ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
advertisement
1 ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» На правах рукописи Кпау Зондже Раймонд ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СХЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ АВТОНОМНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В АФРИКЕ НА ОСНОВЕ СОЛНЕЧНОЙ ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАЦИИ И ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИХ НАКОПИТЕЛЕЙ ЭНЕРГИИ Шифр специальности: 05.14.08 «Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии» Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Нефедкин С.И. Москва 2014 г. 2 СОДЕРЖАНИЕ Введение………………………………………………………………………………. 5 ГЛАВА1- ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР……………………………………………….11 1.1. Развитие мирового рынка электроэнергии и перспективы использования возобновляемых источников энергии………………………………………………..11 1.2. Современное состояние и перспективы солнечной энергетики в мире и на Африканском континенте.…………………………………........................................15 1.3. Солнечная энергетика………………………………………………………….18 1.3.1 Потенциал солнечной энергии …………………………………………….18 1.3.2 Фотоэлектрические преобразователи энергии. ………………………… 19 1.4. Методы и системы накопления электрической энергии…… …………........22 1.4.1. Общие положение и классификация систем хранения энергии…….......22 1.4.2.Аккумуляторные батареи.…………………………………………….……26 1.4.3 Проточные редокс батареи………………………………………………..31 1.4.4. Электрохимические суперконденсаторы……………………………........33 1.4.5. Водородное аккумулирование энергии..………………………………….34 1.4.5.1.Основные положения………………………………………………34 1.4.5.2.Электролизеры. Общие сведения и основные типы......................36 1.4.5.3.Системы хранения водорода………………………………………40 1. 4.6. Механические методы аккумулирования энергии……………..……………43 1.4.6.1. Гидроаккумулирование………………………………………………….…..43 1.4.6.2. Cжатый воздух ……………………………………………….........................44 1.4.6.3. Маховики ………………………………………………………......................44 1.4.7. Хранение энергии в магнитном поле. Сверхпроводящие магнитные накопители энергии…………………………………………………………………...45 1.5. Энергоустановки для автономного энергоснабжения…………………….....46 3 1.5.1. Основные типы электростанций для автономного энергоснабжения…..46 1.5.2. Энергоустановки и электростанции на органическом топливе…………48 1.5.3. Энергоустановки на топливных элементах ………….…..........................52 1.6. Обобщение результатов и Выводы ……………………………………...........61 ГЛАВА2 . РАСЧЕТ И СРАВНЕНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ И АЛЬТЕРНАТИВНЫХ СХЕМ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ТИПОВОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РАЙОНОВ АФРИКИ…………………….……………………63 2.1. Постановка задачи……………..………………………………………………....63 2.2. Географическое расположение потребителя. Климатические, экономические и социальные условия для использования ВИЭ.…………….......................................67 2.2.1. Алжир…………………………………………………………………….....67 2.2.2. Кот -д'Ивуар………………………………………………………………...72 2.2.3. Южно-Африканская Республика……………………………………….. ..77 2.3. Обобщение данных….……………………………………..……………………..82 2.4. Характеристика потребителя…………………………………………………….88 2.5. Схемы энергоснабжения………………………… ……………………...………89 2.6. Оборудование энергетического комплекса…………………………………......90 2.7. Методика расчета………………………………………………………..……. ...91 2.8. Результаты и анализ………….……………………………………………..……96 Выводы по Главе 2 ……………….…………………………………………………104 104ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ ДЛЯ РАСЧЕТА СХЕМ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ НА ОСНОВЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ВОДОРОДНОГО АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГИИ....................................................................................................................106 3.1. Введение и постановка задачи…………………………………………...…….106 3.2. Разработка алгоритма и программы SEH для расчета параметров устройств для энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии……………………….108 3.3. Результаты вычислений с помощью программы SEH………………………..120 3.4.Примеры вычислений с помощью программы SEH…………………………..123 4 Выводы по Главе 3………………………………………………………..…………129 ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ СХЕМЫ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ В КОТ-Д’ИВУАР……………………………………………..….130 4.1. Постановка задачи и выбор потребителя………………………………..…….130 4.2. Выбор схемыэнергоснабжения и оборудования………………….………….132 4.3 Результаты технико-экономического расчета……………………………………………..….139 Выводы по Главе 4…………………………………………………………………..147 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО ДИССЕРТАЦИИ……………………………………………..149 CПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ…………………..…………...151 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………………………...153 5 Введение Актуальность работы В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства (МЭА) к 2030 г. на возобновляемые источники энергии будет приходиться 29% производства электроэнергии и 7% производства моторного топлива. Африканский континент имеет колоссальные ресурсы солнечной энергии и сегодня очевидно, что развитие экономик Африканских стран должно быть связано с использованием солнечной энергии (СЭ). Несмотря на относительную дороговизну фотоэлектрических преобразователей, солнечная фотоэнергетика развивается сегодня самыми высокими темпами по сравнению с другими ВИЭ (50-60% в год). В настоящее время все ведущие страны Африки имеют программы развития ВИЭ. Например, в планах решениях министерства энергетики Кот-д’Ивуара намечено довести долю ВИЭ до 5 % к 2015 году, до 15 % к 2020 году и до 20 % к 2030 году. Гарантированное автономное энергоснабжение потребителей малой и средней мощности может быть организовано за счет использования солнечных фотоэлектрических станций (СФЭС). Однако при разработке схем энергоснабжения на основе СФЭС необходимо учитывать сезонную и суточную неравномерность поступления солнечной энергии для различных регионов Африканского континента, а также необходимость использования накопителей энергии и источников тока для покрытия дефицита электроэнергии в темное время суток. Наиболее удобными являются электрохимические накопители: аккумуляторные батареи (АБ), а также водородные накопители с использованием электрохимических преобразователей - топливных элементов (ТЭ) и электролизных установок (ЭУ). В работе проведено исследование и расчет схем энергоснабжения автономных потребителей на основе СФЭС с использованием электрохимических накопителей для трёх характерных географических точек Африки (на юге, экваторе и севере континента). На основе разработанных алгоритмов и программ 6 выполнены расчеты и показаны варианты наиболее эффективных схем энергоснабжения, типовых потребителей, даны рекомендации по их реализации и оснащению различных оборудованием. схем Проведено энергоснабжения по технико-экономическое критерию приведенной сравнение стоимости вырабатываемой электроэнергии. Актуальность диссертационной работы определяется необходимостью энергообеспечения потребителей, в том числе живущих в удалённых районах, с использованием системах автономного энергоснабжения на базе СФЭУ и электрохимических накопителей энергии. Цель диссертационной работы заключается в повышении энергетической эффективности использования солнечной энергии в схемах энергоснабжения автономных потребителей, находящихся в различных точках Африканского континента. Основные задачи исследований: Для достижения поставленной цели в работе представлены, сформулированы и решены следующие задачи: 1. Анализ и выбор информационного обеспечения гелиоэнергетических расчетов для характерных регионов на юге, экваторе и севере Африканского континента; 2. Сравнительный расчет традиционных и альтернативных схем автономного энергоснабжения автономного потребителя с преобладанием нагрузки вне светового дняна основе СФЭС мощностью 4 МВт для трех характерных географических точек Африки.Выработка рекомендаций по реализации схем в различных районах Африки; 3. Разработка алгоритма и программы для расчета параметров устройств схем энергоснабжения автономного потребителя на основе СФЭС и водородного аккумулирования энергии. Использование данной программы для расчета параметров схемы энергоснабжения типового потребителя (коттеджа), находящегося в трёх характерных географических точках Африканского континента; 7 4. Расчет приведенной стоимости генерируемой электрической энергии(Levelized Cost of Energy) и обоснование эффективности традиционных и альтернативных схем автономного энергоснабжения типового потребителяс преобладанием нагрузки внутри светового дня (школа), находящегося вблизи экватора (в Котд’Ивуар); 5. Обоснование схем автономного энергоснабжения потребителей с различным графиком нагрузки и уровнем потребляемой мощности применительно к географическим и экономическим условиям республики Кот-д’Ивуар. Научная новизна: Научная новизна работы заключается в следующем: 1. Исследовано влияние географического фактора на выбор схемы энергоснабжения типового потребителя с преобладанием нагрузки вне светового дняи показано, что накопление избытка энергии в аккумуляторных батареях целесообразно для такого потребителя, расположенного вблизи экватора (экономия более 20%), а для регионов Северной и Южной Африки более предпочтительной является схема водородного аккумулирования энергии; 2. Учет в расчетах эффективности схем энергоснабжения зависимости к.п.д. энергоустановки (топливного элемента, АБ, дизель-генератора) от нагрузки показывает, что эффективность схем с использованием электрохимических преобразователей возрастает на 30-40 % по сравнению со схемами на основе дизель-генератора; 3. Разработаны алгоритм и программадля расчета параметров устройств схем энергоснабжения автономного потребителя на основе СФЭС и водородного аккумулирования энергии, учитывающие отбор водорода на получение тепловой энергии (газовая плита, каталитический обогреватель), а также зависимостьк.п.д. энергоустановки от текущей нагрузки; 4. С использованием методики расчета приведенной стоимости энергии, LCOE (англ. – Levelized Cost of Energy) на период 20 лет найдены оптимальные глубины разряда аккумуляторных батарей в схемах автономного энергоснабжения на 8 основе СФЭУ, позволяющие минимизировать количество используемых аккумуляторных батареи. Достоверность и обоснованность результатов. Приведенные в диссертационной работе данные и выводы базируются на использовании современных методов и программ численных исследований, а также на соответствии полученных результатов расчетов результатам, опубликованных другими авторами. Практическая значимость результатов диссертационного исследования заключается в возможности использования специалистами разработанных схем энергоснабжения, также оценок и рекомендаций при реализации проектов энергоснабжения на основе использования СФЭС. Разработаны методики и программное обеспечение, позволяющие определять параметры схем и оборудования дляавтономного энергоснабжения потребителя на базе СФЭС применительно к потребителям, находящимся в Кот-д’Ивуар и других регионах Африки. Основные положения, выносимые на защиту: 1. Результаты исследования влияния географического фактора на выбор схемы энергоснабжения с использованием СФЭС и электрохимических преобразователей для потребителей, расположенных на севере, экваторе и юге Африканского континента; 2. Необходимость учета в расчетах схем автономного энергоснабжения зависимости к.п.д. энергоустановки (топливного элемента, АБ, дизель- генератора) от нагрузки, которая позволяет повысить достоверность расчетов и показывает более высокую эффективность схем с использованием электрохимических преобразователей по сравнению со схемами на основе дизельгенератора; 3. Разработанные алгоритмы и программы для расчета параметров устройств схем энергоснабжения автономного потребителя на основе СФЭС и водородного аккумулирования энергии, учитывающие отбор водорода на покрытие тепловой 9 нагрузки потребителя (газовая плита, каталитический обогреватель), а также зависимость к.п.д. энергоустановки от текущей электрической нагрузки; 5.Расчет приведенной стоимости электроэнергии для 4-х схем энергоснабжения на срок их эксплуатации 20 лет для типовой школы в Кот-д’Ивуар; 6. Результаты расчета оптимальной глубины разряда аккумуляторных батарей в схемах автономного энергоснабжения на основе СФЭС по критерию минимальной приведенной стоимости энергии за 20 лет эксплуатации; 7. Обоснование перспективности использования СФЭС и схемы энергоснабжения на основе водородного накопления энергии, которая для потребителейс преобладанием нагрузки внутри светового дняуже в ближайшее время будет экономически конкурентоспособна с традиционными схемами автономного энергоснабжения на основе использования дизель-генератора и АБ. Апробация работы. Основные результаты работы обсуждались и докладывались на IΙ и IΙΙ Международных Симпозиумах по Водородной энергетике (2007, 2009, Москва); 5–й и 7–й международных школах молодых ученых и специалистов «Энергосбережение – теория и практика», НИУ МЭИ, (2010, 2012 гг.), конференции молодых ученых МГУ.«Возобновляемые источники энергии» 2012 г., на Первом международном форуме «Возобновляемая энергетика: пути повышения энергетической и экономической эффективности. (REENFOR-2013), РАН, Москва 22-23 октября 2013 г. Публикации. Материалы, отражающие содержание диссертационной работы и полученные в ходе ее выполнения, представлены в 7 публикациях, две из которых опубликованы в журналах, рекомендуемых ВАК РФ. Основные положения диссертации отражены в следующих публикациях: 1. С.И. Нефедкин, З.Р.Кпау. Особенности автономного энергоснабжения с использованием энергии солнца и электрохимических устройств для различных районов Африки//Альтернативная энергетика и экология. - 2013.-№ 01/2 (118).- С. 44-54. 10 2. С.И. Нефедкин, Крючкова М.И., З.Р.Кпау. Обоснование схем автономного энергоснабжения гостиничного комплекса в г. Сочи с использованием солнечной электростанции // Вестник МЭИ. - 2013.- №3.- С. 58-64. 3. З.Р.Кпау, Нефедкин С.И. Система жизнеобеспечения автономного объекта на экваторе с использованием преобразователей//Труды 3 солнечных батарей Международного и электрохимических Симпозиума по водородной энергетике. 1-2 декабря 2009 г. -Москва. Изд. МЭИ. С. 267-270 4. Нефедкин С.И., Кпау Р., Крючкова М.И. Обоснование схем автономного энергоснабжения с использованием солнечной электростанции для различных потребителей// Материалы Первого Международного форума «Возобновляемая энергетика: пути повышения энергетической и экономической эффективности. (REENFOR-2013), 22-23 октября 2013 г. РАН, Москва С. 398 5. З.Р.Кпау, Нефедкин С.И., Комплексы жизнеобеспечения населенного пункта на экваторе с использованием солнечной электрической станции мощностью 4 мВт и электрохимических устройств// Труды 18 Международной научнотехнической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника ,электротехника, энергетика» 1-2 марта 2012 Москва.- Издательский дом МЭИ, 2012г. С.341-342 6. Крючкова М.И., З.Р.Кпау, С.И. Нефедкин. Автономное энергоснабжение потребителя в г. Сочи с использованием солнечной электростанции// Труды конференции МГУ «Возобновляемые источники энергии» 2012 г. С.341-346 7. Крючкова М.И., З.Р. Кпау, С.И. Нефедкин. Обоснование схем автономного энергоснабжения гостиничного комплекса в г. Сочи с использованием солнечной электростанции// Труды VI Международной школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение – теория и практика»18 – 22 октября 2013 года. Москва. Издательский дом МЭИ, 2013 – №3, С. 58-64 Работа выполнена под руководством профессора кафедры ХиЭЭ НИУ МЭИ, доктора технических наук Нефедкина Сергея Ивановича, которому автор выражает глубокую благодарностьи признательность. 11 Глава 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 1.1. Развитие мирового рынка электроэнергии и перспективы использования возобновляемых источников энергии Сегодня развитие мировой цивилизации сопровождается значительным увеличением энергопотребления, причем лидерами роста становятся развивающиеся страны. Достаточно сказать, что если в 2000 г. энергопотребление Китая составляло лишь половину от энергопотребления США, то в 2009 году [1]Китай уже опередил США по данному показателю. Увеличение численности населения Земли, развитие промышленности и рост уровня жизни населения сопровождается существенным ростом энергопотребления. С каждым годом генерирующие электроэнергию предприятия требуют для себя все больше углеводородного топлива, запасы которого с каждым десяти летием истощаются, а добыча его требует затрат все большей энергии и материальных затрат. Активно потребляемые природные запасы углеводородов, еще недавно казавшиеся неиссякаемыми, становятся труднодоступными. Главное, что возобновить их уже не представляется возможным, как и невозможно представить химическую промышленность будущего без углеводородного сырья. Сегодняосновная часть мирового энергобаланса покрывается традиционными ископаемыми органическими топливами – 78% (уголь, газ, нефть) и ядерной энергетикой около 3%.Вклад всех видов ВИЭ в мировое производство электроэнергии составляет около 22%, из них на гидроэнергетику приходится около 17%, а на другие ВИЭ несколько больше 5% [2]. Проведенные оценки запасов углеводородного сырья показали, что период обеспеченности мировой экономики по нефти на начало 2012 г. составляет 54 года, по природному газу - 64 года, по углю 112 лет [3].А ведь проблемы энергоснабжения населения Земли совсем не решены. Сегодня еще 20% 12 населения Земли (1,4 млрд человек) вообщене имеют доступа к электроэнергии, а 40% традиционно используют биомассу для приготовления пищи [1]. По оценке МВФ ежегодный рост мирового энергопотребления составляет около 2,5%. Учитывая такие темпы энергопотребления можно предположить, что в ближайшие десятилетия углеводородное сырье уже не в состоянии обеспечить основные потребности мировой экономики в электроэнергии. Великий русский химик Д.И. Менделеев более ста лет назад предостерегал: «Топить нефтью – это все равно, что топить ассигнациями». Углеводородное сырье необходимо оставить химической промышленности для производства синтетических материалов и конструкций. Каким образом ликвидировать дефицит в генерации электроэнергии, какие энергетические технологии развивать? Сегодня в мире выработаны основные направления развития энергетики. В первую очередь, это более существенное, чем сегодня, использование ресурсов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) солнца, ветра, воды и биоресурсов [4-6]. В соответствии с прогнозом Международного энергетического агентства (МЭА) к 2030 г. на возобновляемые источники энергии будет приходиться 29% производства электроэнергии и 7% производства моторного топлива [7]. В тех регионах, где это невозможно из-за низкого потенциала ВИЭ, необходимо развивать атомную энергетику, либо рационально потреблять имеющиеся ресурсы органического сырья. Определенные успехи в этом направлении уже есть. традиционная энергетика, базирующаяся на В то время как ископаемых органических энергоресурсах, с начала XXI века в среднем в мире росла с темпом всего 1-1,5% в год, новые технологии ВИЭ развиваются со средними темпами в десятки процентов в год [2]. Наибольший интерес к ВИЭ сопровождавшийся ростом финансирования со стороны из государственных бюджетов и частных компаний, проявлен странами, находящимися в сильной зависимости от импорта традиционных энергоресурсов (страны Европейского Союза, США, Япония позднее Китай и др.). 13 В относительно короткие сроки многие энергетические технологии ВИЭ приблизились к порогу конкурентоспособности с традиционными технологиями, базирующимися на традиционных органических энергоресурсах. Например, стоимость энергии и биотоплива, производимых с помощью ветроустановок, фотоэлектрических преобразователей, солнечных,тепловых,геотермальных и биоэнергетических установок, удалось снизить в разы [8]. Освоение ресурсов ВИЭ развивается неравномерно. Гидроэнергетика была пионером использования ВИЭ, но сегодня уже не развивается такими темпами. Потенциал крупных рек в мире локализован, кроме того сегодня он освоен уже примерно на треть. Неосвоенная его часть сосредоточена преимущественно в развивающихся странах, и дальнейшее развитие крупной гидроэнергетики ограничено, в том числе экологическими ограничениями (затопление больших территорий и т.п.) [9]. Потребление традиционной биомассы в мире неуклонно сокращается в связи с переходом на более совершенные технологии теплоснабжения и приготовления пищи. Страны-лидеры по инвестициям в ВИЭ – это Китай, США, Германия, Италия и Индия. Инвестиции Китая в 2011 году составили 51, США-48, Германия-31, Италии 29, Индии 12 млрд. долларов США. Максимальные темпы роста инвестиций ВИЭ в 2011 году по отношению к 2010 году имели место в Италии (24%), США (58%), Канаде (47%), Бельгии (40%), Китае (28%), Индии и Бразилии (по 25%) [9]. Средние годовые темпы роста мощности энергоустановок на ВИЭ, представленные на рисунке 1.1 показывают, что лидерами являются технологии фотоэлектрического преобразования энергии энергоустановки, использующие энергию солнца. и гелиоустановки, т.е Поэтому понятно, что наибольшие инвестиции в 2012 году отмечены в солнечной энергетике – 140 млрд. долларов США, а также в ветроэнергетике – более 80 млрд. долларов США. В солнечной энергетике инвестиции были направленны прежде всего на создание 14 4 крышн ных фотооэлектрич ческих усттановок в Германи ии, Итали ии и Великкобритан нии, а также на строоительствво нескольких со олнечныхх тепловы ых электтростанци ий в Испан нии и в СШ ША. Рисуноок 1.1 - Средние С годовые темпы росста мощноости энерргоустано овок на ВИ ИЭ и произвводства биотоплив б ва в 2007--2012 г. В больши инстве сттран-лидееров уско оренное освоение ВИЭ оссуществляяется при оп пределяю ющей госуударствен нной, пол литическоой, закон нодательн ной и пряямой финан нсовой пооддержкее. Наиболлее распр ространён нной форрмой сти имулироввания так развиттия ВИЭ Э в облласти эллектроген нерирующ щих устаановок являются я называаемые FIIT-тарифы ы (feed-inn-tarifs) и RPS – стандартты (renew wable porttfolio standarrds). Сутьь этих стимулирую ющих эко ономичесских мер состоит в следующем. FIT-таарифы – это с специальн но устан новленны ые повы ышенные тарифы ы на электрроэнергию ю, закупааемую отт энергоу установокк на ВИЭ Э, и обееспечиваю ющие 15 рентабельность генерации энергии. Они действуют в 65 странах и дифференцируются по типам и мощностям энергоустановок, удерживаются на длительный срок (10-20 лет) и, как правило, постепенно снижаются из года в год с учетом развития технологий. Например, Германии такие тарифы впервые были введены в 2000 году и действуют с небольшими коррективами, внесенными в 2010 году, по настоящее время. За это время с учетом развития и удешевления оборудования они для фотоэлектрических установок были снижены более чем в 2 раза до менее 17-18 (евро-центов/кВт*ч) [9]. 1.2 Современное состояние и перспективы солнечной энергетики в мире и на Африканском континенте Солнечная энергетика – одно из наиболее перспективных направлений развития возобновляемых источников энергии. Количество солнечной энергии, поступающей на Землю, превышает энергию всех мировых запасов нефти, газа, угля и других энергетических ресурсов, в том числе возобновляемых. Потенциал солнечной энергии настолько велик, что, по существующим оценкам, солнечной энергии, поступающей на Землю каждую минуту, достаточно для того, чтобы удовлетворить текущие глобальные потребности человечества в энергии в течение года. Глобальная роль солнечной энергетики неуклонно растет. Об этом свидетельствуют статистические данные, опубликованные Европейской ассоциацией фотоэлектрической промышленности (EPIA). За 2012 год суммарная мощность действующих во всем мире гелиоэнергетических установок выросла на 31 гигаватт (ГВт), превысив рубеж в 100 ГВт. Сегодня они производят уже столько же электричества, что и 16 крупных угольных или атомных электростанций. 