместно с ТНУ для энергоснабжения потребителей РМС с целью минимизации затрат на ВГТ. Сравнительные расчеты были выполнены на основе использования грунтового НПТ. Исследована экономическая эффективность простых и сложных методов расчёта общей длины ВГТ при обосновании основных геометрических и технических параметров энергокомплекса. С точки зрения экономики рекомендуется использовать в Мьянме первый и второй метод, как наиболее точный и дешевый метод для снижения затрат на ВГТ и наиболее выгодные варианты решения общей длины ВГТ.

3. Обоснуются структуры, параметры и режимы работы трёх видов энергокомплексов для энергоснабжения типового автономного сельского потребителей, базирующихся на использовании ГТНУ, ВТН, кондиционера с котлом, СФЭУ, ДЭУ и АБ;

4. Следует обратить внимание на уровень программного обеспечения предложенных методов. Для повышения социальной приемлемости используемых методов необходимо разработать более оптимальные модели расчета для сельских пользователей РСМ на основе Программного языка С++.

5 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГКОМПЛЕКСОВ НА ОСНОВЕ СОЛНЕЧНЫХ И ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРО-, ТЕПЛО- И ХЛАДОСНАБЖЕНИЯ ТИПОВОГО АВТОНОМНОГО СЕЛЬСКОГО ПОТРЕБИТЕЛЬЯ МЬЯНМЫ 5.1. Разработка ПК «СТАД» на языке С++ и описание его

возможностей

Для реализации разработанного программного комплекса (ПК) «СТАД» для определения режимов работы и оптимизации параметров ГЭК в работе рассматривается автономный типовой двухэтажный жилой дом, состоящий из двух больших спален, одной малогабаритной спальни, двух санузлов, кухни и гостиной, не имеющий подключения к центральным электрическим сетям, общей площадью в 160 м , расположенный в восточной зоне Мьянмы в поселке Монг Яунг с координатами (21,3° С.Ш. , 98,1° В.Д), в котором постоянно проживают 5 человек. [70].

Для успешного решения поставленных задач был разработан и использован путем проведения соответствующих расчётов универсальный ПК «СТАД» на языке С+, с помощью которого были проведены исследования по комплексному использованию гибридного энергокомплекса (ГЭК) для решения проблемы электро-, тепло- и хладоснабжения АП Мьянмы.

При помощи ПК «СТАД» можно оптимизировать проектные параметры и режимы работы всех компонентов ГЭК для заданных критериев оптимальности и различных видов источников энергии (СФЭУ, ТНУ, АБ и ДЭУ) с целью создания эффективной системы электро-, тепло-, и хладоснабжения потребителей.

ПК «СТАД» предназначена для расчета трёх типов ГЭК: первый тип ГЭК1 включает в себя СФЭУ, ГТНУ, АБ и ДЭУ; ГЭК2 состоит из ВТНУ, СФЭУ, ДЭУ и АБ (ГЭК2); ГЭК3 состоит из кондиционера с котлом, СФЭУ, ДЭУ и АБ. С помощью ПК «СТАД» была оценена экономическая

эффективность указанных ГЭК для различных стоимостей оборудования рассматриваемых ГЭК. Был проведен сравнительный анализ ГЭК при выборе состава и обосновании оптимальных параметров и режимов их работы. Программа «СТАД» моделирует физическое поведение энергосистемы и её стоимость за принятый период эксплуатации, с учетом стоимости установки и затрат на дальнейшую эксплуатацию. «СТАД» позволяет проектировщику сравнить множество различных вариантов конструкций энергосистемы и определить её технические и экономические достоинства, связанные с изменением климатических и погодных условий. Структура ПК содержит три основных алгоритма: алгоритм расчёта тепловой нагрузки, алгоритм расчёта прихода СР на произвольно-ориентированную приёмную площадку и алгоритм расчёта энергобаланса для трёх типов ГЭК с учётом разного рода ограничений (изопериметрические условия). ПК «СТАД» представляет результаты расчётов в виде оптимизированного текстового файла, что облегчает сравнение результатов и позволяет определить экономические и технические преимущества различных ГЭК.

В ГЭК 1 источниками энергии являются грунт и СФЭУ. ГТНУ представляет собой установку гарантированного тепло- и хладоснабжения, а СФЭУ, в свою очередь, установкой негарантированного энергоснабжения. В ГЭК2 источниками энергии являются тепло атмосферного воздуха и СФЭУ. ВТНУ является установкой гарантированного тепло- и хладоснабжения, а СФЭУ - установкой негарантированного энергоснабжения. Важной особенностью воздушной ТНУ является температура окружающий среды (из-за изменений КПД установки). В ГЭК3 источник энергии представлен СФЭУ, где кондиционер и котел входят в систему гарантированного тепло- и хладоснабжения, а СФЭУ играет роль установки негарантированного электроснабжения. Во всех трех типах ГЭК ДЭУ и АБ являются резервными системами электроснабжения.

