Водно-энергетические расчеты ГЭС

Размещено на http://www.allbest.ru

Водно-энергетические расчеты ГЭС

Введение

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

Время t, мес.	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Расход Q, м3/с	60	60	80	90	170	120	95	70	90	120	80	60

Таблица 2.

Определение напоров ГЭС

Уровни, напоры, м.	Периоды
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Отметка ВБ, м.	90	90	90	90	90	90	90	90	90	90	90	90
Отметка НБ, м.	81,85	81,85	82,18	82,3	82,86	82,5	82,34	82,1	82,3	82,5	82,18	81,85
Напор Н, м.	8,75	8,75	7,82	7,7	7,14	7,5	7,66	7,9	7,7	7,5	7,82	8,75

?Н=94,99м

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:

vНБmin = 81.85м

Нmin = 7,14 м

vНБmах = 82,86м

Нmax = 8,75м

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 Nср. сут = 75-90%.

Таблица №3.

Определение среднесуточной мощности.

Месяцы	Расход Q, м3/с	Напор Н, м	Мощность Ni, кВт	Мощность Ni, кВт
I	60	8,75	4480,72	10359,42
II	60	8,75	4480,72	7681,23
III	80	7,82	5339,31	7681,23
IV	90	7,7	5914,55	6210,70
V	170	7,14	10359,42	5914,55
VI	120	7,5	7681,23	5914,55
VII	95	7,66	6210,70	5339,31
VIII	70	7,9	4719,69	5339,31
IX	90	7,7	5914,55	4719,69
X	120	7,5	7681,23	4480,72
XI	80	7,82	5339,31	4480,72
XII	60	8,75	4480,72	4480,72

,

где Qi - расход реки в данный расчетный период;

Ni - напор в створе гидроузла в данный расчетный период;

за - коэффициент полезного действия агрегата (за = 0,87);

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

Принимаем Nср. 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

№ слоя	Мощность слоя Р, тыс. кВт	Продолжительность слоя t, ч	Энергия слоя Е, тыс кВт•ч.	Координаты кривой Е, тыс кВт•ч.
1	2	2	4	4
2	1	4	4	8
3	1	6	6	14
4	1	8	8	22
5	1	16	16	38
6	1	18	18	56
7	1	22	22	78
8	8	24	192	270

(тыс. кВт.)

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

кВт,

где Nраб. гар - рабочая гарантированная мощность ГЭС.

1.4 Определение расчетного расхода ГЭС

Расчетный расход ГЭС определяется по формуле:

м3/с

где Nраб. 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 фгэс-время работы ГЭС (фгэс =2200ч).

Годовая выработка электроэнергии определяется:

Результаты расчетов:

1. Нр=7,92м

2. Nср. сут=4481кВт

3. Qp=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 Nа - мощность гидроагрегата

зг. - КПД генератора, зг=0,93-0,97. Принимаем зг = 0,93

или

Имея: и

Минимальная мощность турбины определяется как:

Мощность одного агрегата определится, как: Na=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 зТ - КПД турбины, зa - КПД агрегата; зa= 0,86-0,88. Принимаем зa=0,86, зГ - 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 м0,5/с, принимаем =2,1 м0,5/с.

Частота вращения турбины определяется по формуле:

где =150-165 об/мин.

Принимаем =150 об/мин

Стандартная частота вращения турбины

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

Допустимая высота всасывания определяется по формуле:

Где Ha - величина атмосферного воздуха

Ha=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

Тип генератора	n	N
МС-322-12/6	1000	2000
МС-323-14/8	750	3040
МС-324-8/10	600	2800

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 Fвых - площадь поперечного сечения на выходе из отсасывающей трубы, определяется:

где Вs - ширина отверстия

hs - высота отверстия

1.8 Компановка и основные размеры

В соответствии рекомендациями для русловых ГЭС с поворотно-лопастными турбинами при диаметре рабочего колеса =2,8м и напоре Нр=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:

Мп=10

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

nп=2150кВт·ч в год

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

ф =315сут

4. Средняя скорость ветра за время работы ВЭУ:

Vср=4,8м/с

5. Коэффициент мощности ветряного колеса (ВК):

Cр=0,41

6. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности ВЭУ:

kВЭУ=1075 долл. /кВт

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

kпТЭУ=550 долл. /кВт

8. Стоимость единицы условного топлива:

Рт=217 долл. /т у. т.

2.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров энергоустановки

Потребность в электроэнергии (Есп) за год для всех потребителей населенного пункта определяется:

в год.

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

Требуемая средняя развиваемая мощность ВЭУ (NпВЭУ) определяется:

где зг= 0,95 - КПД генератора,

зр= 0,9 - КПД редуктора.