16 Пока лидером в освоении энергии солнца остается Европа. В представленном EPIA докладе Global Market Out lock Photovoltaik отмечается, что суммарная мощность действующих в странах Евросоюза солнечных батарей достигла 70 ГВт. В Италии они обеспечивают уже примерно 7 процентов потребляемой электроэнергии, в Германии - 6, в Греции - 4, а в Болгарии, Чехии, Бельгии и Испании - по 3 процента. За 2012 год в Евросоюзе были установлены новые фотоэлектрические преобразователи мощностью в 17 ГВт. Более половины этого прироста (8 ГВт) обеспечила Германия. Все это дает основание рассматривать возобновляемую энергетику как один из ключевых трендов развития мировой энергетики, способных содействовать решению глобальных энергетических и экологических проблем человечества, обусловленных неуклонным ростом населения и растущим потреблением энергии, которое к 2020 году по прогнозам возрастет до 18-20 млрд т н.э. в год [10]. Электроэнергия, получаемая от фотоэлектрических установок несмотря на существенное снижение их стоимости за последние годы остается пока самой дорогой среди энергоустановок, использующих ВИЭ. Поэтому FIT-тарифы на электроэнергию от других установок устанавливаются на более низком уровне. Интересно отметить, что принятые в Испании несколько завышенные FITтарифыдля ее климатических условий привели к буму в строительстве солнечных энергоустановок, и вместо ожидаемых 400 МВт к 2012 году были введены энергоустановки установленной мощностью около 3 ГВт. В результате в 2012 году прием новых заявок на установление FIT-тарифов для солнечных установок был временно приостановлен. Тарифы продолжают действовать только для созданных или уже начатых в строительстве энергоустановок. Среди наших ближайших соседей FIT-тарифы для ВИЭ были приняты в сентябре 2008 года на Украине. Закон гарантирует беспрепятственный прием выработанной электроэнергии в сеть от малых ГЭС мощностью до 10 МВт, ветровых, фотоэлектрических, геотермальных энергоустановок, а также от 17 установок, работающих на биомассе. В октябре 2012 года утверждены следующие тарифы (евро-цент/кВтч): для малых ГЭС – 8, для солнечных установок – 48, для биомассы – 13 и для ветроустановок – 12 [9]. Бум солнечной энергетики перекинулся и на другие континенты. Речь идет, прежде всего, об Азии и Северной Америке. Так, Китай и США установили в 2012 году в два раза больше фотоэлектрических преобразователей, чем годом раньше. В Японии прирост составил 50 процентов, а в Индии введенные в строй мощности солнечных электростанций в целых 5 раз превысили показатель 2011 года. Основная причина растущего интереса к солнечной энергетике - падающая себестоимость генерируемой электроэнергии. Если 20 лет назад производство одного киловатт-часа стоило около 1 евро, то сегодня же в странах богатых солнцем оно обходится менее чем в 10 евро-центов, а в некоторых регионах в 6-7 центов [11]. Африканский континент имеет колоссальные ресурсы солнечной энергии. Среднегодовое поступление солнечного излучения на единицу поверхности здесь превосходит более чем в 1,5 раза аналогичный показатель для городов Европы. Есть положительные примеры. Солнечная электростанция ISCC (Integrated Solar Combined Cycle) введена в коммерческую эксплуатацию в Алжире в мае 2011 года. Она объединяет в своем составе станцию комбинированного цикла (конфигурация 2х1) мощностью 130 МВт на базе двух газотурбинных энергоблоков SGT-800 и 224 параболических солнечных коллектора общей мощностью 25 МВт. Первая в Алжире солнечная гелиоэлектростанция мощностью 150 МВТ будет построена в Эль-Уэд в 2016 году [12]. Строительством крупнейшей в Африке солнечной фотоэлектрической электростанцией мощностью в 155 МВт в рамках проекта Nzema с установкой 630 тысяч фотоэлектрических модулей занимается британская компания «Blue Energy». Срок ввода в действие этой станции в Гане -2015 год. Власти Ганы поставили задачу довести долю возобновляемых источников энергии в 18 энергетическом балансе страны с нынешнего 1% до 10% к 2020 году. Более серьезные задачи закреплены в решениях министерства энергетики Кот- д’Ивуара: довести долю ВИЭ до 5 % к 2015 году, 15 % к 2020 году и 20 % к 2030 году [13]. Использование солнечных электростанций для восполнения дефицита генерирующих мощностей развивающейся экономики африканских стран является перспективным направлением новой энергетики, основанной на использовании возобновляемых источников энергии. Африка призвана стать демонстрационной площадкой, на которой африканские государства при помощи ведущих стран мировой экономики смогут реализовать высокий потенциал солнечной энергии, и в полной мере использовать преимущества инновационных технологий солнечной энергетики. 1.3 Солнечная энергетика 1.3.1 Потенциал солнечной энергетики Солнце является гигантским источников энергии. На всю поверхность Земли поступает около (0.75-1.0)*1017 кВт*ч/год при среднем удельном поступлении солнечного излучения 200-250 Вт/м2 или 1752 - 2190 кВт*ч/(м2*год). Правда эта энергия поступает на поверхность Земли неравномерно, как по времени, как и по ее территории: 170-1000 Вт/м2 или 17-100*104 кВт/км2. Если принять, что мощность всех видов энергоустановок на Земле составляет сегодня 10 000 ГВт (1010кВт), то мощность солнечного излучения превышает современные потребности человечества в десятки тысяч раз и оценивается в 1014 кВт [14]. 19 1.3.2 Фотоэлектрические преобразователи энергии Солнечная энергетика (Solar power engineering) — область энергетики, связанная с преобразованием солнечной энергии в электрическую и тепловую энергию [15]. Различают два основных типа солнечных электростанций: термодинамические солнечные электростанции (ТСЭ) и фотоэлектрические солнечные электростанции (ФСЭ). Кроме того, существуют системы теплоснабжения на основе солнечного коллектора. Фотоэлектрический солнечный элемент (ФСЭ) — солнечный элемент на основе фотоэффекта. [15] Солнечный элемент является первичным преобразователем фотоэлектрической системы, который преобразует световую энергию солнца непосредственно в электрическую энергию. Поэтому энергоустановки на основе ФСЭ являются наиболее удобными для автономного энергоснабжения. Фотоэлектрический солнечный элемент может быть следующих типов: монокристаллический, поликристаллический и аморфный (тонкопленочный). Моно- и поликристаллические элементы имеют почти одинаковый к.п.д. (13÷20%), который почти в 2 раза выше, чем у солнечных элементов, изготовленных из более дешевого аморфного кремния. Солнечные элементы (СЭ) изготовляют определенного типоразмера. Они могут быть круглыми (диаметром 100;125 и 150 мм) или квадратными (82 х 82; 100 х 100 или 125 х 125 мм). Мощность элементов составляет 0,9÷2,7 Вт. В таблице 1.1 приведены основные характеристики единичного солнечного элемента [16]. 20 Таблица 1.1 - Технические характеристики единичного солнечного элементаØ150 мм. Размер, мм Ø150 мм Ток короткого замыкания Iкз, A 4.50÷5.32 Напряжение холостого хода Uхх, В 0.57÷0.61 Ток максимальной мощности Ip, A 4.3÷5.1 Напряжение максимальной мощности Up, В 0.46÷0.50 Эффективность, % Фотоэлектрический 13÷16 модуль (ФМ) — устройство, конструктивно объединяющее электрически соединенные между собой фотоэлектрические солнечные элементы и имеющие выходные клеммы для подключения внешнего потребителя [15]. Мощность таких модулей составляет уже от 10 до 300Вт. В паспорте ФМ приводится значение генерируемой им мощности, при стандартных условиях (Standart Test Conditions), т.е., при солнечной радиации 1000 Вт/м2, температуре +25оС и солнечном спектре на широте 45о. На практике солнечного излучение, попадающее на солнечный модуль, зависит от многих факторов, таких как его месторасположение, время суток, температура, угол наклона модуля по отношению к солнцу и др. Основной характеристикой, как солнечного фотоэлектрического модуля, так и отдельного солнечного элемента является вольтамперная характеристика (ВАХ). Вольтамперная характеристика (ВАХ) солнечного элемента - зависимость между током нагрузки и напряжением на клеммах солнечного фотоэлектрического элемента при постоянных значениях температуры солнечных элементов и интенсивности поступающего солнечного излучения.На рисунке1.2приведен внешний вид солнечного модуля номинальной мощностью 200 Вт и ВАХ, снятые при различной освещенности [17]. 21 Рисунок 1.2 - Внешний вид и ВАХ солнечного модуля номинальной мощностью 200 Вт. Напряжение, напряжением соответствующее максимальной максимальной мощности (рабочим мощности, напряжением называется - Up), а соответствующий ток - током максимальной мощности (рабочим током - Ip). Пиковая мощность солнечного элемента - максимальная мощность фотоэлектрического солнечного элемента при стандартных условиях испытаний. КПД солнечного модуля определяется как отношение максимальной мощности модуля к общей мощности излучения, падающей на его поверхность при стандартных условиях, и составляет от 13÷18%, а в перспективных СМ достигает 40% . С целью получения требуемой мощности и рабочего напряжения модули соединяют последовательно или параллельно. Солнечная фотоэлектрическая батарея (СФБ) — соединенные между собой электрически и механически фотоэлектрические модули. Мощность солнечной батареи всегда ниже, чем сумма мощностей модулей - из-за потерь, обусловленных различием в характеристиках однотипных модулей (потерь на рассогласование). При последовательном соединении десяти модулей с разбросом характеристик 10% потери составляют примерно 6%, а при разбросе 5% - снижаются до 2%. 22 На основе солнечных фотоэлектрических батарей строят солнечные фотоэлектрические станции (CФЭC). 1.4 Методы и системы накопления электрической энергии 1.4.1. Общие положения и классификация систем хранения энергии Электроэнергия представляет собой наиболее универсальный и удобный вид энергии для использования человеком.Она может относительно легко быть преобразована в механическую, химическую, тепловую энергию, энергию электромагнитного излучения, холод и т. д. Это определяет ее ценность и повсеместное использование для самых различных целей. Вместе с тем, в отличие от различных энергоносителей, электрическая энергия не может быть запасена сама по себе, как например, нефть, уголь, газ или водород [18]. В связи с этим у потребителя часто возникает конфликт между тем количеством электрической энергии, которая ему необходима в конкретный момент времени и теми возможностями генерирующих мощностей, которыми он располагает. Если потребитель подключен к электрическим сетям с централизованным способом производства энергии, тоэтот конфликт легко разрешается перераспределением энергии к потребителю, который испытывает дефицит электроэнергии. Если потребитель сам имеет генерирующие мощности, то избыток энергии он может поставлять в централизованные сети. В этот состоит суть так называемой распределенной энергетики. Однако, когда потребитель имеет генерирующие мощности, но не имеет доступа к электрическим сетям (автономный потребитель), то избыток эклектической энергии должен быть обязательно аккумулирован для дальнейшего использования в нужный период времени и в нужном количестве. Для этого в 23 автономной энергосистеме необходим обязательный элемент - накопитель (аккумулятор) электрической энергии. Существует много различных классификаций накопителей электрической энергии. По принципу действия накопители электрической энергии в целом можно разделить на три основные группы: механические, электрохимические и электромагнитные. Эти группы включают основные типы накопителей. 1. механические накопители электроэнергии - гидроаккумуляторы (ГА) - пневмоаккумуляторы (ПА) - супер маховики (СМА) 2. электрохимические накопители электроэнергии - аккумуляторные батареи (АБ) - водородные накопители (ВН) - проточные редокс-аккумуляторы (ПРА) - суперконденсаторы (СКО) 3. электромагнитные накопители электроэнергии - индуктивные сверхпроводящие накопители (СПИН) Различные типы накопителей энергии позволяют хранить и высвобождать электрическую энергию в период длительностью от нескольких секунд до многих часов и дней (рисунок 1.3) [19]. По скорости накопления и отдачи энергии накопители могут быть классифицированы как краткосрочного и длительного действия. Краткосрочные системы накопителей включают суперконденсаторы, супермаховики и индуктивные сверхпроводящие накопители (рисунок 1.3). 24 Рисунок 1.3 - Диапазон накопителей энергии по уровню накопленной энергии и длительности действия. Накопители энергии краткосрочного действия востребованы, когда нужно быстро накопить и передать энергию. Характерным примером служат стартерные аккумуляторные батареи автомобилей, суперконденсаторы для запуска электровозов и тягачей [21]. Существуют примеры совместного использования накопителей длительного и короткого действия. Например, в источниках бесперебойного питания в первый момент времени включения резервной мощности (доли секунды) используются суперконденсаторы, а затем включаются более инерционные, но более емкие электрохимические устройства (аккумуляторные батареи или топливные элементы). Системы длительного хранения включают гидро- и пневмоаккумуляторы, аккумуляторные батареи, водородные накопители, проточные редокс- аккумуляторы. Накопители энергии длительного действия использовании возобновляемых источников, когда востребованы при пиковое производство 25 энергии солнечной или ветроэнергетической установки может не совпадать с пиковой нагрузкой потребителя. В этом случае нестабильность поступления ветровой или солнечной энергии могут быть компенсирована энергией, запасенной в накопителе в период максимальной генерации [21,22]. Общие технические параметры технологии хранения долгосрочного энергии в контексте энергии ветра приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 - Сравнение долгосрочных энергетических накопителей. Тип накопителя Емкость к.п.д. % Технология МДж Гидроаккумулирование 100…….1000 70 ÷ 80 Механическая Сжатый воздух 0,1…..…1000 75 ÷ 85 Механическая Аккумуляторная батарей 0,1….….….10 60 ÷ 80 Электрохимическая Водород 0,1…………1 20 ÷ 40 Электрохимическая Как видно к.п.д преобразования может изменяться в широких пределах в зависимости от технологии накопления от 20 до 80%. Вместе с тем, для выбора типа накопителей необходимо учитывать и другие их параметры, такие как их стоимость, срок службы, надежность, размер, емкость запасенной энергии и влияние на экологию. Все эти параметры следует комплексно оценивать применительно к конкретному проекту энергоснабжения, для перечисленные выше параметры будут в различной степени важны. которого Вполне возможны варианты, когда применения накопителя может быть экономически не целесообразно и более выгодно заплатить за подключение к централизованным электрическим сетям. Рассмотрим далее более подробно отдельные типы электрохимических накопителей энергической энергии. 26 1.4.2 Аккумуляторные батареи Аккумуляторные батареи (АБ) являются одним из наиболее экономически эффективных и удобных обратимых накопителей электрической энергии [23-25]. Аккумуляторные батареи бесшумны, при своей работе не загрязняют окружающую среду. Емкость запасенной в них энергии может быть увеличена за счет коммутации отдельных батарей. Они могут быть расположены практически в любом месте и установлены относительно быстро. Зарядка аккумулятора не является быстрым процессом и по продолжительности, как правило, совпадает с продолжительностью разряда. Быстрое реагирование на подключение к нагрузке является важным преимуществом АБ, некоторые типы батарей могут реагировать на изменения в нагрузке в течение 20 миллисекунд. Это определило их использование как основных резервных источников питания. Эффективность аккумуляторных батарей (к.п.д.) находится в диапазоне 70÷90 % [23]. Батареи, однако, имеют и недостатки. Процесс цикла заряда- разряда, также как температура в батарее должны быть под контролем, т.к. они влияют на срок службы батареи. Другой серьезной проблемой является жизненный цикл батареи, т.е. количество циклов заряда/разряда, который зависит от глубины разряда АБ. Если глубина разряда велика, то жизненный цикл батареи снижается. Как видно из рисунка1.4, срок службы батареи Delta GS12-180 существенно снижается при увеличении глубины разряда АБ [26]. 27 Рисунок 1.4 - Жизненный цикл кислотной герметизированной гелевой аккумулятором батарей Delta GS12-180. Максимальныйток разряда батареи также является важным параметром. Обычно используют зависимость параметра тока от ее емкости. Кислотные АБ разряжаются токами 0,3÷0,5 емкости, а литий-ионные АБ способны отдавать большую мощность и кратковременно разряжаться токами до 10 С [23]. Существуюттакже экологические проблемы, так как аккумуляторные батареи содержат токсичные вещества. Это вызывает проблемы при изготовлении, использовании утилизации АБ [21, 25]. Вместе с тем следует отметить, что технологии изготовления аккумуляторных батарей развиваются и уже достигнуты определенные успехи. Рассмотрим основные типы АБ [23]. • Свинцовые аккумуляторы • Никель-кадмиевые аккумуляторы • Никель-железные аккумуляторы 28 • Никель-металлогидридные аккумуляторы • Никель-цинковые аккумуляторы • Серебряно-цинковые и серебряно-кадмиевые аккумуляторы • Литий-ионные аккумуляторы • Литий-полимерные аккумуляторы • Металл-воздушные аккумуляторы Свинцовые аккумуляторы Свинцовые аккумуляторы являются самыми распространёнными и самыми экономичными АБ. Реагентами в свинцовых аккумуляторах служат диоксид свинца (PbO2) и свинец (Pb), электролитом - раствор серной кислоты. Они также называются свинцово-кислотными аккумуляторами Реакции на электродах при заряде АБ (+) РbО2 + ЗН+ + НSO4- + 2е ↔ РbSO4+2Н2О (1-1) (-) Рb + НSO4↔ РbSO4 + Н+ + 2е (1-2) Напряжение на электродах составляет 1,8-2 В, удельная энергия 25÷40 Вт*ч/кг. Свинцовые АБ разделяют на четыре основные группы: стартерные, стационарные, тяговые и портативные (герметизированные). Наиболее распространенные из свинцовых аккумуляторов - стартерные аккумуляторы, предназначены для запуска двигателей внутреннего сгорания и энергообеспечения устройств машин. Тяговые аккумуляторы предназначены для электроснабжения электрокаров, подъемников, шахтных электровозов, электромобилей и других машин. Действуют в режимах глубокого разряда, имеют большой ресурс и низкую стоимость. В последние годы в основном используются аккумуляторы, не требующие ухода, в том числе предназначенные для 29 использования в системах автономного энергоснабжения с использованием возобновляемых источников энергии. К недостаткам свинцовых АБ можно отнести низкую удельную энергию, высокий саморазряд, выделение водорода в ходе заряда АБ, также невозможность хранения в разряженном состоянии. Кроме того, в них применяется токсичный свинец. В последние годы активно развиваются Литий-ионные аккумуляторы (ЛИА). В качестве отрицательного электрода применяется углеродистый материал, в который обратимо внедряются ионы лития. Активным материалом положительного электрода обычно служит оксид кобальта, в который также обратимо внедряются ионы лития. Электролитом является раствор соли лития в неводном апротонном растворителе. Аккумуляторы имеют высокую удельную энергию, больщой ресурс и способны работать при низких температурах. Благодаря высокой удельной энергии их производство в последние годы резко увеличилось. Выпускаются в цилиндрической и призматической формах. Они применяются в сотовых телефонах, ноутбуках и других портативных устройствах. Перспективными являются литий-полимерные аккумуляторы, которые. по сравнению с литий-ионными аккумуляторами имеют более высокие удельную энергию, ресурс и повышенную безопасность. В таблице 1.3 сведены основные характеристики аккумуляторных технологий [27,28]. 30 Таблица 1.3 - Основные характеристики аккумуляторных технологий. Тип аккумулятора к.п.д. Стоимость (%) (€/кВт) Количество циклов до определенного разряда (%) Рабочая темпера Уд. энергия Саморазряд тура (Вт час/кг) (%/месяц) -5÷40 25 2-5 -5÷40 30-50 2-5 -40÷50 40-80 5-20 300÷350 100 0 -30÷60 90-190 1 0÷40 30-50 0÷40 70 -20÷50 450-650 (°С) Свинцовокислотный (малообслужива 72-78 50-150 72-78 50-150 72-78 200-600 89 400-500 100 700-1000 85 360-1000 75 360-1000 50 50-200 емый –flooded 1000-2000 (70%) type) Свинцовокислотный (регулируемый клапаном- 200-300 (80%) valveregulated) Никелькадмиевый (NiCd) Сульфиднатриевый (NaS) Литий-ионный Vanadium redox (VRB) Ванадий редокс Цинк-бромная АБ Металлвоздушные 3000 (100%) 2500 (100%) 3000 (80%) 10000 (75%) 3500 (100%) <100 незначитель ный незначитель ный незначитель ный 31 Анализ показывает, что из всех представленных сегодня на рынке аккумуляторных батарей именно свинцовые кислотные аккумуляторы (мало обслуживаемые) остаются предпочтительными накопителями для использования в системах автономного энергоснабжения. Это объясняется, прежде всего, экономическимисоображенями, т.к. их стоимость сегодня более чем в 14 раз ниже стоимости литий-ионных аккумуляторов, и в 4 раза ниже стоимости никелькадмиевыйх АБ. 1.4.3 Проточные редокс батареи Проточные редокс батареи (ПРБ) появились сравнительно недавно. Основное их отличие от аккумуляторных батарей состоит в том, что активные вещества здесь находятся не внутри батареи, в отдельных емкостях и подаются в батарею только для протекания окислительно-восстановительных реакций на электродах [29]. Среди многих редокс систем, практическое применение нашла ванадиевая редокс-система. Работа такой батареи основана на том, что ванадий может находиться в растворе в четырёх разных степенях окисления. В её состав входят две ёмкости с электролитом (растворы сернокислых солей ванадия в серной кислоте) в баках, насосы и электрохимический блок, в котором жидкости отделяются друг от друга протонообменной мембраной (рисунок1.5). Одна ёмкость содержит ионы V5+, а другая V2+ ; ЭДС суммарной реакции составляет Е =1,246 В. При разряде батареи степень окисления ванадия в анодном контуре изменяется с +2 на +3, при этом из состава соли высвобождается один атом водорода, который ионизируется. Протон через мембрану, а электрон – через внешнюю цепь отправляются на катод, где степень окисления ванадия в составе католита изменяется с +5 на +4. Для заряда жидкостей батареи на электроды подают внешнее напряжение и процесс запускают в обратную сторону. 32 Рисунок1.5 - Схематическое изображение проточной редокс батареи. Можно выделить достоинства таких накопителей: - при использовании больших емкостей для хранения могут достичь практически неограниченной емкости; - простота перезарядки; - очень быстро реагируют на изменение нагрузки и не боятся перегрузок. Вместе с тем, они имеют и недостатки: - сильная зависимость от окружающей температуры; - невысокие значения удельной энергии (30÷50 Вт*ч/кг); - на сегодняшний день в несколько раз дороже свинцовых аккумуляторов; - более сложные системы по сравнению с обычными батареями. 33 1.4.4. Электрохимические суперконденсаторы Основным отличием электрохимических суперконденсаторов (ЭСК) от аккумуляторов является то, что электрохимические процессы происходят исключительно на поверхности электрода, что приводит к более высокой скорости протекания электрохимических процессов за счет отсутствия диффузионных затруднений. Процесс запасания энергии в суперконденсаторах осуществляется за счет разделения заряда на границе электрод — электролит на двух электродах с высокоразвитой поверхностью и максимально возможной разностью потенциалов между ними. Разность потенциалов обычно определяется величиной напряжения разложения электролита. Эта величина лежит в районе 1,23 В для водных электролитов (щелочей и кислот) и в районе 2,5÷4 В для органических электролитов [30]. Так как химических превращений веществ в процессе работы суперконденсатора не происходит, то ЭСК потенциально имеют неограниченный ресурс. электрохимических На практике конденсаторов по наиболее серьезным сравнению недостатком ссуперконденсаторами (ионисторами) является меньшая устойчивость электродных материалов к химической и электрохимической деградации. Это приводит к сокращению максимального количества циклов заряда-разряда до нескольких тысяч или десятков тысяч, в зависимости от типа используемого электродного материала. Электродными материалами являются, например, для электрохимических суперконденсаторов нанокристаллические оксиды и гидроксиды никеля и марганца [31]. Преимущества ЭСК перед аккумуляторами: • практически идеальная обратимость; • практически неограниченная циклируемость: 100 000 ÷10 000 000 циклов; • малое время заряда: секунды, минуты; • широкий температурный диапазон: ± 50оС; 34 • высокая надежность. Большой срок службы: (более10 лет); • полная герметичность и отсутствие необходимости обслуживания; • отсутствие токсичных компонентов. Основным преимуществом ЭСК является очень высокая удельная мощность (1÷10 кВт/л). Однако при этом реализуются относительно низкие значения удельной энергии (всего около 1 Вт ч/кг). Таким образом, ЭСК используются там, где нужно передать максимальную мощность за короткое время. Они уже нашли применение в качестве пусковых источников тока двигателей автомобилей, тракторов, локомотивов, стационарных и судовых двигателей [32]. Современные электрохимические конденсаторы часто имеют асимметричную конструкцию, в которой на одном электроде накопление энергии происходит в двойном электрическом слое, а на другом — благодаря протеканию на электроде фарадеевского процесса. Электрохимические конденсаторы гибридного типа в настоящее время являются наиболее перспективными. Примером гибридного ЭСК служит разрабатывыаемая сегодня система C/ H2SO4/ PbSO4 [18,32,33]. Данная гибридная система имеет удельную энергию уже сопоставимую с удельной энергией кислотного свинцового аккумулятора (15 ÷20 Втч/кг), однако у нее более существенный циклический ресурс (10000 циклов) и меньшее время заряда (20÷30 минут). 