В расчётах большое значение уделялось корректному учёту стоимости 1 Вт пиковой мощности СФЭУ. В 2017.г стоимость кремниевых

монокристаллических плоских солнечных модулей можно принять около 1 $/Вт [81]. Удельная стоимость 1 кВт.ч свинцово-цинковых АБ составляет примерно 200 $/кВтч [81]. В Мьянме на розничном рынке цена СФЭУ (солнечные модули, инверторы, аккумулятор батареи и контролеры) разнообразная в зависимости от типа, бренда и производителя, магазинов и места положения. Цена на батарейные инверторы колеблется в очень широком диапазоне. Понятно, что на общую стоимость системы выбор инвертора будет влиять существенно. Самые дешевые стоят примерно 140 $ за кВт мощности. В проведенных расчетах можем взять около 300 $ за 1 кВт номинальной мощности. Стоимость ДЭУ на 1 кВт мощности колеблется от 166 до 333 $ [81].

При выборе оптимального состава и количества оборудования для всех вариантов состава оборудования рассматривались три уровня стоимости оборудования ЭК (см. табл 5.1). При этом удельная стоимость СФЭУ изменяется от 0,85 $/Вт до 1,3 $/Вт; ДЭУ от 200 $/кВт до 400 $/кВт; АБ от 150 $/кВтч до 250 $/кВтч; контроллер от 30 $/кВт до 50 $/кВт и конвертор от 150 $/кВт до 300 $/кВт. Удельная стоимость ТНУ составляет 330 $/кВ на отопление и вентиляцию для ГЭК1, 600 $/кВт на вентиляцию для ГЭК2 [70,81].

В ПК «СТАД» были проведены расчёты на основе использования грунтового НПТ, исследована экономическая эффективность различных методов расчёта общей длины ВГТ при обосновании основных геометрических и технических параметров ГЭК.

Таблица 5.1

Три разные уровни стоимости состава ГЭК

Наименование СФЭУ, $/шт. ДЭУ, $/кВт АБ, $/шт. Контроллер, $/кВт Конвертор,

Максимальный (1-й) 450 400 250 50 300

Средний (2-й) 320 300 200 40 200

Минимальный (3-й) 280 200 150 30 150

В ПК «СТАД» при выборе установленной мощности ДЭУ следует учитывать такие условия, как минимальная мощность ДЭУ, которая должна превышать максимальное значение электрической нагрузки АП и зависящая от длительно допустимой нагрузки ДЭУ (технический минимум ДЭУ). Инвертор и контроллер выбираются по максимальной суточной мощности потребителя и мощности СФЭУ. В указанном населенном пункте цена на дизельное топливо составляет 1 $/л. Также имеется автомобильное сообщение с близлежащим городом. В связи с этим цена на топливо не повышается при сравнении с другими горными регионами.

В таблице 5.2 и 5.3 представлены технические показатели используемого оборудования ГЭК для ПК «СТАД».

Таблица 5.2

Технические характеристики солнечного модуля

Максимальная мощность, Вт 340

Коэффициент температуры, в, К-1 0,0005

КПД солнечного модуля 17,45

Нормальная эксплуатационная температура модуля 45 °С

Общая площадь 1,94 м2

Срок службы, лет >20

Диапазон рабочих значений температуры, °С от - 40 °С до + 60°С

Цена,$ 450/350/280

Издержки эксплуатации, $/год 0,005 % от цены

Таблица 5.3

Технические параметры используемого оборудования ГЭК

КПД инвертора 0,9 о.е

КПД выпрямителя 0,95 о.е

КПД АБ 0,9 о.е

КПД контроллера 0,95 о.е

Расход топлива ДЭУ для ГЭК1 0,6 л/кВтч

Расход топлива ДЭУ для ГЭК1 и ГЭК1 0,005 л/кВтч

5.2 Исследование эффективности использования энергокомплекса на базе солнечных фотоэлектрических установок и грунтовых тепло-насосных установок для энергоснабжения типового автономного сельского потребителя Мьянмы

На рисунке 5.2 показано покрытие суточного графика нагрузки автономного типового сельского потребителя с максимальным уровнем электропотребления П1 для рабочего дня за апрель с помощью ГЭК1. Суточное потребление ЭЭ теплого сезона больше, чем в другие периоды из-за тёплой погоды. Природно-климатические условия рассматриваемого поселка характеризуются аномально высокими температурами окружающей среды в течение 2/3 годового периода. В условиях жаркого климата, характерных для этого региона РСМ, требуется хладоснабжение в жилых помещениях. Суточные графики нагрузки были определены на основе среднего уровня потребления ЭЭ.