Требуемая мощность воздушного потока (Nо) определяется:

где Ср= 0,41 - коэффициент мощности ВК ВЭУ. Определение радиуса (R) и диаметра (D) ВК, если известна требуемая мощность воздушного потока (N0) и средняя скорость ветра (VСР) 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 (Fвк) 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= 10,79м

Среднегодовая удельная выработка энергии на 1 м2 "ометаемой" площади (ес) определяется:

Установленная мощность ВЭУ (NустВЭУ) при заданной расчетной скорости ветра Vр= м/с

(р-1,225 кг/м3 - плотность воздуха)

Коэффициент используемой установленной мощности (kисВЭУ) определяется следующим отношением:

Объем предотвращенной эмиссии углекислого газа (VугВЭУ), если выработка

1 кВтч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5 кг СО2, определяется:

Пересчет электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, в тепловую энергию (QВЭУ), если

1 кВтч = 860 ккал дает нам следующее:

ккал в год

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

где Qрп - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива,

Qрп= 7000 ккал/кг у. т.;

зту-КПД традиционной энергоустановки; зту=0,35

Определение общего (tзам) и фактического (tфакт) количества часов работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС):

где kисДЭС - коэффициент использования установленной мощности ДЭС.

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

Определение требуемой мощности ДЭС (NтрДЭС):

где зак=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 NустДЭС=8 кВт.

Уточним фактическое время работы ДЭС (NустДЭС = 8 кВт) с учетом остановки на техобслуживание (tфактДЭС):

Результаты расчетов:

1. Потребность в электроэнергии Есп =21500 кВтч в год.

2. Электроэнергия, вырабатываемая ВЭУ: ЕсВЭУ =18554,8 кВтч

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

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

5. Установленная мощность NустВЭУ=6,395кВт

6. Коэффициент использования установленной мощности КисВЭУ=0,45

7. Площадь ''ометаемая'' Fвк=54,08м2

8. Диаметр D=8,3м

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

10. Удельная выработка электроэнергии ec =343.1кВтч/ м2

11. Высота башни ВЭУ Н= 10,79 м

12. Годовая экономия условного топлива ВВЭУ =6513 т у. т.

13. Предотвращенная эмиссия углекислого газа VугВЭУ=9,28 т

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

15. Установленная мощность ДЭС: NустДЭС=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 Цтоп=10 руб, , здесь q - 2,6 кг/ч - удельный расход топлива.

Таким образом, эксплуатационные издержки для ДЭС составляют:

Определение капитальных вложений (КпВЭУ) в устройство ВЭУ:

Определение общих капитальных вложений (?КпВЭУ), если ВЭУ дополняется дизель - генераторной установкой (ДЭС):

Определение удельного расхода топлива (bТЭС) для традиционной энергетической установки:

где зту - КПД традиционной энергетической установки, зту = 0,35;

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

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

где Рт=217 долл. /т у. т. - стоимость единицы условного топлива;

?Ст 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 (ИэкВЭУ) при работе ВЭУ (норма издержек эксплуатации согласно рекомендациям Минтопэнерго РФ):

долл. в год.

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

долл. в год.

Суммарный годовой экономический эффект (Эфсум) 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 (?kпр) и общих (Кппр) капитальных вложений в устройство ВЭУ +ДЭС:

?Ст - 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 (ВТЭС) для традиционной установки:

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

где kэкТЭС=1 - коэффициент повышения эксплуатационных издержек с учетом доли закупки топлива в общих затратах на эксплуатацию традиционной установки

Рт - стоимость единицы условного топлива

Определение годового экономического эффекта (ЕфТЭС) в случае обеспечения потребителя электроэнергией от традиционной энергоустановки:

Определение срока окупаемости (ТокТЭС) 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

фск = 12ч/сут

3. Сезонная продолжительность работы СК

tск = 150сут

4. Норма подачи горячей воды на 1 человека

q = 30л/сут

5. Количество потребителей в поселке

Nчел = 40 чел

6. Температура горячей воды на выходе из СК

Tгор = 54?С

7. Температура холодной воды на входе в СК

Tхол = 18?С

8. Средняя температура воздуха

Tвоз = 22?С

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

kпск = 230 долл. /м2

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

kпТЭC = 550долл. /кВт

11. Стоимость ед. условного топлива

Рт = 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 (QAK):

в сутки

где Сж - удельная теплоемкость жидкости

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

3.1.3 Определение установленной мощности солнечного коллектора (N0ск)

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 (Е0ск) за сутки (фск =12 ч)

3.1.5 Определение общей площади рабочей поверхности СК (Fcк) 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 фск=12 ч, если суммарный массовый расход составляет qмн =50 л/ (м2·ч)

3.1.8 Определение фактического суммарного массового расхода (q мф), если Tциклф = 12

q мф = (Tциклф *Vак) / (фск *F) = (12*2437,5) / (11*50) =53,2 л/ (м2*ч)

3.1.9 Определение годовой экономии условного топлива (Вск)

где Qpн - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива, Qpн = 7000 ккал/кг у. т.;

зтэс - КПД традиционной энергетической установки, зтэс =0,35.