1.4.5 Водородное аккумулирование энергии 1.4.5.1 Основные положения Идея накопления энергии в виде водорода основана на ряде положений: - водород является уникальным энергоносителем и за счет процессов прямого электрохимического преобразования энергии в электролизерах и топливных элементах он может быть использован для аккумулирования электрической энергии; 35 - вода является удобным промежуточным компонентом системы водородного накопления энергии т.е. процесс аккумулирования энергии является экологически чистым, не сопровождается выделением токсичных веществ; - источники возобновляемой энергии (ветрогенераторы, фотоэлектрические преобразователи и др.) генерируют излишки электрической энергии, которая может быть переведена в водород с помощью электролиза воды, накоплена в системе хранения водорода, а затем отдана потребителю с помощью топливных элементов. Сегодня водород производится, в основном для технологических целей. Хотя мировое производство водорода составляет внушительную цифру (около 500 млрд.нм3/год), промышленности, он в используется основном для как технологический производства продукт аммиачных удобрений, синтетических материалов, стекла, металлов, продуктов питания [34]. станет эффективным энергоносителем будущей энергетики, для Водород когда его производство будет основано не на технологии конверсии природного газа (как сегодня), а примет масштабный характер за счет использования энергии возобновляемых источников энергии, а также использования избытка энергии, производимой в базовом режиме на атомных электростанциях [35]. Неограниченный потенциал возобновляемых источников энергии (в первую очередь энергии солнца и ветра), снижение стоимости технологий солнечной и ветровой энергетики, является хорошей предпосылкой для получения в будущем дешевого водорода, получаемого за счет электролиза воды. Таким образом, может появиться энергоноситель, использование которого не будет приводить к выбросам в атмосферу парникового газа ― диоксида углерода (СО2), а также токсичных продуктов, как в случае сжигания органического топлива, таких как монооксид углерода (СО), оксидов азота (NOx), углеводородов (CHn). Известны системы на основе водородного цикла. Для аккумулирования энергии в таком накопителе в электролизере происходит разложение воды на водород и кислород, которые хранятся в баллонах высокого давления, а затем преобразуются в электроэнергию в топливном элементе [36,37]. Преимущество 36 такой системы аккумулирования — возможность достижения высокой энергоемкости (за счет неограниченного во времени хранения газов в сжатом состоянии), а недостаток — относительно низкий к.п.д., не превышающий 40 %. 1.4.5.2 Электролизеры. Общие сведения и основные типы В электролизере за счет прямого электрохимического разложения воды электрическая энергия преобразуется в химическую энергию запасенного водорода. По виду электролита различают три основных типа электролизеров[34]: (а) с водным щелочным электролитом (рабочая температура до 500 К); (б) с твердым полимерным электролитом (рабочая температура до 423 К); (в) с твердым оксидным электролитом (рабочая температура до 1300 К). Щелочной электролиз воды остается сегодня основным методом крупномасштабного производства электролитического водорода. На рисунке 1.6 показаны электрохимические процессы, протекающие при работе электролизера с щелочным раствором электролита [38]. Катод ( - ) 2Н2О+2e==>H2 + 2ОН- Диафрагма ОН‐ Анод( +) 2 OH- ==>½ 02 + H20 + 2e Рисунок 1.6. Процессы, протекающие при работе электролизера с щелочным раствором электролита Как видно при разложении двух молекул воды на катоде электролизной ячейки под действием постоянного электрического тока образуется одна молекула газообразного водорода, а также два гидроксил-иона. Водород с тыльной стороны пористого электрода удаляется из ячейки, а гидроксил-ион под действием электрического поля переносится к аноду, где окисляется до воды. При этом образуется пол-моля газообразного кислорода, который с тыльной стороны пористого электрода удаляется из ячейки. Таким образом, при электролизе гидроксил-ион в 37 сумме электрохимических реакций на аноде и катоде не потребляется, однако концентрация щелочи снижается за счет потребления воды на электролиз. Сама электролизная ячейка состоит из газоплотной пористой диафрагмы и прижатых к ней пористых, либо сетчатых никелевых электродов. Современные щелочные электролизеры – это плотноупакованные фильтпрессные конструкции с отводом продуктов с тыльной стороны газогенерирующих электродов. Такие конструкции обеспечивают значительно меньшую металлоемкость и более низкие энергозатраты( 4.1÷4.3 кВт.ч/нм3 Н2). Никель имеет высокую устойчивость в щелочных средах и поэтому является основным материалом для электродов, газоотводящих коллекторов, а также для покрытий конструктивных элементов. Технология никелевых поверхностно-скелетных катализаторов (ПСК) позволяет снизить поляризацию анодного процесса за счет получения развитой поверхности никеля с системой нанопор (5-10 нм) и микропор (10-50 мкм) [38]. Введение серы, фосфора, кобальта в электроды ПСК позволяют дополнительно снизить поляризацию анода [34,39]. C целью снижения перенапряжения выделения кислорода используют композитные гальваническое покрытия на основе никеля, например Ni (40-63%) Fe (13-40%), а также оксидножелезные композиции [34]. Среди зарубежных фирм, работающих в области щелочного электролиза воды можно назвать Norsk Hydro Electrolysers (Норвегия), Hydrogen Systems (Бельгия), Stuart Energy Systems (Канада), Hydrogenigs (Канада,) TeledyneInc. (США), H2 Gen Innovation Inc. и др., Например, фирма «Hydrogenics» предлагает на рынке модульные автомобильные заправочные водородные станции HySTAT™ производительностью от 20 кгН2 до 130 кгН2/день с системами хранения водорода в компримированном виде при давлении 350 или 700 бар. Кроме того, фирма «Hydrogenics» выпускает контейнерные генераторы водорода производительностью от 15 до 120 нм3 Н2/час с выходным давлением газов 10 и 25 бар. На рисунке 1.4.5.2.2 представлен внешний вид щелочного генератора водорода фирмы «Hydrogenis» производительностью 60 нм3 Н2/час. В том числе 38 эти устройства используются для водородного аккумулирования энергии возобновляемых источников энергии. Аналогичные установки и щелочные электролизеры, нос несколько другой элементной базой производит фирма Norsk Hydro Electrolysers. Следует отметить, что такие электролизные установки достаточно дороги. Щелочной электролизер фирмы «Norsk Hydro Electrolysers» производительностью 60 нм3/час стоит более 400 тыс. дол. США. На рисунке 1.7 (б) представлена электролизная установка энергоустановки (без источника питания) с твердым полимерным электролитом фирмы «ProtonOnsite» производительностью 30 нм3 Н2/час. а) б) Рисунок1.7 - Внешний вид электролизной установки энергоустановки (без источника питания) с твердым полимерным электролитом фирмы фирмы «ProtonOnsite» производительностью 30 нм3 Н2/час (а) и щелочного генератора водорода фирмы «Hydrogenis» производительностью 60 нм3 Н2/час (б). Результаты разработок последних лет показывают, что электролизеры с твердополимерным электролитом уже в ближайшей перспективе могут стать серьезным конкурентом щелочных электролизеров. На рисунке1.8 показаны 39 основные процессы, протекающие в электролизере с твердым полимерным электролитом, в качестве которого, как правило, используется мембрана «Nafion». е Н2 Топливный элемент катод анод Н2О Н 2 2е 2Н 1 2 О2 2Н 2е Н 2О 2 Н 2е Н 2 Н2О 1 2 О2 2Н 2е катод Электролизер Н2 анод О2 Н2О е Рисунок 1.8 - Электрохимическая система водород-кислородного топливного элемента и электролизера разложения воды. Применение мембраны позволяет избежать использования раствора концентрированной щелочи. Это позволяет создать более компактную и простую схему электролиза. При этом твердополимерные электролизеры генерируют более чистые газы (чистота водорода более 99,99 %). Однако, мембрана «Nafion» имеет кислую среду, что требует применения устойчивых коллекторов для электродов (как правило, титана) и платиновых катализаторов. Электролизеры с ТПЭ имеют к.п.д. более 90% (энергозатраты менее 3,8 кВтч/нм3) и работают при более высоких плотностях тока, чем щелочные электролизеры. Основные проблемы, которые необходимо решить при создании эффективных электролизеров с ТПЭ – снижение стоимости мембранно-электродного блока, увеличение ресурса и масштабирование процесса, то есть выход на большие единичные модули. Первыми успехов в масштабировании таких электролизеров добилась фирма «Proton On site» [40]. 40 1.4.5.3 Системы хранения водорода Производимый водород необходимо хранить для дальнейшего его использования, поэтому рассмотрим различные способы его хранения. Существуют несколько возможностей для обратимого хранения водорода: Хранение жидкого водорода при низких температурах; Хранение водорода в гидридах металлов ; Хранение газообразного водорода под давлением; Эффективность систем хранения водорода характеризуется массовым коэффициентом (отношение массы водорода к массе водорода и системы хранения в процентах), а также удельной плотностью водорода (г/см3). Теоретически жидкий водород имеет максимально возможный массовый коэффициент (20%) и удельную плотность 0,071 г/см3. Однако, сам процесс перевода водорода в жидкое состояние требует около трети, заложенной в нем энергии. Кроме того, значительный перепад температур накладывает высокие требования к изоляции криогенной системы хранения. Тем не менее, утечки водорода здесь неизбежны и составляют 0,1 ÷ 1 % от общей массы газа в сутки. Ожижение водорода характеризуется высокой стоимостью и потребностью в энергии. Поэтому, криогенное хранение водорода может быть эффективно лишь для специальных целей (космическая техника и глубоководная техника, специальный транспорт). Водород растворяется в некоторых металлах, особенно в палладии, никеле, магнии, железе, титане, ванадии. Эта особенность используется для создания систем его хранения в виде металлогидрида. В таблице 1.4 приведены основные характеристики гидридобразующих материалов для хранения водорода. Как видно, при температурах и давлениях, удобных для практической реализации процессов сорбции-десорбции водорода из металлогидридов ( Р =1÷10 бар, Т=25÷100 оС) массовая доля водорода в металлогидридах не превышает 2 %. 41 Более высокие температуры и давления позволяют поднять массовый коэффициент до 7%. Таблица 1.4 - Гидридообразующие материалы для хранения водорода. Рабочий интервал Материал Состав T, oC P, бар 0–200 0,1–150 1,2–1,5 -70–150 0,1–250 1,5–2,5 0–150 1–100 1,7–2,0 200–300 1–100 2,5–3,7 Интермета AB5(A– La,Mm,Y,Ca; ллиды H, масс.% B– Ni,Al,Co,Sn) AB2 (A– Ti,Zr; B– Cr,Mn,Fe,V) AB (A – Ti, Zr;B – Fe, Ni) A2B(A – Mg; B – Ni, Cu) Удельные массовые характеристики таких систем накопления относительно низки, а процессы инерционны. поглощения-извлечения Однако для водорода использования в в металлогидриде системах автономного энергоснабжения эти показатели не столь важны. Более существенным недостатком является довольно высокая стоимость металлогидридов и низкий массовый коэффициент для низкотемпературных гидридов AB5, которые наиболее удобны для использования на практике. Вместе с тем, следует учитывать, что водород самый легкий и текучий газ. Для создания системы хранения водорода массовогабаритными характеристиками в сжатом виде с необходимо хорошими использовать высокие давления, а требования к элементам герметизации таких систем должны быть существенно выше. Например, компримированный до 700 бар водород имеет массовый коэффициент 12% с удельной плотностью 0,04 г/см3. Применение современных композиционных материалов, использование эффективных поршневых и мембранных компрессоров, позволяет уже сегодня реализовывать достаточно высокие характеристики систем газобаллонного хранения водорода. 42 2 Поэтому, напрример, для д автоомобилей й на воодород-вооздушных х топливвных элемен нтах систтема газоб баллонногго хранен ния водоррода рассм матриваеттся в качеестве основн ной. Длля этого создаетсся инфрааструктурра автомообильных х водород дных заправвочных станций, с использующих энергию возобноовляемых источни иков. Накоп пленный здесь оп пыт мож жет бытьь перенеесен для систем водород дного хранен ния энергии в схемах энергоснабжени ия автон номных объектоов с исполььзованием м ВИЭ. Н рисун На нке1.9 дляя различных систем м хранени ия водороода показзаны знач чения массоввого коэффициен нта и пллотности, которыее позволяяют для конкреттного потреб бителя поодобрать соответст с твующую ю систему храненияя водород да. Рисуноок 1.9 - Содержаание водоорода в единице массы и объема в различ чных систем мах хранеения. 43 1.4.6 Механические методы аккумулирования энергии 1.4.6.1 Гидроаккумулирование Гидроаккумулирование энергии используется по всему миру уже более 70 лет. Этот способ накопления энергии является самым масштабным. Принцип работы данного накопителя энергии основан на перекачивании воды из нижнего резервуара (или водохранилища) в верхний. Для этого используются обратимые гидроагрегаты, которые в режиме накопления работают как насосы, а в режиме генерации как гидротурбина-генератор [41]. В России действуют две крупные гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), самая большая из которых Загорская ГАЭС. В схемуЗагорской ГАЭС мощностью 1200/1320 МВт (в турбинном/насосном режимах соответственно) и среднегодовой выработкой 1,932 млрд кВт·ч входят: станционный узел, верхний аккумулирующий бассейн, напорные трубопроводы, реверсивный водоприёмник, нижний аккумулирующий бассейн. Шесть обратимых гидроагрегатов радиальноосевого типа мощностью по 200/220 МВт, работающих при расчётном напоре 100 м [29]. 1.4.6.2 Сжатый воздух В накопителях на сжатом воздухе – пневмоаккумуляторах (ПА) избыток электрической энергии с помощью компрессоров высокого давления запасается в ресиверах высокого давления обычно находящихся под землей [41].В период дефицита электроэнергии воздух высокого давления (как правило около 75 бар) 44 направляется на турбогенератор. Система имеет хорошие экономические показатели, но достаточно инерционна (запуск турбины более 10 минут). 1.4.6.3 Маховики Маховики хранят электрическую энергию в виде кинетической энергии вращения, рассчитываемую согласно выражению (1- 1). ω (1-1) 2 гдеI- является моментом инерции маховика (кг·м2) ω- является его скорость вращения (рад / с) Современные супермаховики скорости вращающегося хранят кинетическую энергию в высокой барабана, который формирует ротор электродвигателя/генератора. Когда возникает избыток электрической энергии, он используется для ускорения барабана. Когда энергия необходима барабан обеспечивает ее путем приведения в действие генератора. Кинетический накопитель способен быстро, в течение нескольких минут, запасать большой объем энергии для поддержания готовности энергоснабжения ответственных категорий потребляющего оборудования. И при необходимости с увеличенной мощностью выдавать её в энергосистему потребителя. В отличие от традиционных источников бесперебойного питания (ИБП) с химическими аккумуляторами, накопительный элемент (НКЭ) – маховик – не имеет износа, поэтому он служит без замены в течение всего срока службы такого агрегата – более 15 лет. НКЭ имеет еще ряд важных преимуществ перед химическими аккумуляторами: меньшие эксплуатационные затраты, отсутствие жестких требований по климатической защите помещения, существенно более высокий КПД, гораздо меньшая занимаемая площадь, отсутствие вредных химических 45 веществ, безразрывность энергоснабжения потребителей при пропадании основного питания. 1.4.7 Хранение энергии в магнитном поле. Сверхпроводящие магнитные накопители энергии Основной блок сверхпроводящего магнитного накопителя энергии (СПИН) состоит из большой катушки из сверхпроводника, находящейся в криостате с жидким гелием или азотом. Энергия, запасенная в катушке, (E), определяется выражением (1-2). 1/2 (1-2) гдеL– индуктивности контура катушки (Гн) ; I - Ток контура катушки (А). Сегодня эти устройства обладают высокой эффективностью, поскольку у сверхпроводящей катушки практически нет омических потерь, и учитываются только электронные потери на преобразование энергии [42].Эта система (СПИН) может накапливать большое количество энергии, она малоинерционная, но сегодня еще не отработана и дорога. 46 1.5. Энергоустановки для автономного энергоснабжения 1.5.1. Основные типы электростанций для автономного энергоснабжения Тип электростанции для автономного энергоснабжения на органическом топливе определяется видом используемого двигателя, типом генератора и используемым топливом. Сегодня основными автономными источниками электроэнергии для потребителей средней мощности являются дизель электростанции (ДЭ). В местах, где имеется магистральный или привозной газ, большое распространение получили газопоршневыеустановки (ГПУ). В последнее время на рынок активно продвигаются и микротурбинныеустановки (МТУ) на базе газотурбинного двигателя. Для выбора электростанции для конкретного потребителя, независимого от централизованных сетей энергоснабжения, следует учитывать целый ряд факторов. Один из самых важных факторов - это энергетическая эффективность такой электростанции. Она определяется, прежде всего, коэффициентом полезного действия двигателя электростанции. На рисунке 1.10 показана зависимость электрического к.п.д. производства от мощности для энергоустановок различных типов. электроэнергии 47 7 Ри исунок 1.10 Заависимость элекктрическоого КПД Д разли ичных т типов энергооустановоок от их мощности м и. К видн Как но, наибольшей эн нергоэффективносстью для мощносттей до 1 МВт обладаают энерргоустаноовки на основе о то опливныхх элементтов. Их электриче э еский КПДв зависимоости от мощности м и энергоу установки и находиттся в пред делах 40-60%. и и двигаттели имею ют к.п.д. в 1,5÷2 рааза ниже. Другие энергоуустановки К Кроме зн начения к.п.д. к элеектростан нции, при и выборее энергоу установокк для автоноомного энергосна э абжения следует принимаать во ввниманиее целый ряд ельских характери технич ческих и потребит п х истик. П Перечисл лим основвные: -больщой й ресурс непрерывн н ной (срокк работы "на " отказ" до 50 ты ысяч часоов); - проведеение техни ического обслуживания с регулярноостью не более б 2500 часов работы р (110 дней непрерывн н ной работты);- мин нимальны ые эксплуаатационны ые затратты ( затратты на топ пливо, раасходные материаллы, обслуж живание)); 48 - невысокая стоимость; - минимальное воздействие на окружающую среду ( шум, отходящие газы и др.); Рассмотрим более подробно приведенные выше энергоустановки. 1.5.2. Энергоустановки и электростанции на органическом топливе В настоящее время наибольшую долю рынка электростанций для автономного энергоснабжения непрерывного действия занимают дизельные электростанции с жидкостным охлаждением [43-46]. Среди дизельных генераторов наиболее востребованы агрегаты средней и большой мощности. к.п.д. дизельного двигателя достигает 35% (до 44% при использовании турбонаддува). Дизельные двигатели являются низкооборотными и характеризуются высоким вращающим моментом на валу двигателя. Дополнительным преимуществом дизельного двигателя является то, что, в отличие от двигателей с принудительным зажиганием, он не нуждается в электричестве для работы, и, как следствие, менее боится воды. Двигатели дизельных генераторов могут функционировать на разных оборотах. Высокооборотистые агрегаты (3000 об/мин) отличаются меньшими размерами и весом. Однако их также характеризует высокий уровень шума и меньший ресурс наработки на отказ. Дизельная электростанция для выработки электроэнергии в течение длительного периода, как правило, это низкооборотистые агрегаты (1500 об/мин) с жидкостным охлаждением. Такие станции имеют ресурс работы до 40 000 моточасов. Считается, что для нормальной работы подключенное оборудование должно потреблять нагрузку в диапазоне 25-85% от номинальной мощности. На рисунке 1.11 показана такая дизельная электростанция, электрогенератор. основными элементами которой ДВС и 49 Рисунок1.11 - Внешний вид дизельной электростанции Lombargini. Бензиновые электростанции инверторного типа – это электростанции, в которых для производства электроэнергии используются инверторные генераторы. В зависимости от модели, такие генераторы могут выдавать от 0,65 до 6 кВт, и выше. Инверторный генератор вырабатывает электроэнергию более высокого качества, т.е. со стабильными значениями выходного напряжения и частоты переменного тока. Это позволяет использовать такие электростанции для питания потребителей, чувствительных к качеству электроэнергии. Инверторная система выработки электроэнергии, которая используется в генераторах подобного типа, работает по принципу широтно-импульсной модуляции (ШИМ). Инвертор преобразует вырабатываемый генератором переменный ток в постоянный, затем максимально стабилизирует волновые колебания, и вновь преобразует постоянный ток в выходной переменный, что и приводит к получению более качественной электроэнергии. Бензиновые электростанции инверторного типа отличаются более экономичным режимом работы. Это достигается благодаря наличию автоматической регулировке оборотов двигателя, в зависимости от необходимой нагрузки. Инверторные генераторы отличаются, также, иным принципом соединения с двигателем, напрямую, без включения в эту 50 систему массивного маховика. Это позволяет значительно сократить вес электростанции, вплоть до 50%, а также уменьшить габариты устройства. Хотя такие генераторы оснащаются системами воздушного охлаждения двигателя, в них значительно улучшена система шумопоглащения. Автономные электростанции на природном или сжиженном газе имеют свои достоинства. Двигателем такой электростанции является газопоршневой агрегат (ГПУ). Главное достоинство — это использование более дешевого топлива, в качестве которого выступает как природный газ, так и газы с низкой теплотворной способностью, малым содержанием метана и низкой степенью детонации. Даже при использовании в качестве резервного топлива газовой смеси пропан-бутан стоимость единицы электрической энергии, произведенной на газовой установке, меньше, чем на дизельной. Другое важное преимущество перед дизельными установками — экологическая безопасность и меньшее количество вредных выбросов. К минусам таких установок можно отнести ряд сложностей в установке и эксплуатации. На данный момент в промышленности выпускаются два типа газопоршневых двигателей, работающих на газе: газовые двигатели - с электрическим (искровым) зажиганием, и газодизели - с воспламенением газовоздушной смеси впрыском запального (жидкого) топлива. Важнейшей характеристикой любого двигателя в составе электростанции является к.п.д. по выработки электроэнергии, определяющий основной, но не полный объем потребления газа. Электрический к.п.