Рис. 5.2 Покрытие суточного графика полной нагрузки при максимальном уровне потребления ГЭК1: Эсфэу - мощность СФЭУ, кВт; ДЭУ - мощность ДЭУ, кВт; Зар -мощность заряда АБ, кВт; Разр - мощность разряда АБ, кВт; П - мощность

потребителя, кВт.

На рисунке 5.3 изображена общая схема системы электро-, тепло- и хладоснабжения с помощью ГЭК1 для энергоснабжения автономного сельского дома. На рис. 5.4 изображены суммарные дисконтированные затраты для электроснабжения за счет ГЭК на базе ВИЭ при оптимальном составе мощности оборудования и суммарные дисконтированные затраты

для электроснабжения за счет ДЭУ. Суммарные дисконтированные затраты за расчетный период (20 лет) для электроснабжения с учетом ДЭУ составляют 84000$. Суммарные дисконтированные затраты за расчетный период для электроснабжения за счет ГЭК1 на базе ГТНУ и СФЭУ при оптимальном составе мощности оборудования составляет 54500$. Во втором случае суммарные дисконтированные затраты уменьшились на 35%. Тем самым было доказано, что электроснабжение за счет использования ГЭК1 на базе ВИЭ намного эффективнее, чем электроснабжение за счет ДЭУ. Срок окупаемости составляет 7 лет при максимальном уровне электропотребления и стоимости ГЭК1 [60].

Рис. 5.3. Общая схема системы электро- и тепло-холодо снабжения с помощью ГЭК1

90000

80000

3 70000

NN н Л 60000

а

н Л 50000

го

в 40000

« я 30000

20000

10000

— 1- ],ЭУ — —ЭК1 г Ф * 0

* ф 4 £ ♦ ф *

г ф ф ф * г т

* * и р к «ы ш Я т т т т т ш т т т т ш т т -

ш * ш й С р

т т ж т ■ т т 4 ш * Р" М Я г

4 Ф Ф Ъ Ф

Ф ♦ _ Щ _ г

1101

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

Рис. 5.4 Суммарные дисконтированные затраты для электроснабжения за счет ГЭК1

и ДЭУ при максимальном уровне электропотребления и стоимости ГЭК

В таблице 5.4 приставлены основные параметры оптимального состава ГЭК1 для разных уровней электропотребления при максимальной стоимости оборудования комплекса. Основываясь на опыте проведенных расчётов можно исследовать возможности создания ГЭК на основе ВИЭ. Энергоустановки на основе ВИЭ для электроснабжения типового потребителя обеспечивают до 85% энергетических нужд потребителя. Остальные 15% ЭЭ необходимо обеспечить за счет ДЭУ. При этом выработка СФЭУ и годовое электропотребление составят 19915 кВт-ч и 14288,5 кВтч. В данной работе не учитывалось использование избыточной энергии ВИЭ. В таблице 5.5 представлены результаты расчетов финансово-экономической эффективности ГЭК1 для трёх типов ГЭК при максимальном уровне электропотребления П1.

При уменьшении стоимости состава ГЭК1 стоимость ЭЭ уменьшается от 0,19 $/кВтч до 0,14 $/кВтч. При этом капиталовложение данного ГЭК уменьшается от 35,7 тыс.$ до 28,3 тыс.$. и дисконтированные затраты от 54,5 тыс.$ до 39,9 тыс.$. Стоимость системы отопления и охлаждения составляет 9,8 тыс.$, при этом дополнительные затраты на ВГТ составляют 4,5 тыс.$. Аналогично при типе электропотребления П2 и П3 для ГЭК1 стоимости ЭЭ уменьшиться от 0,20 $/кВт-ч до 0,15 $/кВт-ч и от 0,22 $/кВт-ч до 0,16 $/кВтч. При этом капиталовложение данного ГЭК уменьшится с 31,0 тыс.$

до 24,8 тыс.$; для П2 от 26,7 тыс.$ до 21,7 тыс.$. для П3. Дисконтированные затраты тоже уменьшаются от 46.4 тыс.$ до 34,5 тыс.$ для П2 и от 38,9 тыс.$ до 29,6 тыс.$ для П3. Стоимость систем отопления и охлаждения не меняется.

Таблица 5.4

Основные параметры оптимального состава ГЭК1 для разных уровней

электропотребления при максимальной стоимости оборудования состава ГЭК

Параметры используемого оборудования ГЭК1

П1 П2 П3

Установленая мощность СФЭУ, кВт 11,9 9,9 7,8

Количество СФЭУ, штук 35,0 29,0 23,0

Установленая мощность ДЭУ, кВт 5,0 4,0 3,0

Мощность конвертора, кВт 6,0 5,0 4,0

Мощность контроллера, кВт 12,0 10,0 8,0

Ёмкость АБ, кВтч 23,0 18,0 15,0

Годовое потребление электроэнергии, кВтч 14288,5 11743,0 8976,0

Максимальное значение потребляемой мощности, кВт 5,0 4,0 3,5