3.1.10 Определение объема предотвращенной эмиссии углекислого газа (Vугск)

(1 кВт· ч =0,5 СО2)

3.1.11 Определение удельной экономии условного топлива (b ск)

3.1.12 Определение КПД ССГВ (зск)

Результаты расчетов:

1. Площадь рабочей поверхности СК: Fск = 14,01м2

2. Установленная мощность СК: Nустск = 4, 19кВт

3. Электрическая энергия: Есск = 7545кВт·ч

4. Тепловая энергия: Qск = 6488700 ккал за сутки

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

6. Годовая и удельная экономия условного топлива:

Вск =2,65т у. т.

bск = 0,19 т у. т. /м2

7. Объем предотвращенной эмиссии СО2: Vугск=3,77т

8. КПД ССГВ: зск = 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 (Кnск) в устройство системы солнечного горячего водоснабжения (ССГВ)

3.2.2 Определение удельного расхода топлива (bтэс) для традиционной энергетической установки

зтэс - КПД традиционной энергетической установки,зтэс =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 Kсск ? 0,08 долл. /кВт·ч.

Принимаем Kсск=0,12долл. /кВт·ч

3.2.4 Определение значений предельно допустимых удельных (?Кпр) и общих (Кnпр) капитальных вложений в устройство ССГВ

n=0,12

Сравним Кппр > Кпск

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) (Иэкск)

долл. /год

3.2.6 Определение годового экономического эффекта (Эфск) при устройстве CCГВ

.

3.2.7 Определение срока окупаемости (Токск) капитальных вложений в устройство ССГВ

Токпр =8.3 года

Вывод. Устройство ССГВ окупится в течение допустимого срока, т.к. Токпр >Токск

Вариант 2.

Вместо ССГВ устраивается традиционная энергетическая установка с такими же энергетическими показателями (Nусттэс = Nустск, Естэс = Есск, Kстэс =Kсск)

3.2.8 Определение общих капитальных вложений (К nтэс) в устройство традиционной энергетической установки

3.2.9 Определение потребности в топливе для традиционной энергетической установки

3.2.10. Определение эксплуатационных затрат (Иэктэс) с учетом доставки топлива

долл. в год

где Kэктэс =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 (ТокТЭС) капитальных вложений в устройство традиционной установки

> Токпр=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

Ecп, кВт·ч в год

потребность населенного пункта в тепловой энергии

Qсп, ккал в год

требуемый объем производства биогаза

V0БГ, м3 б. г. в год

число установок (ИБГУ), работающих параллельно в одной батарее

mБГУ, шт

объем производства органических удобрений

?Уд, т. в год

установленная общая (суммарная) мощность

NустБГУ, кВт

годовая экономия условного топлива

ВБГУ, т у. т.

предотвращенная эмиссия углекислого газа

VугБГУ, т

количество голов КРС у изолированного потребителя

NкрсБГУ, 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 (Ecп); кВт·ч в год

тепловой (Qсп): ккал в год

где: 1 кВт ч = 860 ккал;

1 ккал = 1,16 *кВт·ч

2. Определение марки газогенератора

кВт·ч в год

зак =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 37000руб. или 1480 долл.

3. Определение фактического коэффициента использования установленной мощности (KисФ) 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 1м3 биогаза соответствует 0,6м3 природного газа:

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

где: зтп = 0,6 - осредненное значение КПД для устройств, использующих тепловую энергию

7. Определение общего годового объема производства биогаза ()

8. Определение числа установок ИБГУ (mБГУ), если максимальная производительность одной установки (VmaxБГУ) 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. <VсрБГУ< 12 м3б. г.),

Условие соблюдается.

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

11. Определение среднесуточного объема органических удобрений, если из 100кг биомассы получается 95,9кг 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 0,5кг СО2

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

КРС

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

Результаты расчета:

1. Потребность населенного пункта в электроэнергии:

Есп=78000кВт·ч в год

2. Потребность населенного пункта в тепловой энергии:

Qсп=67.08·106ккал в год

3. Требуемый объем производства биогаза:

V0БГУ=42246,69 м3

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

mБГУ=10шт.

5. Объем производства органических удобрений:

?Уд= 674.96 т. в год

6. Установленная мощность блока (батареи) БГУ:

NустБГУ=8,91 кВт

7. Годовая экономия условного топлива:

ВБГУ= 27,4 т у. т.

8. Предотвращенная эмиссия углекислого газа:

VугБГУ=39 т

9. Количество голов КРС у изолированного потребителя:

NкрсБГУ= 68 голов КРС

10. Газогенераторная станция марки ГГС-4000, NустГГС= 3,8 кВт, расход топлива (природный газ) q0= 1,32 м3/ч, годовая выработка электроэнергии ЕсГГС= 26630 кВт·ч в год, стоимость установки равна 37000 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 1кг, а 1 долл. равен Цдол =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.

Список использованной литературы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Размещено на Albest.ru