д. газопоршневых двигателей составляет 36÷45%, суммарное КПД составляет до 90% (при утилизации тепла выхлопных газов). В последнее время на рынок миниэлектростанций стали выходить газотурбинные электрические установки (ГТУ) на базе микротурбин. Топливом здесь может быть природный газ, попутный нефтяной газ с высоким содержанием сероводорода (при наличии станции подготовки газа) и многие другие виды углеводородов с различной теплотворной способностью. Линейка их мощности начинается от 80 кВт. Газ при низких температуре и давлении поступает в 51 компрессор, а затем направляется в газовый котел. Продукты сгорания газа при высоких температуре и давлении направляется на газовую турбину. Причем компрессор, турбина и электрогенератор установлены на одном валу. Часть работы затрачивается на привод компрессора, а остальная полезно используется для выработки электроэнергии в электрогенераторе (ЭГ). Температура газа перед турбиной составляет 1100÷1200 К [46,47]. КПД ГТУ, работающего по простейшей схеме, не превышает 25%. К недостаткам ГТУ применительно к автономным схемам энергоснабжения следует отнести относительно узкий диапазон регулирования мощностей, а также сопровождающий ее работу шум. Внешний вид ГТУ представлен на рисунке 1.12. Рисунок 1.12 - Внешний вид ГТУ. 52 1.5.3. Энергоустановки на топливных элементах Стремительное развитие технологий оставило в стороне и энергетику. в различных областях техники не Это касается совершенствования энергоустановок на основе различных тепловых машин (газотурбинные и газопоршневые энергоустановки, дизель и бензо-электрогенераторы). Они усовершенствуются, с каждым годом наблюдается улучшение потребительских характеристик. Однако эти энергоустановки их имеют чисто термодинамические ограничения и не решают основных задач, поставленных перед энергетикой будущего. К таким задачам следует отнести, в первуюочередь, высокую эффективность энергоустановки (к.п.д. более 50 %), экологичность технологии, отказ от углеводородного топлива. Надежда XXI века связана с энергоустановками на водород-воздушных топливных элементах. Топливные элементы – это электрохимические устройства, преобразующие химическую энергию топлива в электрическую энергию без каких–либо промежуточных стадий. Они вырабатывают электрическую энергию за счет прямого преобразования химической энергии топлива (водорода), не имеют токсичных продуктов (продукт реакции - вода), бесшумны, легко управляемы и компактны [48-50]. При сравнении различных типов энергоустановок основным показателем является эффективность процесса преобразования химической энергии топлива в электрическую энергию. На рисунке 1.10 представлена зависимость электрического к.п.д. различных типов энергоустановок от их мощности. Как видно, для мощности потребления до 1000 кВт наиболее эффективными с точки зрения электрического к.п.д. являются топливные элементы. При выборе проанализировать энергоустановки на топливных элементах следует тенденции развития данной технологии, провести анализ 53 технико-экономических показателей различных типов энергоустановок на топливных элементах, которые к настоящему моменту появились на рынке в виде пилотных образцов и мелких коммерческих серий [51-56]. Рассмотрим основные типы топливных элементов. Электрохимические энергоустановки (ЭЭУ) на основе водород-воздушных топливных элементов с твердополимерной протонпроводящей мембраной (ТЭ ТПЭ, proton exchange membrane fuel cell―PEMFC) мощностью от 1 до 100 кВт сегодня уже являются коммерческим продуктом [54,55]. Прогресс ТЭ ТПЭ начался после разработки фирмой «Dupon» твердополимерной протонпроводящей мембраны «Nafion». Такие топливные элементы имеют прекрасные потребительские качества: высокий электрический к.п.д. (40-50 %), экологически безопасны и бесшумны, имеют минимальное время выхода на номинальную мощность. Рабочие температура ТЭ ТПЭ составляет 60-80 °С. Протекающие электрохимические процессы в водород-кислородном (воздушном) топливном элементе с твердым полимерным электролитом при получении электрической энергии, схематически представлены на рис. 1.8. Практически всеведущие автогиганты сегодня создали концепт - автомобили с энергоустановками на водород-воздушных ТЭ ТПЭ: Tucson FCEVs (Hundai), FCHV-4 (Toyota), FCX (Honda), Chevrolet Equinox Fuel Cell (GM), XTRAILFCV (Nissan). [56] Они владеют основными патентами в области ТЭ ТПЭ [57-68]. Однако широкой коммерциализации энергоустановок на основе твердополимерных водород-воздушных топливных элементов, в том числе на транспорте, препятствуют два их существенных недостатка: - в качестве основного топлива таких элементов необходимо использовать особо чистый водород (более 99,99 %). Применение дополнительно топливного процессора позволяет использовать в таких энергоустановках в качестве исходного топлива природный газ. Однако, при этом дорогостоящей дополнительной очистки синтез газа; требуется применение 54 - реализация в установке высокой удельной мощности преобразования (0,4÷0,6 Вт/см2) и к.п.д. (40÷50 %), а также использование кислого твердополимерного электролита требует обязательного применения в качестве катализаторов металлов платиновой группы (сегодня не менее 0,4 г Pt/кВт) [49]. Все это делает такие установки дорогими (более 2000 $/кВт). В настоящее время активно ведется работа по снижению стоимости компонентов PEMFC, в частности важный вопрос ― это закладка платины в катализаторы такого топливного элемента. Если автомобили с энергоустановкой на ТЭ ТПЭ выйдут на массовый рынок, то их стоимость снизится до 40-50$/кВт, что сравнимо со стоимостью двигателей внутреннего сгорания. Если это произойдет, то такие энергоустановки станут привлекательными для автономного энергоснабжения потребителей малой и средней мощности (до 1 МВт), в схемах использующих энергию возобновляемых источников энергии и водородное накопление энергии. Хотя электрический к.п.д. ЭУ на ТЭ ТПЭ относительно высокий, их эффективное использование в когенерационном режиме ограничено низким уровнем рабочих температур. Внешний вид энергоустановки на водород-воздушных топливных элементах мощностью 10 кВт фирмы Ballard представлен на рисунке 1.13. 55 Рисунок 1.13 - Внешний вид батареи топливных элементов на водородвоздушных топливных элементах мощность 1,3 кВт (а) и энергоустановки мощностью 10 кВт (б) фирмы Ballard. Высокими удельными характеристиками, возможностью работать при отрицательных температурах обладают низкотемпературные водород-воздушные топливные элементы с щелочным раствором электролита (ЩТЭ, alkaline fuel cell AFC).Отечественные щелочные топливные элементы, разработанные в рамках космических программ, имеют высокие удельные характеристики и проверенный ресурс более 10 тыс. часов [50]. Однако необходимый минимум благородных металлов в электродах-катализаторах таких устройств сегодня велик (10 мг/см2), что делает их чрезмерно дорогими для массового использования. Кроме тго, использование в ЩТЭ раствора концентрированной щелочи делает необходимым удаление из используемого воздуха углекислого газа, т.к. их взаимодействие приводит к образованию нерастворимых карбонатов. Удобными для использования на транспорте и в портативных устройствах является топливный элемент с прямым окислением метанола (МТЭ, direct methanol fuel cell -DMFC). Хранить метанол гораздо проще, чем водород, поскольку нет необходимости поддерживать высокое давление, так как метанол при атмосферном давлении является жидкостью. Энергетическая ёмкость (количество энергии в данном объеме) у метанола выше, чем в таком же объеме 56 сильно сжатого водорода. Например, современные баллоны высокого давления, позволяющие хранить водород при 800 атм., содержат 5-7 весовых % водорода по отношению к общей массе баллона. При подсчете такого «водородного» эквивалента для метанола получается 13 %. Такая энергоёмкость является максимальной из всех известных систем хранения топлива при комнатной температуре для топливных элементов. В данном типе топливного элемента также используется твердополимерная мембрана типа «Nafion». Существенные ограничения на широкое применение метанольных топливных элементов накладывает использование в качестве катализаторов драгоценных металлов (платиноидов). Однако, боле важно то, что в них не удается реализовать такие высокие удельные мощности, как в случае ТЭ ТПЭ. Это связано с тем, что в промежуточных продуктах прямого окисления метанола на аноде топливного элемента присутствуют каталитические яды, в частности моноксид углерода. Энергоустановки на основе фосфорнокислых топливных элементов (ФКТЭ, Phosphoric-acid fuel cells-PAFC), со средины 1960-х годов активно продвигались на рынок американской фирмой UnitedTechnologyCorp. (UTC) [52]. Топливные элементы с фосфорнокислым электролитом работают при температуре 180-200 °C. В качестве электролита здесь используется 98-100 % фосфорная кислота (Н3РО4) в матрице из карбида кремния. Такие ТЭ также требуют использование платины в катализаторах. За два последних десятилетия научных и инженерных разработок удельное содержание платины снижено в 20 раз, плотность мощности увеличена в 5 раз, а ресурс ― в 20 раз. Элементы последней конструкции имеют напряжение 0,6-0,8 B при плотности тока 1,5-4 А/м2 (плотность мощности 0,120,24 Вт/см2). Разработанные фирмой UTC энергоустановки мощностью 200 кВт получили название PCTM 200. В ЭЭУ входят ЭХГ с батареями ТЭ, системы подготовки топлива (установка сероочистки, конвертор природного газа, шифтреактор, теплообменник), водоочистки, подачи воздуха, инвертор, водонагреватель и паровой котел для теплофикации. Электрический к.п.д. ЭЭУ составлял 40 %, суммарный (с учетом генерируемого тепла) ― до 85 %. ЭЭУ генерировала как электроэнергию, так и тепло (в виде горячей воды при 57 температуре 70-85 °С и пара при температуре 135оС). Площадь, занимаемая ЭЭУ, составляет 0,1-0,2 м2/кВт. Время запуска из холодного состояния - более 10 часов, маневренность в рабочем состоянии - 11 % мощности за минуту. Коммерческие ЭЭУ мощностью 200 кВт продавались по цене 3000÷4000 US$/кВт. К настоящему времени установлено более 300 ЭЭУ с ФКТЭ в США, Канаде, Европе, Японии и в России. Топливные элементы с расплавленным карбонатным электролитом (РКТЭ, Molten-carbonatefuelcells -MCFC) имеют свои достоинства: высокий к.п.д. (до 50 %), используемые материалы электродов и электролит не содержат группы платины. Вместе с тем, в связи с проблемами сохранения ресурса из-за коррозии катода, испарения и перетекания электролита, создание установок и станций на основе РКТЭ представляет весьма сложную задачу. Кроме того, в воздух, подаваемый на катод, необходимо добавлять диоксид углерода, который может быть выделен из продуктов анодной реакции или реакции дожигания этих продуктов. Фирма M-CPower совместно с партнерами разрабатывала ЭЭУ мощностью 250 кВт, которая собиралась из 250 ТЭ (мощностью 1 кВт каждый). Демонстрационная установка была испытана и выработала 1500 МВтч и 118 т пара. к.п.д. составлял 50 % (электрический) и 85 % (суммарный). Достижения в области РКТЭ последних лет дают основания для прогноза создания коммерческих станций в течение 10 лет с к.п.д. до 55 % (электрический) с удельными капитальными затратами порядка 1000-1500 US$/кВт [49]. Перспективными автономными источниками электрической и тепловой энергии для потребителей малой и средней мощности в местах, где имеется магистральный или привозной газ, являются энергоустановки на твердооксидных топливных элементах (ТОТЭ, Solid-oxide fuel cells -SOFC) [69;79]. Твердооксидные топливные элементы имеют область рабочих температур 800-950 °С, при которых скорость протекания электродных реакций достаточно высока, нивелировано влияние каталитических ядов и возможно избежать применения дорогостоящих катализаторов на основе металлов платиновой группы. Одним из преимуществ ТОТЭ является их толерантность к чистоте 58 используемого топлива. В качестве топлива, кроме водорода, могут быть использованы любые углеводороды, преобразованные в синтез-газ (Н2-СО), а также отходы жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ), сельского хозяйства и лесопереработки, преобразованные в биогаз. Отсутствуют также климатические ограничения при работе в области отрицательных температур. Основным компонентом ТОТЭ является твердый электролит, который проводит ток благодаря переносу ионов кислорода. Чаще всего используют в качестве твердого электролита керамику на основе ZrO2 (YSZ-электролит), аноды на основе никелевого кермета и оксидные катоды на основе, например, манганита лантана стронция. Развитие технологии топливных элементов прошло ряд важных стадий и сегодня вышло на рыночный продукт, который уже нашел своих покупателей в сфере портативных источников питания, энергоустановок средней мощности для резервных и автономных источников питания, а также стационарных энергоустановок большой мощности. Что сегодня представляет рынок топливный элементов? В 2012 году в мире продано и поступили заказы почти на 78 тыс. шт. топливных элементов различных типов и различной мощности [80]. Из них около 50 тыс. шт. — это портативные устройства, около 25 тыс. шт. - стационарные установки и около 3 тыс. шт. - энергоустановки для транспорта. Основные потребители этих устройств - это развитые индустриальные страны Европы, США, Япония и Южная Корея.На рисунке 1.14 представлена динамика роста спроса на топливные элементы различных типов [80]. 59 а) б) а- штук/год, б- суммарная мощность/год Рисунок 1.14 - Динамика роста спроса на топливные элементы различных типов. После многолетнего этапа научных исследований, инженерных разработок и конкуренции различных технических решений среди 6 основных типов топливных элементов (PEMFC, AFC, DMFC, PAFC, MCFC, SOFC) выявились лидеры. Что из себя представляет рынок топливных элементов сегодня? Абсолютным лидером продаж на рынке являются водород-воздушные топливные элементы с твердым полимерным электролитом PEMFC. В 2012 году продано около 71 тыс. шт. PEMFC, что составляет более 90 % от всех типов топливных элементов. Далее следуют топливные элементы с прямым окислением метанола DMFC- около 5 тыс. шт. и твердооксидные топливные элементы - 2,6 тыс. шт. Суммарный рост количества проданных топливных элементов по сравнению с 2011 годом внушительный- более чем в 3 раза. Если просуммировать мощность всех топливных элементов, которые проданы в 2012 году, то она составит около 178 МВт, что почти на 80 % больше чем в 2011 году. Следует отметить, что по этому показателю лидерами являются 60 топливные элементы с твердым полимерным электролитом, которые занимают рынок портативных энергоустановок, а также топливные элементы с расплавленным карбонатным электролитом, которые лидируют в классе мощных стационарных энергоустановок на топливных элементах. Следует отметить хорошие производные роста заказов на твердооксидные топливные элементы SOFC.Лидером в производстве и реализации на рынке твердооксидных топливных элементов является компания Bloom Energy (Калифорния), которая разработала модули стационарного применения мощностью от 100 до 200 кВт [81]. Сегодня наметились основные сегменты рынка топливных элементов: a) Портативные и переносные устройства (5 Вт÷ 50 кВт): • источники питания для портативных электронных устройств; • устройства специального и военного назначения. В этом сегменте лидерами являются топливные элементы с твердым полимерным электролитом PEMFC и метанол-воздушные топливные элементыDMFC, т.к. они работают при низких температурах (от комнатных до 80 °С), имеют высокую плотность мощности и малое время запуска. b) Стационарные энергоустановки устройства( 0,5÷400 кВт): • автономное энергоснабжение; • резервные энергоустановки. В этом сегменте лидерами являются водород-воздушные топливные элементы с твердым полимерным электролитом SOFC, также топливные элементы с расплавленным карбонатным электролитомитвердооксидные топливные элементы. Последние два типа топливных элементов (MCFC,SOFC), работают при повышенных температурах (до 950 оС), однако в качестве топлива могут использовать не требующий высокой степени очистки водород, также имеют высокие плотности мощности. Здесь следует выделить твердооксидные топливные элементы, которых в случае подтверждения длительной устойчивости используемых материалов в процессе работы, ждет большое будущее в стационарной энергетике, т.к. они могут работать на любом водородсодержащем 61 топливе (синтезгаз, биогаз и др.) и не используют металлы платиновой группы в качестве катализаторов. 1.6 Обобщение результатов и выводы 1. Автономное энергоснабжение потребителей малой и средней мощности может быть организовано за счет использования потенциала возобновляемых источников энергии, особенно в тех регионах, где их потенциал велик. Африканский континент имеет значительный потенциал солнечной энергии, который необходимо использовать для энергоснабжения новых потребителей; 2. При разработке схем энергоснабжения необходимо учитывать сезонную и суточную неравномерность поступления солнечной энергии для различных регионов Африканского континента; 3.Использование солнечной энергии, вырабатываемой фотоэлектрическими преобразователямитребует использования накопителей избытка электрической энергии. Выбор накопителя определяется требованиями конкретного потребителя и исходными данными на систему в целом. При этом следует учитывать, как технические, так и экономические особенности эксплуатации накопителей. Наиболее удобными являются электрохимические накопители (аккумуляторные батареи, водородное накопление, проточные редокс батареи). Свинцовые малообслуживаемые батареи сегодня являются наиболее удобным и экономичным накопителем электрической энергии. Их жизненный цикл зависит от глубины разряда батареи. Это следует учитывать в экономическом расчете схем энергоснабжения; 4. В качестве энергоустановок для сравнения различных схем автономного энергоснабжения кроме традиционных дизель генераторов следует рассмотреть топливные элементы. В первую очередь топливные элементы с твердым полимерным электролитом, т.к. они имеют высокий к.п.д., удобный 62 рабочий уровень температур 50-70оС, который позволяет быстро выходить на максимальные мощности, эффективно работать в режиме переменной нагрузки; 5. Использование водородного аккумулирования энергии и технологий водородной энергетики позволяет реализовать преимущества электрохимических устройств (топливных элементов и электролизеров), в частности - высокие удельные характеристики и к.п.д., абсолютную экологичность и бесшумность. 63 ГЛАВА 2. РАСЧЕТ И СРАВНЕНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ И АЛЬТЕРНАТИВНЫХ СХЕМ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ТИПОВОГО ПОТРЕБИТЕЛЯ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ РАЙОНОВ АФРИКИ 2.1. Постановка задачи Качество жизни и безопасность нынешних и будущих поколений государств Африканского континента являются тесно переплетенными с наличием источников энергии и устойчивым развитием энергетической инфраструктуры. Экономика Африканских стран развивается. Если потребление энергии в развитых странах растет со скоростью около 1% в год, то в развивающихся странах до 5% в год [82]. В настоящее время разведанные запасы нефти и природного газа могут только покрыть существующее потребление. При существующем росте потребления ресурсов, в течение ближайших примерно 50 лет - для нефти и примерно 70 лет - для природного газа эти показатели могут достичь критических. Африканский континент имеет колоссальные ресурсы солнечной энергии. Логично, если прирост производства энергии будет осуществляется за счет использования возобновляемых источников энергии. Среднегодовое поступление солнечного излучения на единицу поверхности здесь превосходит более чем в 1,5 раза аналогичный показатель для городов Европы (рис. 2.1). Использование солнечных электростанций для восполнения дефицита генерирующих мощностей развивающейся экономики африканских стран является перспективным направлением новой энергетики, основанной на использовании возобновляемых источников энергии. Африка призвана стать демонстрационной площадкой, на которой Африканские государства, при помощи ведущих стран мировой экономики, смогут реализовать высокий 64 потенциал солнечной энергии, в полной мере использовать преимущества Среднегодовой суточный приток солнечного излучения, кВт час/м2 сут инновационных технологий солнечной и электрохимической энергетики. 6 5 4 3 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Обозначение городов 1 – Абиджан; 2 – Алжир; 3 – Претория; 4 – Москва; 5 – Париж; 6 – Мюнхен; 7 – Сочи; 8 –Краснодар; Рисунок 2.1–Среднегодовой суточный приток солнечной радиации (кВт/м2/сут) в различных городах. Однако,необходимо учитывать, что этот процесс внедрения технологий ВИЭ должен быть экономически оправданным и основываться на грамотных научных расчетах и рекомендациях. Следует признать, что солнечные электростанции (СФЭС) сегодня еще дороги. Капитальные затраты на ввод единицы мощности составляют более 3 тыс. $ США/кВт, что в несколько раз выше, чем для тепловых электростанций. При использовании энергии солнца имеет также место относительно низкая плотность энергетических потоков, что требует привлечения больших площадей для размещения СФЭС [83]. Однако ставка на солнечные электростанции имеет долгосрочные преимущества. Прежде всего, это гарантированное поступление энергии непосредственно в месте ее потребления, а также отсутствие платы за 65 топливо и его доставку. Потребитель, таким образом, избегает зависимости от поставок органического топлива, стоимость которого с каждым годом будет только увеличиваться. Кроме того, такой подход к энергообеспечению позволяет исключить выброс токсичных и парниковых газов, т.е. решает экологические проблемы потребителя. Технология производства солнечных преобразователей развивается высокими темпами, их стоимость снижается, поэтому ставка на солнечные электростанции имеет хорошие перспективы. Вместе с тем, при экономическом обосновании проекта использования солнечных электростанций, кроме относительной дороговизны данной технологии, следует учитывать, что их применение в различных районах Африканского континента имеет географическое месторасположение свои особенности. потребителя Прежде оказывает всего, существенное влияние на эффективность работы энергетического комплекса (ЭК) на базе СФЭС. В данной части работы ставилась задача произвести расчет количества жилых домов, энергоснабжение которых гарантированно обеспечивает фотоэлектрическая солнечная электростанция с пиковой мощностью 4 МВт. Расчет проведен для трех характерных районов Африканского континента с учетом географического расположения потребителя и неравномерности поступления солнечной энергии в суточном и годовом разрезе. Таким образом, в зависимости от схемы энергоснабжения, можно определить наиболее выгодную географическую точку для расположения солнечной электростанции и создание на ее основе энергетического комплекса. Потребитель выбран в трех характерных районах (географических точек) Африканского континента (рисунок 2.2.): на севере - г. Алжир (Алжир) (φ° = 36,75°), в районеэкватора-г. Абиджан (Кот-д’Ивуар) (φ° = 5,39°), на юге -г. Претория (ЮАР) (φ° = -25, 44°). Как видно из рис. 2.1, годовое суточное поступление солнечного излучения составляет около 5 кВт час/м2 в сутки для г. Алжира и г. Абиджана, а для г. 66 Претория – почти 5,6 кВт час/м2 в сутки. Однако поступление солнечной энергии является неравномерным как по месяцам, так и по дням. Для выбранных городов с использованием климатических данных NASA за 2005 г. проведен анализ климатических и природных факторов [84]. г.Алжир г. Абиджан Г.Претория г. Алжир (Алжир) (φ°= 36,75°), г. Абиджан (Кот-д’Ивуар) (φ°=5,39° ), г. Претория (ЮАР)( φ°= -25°44). Рисунок 2.2 - Географическое месторасположение потребителя. Рассмотрим более подробно характеристики стран, в которых расположен потенциальный потребитель солнечной энергии, географическое расположение, 67 климатические условия, наличие местных энергетических ресурсов, потенциал солнечного излучения, сезонную неравномерность и др. 2.2 Географическое расположение потребителя. Климатические, экономические и социальные условия для использования ВИЭ. 2.2.1. Алжир Алжир – государство Северной Африки, расположенное в западной части средиземноморского бассейна. Официальное название – Алжирская НародноДемократическая Республика. Столицей государства является город Алжир. Государство Алжир имеет границу на западе с Морроко, Мавританией и западной Сахарой , на юге – с Мали и Нигером , на востоке– с Ливией и Тунисом. С севера берега Алжира омывают воды Средиземного моря. Алжир является одной из крупнейших стран континента. Общая площадь государства составляет 2381740 км2. Алжир располагается в центральной части горной области Атлас и занимает одну четвертую часть пустыни Сахары. Фактически Сахара занимает 80 % территории страны. На юго-востоке Алжира лежит нагорье Аххагар,где и находится самая высокая точка Алжира – гора Тахат (2906 м), а самой низкой точкой является озеро Мельгир (-40 м). Климат Алжира на севере, у побережья, субтропический средиземноморский, в Сахаре – пустынный тропический. На побережье зима теплая и дождливая со средней температурой января +12оС, выше в горах – более холодная, со снегом. Среднегодовое количество осадков в горах составляет 1200 мм, а на равнинах – 200 – 400 мм. Среднесуточные колебания температуры в центральной и южной частях страны, занятых Сахарой достигают 30оС. При этом количество осадков, выпадающих в этой части Алжира, не 68 превышает 50 мм в год. На территории Алжира часто возникают сильные ветры и пыльные бури. Растительный мир Алжира довольно беден. На севере произрастают олива, сосна, фисташки, акации и туя, местами в горах встречаются леса пробкового дуба. Водные ресурсы Алжира достаточно бедны. Всего несколько рек в Алжире имеют постоянный сток. Остальные реки представляют собой сухие русла, которые заполняются водой только в сезон дождей. Энергетический потенциал и перспективы развития солнечной энергетики. Анализ потенциала солнечного излучения в Алжире. Рынок электроэнергии в Алжире очень важен и растет каждый год на более чем 6 %. СОНЕГАЗ является государственной электрической компаний и напрямую связан с поставщиками природного газа. Суммарная установленная мощность для производства электроэнергии составляет около 10 ГВт. Примерно 50% - это газотурбинные установки (ГТУ), 12% это комбинированные установки на основе ГТУ, 35% - паротурбинные установки и 3% гидроэнергетические мощности. Более 98% производства электроэнергии производится из природного газа. Цены на электроэнергию в Алжире являются низкими, особенно для бытовых потребителей, в основном за счет низких внутренних цен на природный газ: около 6 центов США /кВтч для бытовых потребителей и немного выше 3 центов США/кВтч для промышленных потребителей [85]. Покрытие электрической сетью составляет норму 98%, в которой более 80% находится на севере страны. Алжир имеет более 225,309 км линий электропередачи, что покрывает почти все нужды населения. Существует план расширения сети на 5% в ближайшие годы, чтобы достичь отдаленных сельских общин и углеводородных разработок в пустыне Сахара [86,87]. Чтобы не отставать от роста спроса на электроэнергию строится новый энергоблок мощностью 8-10 ГВт и, как ожидается, будет построен к 2015 году. Дальше планируется ввести еще 8-10 ГВт генерирующих мощностей. Правительство Алжира в настоящее время ищет пути уменьшения зависимости экономики от углеводородного сырья, которое является источником 69 валюты в будущем. Алжир прилагает большие усилия для снижения зависимости от и диверсификации своих ресурсов,заявил президент Алжира АбдельазизБутефлика [88,89]. Он также заявил, что производство электроэнергии должно быть четким ориентиром для страны, и что экологические вопросы должны быть решены. Население Алжира продолжает расти на 1,5-3% в год [90,91], так что можно говорить об удваивании численности его популяции каждые 40 лет. Правительство планирует запустить программу использования возобновляемых источников энергии [92]. Министр Энергетики Алжира Юсеф Юсифи заявил, что в стратегическом плане поставлена цель достижения 40% доли ВИЭ (в основном солнечных) в балансе производства электроэнергии к 2030 году. Алжир имеет большой потенциал для производства солнечной энергии, поскольку он находится в так называемом “Солнце пояса” [93]. При данных METEONORM солнечное излучение в Северной Африке составляет около 1700 кВт/м2/год, что представляет собой большой потенциал для развития солнечной энергетики в Алжире. В этой части работы проводится сравнение расхождения метеорологических данных полученных из мировой базы данных “NASA” и с помощью программы METEONORM [94]. Сравнение проводится по следующим показателям: в таблице 2.1, 2.2 и 2.3. Таблица 2.1- Среднемесячный приход солнечной радиации на горизонтальную площадку (φ°=36.75˚ из NASA). Месяц 1 Э∑г(кВт.ч/м2 сутки)NASA 2.2 2 3 3 4 4.1 4.9 5 6 6 6.2 7 7 8 9 10 11 6.4 5.1 3.3 2.7 12 2 70 Таблица 2.2 - Среднемесячный приход солнечной радиации на горизонтальную площадку (φ°=36.75˚ из METEONORM). Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Э∑г(кВт.ч/м2сут.) METEONORM 2.08 3.02 4.1 5.35 6.33 6.78 7.3 6.21 5.08 3.45 2.37 2.1 Расхождение данных среднемесячного прихода солнечной радиации по данным NASA и METEONORM оценивалось как: Для первого месяца : ∆1 ( % )=|ЭNASA-Э.METEO|*100 /(Э.METEO)=% (2-1) где, ЭNASA-Среднемесячный приход солнечной радиации по данным NASA ЭMETEO- Среднемесячный METEONORM приход солнечной радиации по данным Результаты расчетов представлены в следующей таблице 2.3. Таблица 2.3 - Сравнение суммарного прихода солнечной радиации по данным (NASA ,METEONORM) в течение года на горизонтальную приемную площадку. Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Э∑г(кВт.ч/ м2 сутки) NASA 2.2 3 4.1 4.9 6 6.2 7 6.4 5.1 3.3 2.7 Э∑г(кВт.ч/ м2 сутки)MET O ∆(%) 12 2 2.1 2.08 3.02 4.1 5.35 6.33 6.78 7.31 6.21 5.08 3.45 2.37 5,7 0 0 8,4 5,2 8,5 4,2 3 0 4,3 13 4,7 Сравнение данных по NASA и METEONORM позволяет сказать, что они отличаются друг от друга в пределах 4-8%. В связи с тем, что метеорологические данные об Алжире отсутствуют, то мы будем использовать данные NASA и METEONORM. А так как в данной работе необходимо знать излучение за каждый день и за каждый час, то лучше использовать данные из METEONORM. 71 Влияние климата на эффективность схем энергоснабжения автономного объекта. В Алжире существует 4 сезона: зима, которая длится с декабря до конца февраля, весна - с марта до конца апреля, лето - с мая до конца сентября и осень с октября до конца ноября. Так как солнечная радиация в течение месяца различна, были данные посредним минимальным и средним максимальным приходом солнечной радиации в течение месяца за сутки. Анализ этих данных позволяет отменить, что существует несколько дней в каждом месяце, когда солнечная радиация минимальна. Такие дни наблюдаются в период, когда высокая влажность и низкая температура. Например, зимой температура может достигать -110С и при этом идет снег. По статистике, дни с минимальным притоком солнечного излучения выпадают на 24 января, 04 феврал, 12 Ноября, 29 декабрь, 6 марта и 22 апреля. В эти дни солнечная радиация изменяется в диапазоне от 50 до 250 Вт/час/м2, а суммарное количество солнечной радиации в сутки не более 2 кВт.ч/ м2/сутки. Фотоэлектрическая панель выдает номинальную (заявленную в паспорте) мощность только при стандартных условиях, то есть при солнечном излучении 1000 Вт/ м2, поэтому в нашем расчете мы пренебрегаем днями с минимальным излучением. В периоды максимального притока солнечного излучения излишки электроэнергии, полученные от СФЭС, будут запасаться с использованием электрохимического оборудования, и направляться для восполнения недостатка электроэнергии потребителю в дни с минимальным солнечным излучением. Так же важно знать среднюю продолжительность светового дня. В таблице 2.4 представлена продолжительность солнечного излучения в течение суток в каждый из месяцев. Таблица 2.4 Продолжительность светового дня (г.Алжир). Месяц t ( час ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 9.94 10.8 11.9 13.1 14.1 14.6 14.4 13.5 12.4 11.4 10.2 9.69 72 Время , час Исходя из этих значений, был построен график, представленный на рисунке 2.3: 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Месяц 9 10 11 12 сунок 2.3 - Продолжительность светового дня в г.Алжир Анализ графика позволяет нам определить, что в период суток с 10 до 14 часов поступающая солнечная радиацияможет быть непосредственно использоваться для выработки электроэнергии и снабжения электроэнегией внитри светового дня. Вместе с тем, чначительная часть электроэнергии, вырабатываемой СФЭС должна быть запасена для возполнения ее дефицита в период недостатка или отсутствия солнечного излучения. 2.2.2. Кот-д’Ивуар Кот-д’Ивуар – государство Западной Африки, расположенное в тропиках Западной Африки. Кот-д'Ивуар занимает площадь 322462 км2. Столицей государства являются Ямусукро, политическая столица, и Абиджане, экономическая столица. Кот-д'Ивуар имеет границу на юге с Атлантическим океаном, с Ганой на востоке, с Буркина-Фасо и Мали на севере, с Гвинеей и Либерией на западе. 73 Страна находится под влиянием двух типов воздушных масс: влажных экваториальных муссонов и сухого тропического воздуха, который называется «Harmattan». В Кот-д'Ивуар существуют четыре основных климатических зоны, а именно: экваториальный климат, полувлажный тропический климат, сухой тропический климат влажный тропический климат и горный климат. В географии страны преобладают три типа растительности: южную часть, прибрежные бассейны и зону Судана на севере, занимают саванны. Между этими регионами, с востока на запад, преимущественно вдоль рек, распространяется лесная зона, с плотными кустарниковыми и лесными массивами. География Кот-д'Ивуаре включает южные равнины с холмами не превышающими высоту 200 метров. В центральных и северных районах встречаются холмы или горные цепи с высотой 200-500 метров. В западных районах имеются горы высотой более 1000 метров, а также самый высокий пик гора Нимба высотой 1752 м. Энергетический потенциал и перспективы развития солнечной энергетики в Кот-д'Ивуаре. Нынешняя электрическая генерация Кот-д’Ивуара имеет установленную мощностью 1421 МВт после ввода в эксплуатацию в июле 2012 года тепловой станции Аггреко. Производство электроэнергии вКот-д’Ивуар осуществляется за счет тепловой и гидравлической генерации. Установленная мощность тепловой генерации достигает 817 МВт (57%) и парк гидрогенерациисоставляет 604 МВт (43%). В Кот-д'Ивуаре монополия передачи, распределения, экспорта и импорта электроэнергии принадлежит государству. Государство подписало договор о сдаче в аренду генерации с электрической компанией Ивуарис (ЭКИ) - частным оператором на всей территории. В этой конфигурации, оператор взял на себя обязательство выполнять инвестиции для обновления и расширения сети, привлекать мощностей. частных инвесторов для развития новых производственных 74 В Кот-д'Ивуаре жарко и много солнца, в среднем солнечное излучение составляет 4-5 кВт-ч /м² в сутки. Солнечная энергия является самым большим ресурсом энергии в городе Абиджан и может рассматриваться как источник для решения энергетических проблем, поэтому создание объектов, использующих фотоэлектрические преобразователидля его энергообеспечения, является актуальной задачей. Несмотря на высокий потенциал, солнечная энергетика не была достаточно развита в государстве, но на данный момент было создано Министерство охраны окружающей среды, благодаря которому появились программы, направленные на развитие этой области. Некоторые солнечные фотоэлектрические системы были реализованы в рамках небольших проектов, разработанных частными лицами, и направлены на поставку электроэнергии для населения, школ и медицинских учреждений. Кроме того, ряд телекоммуникационных объектов были также оснащены солнечными фотоэлектрическими автономными системами энергоснабжения. Солнечная тепловая энергия иногда используется для нагрева воды и для сушки, в то время как солнечные печи и кухонные плиты еще не начали широкого применения. Недавно министерство нефти и энергетики опубликовало уведомление на выражение заинтересованности в выборе спонсора для развития возобновляемых энергетических проектов для обеспечения электрической энергией. В данном уведомление о выражение заинтересованности говорится что: • Министерство нефти и энергетики стремится сделать Кот-д'Ивуар первым энергетическим рынком в странах Африки южнее Сахары к 2030 году; • Это требует создание условий для получения и поставки большого количества недорогой энергии на всей ее территории, а также соседним странам; 75 • Таким образом, Правительство Кот-д'Ивуара ставит задачу увеличить период с 2013 по 2030 год долю возобновляемых источников энергии в энергетическом балансе по следующему графику: - 5% в 2015 году - 15% в 2020 году и - 20% в 2030 году. • Настоящее Уведомление на выражение заинтересованности (AMI) направлено на обеспечение электрической энергией за счет производства хотя бы одного из следующих услуг: - Строительство и операционное обслуживание - Владение и эксплуатация центра возобновляемых источников энергии (малые ГЭС в 10 МВт, биомассы, солнечные фотоэлектрические станции мощностью менее 50 МВт), подключенного к централизованной сети[13]. Абиджан находится на 5°39 северной широты и -3,95 восточной долготы. Данные по NASA приведены в таблице 2.5, а также данные по METEONORM в таблице 2.6 . Таблица 2.5 - Среднемесячный приход солнечной радиации на горизонтальную площадку (φ°=5°39 из NASA). Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2 г Э∑ (кВт.ч/м сутки)NASA 5,13 5,26 5,2 5,15 4,79 4,01 4,09 3,92 3,91 4,5 4,82 4,86 Таблица 2.6 - Среднемесячный приход солнечной радиации на горизонтальную площадку (φ°=5.39˚ из METEONORM). Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 г 2 Э∑ (кВт.ч/м сутки)METEO 4,36 5,058 5,52 5,27 5,03 3,98 4,02 4,08 4,38 4,98 5,44 4,44 Сравнение данных приведено в таблице2.7. 76 Таблица 2.7 - Сравнение суммарного прихода солнечной радиации по данным (NASA ,METEONORM) в течение года горизонтальной приемной площадки. Месяц Э∑г(кВт.ч/м2 сутки) NASA Э∑г(кВт.ч/м2 сутки) METEO ∆(%) 1 2 3 5,13 5.26 5.2 4 5 6 7 8 9 10 5.15 4.79 4.01 4.09 3.91 3.91 4.5 11 12 4.82 4.86 4.36 5.05 5.52 5.27 5.03 3.98 4.02 4.08 4.38 4.98 5.44 4.44 17 3.9 5.7 22 4.7 0 1.7 3.9 10 9.6 11.3 9.4 Сравнение данных по NASA и METEONORM в Кот д’Ивуаре (г.Абиджан ) показывает, что они отличаются друг от друга в пределах 4 -10 %. В связи с тем, что метеорологические данные об Абиджане отсутствуют, то мы будем использовать данныеNASA и METEONORM. А так как в данной работе необходимо знать излучение за каждый день и за каждый час, то лучше использовать данные из METEONORM [94]. Влияние климата на эффективность схем энергоснабжения автономного объекта. Анализ полученных данных позволяет выяснить, что начиная с апреля и до конца ноября, по сравнению с другими месяцами, наблюдается период наименьшего солнечного излучения, около 4 кВт.ч/м2 сутки. Эти факты объясняются тем, что в течение этого периода длится сезон дождей с частыми осадками и грозами. В этот период наблюдается пасмурная погода, которая мешает проникновению солнечного излучения. В период с июля и до конца сентября наблюдается более сухая, но все же пасмурная погода с прерывистым дождем. С декабря по март длится сухой сезон, но ему характерен “Harmattan” – это сухой и пыльный ветер, он не пропускает часть солнечного излучения. Для дальнейших расчетов нам необходимы данные о средней продолжительности светового дня в течение года в городе Абиджан, по месяцам. Эти данные представлены в таблице 2.8 и на графике 2.4. 77 Таблица 2.8- Продолжительность светового дня по месяцам Месяц t (час ) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 11,8 11,9 12,0 12,2 12,3 12,4 12,4 12,3 12,1 12,0 11,8 11,8 12 Время , час 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяц График 2.4 - Продолжительность светового дня Проанализировав график, можно сделать вывод, что в течение половины суток светит солнце, причем независимо от сезона. Это позволяет гарантировано вырабатывать электроэнергию в течение дня, а так же запасти избыток электроэнергии и использовать его в темное время суток. Сезонный запас энергии в данном случае не так актуален, как для рассмотренныго выше потребителя в г.Алжир. 2.2.3 Южно-Африканская Республика Южно-Африканская Республика (ЮАР) располагается в южной части Африканского материка, омываемого водами Атлантического и Индийского океанов. На севере граничит с Мозамбиком, Зимбабве, Ботсваной и Намибией. На территории ЮАР расположены небольшие самостоятельные государства 78 Лесото и Свазиленд. ЮАР занимает площадь 1221000 км2 и имеет несколько столиц: Претория (административная), Кейптаун (резиденция парламента), Блумфонтейн (резиденция верховного суда). Климат Претории субтропический с длинным, жарким летом и короткой зимой. Частые летние ливни сопровождаются короткими полуденными грозами. Южная Африка делится на три основных географических региона. Первой частью является Африканское нагорье, простирающееся вглубь страны. Оно образует часть бассейна Калахари, территория которого является полузасушливой и малонаселенной. Он берет свое начало на севере и западе, и поднимается до высоты 2000 метров на востоке. Вторым регионом является Великий откос. Его ландшафт меняется, самые высокие пики находятся в Драконовых горах вдоль границы с Лесото. Третий регион – это узкие плодородные долины вдоль прибрежных равнин. Климат Южной Африки в основном полузасушливый, но ее восточные регионы находятся на побережье и имеют субтропический климат с преимуществом солнечных дней, но прохладных ночей. На западном побережье Южной Африки климат засушливый, пустыняНамибпростираюется до Республики Намибия. В дополнение к этому сложному рельефу Южная Африка славится своим природным разнообразием. Южная Африка в настоящее время имеет восемь заповедников, самым известным из которых является Национальный парк Крюгера вдоль границы с Мозамбиком. Этот парк является прибежищем для львов, леопардов, жирафов, слонов и бегемотов. Капская Флористическая Область вдоль юго-западного побережья Африки - это также важнейшая точка биоразнообразия, которая является домом для эндемичных растений, млекопитающих и земноводных. Экологический фактор, таким образом, должен учитываться при реализации энергетических проектов. Энергетический потенциал и перспективы развития солнечной энергетики в Южной Африке (Претория). 79 ЮАР уже пострадала от глобального изменения климата, и эти последствия выбросов парниковых газов будут усиливаться в ближайшие десятилетия. В 2005 году ЮАР была ответственной за примерно 1,1% мировых выбросов и около 40% выбросов в странах Африки южнее Сахары [95]. В 2005 г в среднем на душу населения в ЮАР приходилось 9 тонн выбросов газов СО2, что почти равно аналогичным значениям в Европейском союзе (10,7 тонн). В электроэнергетическом секторе доминирует государственное предприятие ЭСКОМ, которое производит (95%) южноафриканской электроэнергии. Эта компания также владеет и управляет национальной транспортной системой. Лишь около 2% электроэнергии в ЮАР производится частными компаниями. ЭСКОМ работает на пределе своих возможности установленной мощности (40 ГВт). Пик спроса электроэнергии в настоящее время в ЮАР около 36 ГВт. Эта напряженная ситуация привела в ЮАР к дефициту электроэнергии в начале 2008года[96]. ЮАР является страной с богатыми запасами различных минералов в частности огромными запасами низкосортного угля. Исследования, проведенные Департаментом минералов и энергии (ДМЭ) показали, что 68 % электроэнергии производимой в стране получают на ТЭС, работающих на этих углях. Другие энергоресурсы ЮАР включают в себя сырую нефть (19%), природный газ (2%), атомные электростанции (3%), гидроэлектростанции(0,1%) и возобновляемые источники энергии (8%). Таким образом, чтобы уменьшить выбросы углекислого газа необходимо развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в ЮАР. В отчете, проведенном ДМЭ, говорится: «С введением углеродных квот в рамках Киотского соглашения роль возобновляемых источников энергии будет расширяться» [97]. Основными потребителями различных видов получаемой энергии в ЮАР являются: промышленность (36,2%), торговля (6,7%), жилой сектор (17,9%), добыча минералов (7%), сельское хозяйство (2,9%), транспорт (25,7%) и другие отрасли (3,6%). Относительно высокий спрос на получаемую энергию, особенно в жилом секторе, снова в качестве главной цели ставит более активное 80 использование возобновляемых источников энергии. фотоэлектрические системы могут быть важным При этом именно источником энергии в виду солнечного света (излучения) в ЮАР. Однако, они только начинают использоваться в отдаленных районах страны для производства электроэнергии для бытовых и общественных объектов [97]. При средней солнечной радиации от 4,5 до 6,5 кВт.ч/м2 в день, в Южной Африке один из самых солнечных климатов на планете. Этот ресурс в настоящее время используется в различных отраслях: солнечные коллекторы (они конвертируют приток солнечной энергии в тепло) и солнечные панели (преобразуют солнечную энергию его в электричество). Город Претория расположен в провинции Гаутенг, между -25o44’42’’ северной широты и 28o11’25’’ восточной долготы. Площадь города составляет около 513 км2.Данные по NASA приведены в таблице 2.9., а данные по METEONORM в таблице 2.10. Таблица 2.9 - Среднемесячный приход солнечной радиации на горизонтальную поверхность(φ°= - 25o44’42’’из NASA). Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 2 г Э∑ (кВт.ч/м сутки)NASA 6,49 6,24 5,62 4,76 4,82 3,94 4,24 5,01 5,85 6,11 6,59 6,76 Таблица 2.10 - Среднемесячный приход солнечной радиации на горизонтальную поверхность (φ°= - 25o44’42’’из METEONORM). Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 г 2 Э∑ (кВт.ч/м сутки)METEO 6,76 6,5 5,82 4,77 4,36 3.98 3,34 5,03 6,14 6,37 6,45 6,88 Результаты расчетов расхождения данных двух баз данных представлены в таблице 2.11. Как видно расхождение составляет не более 5 %. 81 Таблица 2.11- Сравнение суммарного прихода солнечного изучения по данным (NASA ,METEONORM) в течение года на горизонтальную приемную площадку. Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 г 2 Э∑ (кВт.ч/м сутки) 6.49 6.24 5.62 4.67 4.28 3.94 4.24 5.01 5.85 6.11 6.59 6.76 NASA Э∑г(кВт.ч/м2 6.76 6.50 5.82 4.77 4.36 3.98 4.34 5.03 6.14 6.37 6.45 6.88 сутки) METEO 3,9 4 3,4 2 2 1 2 0 4,7 4 2,1 1,7 ∆(%) Так как метеорологические данные по г. Претория (ЮАР) отсутствуют, мы будем использовать данные NASA и METEONORM. Сравнение данных по NASA и METEONORM позволяет выявить, что они не сильно отличаются друг от друга. В связи с тем, что для выполнения расчетов в данной работе необходимо знать приход солнечного излучения за каждый день и в каждый час, то лучше воспользоваться данными из METEONORM. Влияние климата на эффективность схем энергоснабжения автономного объекта (Претория). Претория имеет благоприятный климат круглый год, лето бывает жарким и дождливым в течение длительного периода - с октября по март (с температурой от 15°С ночью и 30°С днем) во время которого солнечное излучение достигает 6 кВт.ч/м2 сутки, зима длится с июня по август (с температурой около от 0°С по ночам и до 20°С днем) в это время года солнечное излучение достигает 4 кВт.ч/м2 сутки. Весна (август - сентябрь) и осень (апрель - май) короткие, в среднем солнечное излучение в эти периоды достигает4кВт.ч/м2 сутки. В целом, климат ровный и мягкий в течение всего года с низким средним годовым уровнем осадков в размере 502 мм и большим количеством солнечных дней. Для расчета схем автономного энергоснабжения объекта нам необходимо знать продолжительность светового дня в течение года по месяцам. В таблице 2.12 и на рисунке 2.5 представлены данные о Претории. продолжительности светового дня в 82 Таблица 2.12 - Продолжительность светового дня в Претории. 1 2 3 10.6 11.2 12 Время , час Месяц t ( час ) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 12,8 13,5 13,8 13,7 13,1 12,3 11,5 10,8 10,4 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Месяц Графика 2.5 Продолжительность светового дня Анализ графика показывает, что имеет место сезонная неравномерность по приходу солнечной энергии, поэтому необходимо аккумулировать избыток электроэнергии в жаркие (зимние) месяцы для покрытия дефицита энергии в холодные (летние) месяцы. 2.3. Обобщение данных Потребитель выбран в 3-х характерных районах Африканского континента: на севере – г. Алжир(Алжир) (φ° = 36,75°), в районе экватора – г. Абиджан(Кот д’Ивуар) (φ° = 5,39°) и на юге – г. Претория(ЮАР) (φ° = -25, 44°). Как видно из рис. 2.4, годовое поступление солнечного излучения составляет около 5 кВт/м2 в сутки для г. Алжира и г. Абиджана, а для г. Претория почти 5,6 кВт/м2. Однако поступление солнечной энергии является неравномерным как по месяцам, так и по дням. Для выбранных городов с использованием климатических данных NASA за 2005 г. проведен анализ климатических и природных факторов [84]. 83 На рис. 2.6 зависимости среднедневного солнечного излучения в течение месяца имеют вид колебательной кривой относительно среднего значения за месяц. Причем период превышения притока солнечного излучения относительно среднего значения над периодом снижения составляет в среднем около 3-4 суток. Примем для расчетов среднее значение по притоку солнечного излучения R за месяц, рассчитанное по линейному тренду кривых (рис.2.6). В г. Алжире (Алжир) наблюдается 4 времени года. В самый неблагоприятный месяц по притоку солнечного излучения (декабрь) усредненный за месяц дневной приток составляет Rнб = 2,5 кВт/м2, а в самый благоприятный месяц (май) приток солнечного излучения составляет более Rб = 6 кВт/м2 (рис. 2.6а). Превышение составляет почти 3 раза. В г. Абиджан (Кот д’Ивуар) существуют 3 сезона. В самый неблагоприятный месяц по притоку солнечного излучения (август, сезон сильных дождей) усредненный за месяц дневной приток составляет Rнб = 4 (кВт/м2), а в самый благоприятный месяц (март, сухой сезон) приток солнечного излучения составляет около Rб = 6 кВт/м2 (рис. 2.6b). Превышение составляет 1,5 раза. В Претории (ЮАР) существуют 4 сезона. В самый неблагоприятный месяц по притоку солнечного излучения (июль) усредненный за месяц дневной приток составляет около Rнб = 4 кВт/м2, а в самый благоприятный месяц (декабрь). 84 Среднемесячное солнечное излучение кВт/м 2 10 май 8 6 4 декабрь 2 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 дни месяца Рисунок 2.6a - Среднедневное солнечное излучение в неблагоприятный и благоприятный день в году для города Алжир [94]. Среднемесячное солнечное излучение кВт/м2 10 8 март 6 4 2 август 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 дни месяца Рисунок 2.6b - Среднедневное солнечное излучение в неблагоприятный и благоприятныйдень в году для города Абиджан (КотД’Ивуар) [94]. 85 Среднемесячное солнечное излучение кВт/м2 10 Декабря 8 6 4 июль 2 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 Месяц Рисунок 2.6c - Среднедневное солнечное излучение в неблагоприятный и благоприятный день в году для города Претория (ЮАР) [94]. Приток солнечного излучения составляет более Rб = 6,4 кВт/м2 (рисунок 2.6c). Превышение составляет 1,6 раза. Таким образом, несмотря на то, что в г. Претория и г. Алжир наблюдаются самые большие притоки солнечного излучения в благоприятные месяцы, за счет сезонных колебаний в неблагоприятные месяцы приток солнечной энергии существенно снижается. Напротив, географическое местоположение г. Абиджан (вблизи экватора) предопределяет равномерный приток солнечной энергии в течение всего года. Этот факт является важным, т.к. при выборе уровня мощности солнечной электростанции гарантированного (следовательно, энергоснабжения и автономного стоимости проекта) потребителя для необходимо ориентироваться на притоки солнечного излучения в самый неблагоприятный месяц года. При этом возникает избыток электрической энергии, которую солнечная электростанция вырабатывает в течение года относительно самого неблагоприятного периода (рисунок 2.7). 86 9 а Мощность кВт 8 с 7 6 b 5 о 4 3 1 2 3 4 5 6 7 Месяц 8 9 10 11 12 a– г. Алжир; b – г. Абиджан; c – г. Претория Рисунок 2.7- Избыточная энергия, генерируемая солнечной электростанцией мощностью 4 МВт (базовая мощность (о) относительно самого неблагоприятного месяца). [94]. Ввиду того, что существует сезонный разрыв по притоку солнечного излучения, с целью восполнения дефицита мощностей в неблагоприятные месяцы представляет интерес провести анализ данных по ресурсам ветровой энергии для данных потребителей, а также годовой график колебания среднемесячных температур. Такие данные вместе с данными по месячному притоку солнечного излучения представлены на рисунке 2.8. Как видно, в г. Алжир и особенно в г. Претория имеются существенные ресурсы ветровой энергии (средняя скорость ветра более 4 м/с), которые достаточно равномерно распределены в течение года и остаются высокими в неблагоприятный период по притоку солнечного излучения. Такой ресурс в данном случае можно рассматривать как дополнительный для компенсации дефицита электрической энергии, тем более что в неблагоприятный период среднедневные температуры здесь достигают 11°С, т.е. необходима дополнительная энергия на обогрев дома в зимний период. В г. Абиджан ресурсы ветровой энергии распределены равномерно по году и не являются высокими (скорость ветра около 3-4 м/с). Однако в данном ресурсе здесь и нет необходимости, т.к. здесь нет таких низких температур (нет необходимости в обогреве домов), а продолжительность светового дня не подвержена сезонным колебаниям. 87 а в Ри исунок 2.8 -Среднемесяччный дневной й приток соллнечной рад диации на го оризонтальну ую поверхноссть в различ чные 2 меесяцы года (кВт/м ( сут.), сскорость веттра (м/с, на высоте в 100 метров) и среднемесячн с ная температуура в северн ной, цеентральной и южной Афри ике: г. Алжи ир (а), г. Абид джан (б), г. Претория П (в). 88 2.4. Характеристика потребителя Условный потребитель электрической энергии – автономно расположенный населенный пункт, состоящий из 2-х этажных жилых домов площадью 280 м2. Принимаем, что энергопотребление социальной инфраструктуры поселка (административные здания, аптеки, школы, магазины, уличное освещение и др.) занимает в общем объеме энергопотреблении 5%. На рисунке 2.9 представлен суточный график электрической нагрузки потребителя, который принят неизменным для всех трех потребителей. На суточном графике нагрузки выделена нагрузка на электрическую плиту. График нагрузки определен экспертным путем с учетом энергопотребления электроприемников жилого дома (бытовых и электронных приборов, освещения, вентилятора, нагревателя и др.) и режима их использования, обеспечивающего комфортное проживание. Мощность кВт 4 1 3 2 2 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Время , час 1 – с учетом электроплиты; 2 – без учета электроплиты. Рисунок 2.9 -Суточный график нагрузки потребителя. 89 Для Абиджана суточный график нагрузки мало зависит от времени года. Для Алжира и Претории принято, что суточные графики не зависят от сезона, а использование нагревателя в прохладное время года компенсируется в жаркий период использованием вентилятора. 2.5. Схемы энергоснабжения Так как генерация электрической энергии СФЭС является неравномерной в течение суток, необходимо накапливать часть энергии для восполнения ее дефицита в период суток, когда отсутствует приток солнечной энергии. Исходя из этого рассмотрим четыре различные схемы энергоснабжения автономного потребителя. Причем две схемы с использованием электрохимических устройств для накопления избытка электрической энергии. Для этого используем различные электрохимические устройства [6,49]. Еще две схемы рассмотрены для сравнения и используют не накопление энергии, а включение дизель-генераторов в периоды дефицита электроэнергии. Для расчета рассмотрены следующие схемы энергоснабжения и структура ЭК: Схема 1. Выработка электрической энергии централизованно на СФЭС пиковой мощностью 4 МВт, передача ее по локальной сети к домам потребителей для энергоснабжения в светлое время суток, а также накопление в аккумуляторных батареях (АБ) и использование для энергоснабжения в темное время суток. Схема 2. Выработка электрической энергии централизованно на СФЭС пиковой мощностью 4 МВт и передача ее по локальной сети к домам потребителей, где производится ее потребление в светлое время суток, накопление энергии в водороде за счет его производства в электролизной 90 установке (ЭУ) и централизованная генерация электроэнергии в топливных элементах (ТЭ) для энергоснабжения в темное время суток. Для снижения мощности ТЭ вместо электроплиты в данной схеме использовалась водородная газовая плита. Схема 3. Выработка электрической энергии централизованно на СЭС пиковой мощностью 4 МВт с минимальным количеством солнечных модулей, рассчитанных исходя из максимальной солнечной освещенности в самый благоприятный месяц, а дефицит энергии восполняется за счет постоянно работающей дизель-электростанции (ДЭС). Схема 4. Вся потребность в электроэнергии потребителя покрывается дизельной электростанцией. 2.6. Оборудование энергетического комплекса При проведении расчетов использовались характеристики оборудования: • Солнечные модули на основе монокристаллического кремния PSM4-150 стандартной мощностью 150 Вт и номинальным напряжением 12 В производства ЗАО «Рязанский завод металлокерамических приборов» [98]; • Гелиевые свинцово-кислотные аккумуляторы SOLAR12-250 производства BosfaIndustrialBatteryCo. (Китай) [99]; • Щелочной электролизер фирмы Hydrogenics серии IMET-1000 производительностью 60 нм3/ч (5,4 кг/ч), энергопотреблением 4,9 кВт·ч/нм3[51]; • Водородный компрессор C1.5-60-140/300LX фирмы HYDRO-PAC (США) производительностью 162-325 нм3 Н2/ч, энергопотреблением 68 кВт·ч/кг H2 и параметрами повышения давления 10/200 бар [100] и газгольдеры на 200 бар; • Электростанция на водород-воздушных топливных элементах BallardDistributedGeneration – 1MW [52]; • Дизельная электростанция AKSAAC 1100 мощностью 800 кВт [101]. 91 2.7. Методика расчета При проведении расчетов важным показателем является характеристика единичного солнечного модуля. На рисунках2.10 - 2.12 показана куполообразная кривая электрической энергии, вырабатываемой одним модулем PSM 4-150 в течение суток с учетом прихода солнечного излучения в самый благоприятный и самый неблагоприятный месяц года в различных географических точках Африки. При построении кривой бралось среднее значение вырабатываемой энергии всех дней месяца для конкретного часа светлого времени суток. Кроме отмеченной выше неравномерности генерируемой энергии, мы видим, что стандартное значение мощности солнечного модуля (150 Вт) не достигается даже в полдень (среднее значение) самого благоприятного месяца по приходу солнечного излучения. Наибольшие притоки солнечной радиации наблюдаются в г. Претория, а наименьшая сезонная неравномерность в сочетании с высокими значениями по притоку солнечной энергии наблюдаютсяв г. Абиджан. Для гарантированного энергоснабжения потребителя солнечной электростанцией пиковой мощностью 4 МВт по схеме 1 рассчитывалось количество солнечных панелей исходя из притока солнечного излучения в самый неблагоприятный месяц для каждого из выбранных городов Африки. При этом количество домов, электроснабжение которых может обеспечить такая солнечная электростанция, рассчитывалось исходя из графика нагрузки их энергопотребления также в самый неблагоприятный месяц. Запасенная энергия в АБ для покрытия дефицита в темное время суток определялась с учетом потерь на заряд-разряд (20%). Проведены расчеты для различных значений глубины разряда АБ (0,3, 0,5, 0,7), которые определяют ресурс работы АБ [23]. Также определены избытки электроэнергии, вырабатываемые СФЭС при переходе к более благоприятным месяцам по приходу солнечной радиации. Для выполнения расчетов использовались суточные графики потребления и выработки электроэнергии представленные на рисунках 2.10. - 2.12. 92 Мощность одной панели, Вт 150 120 май 90 60 30 Декабрь Время , час 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 -------- – стандартная мощность солнечной батареи, вырабатываемая при освещенности 1000 Вт/м2 – усредненное значение для дня в благоприятный месяц и в неблагоприятный месяц Рисунок 2.10- Электрическая энергия, вырабатываемая одной солнечной панелью PSM 4-150 (Рязань) стандартной мощностью 150 Вт в северной, центральной и южной Африке: г.Алжир (φ° = 36,75°). 93 Мощность одной панели Вт 150 120 март 90 60 август 30 Время , час 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 -------- – стандартная мощность солнечной батареи, вырабатываемая при освещенности 1000 Вт/м2 – усредненное значение для дня в благоприятный месяц и в неблагоприятный месяц Рисунок 2.11- Электрическая энергия, вырабатываемая одной солнечной панелью PSM 4-150 (Рязань) стандартной мощностью 150 Вт в северной, центральной и южной Африке: г. Абиджан (φ° = 5,39°). 94 Мощность одной панели , Вт 150 120 декабрь 90 Июль 60 30 Время , час 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 -------- – стандартная мощность солнечной батареи, вырабатываемая при освещенности 1000 Вт/м2 – усредненное значение для дня в благоприятный месяц и в неблагоприятный месяц Рисунок 2.12 - Электрическая энергия, вырабатываемая одной солнечной панелью PSM 4-150 (Рязань) стандартной мощностью 150 Вт в северной, центральной и южной Африке: г. Претория (φ° = -25,44°). По схеме 2 влетний благоприятный период избыток электроэнергии от солнечных батарей будет переводиться в водород для покрытия дефицита электроэнергии в прохладный период, а также для питания водородной плиты. Генерируемый в течение суток водород расходуется в течение тех же суток для производства электрической энергии в топливных элементах и питания водородной плиты, причем в прохладный период недостающая часть водорода дополнительно поступает из системы его хранения. Для расчета необходимого количества солнечных панелей испльзовались расчеты в программе Exel. Для ее работы загружались суточные графики нагрузки, данные по приходу солнечного излучения в течение года, характеристики солнечной панели, а также зависимости 95 КПД электрохимических устройств от их реальной нагрузки. Для каждого часа, исходя из суточного графика нагрузки и генерации энергии СФЭС, производился расчет режимов работы электролизера (режим накопления) и топливного элемента (режим генерации). Известно, что эффективность электрохимических преобразований к.п.д. в топливных элементах и электролизерах практически линейно повышается при снижении их производительности ниже номинальной. [23, 49] В этом заключается преимущество и одно из принципиальных отличий электрохимических преобразователей от тепловых машин. Так как электролизер и топливный элемент основную часть времени работают при нагрузках, значительно меньших, чем номинальные, эффективность их работы в этих режимах будет выше, чем указано в паспорте данных установок. Для дизель-генератора (ДГ), напротив, удельный расход топлива на режимах ниже номинального будет выше, чем указано в паспорте, т.к. его к.п.д. при этом снижается. Для каждого часа текущих суток t учитывалось реальное значение к.п.д. энергоустановки на топливных элементах и электролизной установки. Это позволило рассчитать годовой баланс энергии, произведенной и потребляемой энергокомплексом по схеме 2, и найти необходимое количество солнечных модулей СФЭС. Годовой баланс энергии рассчитывался по формуле: Е t см –Е t св η и η t эу Е t тэ /η и η t тэ Е t вп (2-2), гдеt= 8784 час; ЕtЭУ– энергия, вырабатываемая одним солнечным модулем в светлое время суток (для каждого часа года); ЕtСВ– электрическая нагрузка потребителя в светлое время суток (для каждого часа); вп Еt – энергия, запасенная в водороде и поступающая в газовую плиту или на каталитический обогреватель (тогда принимается график нагрузки с учетом 96 экономии на электрическую плиту и электрические обогреватели). Если для этих вп целей водород не запасается, то принимаем Еt =0; ЕtТЭ–энергия, запасенная в водороде и поступающая в топливные элементы для восполнения дефицита электроэнергии в темное время суток; ηи – к.п.д. инвертора; n– количество солнечных модулей СФЭС. Для расчета номинальной производительности электролизеров (и их числа) значение максимальной энергии, вырабатываемой СФЭС в самый благоприятный день летнего периода в полдень (за вычетом энергии, потребляемой в этот час непосредственно от СФЭС), делили на удельное энергопотребление электролизера в номинальном режиме. Для схемы 3 учитывали стоимость и удельный расход топлива для выработки электроэнергии дизель-электростанцией (в зависимости от текущей производительности), ее стоимость, а также количество солнечных модулей (СМ) для покрытия нагрузки в самый благоприятный солнечный день и, соответственно, их стоимость. Для схемы 4 учитывали стоимость и удельный расход топлива для выработки электроэнергии дизель-электростанцией, а также ее стоимость. 2.8. Результаты и анализ Схема 1 В результате проведенных расчетов по схеме 1 для каждого из выбранных городов Африки были рассчитаны основные параметры энергокомплекса пиковой мощностью 4 МВт, который гарантированно обеспечивает энергоснабжение в самый неблагоприятный месяц, а также вырабатывает избыток электроэнергии за счет повышения притока солнечной энергии при переходе к благоприятным 97 периодам. Результаты этих расчетов для различных значений глубины разряда АБ приведены в табл. 2.13 Таблица 2.13 - Результаты этих расчетов для различных значений глубины разряда АБ. Параметр Глубина разряда АБ г. Алжир г.Абиджан г.Претория 0,3 0,5 0,7 0,3 0,5 0,7 0,3 0,5 0,7 1300 800 500 1300 800 500 1300 800 500 Число жизненных циклов АБ Количество АБ 30168 20112 15084 39360 26240 19680 35568 23712 17784 Стоимость АБ млн дол США 8,87 5,91 4,3 11,57 7,71 5,79 10,46 6,97 5,23 1257 1257 1257 1640 1640 1640 1482 1482 1482 Количество домов Количество СМ 59790 59790 59790 46538 46538 46538 44370 44370 44370 Стоимость СМмлн дол 29,30 29,30 29,30 22,80 22,80 22,80 21,74 21,74 21,74 38,17 35,21 33,73 34,38 30,52 28,59 32,20 28,71 26,97 51,53 60,93 65,64 42,12 51,53 56,24 42,89 52,30 57 США Стоимость оборудования и топлива за первый год, млн дол. США Стоимость оборудования за 20 лет тыс дол США/Дома 98 Энергокомплекс пиковой мощностью 4 МВт может обеспечить гарантированное энергоснабжение в самый неблагоприятный месяц 1640 домов в г. Абиджане, в 1,3 раза меньшее количество домов в г. Алжире, и в 1,1 раза меньшее количество домов в г. Претория. В приведенных расчетах существенное значение имеет величина глубины разряда АБ, т.к. от этого зависит число жизненных циклов АБ, т.е. период ее использования до замены [23]. При снижении глубины разряда увеличивается ресурс АБ, но при этом растет их число в энергетическом комплексе. Таким образом, для реализации схемы 1 необходимо большое количество солнечных модулей и аккумуляторных батарей, что делает ее дорогой. При расчете за 20 лет эксплуатации энергетического комплекса с учетом необходимости замены АБ стоимость оборудования по схеме 1 возрастает более чем в 2 раза. Для схемы 1 был рассчитан избыток электроэнергии, вырабатываемый солнечной электростанцией при переходе к более благоприятным месяцам по приходу солнечной радиации (таблица3). Как видно из табл. 2, он составляет существенные значения для г. Претория и г. Алжир, которые расположены вдали от экватора [84]. При оценке сезонного фактора по дневному приходу солнечной энергии следует учитывать не только максимальные (Rб) и минимальные (Rнб) среднемесячные значения в году, но и их соотношение, т.е. фактор сезонной неравномерности r = (Rб – Rнб)/Rб. Из табл. 3 видно, что для Алжира наблюдаются не только максимальные значения Rб, но и минимальные значения Rнб, что определяетмаксимальные значения r. Для г. Абиджан, напротив, фактор сезонной неравномерности r принимает минимальное значение. Если не использовать для других потребителей сезонный избыток электроэнергии, вырабатываемый СФЭС при переходе к благоприятным месяцам, то его накопление по автономной схеме 1 ведет к необходимости использования большого числа дополнительных аккумуляторов, что значительно повышает стоимость данной схемы. В связи с этим целесообразно рассмотреть схему с 99 использованием водородного аккумулирования избытка энергии, поступающей в жаркий период от солнечных модулей. Схема 2 По схеме 2 избыток СФЭС в течение светлого времени текущих суток за счет электролиза воды переводится в водород, часть которого используется в ТЭ для покрытия дефицита электроэнергии в темное время суток, а часть идет для питания газовой (водородной) плиты. Избыток электрической энергии СФЭС, полученный в благопрятный период, направляется в систему хранения водорода, из которой восполняется дефицит водорода для работы ТЭ и газовой плиты при покрытии нагрузки текущих суток в прохладный период. В состав основного оборудования по схеме 2 входят СМ, ЭУ, СХ водорода, а также электростанция на основе водород-воздушных ТЭ. Был рассчитан баланс электрической энергии по схеме 2 с водородным аккумулированием энергии, а также необходимое количество СМ, электрохимического оборудования для ее реализации (таблица 2.14). Как видно из таблицы2.14, схема 2 для г. Алжира требует использования меньшего количества дорогостоящих СМ (более чем на 30%). При этом значительно снижается и количество используемых электрохимических устройств. Однако для г. Претория число СМ при переходе к схеме 2 практически не изменяется, а для г. Абиджана даже возрастает на 12%. За счет более дорогих ЭУ и ТЭ суммарная стоимость оборудования при пересчете на один дом эксплуатации несколько возрастает. Однако отсутствие необходимости замены АБ при пересчете на срок 20 лет эксплуатации делает данную схему более экономичной, особенно для регионов с более высоким значением фактора сезонной неравномерности r. 100 Таблица2.14 - Параметры энергетического комплекса по схеме 2. Параметр г. Алжир г.Абиджан г.Претория 1257 45620 1640 59328 1482 44636 22,35 2250 29,07 2940 21,87 2661 4,5 4501 5,88 6241,9 5,322 6000 6,752 9,363 9 2086438 719780 1127055 36111 1246 1951 3,61 1,246 1,951 37,22 45,56 38,14 42,3 45,1 40,6 Количество домов Количество СМ Стоимость СМ, млн дол. США Мощность ЭУ на ТЭ, кВт Стоимость ТЭ, млн дол. США Мощность ЭУ, кВт Стоимость ЭУ, млн дол. США Годовой избыток электроэнергии, кВт·ч Количество запасенного водорода, кг Стоимость системы хранения, млн дол. США (100$/кг) Общая сумма, млн дол. США Стоимость оборудования за 20 лет, тыс. дол. США/дом Был рассчитан годовой баланс при водородном накоплении энергии для рассмотренных регионов. Как видно из рисунка 2.13, график изменения энергии, запасаемой и потребляемой через водород, носит экстремальный характер, причем максимум приходится на самые жаркие месяцы, когда ЭУ в полдень работают с максимальной производительностью. Например, для Алжира накопление водорода идет с апреля по сентябрь, его использование для покрытия дефицита энергии – с октября по март. 101 1200 Энергия мВт*ч 800 400 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 -400 Время , час -800 1 – г. Алжир; 2 – г. Абиджан; 3 – г. Претория Рисунок 2.13 -Электрическая энергия, запасаемая (извлекаемая) в водороде в течение года Схема 3 В таблице2.15приведены выработка электрической результаты расчетов по схеме 3, по которой энергии количеством СМ, рассчитанных СЭС исходя осуществляется из минимальным максимальной солнечной освещенности в самый благоприятный месяц. При этом восполнение дефицита энергии идет за счет постоянно работающего ДГ. 102 Таблица 2.15 - Параметры энергетического комплекса по схеме 3. Параметр Количество СМ Алжир 4689 Абиджан 4631 Претория 4060 Стоимость СМ, млн дол. США Количество ДГ N = 800 кВт 2,3 2,27 1,989 6 8 7 1,18 1,57 1,377 1989,359 2216,207 2009,082 1,989 2,22 2,009 5,467 6,059 5,375 29,19 29.37 29.3 Суммарная стоимость ДГ мощностью 800 кВт, млн дол. США Количество топлива, тонн в год Годовые затраты на топливо, млн дол. США Стоимость оборудования и топлива за первый год, тыс. дол. США/дом Стоимость оборудования и топлива за 20 лет, тыс. дол. США/дом Как видно из таблицы 2.15, по сравнению со схемой 2 почти в 2 раза снижено необходимое число СМ, и, несмотря на большое количество закупаемого топлива, стоимость основного оборудования и топлива для реализации данной схемы для 1 года эксплуатации примерно в 7-8 раз меньше, чем для схем 1 и 2. Однако при расчете на 20 лет эксплуатации с учетом стоимости оборудования и топлива схема 2 уже имеет преимущества. 103 Схема 4 По данной схеме вся потребность электроэнергии покрывается дизельной электростанцией. Результаты расчета стоимости основного оборудования и топлива приведены в таблице 2.16. Таблица 2.16 - Параметры энергетического комплекса по схеме 4. Параметр Количество ДГ N = 800 кВт Суммарная стоимость ДГ мощностью 800 кВт, млн дол. США Количество топлива, тонн в год Годовые затраты на топливо, млн дол. США Стоимость основного оборудования и топлива, млн дол. США Стоимость оборудования и топлива за первый год, тыс. дол. США/дом Стоимость оборудования и топлива за 20 лет, тыс. дол. США/дом Алжир 6 Абиджан 8 Претория 7 1,18 1,57 1,377 1989,359 2448,371 2222,509 1,89 2,45 2,22 3,17 4,022 3,6 2,139 2,453 2,429 27,64 27,6 29 Анализ показывает, что схема 4 для первого года эксплуатации является самой экономичной, т.к. использует давно компенсированную и отработанную энергоустановку (ДГ). Схемы энергоснабжения 1-2 используют элементы (ТЭ, электролизеры, СМ), которые сегодня еще не имеют широкой коммерциализации и объемов выпуска, но их рынок развивается высокими темпами[102]. Однако при расчете на 20 лет эксплуатации с учетом стоимости оборудования и топлива схема 2 также имеет преимущества перед традиционной схемой автономного энергоснабжения (схемой 4). 104 Выводы по Главе 2 Приведенные расчеты 4-х схем автономного энергоснабжения потребителя в Африке на основе солнечной электростанции пиковой мощностью 4 МВт показывают, что географическое месторасположение потребителя и способ аккумулирования избытка энергии оказывают существенное влияние на эффективность работы такого энергетического комплекса с накоплением энергии. Показано, что при накоплении избытка энергии в аккумуляторных батареях такой энергокомплекс может обеспечить энергоснабжение 1640 домов в г. Абиджан (Кот-д’Ивуар), 1257 домов в г. Алжир (Алжир) и 1482 домов в г. Претория (ЮАР). Более эффективна такая схема для потребителей, расположенных вблизи экватора, т.е. с минимальной сезонной неравномерностью поступления солнечной радиации. Использование электрохимических устройств (электролизной установки и энергоустановки на топливных элементах) с накоплением энергии в водороде позволяет существенно снизить материалоемкость такого энергетического комплекса, однако его стоимость существенно зависит от стоимости электрохимических элементов и эффективности преобразования энергии при ее аккумулировании в виде водорода. Показано, что водородное накопление энергии, напротив, целесообразно использовать, когда потребитель расположен в месте с наиболее высоким фактором сезонной неравномерности по приходу солнечной радиации. Традиционная схема автономного энергоснабжения на основе дизельэлектростанции на привозном топливе является самой экономичной для начального периода эксплуатации. При этом необходимо принимать специальные меры по защите потребителя от шума и выбросов токсичных газов. Однако при расчете на 20 лет эксплуатации с учетом стоимости оборудования и закупаемого топлива схема автономного энергоснабжения на основе водородного аккумулирования уже сопоставима с традиционной схемой автономного энергоснабжения. Для повышения эффективности использования схем 105 автономного энергоснабжения на основе СФЭС с накоплением энергии необходимо ориентироваться на потребителя, основная суточная нагрузка которых приходится на светлое время суток (школы, детские сады, предприятия), а также на регионы с высоким потенциалом солнечной относительнонизкой сезонной неравномерностью ее поступления. энергии и 106 ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ ДЛЯ РАСЧЕТА СХЕМ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ НА ОСНОВЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ВОДОРОДНОГО АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГИИ 3.1. Ведение и постановка задачи Использование гибридных энергетических систем на основе ВИЭ для энергоснабжения автономных потребителей является оправданным для тех случаев, когда прокладка и подключение к централизованным сетям является экономически затратной [103]. Такие автономные энергетические системы более экологичны, т.к. выделяют меньше вредных выбросов и оказывают на потребителя меньшее шумовое воздействие по сравнению с традиционными схемами, использующие преимуществ дизель-генераторы энергоснабжения [104]. разрабатываются Для реализации различные схемы этих и конфигурации [105,106]. Приведем некоторые из них: 1) солнечные фотоэлектрические преобразователи - дизель-генератор аккумуляторная батарея [107,108]; 2) ветрогенератор (ВГ) - дизель - генератор - аккумуляторная батарея [109111]; 3) солнечные фотоэлектрические преобразователи- ветрогенератор (ВГ) – дизель – генератор- аккумуляторная батарея [ 112,113 ]. Автономные энергетические системы на основе ВИЭ, водородного накопления и использования топливных элементов до сих пор рассматривались как имеющие ограничения, связанные с более высокими затратами и менее эффективным преобразованием энергии [114-116]. Большинство этих исследований рассматривали экономический аспект энергоснабжения и для этого использовались специализированные программы, 107 например, программа расчета схем с возобновляемыми источниками энергии Homer [117,118]. Данные возможностьэлектрохимических программы, однако, преобразователей не работать учитывают с более высокимик.п.д. при снижении нагрузки и выдерживать непродолжительные нагрузки выше номинальных. Использовались не только экономические, но и другие различные критерии оптимизации в этих расчетах. Например, минимальный выброс парниковых газов [119,120], доля не покрытой нагрузки потребителя [121], которые не были связаны с экономическими затратами на энергоснабжение. В этих расчетах использовалось большое количество переменных, параметров ВИЭ и параметров используемого оборудования [109,122]. В большинстве вышеупомянутых работ показано, что гибридные энергетические системы на основе ВИЭ для ряда потребителей более экономичны по сравнению с дизель-генератором для энергоснабжения автономных потребителей [123]. Это связывалось с дороговизной топлива и его доставки для работы дизель-генератора, его низкой экономичностью. Тем не менее, сезонный фактор накладывает существенные ограничения на экономически оправданное использование гибридных энергетических систем на основе ВИЭ для энергоснабжения. В связи с этим, актуально рассмотрение возможностей технологии водородного накопления энергии для сглаживания сезонной неравномерности по приходу солнечной энергии для различных географических точек Африканского континента. Для этих целей необходимо разработать программу для расчета параметров и количества используемого оборудования (солнечных модулей, контроллеров, инверторов, топливных элементов, электролизных установок, компрессоров, систем хранения водорода) в схеме энергоснабжения автономного потребителя на основе аккумулирования энергии. солнечной электростанции и водородного 108 Важным отличительным моментом программы для расчета схем автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии является [124-128]: - учет зависимости к.п.д. электрохимических преобразователей от текущей нагрузки потребителя, которая в течение суток может меняться в широких пределах; - учет использования части накопленного водорода непосредственно для получения потребителем тепловой энергии (в водородной плите для приготовления пищи, либо в каталитическом водородном обогревателе). 3.2. Разработка алгоритма и программы для расчета параметров устройств для энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии При разработке программы SEH (Solar Energy in Hydrogen) для расчета параметров устройств энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии учитывались следующие основные положения, рассмотренные ранее в работах [124-128]. Принцип работы схемы для энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии поясняется схемой, приведенной на рисунке 3.1. Солнечная фотоэлектрическая электростанция в светлое время суток вырабатывает электрическую энергию постоянного тока, которая частично направляется потребителю для покрытия текущей нагрузки. Часть этой энергии непосредственно используется приемниками постоянного тока, а часть преобразуется с помощью инвертора в переменный ток для покрытия нагрузки приемников переменного тока. Избыток энергии от солнечной фотоэлектрической 109 станции направляется в электролизер для производства водорода. Водород накапливается в ресивере при давлении, равном рабочему давлению электролизной установки (10 или 30 бар). Автономный потребитель Солнечная фотоэлектрическая станция Электрическая нагрузка = контроллер Блок автоматики Электролизер = Топливный элемент инвертор ~ Электрическая нагрузка Тепловая нагрузка Ресивер Н2 Компрессор Н2 газовая плита обогреватель Баллоны Н2 Рисунок 3.1. Структурная схема энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования Из ресивера водород поступает непосредственно потребителю для покрытия текущей тепловой нагрузки (водородная плита и каталитический водородный обогреватель), а также в топливный элемент для покрытия текущего суточного дефицита электроэнергии. Избыток водорода с помощью водородного компрессора поступает в газобаллонную систему хранения (при давлении 200-700 бар), где накапливается для покрытия сезонной неравномерности по приходу солнечной энергии. Процессы производства, преобразования, распределения и 110 потребления энергии контролируются с помощью солнечного контроллера и блока автоматики. Исходными данными для программы являются: 1. Данные из мировых баз данных "NASA" и "METEONORM" по приходу солнечной энергии для каждого часа года в выбранной географической точке, на которой находится потребитель [84;94]; 2. Суточный график нагрузки (СГН) потребителя (может быть одинаковым для каждых суток года, а также меняться в зависимости от дня недели, месяца года и других специфических параметров конкретного потребителя); 3. Исходные данные используемого оборудования: - мощность единичного солнечного модуля при стандартных условиях (Вт); - мощность инвертора, к.п.д. инвертора; - номинальная мощность топливного элемента (кВт), его к.п.д. при номинальном режиме и зависимость к.п.д. топливного элемента от нагрузки; - номинальная производительность электролизной установки по водороду (нМ3/час), его энергопотребление при номинальной производительности, зависимостьк.п.д. преобразования в электролизной установке от нагрузки; - номинальная мощность поршневого компрессора (кВт), его удельное энергопотребление при номинальном режиме (кВт час/нм3), зависимость к.п.д. компрессора от нагрузки; - емкость (дм3) и давление системы (бар) газобаллонного хранения водорода. Принцип работы программы. Программа SEH для каждого часа текущих суток рассчитывает количество генерируемой энергии одним солнечным модулем в зависимости от солнечной энергии, поступающей в текущий час и энергии, которая направляется потребителю (суточный график нагрузки потребителя). Таким образом, для каждого часа формируется значение часового избытка/дефицита энергии. Избыток энергии переводится в водород с учетом 111 эу текущего значения к.п.д. преобразования в электролизной установке ηt . Дефицит энергии для потребителя восполняется электрической энергией, вырабатываемой топливным элементом из запасенного водорода с учетом текущего значения к.п.д. тэ преобразования в топливном элементе ηt . Годовой баланс энергии, накапливаемой в водороде и потребляемой из водорода, рассчитывался по формуле: Е t см –Е t св η и η t эу Е t тэ /η и η t тэ Е t вп (3-1) где t - текущее время с дискретностью 1 час ( t=1 – 8784 час) см Еt – часовая энергия, вырабатываемая одним солнечным модулем (загружается из баз данных "METEONORM" для данной географической точки) n - количество солнечных модулей солнечной электростанцией св Еt – часовая энергия, потребляемая в светлое время суток (загружается из графика нагрузки потребителя). тэ Еt –энергия, вырабатываемая в энергоустановке на топливных элементах для покрытия дефицита электроэнергии в темное время суток (для текущего часа) вп Еt – энергия, запасенная в водороде и поступающая в газовую плиту или на каталитический обогреватель (тогда принимается график нагрузки с учетом экономии на электрическую плиту и электрические обогреватели). Если для этих вп целей водород не запасается, то принимаем Еt =0 ηи– к.п.д. инвертора тэ ηt ( Nтэ)– к.п.д. топливного элемента в текущий час (зависит от текущего значения мощности) эу ηt ( Nэу)– к.п.д. преобразования в электролизной установки в текущий час (зависит от текущего значения производительности) 112 В расчетах принято, что к.п.д. электрохимических преобразователей (ηt тэ эу и ηt ) линейно зависит от значения текущей часовой мощности, потребляемой в электролизной установке Ntэу или генерируемой в топливном элементе Ntэу. Приэтом максимальные значения мощности электрохимических преобразователей Nэумакси и Nтэмакс определяются следующим образом: Nтэмакс- берутиз суточного графика нагрузки потребителякак максимальное значение мощности потребления (если суточный график меняется в течение года, то значение Nтэном берется для максимального значения мощности в течение часа суточного графика нагрузки). Такой график приведен на рисунке 3.1. Nтэмакс тэ тэ Е Еtt t=1час Рисунок 3.1 - Суточный график нагрузки потребителя (для суток с максимальной нагрузкой в году). Если значение максимальной мощности одного подобранного модуля Nтэ топливного элемента не покрывает значение Nтэмакс, тоберут несколько модулей. Тогда количество модулей топливных элементов Ктэ рассчитывают по формуле: КТЭ ТЭ ТЭ Nмакс / Nном Птэ (3-2) 113 где Nэумакс- берутиз графика поступления солнечной энергии в самый благоприятный период (как правило,это полдень летнего самого жаркого месяца). Nтэном - номинальное значение одной энергоустановки на топливных элементах (берется из паспортных данных на установку) Учитывая, что топливный элемент может работать непродолжительное время на режиме максимальной мощности Nтэмакс, в расчетах учитываем коэффициент превышения максимальной мощности топливного элемента над его номинальной мощностью, который рассчитываем по формуле: Птэ ТЭ Nмакс ТЭ ТЭ / Nном Nном (3-3) Принимаем Птэ = 1,2 В процессе расчёта необходимо определить значения максимальной производительности электролизной установки Vэумакси максимальной электрической мощности Nэумакс, которая может быть к ней подведена. Очевидно, что эти значения определяются для дня года, когда существует максимальный избыток поступающей солнечной энергии. Это, как правило, полдень самого жаркого месяца. Принцип, по которому выбирают значение Nэумакс представлен на рис. 3.2. Как видно, значение максимальной мощности, вырабатываемой СЭС в самый благоприятный период за вычетом потребляемой мощности в этот период определяет максимально потребляемую мощность электролизной установки Nэумакс. Таким образом, максимальный избыток электрической энергии, который может быть направлен в электролизную установку для получения водорода, позволяет подобрать производительность электролизных установок и определить их необходимое количество. 114 Мощность, Квт 800 2 600 NмаксЭУ 400 1 200 0 0 4 8 12 16 20 24 Время час 1 - суточный график нагрузки потребителя; 2 - график генерации электроэнергии солнечной электростанцией в самый благоприятный день года по приходу солнечной энергии. Рисунок 3.2 - Определение максимальной избыточной мощности СФЭС для расчета производительности электролизной установки Максимальная часовая производительность электролизной установки по водороду Vэумакс (нм3Н2/час) для самого благоприятного дня года в полдень рассчитывается по формуле ЭУ Vмакс ЭУ Nном /E (3-4) гдеЕv - удельные затраты электрической энергии в электролизной установке для производства 1 нм3 водорода при нормальных условиях. Для электролизных установок в зависимости от типа Еv= 4.0 - 5,5 кВт час/нм3Н2 [34]. Если значение максимальной производительностиодной подобранной электролизной установки Vэу не покрывает значение Vтэмакс, тоберут несколько установок. Тогда количество таких электролизных установок рассчитывают по формуле: 115 ЭУ ЭУ Vмакс / Vном K эу Пэу (3-5) где Vэумакс- берут из графика поступления солнечной энергии в самый благоприятный период (см. рис. 3.2.). Vэуном- номинальное значение одной электролизной установки (берется из паспортных данных на электролизную установку). Пэу- коэффициент превышения максимальной производительностиэлектролизной установки над его номинальной производительностью Учитывая, что электролизная установка может работать непродолжительное время на режиме максимальной мощности Nтэмакс,в расчетах учитываем коэффициент установки превышения над его максимальной номинальной производительностиэлектролизной производительностью Пэу, который рассчитываем по формуле: Пэу ЭУ Vмакс ЭУ Vном / ЭУ ном (3-6) Принимаем Пэу= 1,2 Важным аспектом разрабатываемой программы является учет зависимости к.п.д. энергоустановки от нагрузки. На рисунке 3.3 приведена зависимость к.п.д. электрохимических преобразователей, а также дизель-генератора от значения текущей мощности. Как видно, наибольший к.п.д. преобразования имеет аккумуляторная батарея. Здесь все активные вещества находятся непосредственно в АБ и поэтому процессы заряда-разряда протекают на электродах одного устройства. Однако, особенность процессов в аккумуляторных батареях такова, что плотности тока процессов заряда-разряд в АБ не велики (десятки мА/см2), что на1-2 порядка ниже, чем в водород-воздушном топливном элементе и электролизной установке [23;34;38]. 116 1 η эл. ДГ АБ ТЭ ЭУ ηтэ х ηэу 0,8 0,6 0,4 0,2 N/Nном. 0 0 0,2 0,4 ТЭ-топливный элемент; 0,6 0,8 1 1,2 1,4 ЭУ-электролизная установка; АБ-аккумуляторная батарея; ДГ - дизель-генератор; ηтэ ηэу – к.п.д. водородного преобразования (электроэнергия-водород-электроэнергия). Рисунок 3.3 - Зависимость электрического к.п.д. электрохимических преобразователей и дизель генератора от нагрузки. Поэтому для покрытия высокой сезонной неравномерности (от 2 до 5 раз по приходу солнечного излучения) электрическая энергия должна храниться в накопителе длительное время (до 6 месяцев). В случае хранения энергии в водороде, она не убывает (как это имеет место в аккумуляторной батареев случае ее саморазряда), а сохраняется необходимое время в неизменном количестве. Запасенный водород в период избытка солнечной энергии можно разделить на две части: - «суточный водород», который расходуется в топливном элементе в течение суток (или нескольких суток в отсутствии солнца) непосредственно для покрытия дефицита электрической энергии; 117 - «сезонный водород», который поступает в систему хранения для длительного хранения (несколько месяцев) и используется в неблагоприятный период для восполнения дефицита суточного водорода; Как видно, в отличие от тепловых машин, к.п.д. электрохимических преобразователей растет с уменьшением нагрузки. Т.к. большую часть времени топливный элемент и электролизная установка работают при значениях мощности меньше номинальной, то их энергетическая эффективность будет выше. Этот факт является важным, т.к. в случае использования электрохимических преобразователей в схемах автономного энергоснабжения на основе СФЭС будет иметь место существенная экономия солнечной энергии (снижение числа панелей), т.к. генерирующие устройства (топливные элементы, АБ, дизельгенераторы) в основном работают при неполной нагрузке, определяемой суточным графиком нагрузки потребителя. Напротив, в случае использования схемы СФЭС- ДГ учет зависимости к.п.д. ДГ от нагрузки будет приводить к существенному повышению числа солнечных панелей, рассчитанных исходя из расхода топлива при номинальной мощности ДГ (паспортные данные). Значения к.п.д. электрохимических преобразователей при частичной нагрузке в первом приближении можно выразить линеаризованной зависимостью: ηтэ η где ηном ТЭ тэ эу тэ тэ ном тэ ηтэ ном (3-7) эу эу ном эу ηном эу (3-8) - значение к.п.д. топливного элемента при номинальной нагрузке - тангенс угла наклона линеризированной зависимости к.п.д. топливного элемента от его нагрузки ηном Эу - значение к.п.д. преобразования в электролизной установке при номинальной нагрузке тэ - тангенс угла наклона линейной зависимости к.п.д. преобразования в электролизной установке от ее нагрузки На рисунке 3.4. показаны основные обозначения, указанные в приведенных формулах. 118 8 1 ηtтэ 0,8 0,6 tggтэ α 0,4 ηном ТЭЭ 0,2 N=Nном 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 N/N Nном Рисуноок 3.4 -Заависимостть к.п.д. электрохи э имическихх преобраазователей от нагруззки. С учетом м зависи имости к.п.д. к элеектрохим мических преобраазователей й от значен ния текущ щей мощн ности (поотребляем мой в элекктролизной устано овке Nэуt или генери ируемой в топливном элем менте Nэууt ) по фоормуле (33-1) можн но рассчи итать годовоой балансс энергии и с водоородным накоплен нием, опрределить необходи имое количеество соллнечных модулей n и мощность электроххимическких устроойств (топли ивного элеемента и электролизера). Д провведения вычислени Для ий с помо ощью проограммы SEH ( So olar Energgy in Hydroggen) испоользовался следующий алго оритм, преедставлен нный на рисунке р 3.5. 119 старт ввод n R Е см N Н Rст да эу Е см эу Е см св Еt св 0 Нет эу энергия, запасенная в водороде тэ тэ сут. Т / η и η тэ t n =n-1 n = n+1 эу сут. эу энергия, производимая в ТЭ эу Е Т Да Нет Нет эу сут. Д Етэ сут. 0 эу сут. Д Д Да Етэ сут. 0 Д расчет опт. 1 Vэумакс, Nтэмакс, Nэумакс, Ктэ, Кэу,Мн2,Бн2 Рисунок 3.5 - Алгоритм вычислений параметров системы энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии. 120 где Солнечное излучение каждый час Вт/м номинальная мощность выбранной солнечной панели, Вт Rст– солнечная радиация при с тандартных условиях (250С, солнечное излучение 1000 Вт/м2) эу сут. энергиязапасеннаявводородезатекущиесутки, кВт ч тэ сут. – суммарная энергия, вырабатываемая топливным элементом за текущие сутки (кВт * ч) опт. – оптимальное количество фотоэлектрических панелей, найденное из годового баланса по водороду. 3.3. Результаты вычислений с помощью программы SEH В итоге вычислений программы SEH определяется необходимое количество солнечных модулей опт. для энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии. Кроме того, программа SEH генерирует 3 графика: - годовой график баланса энергии; - месячный график (для выбранного месяца, например, январь); - суточный график (для выбранных суток года, например, 15 января). Максимальное количество водорода в системе хранения Мн2 (кг) находится по формуле: МH ЭУ Eмакс ρH / A (3-9) где ЕH2макс– максимальная энергия, запасенная в водороде (берется из годового графика энергии запасённой в течение года (кВт*час),(см. рисунок 3.6.). 121 ρн2 - плотность водорода (ρн2 = 0,089 кг/нм3) Еv - удельные затраты электрической энергии в электролизной установке ( кВт час/нм3 ) В программе SEH имеются следующие окошки для задания параметров: N - мощность солнечного модуля (например, N =150 Вт); где ηном ТЭ тэ - значение к.п.д. топливного элемента при номинальной нагрузке - тангенс угла наклона линеризированной зависимости к.п.д. топливного элемента от его нагрузки ηном Эу - значение к.п.д. преобразования в электролизной установке при номинальной нагрузке тэ - тангенс угла наклона линейной зависимости к.п.д. преобразования в электролизной установке от ее нагрузки Nтэном - мощность одного модуля топливного элемента; Vэуном-номинальная производительность одного модуля электролизной установки; Еv - удельные затраты электрической энергии в электролизной установке для производства 1 нм3 водорода. (Для электролизных установок в зависимости от типа Еv = 4,0- 5,5 кВт час/нм3 водорода); Мн2– максимальная масса водорода в системе хранения Рн2 - давление водорода в баллоне (Р н2 = 140 -600 бар) Vн2 - объем в баллона (Vн2 = 40 – 500 литров) В программе имеются окошкидля результатов расчёта nопт - количество солнечных модулей (рассчитывается в результате оптимизации); Ктэ -количество модулей топливных элементов. Рассчитывают по формуле (3-2); Кэу - количество модулей электролизных установок. Рассчитывают по формуле (3-5); 122 Vэумак-максимальная производительность электролизной установки по водороду Vэумакрассчитывают по формуле (3-4); Мн2– максимальная масса водорода в системе хранений, кг, Бн2 - количество баллонов в системе хранения, шт, Бн2 рассчитывается по формуле: БH ЭУ Eмакс / PH VH A (3-10) Таким образом, в результате расчета программа выдает: 1. Количество солнечных модулей n, необходимое для гарантированного автономного энергоснабжения потребителя 2. Количество запасенного водорода и параметры системы хранения (тип и производительность водородного компрессора, количество и параметры баллонов для хранения водорода) 3. Максимальная нагрузка на электролизную установку, производительность, тип и количество подобранных электролизных установок. 4. Номинальная мощность топливных элементов, тип и количество подобранных энергетических модулей топливных элементов. 123 3.4. Примеры вычислений с помощью программы SEH Для проверки работы программы SEH и с ее помощью были проведены расчеты схемы автономного энергоснабжения типового потребителя (2-этажный жилой дом площадью 280 м2) для 3-х выбранных географических точек Африки. Параметры данного потребителя приведены в главе 2. Мощность кВт Суточный график нагрузки данного потребителя приведен на рис. 3.6. 2 1 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Сутки, час Рисунок 3.6 - Суточный график нагрузки потребителя с обеспечением температурного режима на основе вентилятора (1) и кондиционера (2). Рассмотрены два варианта обеспечения температурного использованием вентилятора рис. 3.6-1 и кондиционера рис. 3.6-2. режима: с Как видно при использовании кондиционера почти в 2 раза поднимается значение пиковой мощности Nтэмакс, (увеличение мощности топливного элемента), а также общее энергопотребление. Увеличение ночного энергопотребления существенно увеличивает суточное потребление водорода. Проведем расчеты с использованием программы SЕH по этим СГН для данного потребителя, выбранного в 3-х характерных географических точек Африканского континента (см. глава. 2): 124 на севере - г. Алжир (Алжир) (φ° = 36,75°) в районеэкватора-г. Абиджан (Кот-д’Ивуар) (φ° = 5,39°), на юге -г. Претория (ЮАР) (φ° = -25, 44°). График выработки энергии СФЭС в самый благоприятный день в г. Алжир (1) и суточный график нагрузки (на основе использования вентилятора) типового потребителя (2) приведены на рисунке 3.7. Мощность кВт 8 6 1 4 2 2 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Время , час 16 18 20 22 24 Рисунок 3.7 - График выработки энергии СФЭС в самый благоприятный день в г. Алжир (1) и суточный график нагрузки (на основе использования вентилятора) типового потребителя (2). В неблагоприятный сезон (зимой) приход солнечной энергии будет существенно ниже. Поэтому накопление энергии в виде водорода позволяет компенсировать дефицит потребителя в электроэнергии для зимнего сезона в г. Алжире. График годового баланса энергии, запасаемой в водороде и извлекаемой из водорода для типового потребителя (СГН с терморегуляцией на основе использования вентилятора) в г. Алжир приведен на рисунке 3.8-а. 125 5 800 а)) 600 Энергия , кВт*ч 400 200 0 -200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 10 11 1 12 -400 -600 меесяц года б) в в) Рисун нок 3.8 - График Г годового баланса б эн нергии, заапасаемой в водор роде и извлеекаемой из и водороода для ти ипового по отребителля (СГН н на основее исполльзованияя вентиляятора) в г. Алжир (а), ( г. Аби иджан (б), г. Прето ория (в). 126 Как видно, в период с марта по сентябрь происходит накопление водорода в системе хранения, которая заполняется до предела к началу июля. В период с октября по ноябрь водород из системы хранения поступает в топливный элемент для покрытия дефицита электроэнергии. В январе емкости для хранения водорода опорожняются. Для типового потребителя, расположенного вблизи экватора в г. Абиджансезонная неравномерность по приходу электроэнергии не существенна. Поэтому количество запасаемого водорода снижается (рисунок 3.8-б). Для потребителя, расположенного на юге Африки (г. Претория),в период с марта по сентябрь происходит накопление водорода в системе хранения, которая заполняется до предела в январе и опорожняется к июню. Т.е. мы видим процесс зеркально симметричный относительно потребителя, находящегося на севере Африки в г. Алжире. Если потребитель использует для терморегуляции кондиционер (СГН рисунок 3.6-2), то, как видно из рисунка 3.9., пиковая мощность СФЭС возрастает примерно в 7 раз. Это объясняется не только увеличением мощности топливного элемента, но и высоким энергопотреблением в ночное время суток, когда СФЭС не вырабатывает электроэнергию. При этом, как видно из графика годового баланса энергии (рисунок 3.10), количество запасаемого водорода для типового потребителя в г. Алжире также значительно возрастает. 127 60 Мощность , кВт 50 1 40 30 20 10 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Время , час 16 18 20 22 24 Рисунок 3.9 - График выработки энергии СФЭС в самый благоприятный день в г. Алжир (1) и суточный график нагрузки (на основе использования кондиционера) типового потребителя (2). 4000 Энергия , кВт час 2000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 ‐2000 ‐4000 время , час2 Рисунок 3.10- График годового баланса энергии, запасаемой/извлекаемой из водорода для типового потребителя (СГН на основе использования кондиционера) типового потребителя в г. Алжир. 128 В таблице 3.1. сведены результаты расчета схемы автономного энергоснабжения типового потребителя на основе СФЭС и водородного накопления энергии для 3-х географических точек Африки. Анализ показывает, что количество солнечных модулей повышается с увеличением солнечных пико часов в году для данной географической точки, т.е. с годовым приходом солнечной энергии. Этот показатель выше в г. Претория. Количество запасенного водорода ниже для потребителя, находящегося вблизи экватора, т.к. здесь ниже сезонная неравномерность. Использование кондиционера приводит к возрастанию примерно в 2,5 раза мощности, используемого ТЭ и более в 6 раз производительности электролизной установки. Также значительно от 6 до 8 раз возрастает необходимое количество запасаемого водорода. Таблица 3.1 - Результаты расчета схемы автономного энергоснабжения типового потребителя на основе СФЭС и водородного накопления энергии для 3-х географических точек Африки и 2-х типов СГН. СГН Число солнечных модулей, шт. Ном.мощность ТЭ, кВт (номинальная) производительность ЭУ, нм3Н2/час (номинальная) Количество запасенного водорода в СХ, кг Количество солнечных пико часов в году, час г. Алжир г. Абиджан г. Претория (φ° = +36,75°) (φ° = 5,39°) (φ° = -25, 75°) 1 2 1 2 1 2 50 343 48 332 38 278 3,3 7,5 3,3 7,5 3,3 7,5 1,22 8,2 1,24 7,8 1,26 9,1 6,37 54,8 3 21,2 5,0 34,5 1653 1719 2047 129 Выводы по главе 3 1. Разработаны алгоритм и программа SEH (Solar Energy in Hydrogen) для расчета параметров устройств для энергоснабжения автономного потребителя на основе солнечной электростанции и водородного аккумулирования энергии. Отличительной особенностью данной программы от аналогов является учет зависимости к.п.д. электрохимических преобразователей от текущей нагрузки потребителя, которая в течение суток может меняться в широких пределах, а также, учет использования части накопленного водорода непосредственно для получения потребителем тепловой энергии (в водородной плите для приготовления пищи, либо в каталитическом водородном обогревателе). 2. Разработанная программа позволяет определить оптимальное количество фотоэлектрических панелей солнечной электростанции, а также параметры электрохимических преобразователей и системы хранения водорода. 130 ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ СХЕМЫ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЯ В КОТ-Д’ИВУАР 4.1. Постановка задачи и выбор потребителя. Исследования, проведенные в рамках Программы Организации Объединенных Наций по окружающей среде показали, что почти 2 миллиарда людей во всем мире не имеют доступа к электроэнергии. Большинство из них живет в слаборазвитых сельских районах [129,130]. В целях реализации устойчивого развития таких стран их устойчивое энергоснабжение называется в качестве ключевой задачи [131,132].Сегодня развивающиеся страны, такиекакИндонезия, Мексика, Саудовская Аравия, Китайи Индия показывают примертого, как электрификация отдаленных и сельских районов может быть достигнута за счет использования ВИЭ игибридных энергосистем [133,134]. Запас энергии солнца неисчерпаем и может быть рассмотрен как гарантированный источник энергии для стран с ежедневной средней нормой уровня солнечной радиации в диапазоне 3-6 кВт ч/м2 [135]. Многие отдаленные и сельские районы в Кот-д’Ивуар не имеют доступа к электроэнергии из-за отсутствия этих районах сетевых линий электропередач. Поэтому использование СФЭС имеет важное значение для энергоснабжения этих районов. В данной использования главе рассмотрены электрической энергии, условия наиболее вырабатываемой эффективного СФЭС для энергоснабжения потребителя, расположенного в Кот-д’Ивуар, т.е. вблизи от экватора. Как показано в главах 2 и 3, для потребителя, расположенного на экваторе фактор сезонной неравномерности поступления солнечного излучения не столь существенен. Световой день здесь составляет примерно 12 часов и его 131 продолжительность мало зависит от сезона. В этом случае очевидно, что наиболее эффективной будет схема для потребителя, суточный график нагрузки у которого максимально совпадает графиком притока солнечного излучения. Поэтому в качестве автономного потребителя предлагается рассмотреть школу. Суточный график нагрузки данного потребителя представлен на рис. 4.1. Рассматриваемый объект (типовая школа) имеет следующие характеристики: - Двухэтажное здание (коллеж) с 8 аудитории с площадей 64,6 м2 каждые и два туалета с площадью 12,8м2 каждый. - Двухэтажное здание (лицей), с 6 аудиториями с площадей 64,6 м2 каждые и два туалета с площадью 12,8м2 каждый. - Административное здание (4 офиса с площадью 12, м2 каждый, преподавательский зал площадью 64м2, столовая с площадью 40,8м2, 2 туалета с площадью 12,8м2 каждый.) Суммарная площадь крыши составляет 1300 м2. 14 Мощность кВт 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Продолжительность суток, час Рисунок. 4.1 - Суточныйграфик нагрузки данного потребителя (школа в г.Абиджан , Кот-д’Ивуар). 132 4.2 Выбор схем энергоснабжения и оборудования Рассмотрим такие же cхемы энергоснабжения данного объекта, как и в главе как в глава 2. Схема1(СФЭС-АБ): СФЭС обеспечивает энергоснабжение потребителя в дневное время, а весь избыток энергии накапливается в АБ. Схема 2(СФЭС-ВН): СФЭС обеспечивает энергоснабжение потребителя в дневное время, а избыток энергии накапливается в водороде, затем в нужном время направляется в топливный элемент для производства электроэнергии. Схема3(СФЭС-ДГ): СФЭС напрямую обеспечивает энергоснабжение потребителя в дневное время, а весь дефицит энергии обеспечивается включением дизель-генератора. Схема4(ДГ): Дизель генератор обеспечивает полное потребителя. Список оборудования приведен в таблице 4.1 [136,137]. энергоснабжение 133 Таблица 4.1 - Оборудование для реализации схем. Оборудование к.п.д 14-16% Вес 19 кг; S=1.28 м2, Солнечной панель PSM4 150W Батарея Гелиевыесвинцово-кислотныеаккумуляторы SOLAR 12 - 250 Bosfa Industrial Battery Co. (Китай) Напряжение 12В, Емкость 250 А Ч Размеры: 520 х 268 х 220 х 249 мм Вес 74 кг Электролизер HYSTATTM60 , c мощностью (4,9 кВт/нм3), Напряжение/ток (3x400 вольт*А) , Габаритный 3,22 мx1,81м x2,13 м) , производительность (24-60 нм3/час) Топливный элемент HyPM® XR 12 ,c мощностью (12,5 кВт ), Напряжение (30-60 вольт) , Ток (350 А) , габариты (813ммx446ммx301мм) , масса (80 кг) , КПД номинальный ( 53%) Баллон Рн2 - давление водорода в баллоне (Рн2 = 150 бар) , Vн2 -объем в баллона (Vн2 = 50 литров = 0,5 нм3) Инвертор Дизель-генератор (12/24 V, 5A) АД 12-Т400 мощность12 кВт 50 Гц /1500 об/мин расход топлива (ном) - 264 г/кВт*ч; габариты 1650X840X1030 мм вес 628 кг Стоимость в шумозащитном корпусе, автоматика, автозапукт (800-1000 $/кВт) Схема 1: На рисунке 4.2 показаны суточный график нагрузки потребителя (школа в г. Абиджан, Кот-д’Ивуар) (1) и графики генерации энергии, производимой СФЭС с период минимального (2) и максимального солнечного излучения (3). 134 4 К Количест тво солнеечных моодулей СФЭС С ( 140 1 солнеечных мо одулей) было б найден но с исп пользован нием метоодики раасчета, оп писанной для дан нной схем мы в разделле 2.7. Рисунок 4.2- Сууточный график нагрузки потребите п еля (школла в г. Аби иджан) (11) и графики генераации энерргии, прооизводимо ой СФЭС С в день минимал льного (44) и максимальногоо (5) соллнечногоо излучен ния, сред днемесяччного ми инимальноого дневноого (2), среднем месячногоо максимальногоо дневноого (3) солнечноого излучеения. Н Необходи имая емккость акккумулято орных батарей САБ для восполн нения дефиц цита энерггии в несоолнечныее периоды ы рассчитаается по ф формуле [138]: САББ = ( Едеф (t) × Д ) / (η ( инв × ηАБ А × z) (4-1) чение котторых акккумулятоорные баттарея доллжны где Д – количество дней, в теч обеспеечить нагррузку; 135 АБ Кпд аккумуляторных батарей; Глубина разряда аккумуляторных батарей; В результате проведенных расчетов определены параметры схемы и используемое оборудование (Таблица 4.2.). Зависимость количества жизненных циклов от глубины разряда выбранных АБ представлена на рисунке 4.3 [99]. Количество жизненных циклов 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Глубина разряда АБ Рисунок 4.3 - Количество жизненных циклов аккумуляторной батареиSOLAR 12 - 250 Bosfaот глубины разряда в циклическом режиме [99]. Таблица 4.2 - Результаты расчета по схеме 1. Оборудование Солнечный модульPSM4 150Вт Инвертор (12/24 V, 5A) АБ (с глубиной разряда 0,3) АБ (с глубиной разряда 0,5) АБ (с глубиной разряда 0,7) Количество 140 1 148 92 64 136 Схема 2: С помощью разработанной программы SEH было найдено оптимальное количество солнечных панелей для данной схемы и определены параметры схемы энергоснабжения школы. Методика расчета описана в главе 3. Как видно из рисунка 4.4. для данной схемы нужно больше солнечных модулей, т.к. суммарный к.п.д. накопления энергии в водороде с помощью электрохимических преобразователей ниже, чем при накоплении энергии в АБ. 40 Мощность кВт 35 30 2 25 NЭУМакс 20 15 1 10 Nтэном 5 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 сутки, час 1 - суточный график нагрузки потребителя; 2- график генерации электроэнергии солнечной электростанцией в самый благоприятный день по приходу солнечной энергии; Рисунок 4.4 - Определение максимальной мощности, потребляемой электролизной установкой Nэумакс иноминальной мощности топливного т элемента N макс. Годовой график накопления/потребления энергии, находящейся в системе хранения водородаопределен с помощью программы SEH для данного потребителя и представлен на рис. 4.5. Как видно в период с конца января до 137 середины мая и с середины сентября до конца ноября водород накапливается в системе хранения водорода, а в период с середины июня по середину сентября расходуется. Здесь мы видим два периода накопления, а не один, как это наблюдалось для потребителей с высокой сезонной неравномерностью (например, в г. Претория и г. Алжир). Этот фактор является положительным, т.к. примерно в двое снижается,и масса системы хранения водорода. 1000 800 Энергия , кВт*ч 600 400 200 0 ‐200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 ‐400 ‐600 ‐800 ‐1000 Месяц Рисунок 4.5 - Годовой график накопления/потребления энергии находящейся в системе хранения водорода. Результаты расчета по схеме 2 приведены в таблице 4.3. 138 Таблица4.3 - Характеристики оборудования по схеме 2. Оборудование Количество количество солнечных модулей N=150 Вт, шт. 216 Количество модулей топливных элементов 1 Мощность модуля ТЭ, кВт 12,5 Максимальная производительность электролизной установки по водороду VH2 (нм3/ час) 4,55 Максимальная масса водорода в системе хранений, кг 56 Схема3: Исходя из количества энергии, необходимой для восполнения дефицита в не солнечный период, рассчитан почасовой расход топлива дизельного генератора для покрытия дефицита электроэнергии потребителя. Расход топлива с зависимости от текущей мощности дизельного генератора описывали линейной зависимостью в соответствии с формулой (4-2) [139-141]. V дг t В Nном.дг A N ,дг t (4-2) где Vдг-расходтопливадизель-генератора (л/час); Nном,дг - номинальное значение мощности дизель-генератора, кВт; Nt,дг -текущее значение мощности дизель-генератора, кВт; B = 0,246 л/кВт*ч и А= 0.08145л/кВт*ч; Количество топлива необходимое для работы дизель-генератора в течение года рассчитается по формуле: дг Т год ∑ V дг t (4-3) Результаты расчетасхемы 3 приведены в таблице 4.4. 139 Таблица4.4 - Характеристики оборудования по схеме 3. Оборудование Количество Солнечный модуль PSM4 150Вт, шт. 140 Инвертор 1 Дизель-генератор мощностью 12 кВт 1 Годовая потребность в топливе, л 10380 Схема 4: Результаты расчета схемы 4 приведены в таблице 4.5. Таблица 4.5 -Результаты расчета схемы 4. Оборудование количество Мощность дизель-генератора, кВт 12,5 Количество дизель-генераторов, ед 1 Годовая потребность в топливе, л 19580 4.3 Результаты технико-экономического расчета Важное значение в реализации схем энергоснабжения имеет экономическая составляющая. Схемы энергоснабжения на основе использования ВИЭ предполагают использование достаточно дорогого оборудования (солнечных модулей, электрохимических традиционной привозного схемы топлива, преобразователей). энергоснабжения, что повышает они не стоимость Однако, требуют в отличие от использования произведенной энергии. Существует довольно много методов экономического анализа, позволяющих сравнить различные схемы. Для сравнения экономической эффективности схем энергоснабжения на основе ВИЭ и традиционной схемы с использованием дизель-генератора был 140 использован анализ приведенной стоимости электроэнергии, генерируемой с помощью различных схем. Для расчета стоимости генерируемой электрической энергии использовалась модель и методика расчета приведенной стоимости энергии в течение всего срока службы систем LCOE (англ.–Levelized Cost of Energy) [142144]. Весь срок службы систем принимается за 20 лет и соответствует времени жизни наиболее дорого компонента схемы- солнечного модуля. Значение приведенной стоимости энергии – это минимальная цена, за которую энергия, генерируемая за весь расчетный период (срок службы систем), должна быть продана для достижения точки безубыточности. Другими словами это цена энергии, при которой чистый дисконтированный доход будет равен нулю. Приведенная стоимость энергии рассчитывается как: К t Ot Т t 1 r t 1 n Эt t t 1 1 r n LCOE t (4-4) где Кt Оt Тt Эt r n - капитальные затраты в год, руб.; - расходы на техническое обслуживание в год, руб.; - затраты на топливо в год, руб.; - электрическая энергия, полученная за год, кВт; - ставка дисконтирования, %; - срок эксплуатации схемы энергоснабжения, лет Для расчета стоимости энергии во внимание принимались внутренние и внешние факторы. Среди внутренних факторов в расчете использовались капитальные затраты, расходы, которые возникают в ходе эксплуатации схемы энергоснабжения, расходы на топливо. Значение, выбранное для ставки дисконтирования необходимо тщательно оценивать, так как ее значение является индикатором привлекательности по инвестированию в проекты по энергоснабжению [145]. Международное 141 энергетическое агентство предполагает консервативные скидки от 10% до 12% для фотоэлектрических систем. Исходя из этого более низкие ставки дисконтирования (около 5%) были зарегистрированы для фотоэлектрических модулей [146-148]. Следует учитывать деградацию солнечных панелей в течение всего срока их эксплуатации, и как следствие уменьшение производства электроэнергии. Для фотоэлектрических систем уменьшение годового производства составляет 0,6%. [142;149]. Для систем, использующих покупное топливо также учитывается рост его стоимости за счет инфляции (принята 1% в год). Хотя рост стоимости топлива в течение 20 лет расчетной эксплуатации комплекса по схемам 3 и 4 будет наверняка еще выше. Для выполнения технико-экономического расчета необходимо выбрать параметры для расчета, такие как: расчетный срок службы проекта энергоснабжения и его компонентов, стоимость используемого и суммарные капитальные вложения, расходы на техническое обслуживание, стоимость топлива и др. ,используемые в расчете параметры, которые приведены в таблице 4.6. Таблица 4.6 - Данные для выполнения технико-экономического расчета. Ставка дисконтирования Срок эксплуатации фотоэлектрических модуля, лет Срок эксплуатации АБ (зависит от 5% 20 лет См. таблицу 4.2 глубиныразрядаАБ ), лет Срок эксплуатации инвертора, лет 10 лет Срок эксплуатации дизельного генератора, часы 24000 Срок эксплуатации топливного элемента, часы 20000 Срок эксплуатации электролизера, лет 20 Срок эксплуатации системы хранения водорода, лет 20 142 Нужно отметить, что цены большинство из этих компонентов (фотоэлектрических модулей, аккумуляторные батареи, регулятора заряда и двунаправленного инвертора) это средние розничные цены, взятые из Solarbuzz [150].Для их получения был использован обзор300 источников цен розничной торговли в США и Европе. Данные цены были обновлены в марте 2012 года. Другие цены, касающиеся дизель-генератора взятыв [151]. Таблица4.6 - Стоимость оборудования. Фотоэлектрические модули 2230$/кВт Аккумуляторные батареи 213 $/кВт*ч Инвертор 711$/кВт Дизельный генератор 800$/кВт Топливный элемент 5000$/кВт Электролизер 5000$/кВт Таблица 4.6- Затраты на техническое обслуживание и капитальный ремонт. Обслуживаниефотоэлектрических модуля (% от стоимости оборудования) 0,5 Стоимость топлива, $/л 1,37 Капитальный ремонт дизельного генератора (от стоимости оборудования) 0,2 Капитальный ремонт топливного элемента (% от стоимости оборудования) 2,5 Капитальный ремонт электролизера (% от стоимости оборудования) Результаты технико-экономического 2 расчетаприведенной электроэнергии для схемы 1 приведен в таблице 4.7. стоимости 143 Таблица 4.7 - Результаты расчета для схемы 1. Глубина разряда АБ 0,1 0,2 0,25 0,3 0,5 0,7 Количество АБ 444 224 180 148 92 64 Количество замен АБ за 20 лет 2 4 5 6 10 15 Количество солнечных модулей N=150 Вт, шт. 140 140 140 140 140 140 Стоимость энергии ($/кВт*ч) 1,001 0,973 0,98 1,001 1,067 1,124 Расчет приведенной стоимости электроэнергии позволяет выбрать оптимальное значение глубины разряда АБ при суточном цикле заряда-разряда. Увеличение глубины разряда АБ приводит к снижению их количества, однако при этом снижается количество жизненных циклов АБ (для АБ Solar12-250,рисунок 4.2.). Напротив, снижение глубины разряда АБ продлевает срок ее службы, однако при этом неоправданно возрастает их количество для покрытия необходимого дефицита энергии. Суть оптимизации - это нахождение оптимального значения глубины разряда АБ, обеспечивающего минимальную стоимость вырабатываемой электроэнергии в схеме 1. Как видно из рисунка 4.5. при использовании АБ Solar12-250 это значение достигается при выбранной глубине разряда Z=0,2. При этом необходимое количество АБ в схеме составляет 224 шт. Если мы хотим уменьшить количество АБ, их придется чаще менять, а стоимость приведенной энергии будет при этом выше. Расчеты приведенной стоимости электроэнергии, вырабатываемой за 20 лет с использованием рассмотренных схем энергоснабжения, выполненные по формуле (4-4), приведены в таблице 4.8. 144 Стоимость $/ кВт*ч 1,2 1,1 1,0 0,9 0 0,2 0,4 0,6 Глубина разряда АБ 0,8 1 Рисунок 4.5 - Оптимизация глубины разряда АБ по схеме 1. Таблица 4.8 - Стоимость электроэнергии за 20 лет по схемам 1-4. Схема 1 Схема 2 Схема 3 СФЭС+АБ СФЭС+ВН СФЭС+ДГ Стоимость электроэнергии 0,973 Схема4 ДГ 1,053 0,744 0,727 100 100 85 40 0 0 15 60 Количество СМ 140 216 140 140 Площадь солнечных 252 389 252 252 ($/кВт*ч) в расчете на 20 лет Стоимость оборудования, % Стоимость топлива, % модулей,м2 145 Как видно, наименьшую стоимость имеет схема №4 с использованием в качестве источника электроэнергии дизель-генератор, также схема №3 с использованием СФЭС и дизель-генератора. Система СФЭС+ДГ достаточно хорошо отработана и имеет высокую надежность для производства электроэнергии, если сравнивать ее со схемами, накопители энергии (схемы 1 и 2). Это связано стем, что работа дизель-генераторанемало зависит от атмосферных условий. Этот факт обеспечивает данной схеме энергоснабжения большую гибкость, производство эффективность электроэнергии и относительно переменного тока низкие расходы [152,153]. на Схема энергоснабжения 3 (СФЭС+ДГ), по сравнению с дизель-генератором (схема 4),обеспечивают снижение эксплуатационных затрат (прежде всего на топливо) и меньше загрязняют воздух. Однако, использование дизель-генератора для энергоснабжения социально значимых объектов является нежелательным, т.к. сопровождаются выбросом токсичных газов и шумовым воздействием. Хотя ДГ в схеме 3 меньше выбрасывает токсичных газов, период его работы (вечернее время, ночь, раннее утро) требует минимального шумового воздействия на потребителя. Уровень шума дизезель генератора с системой шумоподавления составлет 65 дБ, а требуемый уровень для занятий к школе составляет до 45 дБ. В связи с этим, схемы энергоснабжения №2 и №3 с использованием водородного накопления по этим параметрам более совершенны, т.к. в эти периоды генерацию электрической энергии обеспечивают бесшумные и не выделяющие токсичных газов электрохимические устройства (АБ и топливные элементы). Как видно из таблицы 4.8. , схема с накоплением энергии в АБ (схема 1) для выбранного потребителя, несмотря на большее количество используемых АБ оказалась более экономичной, чем при водородном аккумулировании энергии. Однако, аккумуляторные батареи используются в очень большем количестве (224 АБ) и требуют периодической взамены из-за саморазряда и деградации характеристик. Большое количество батарей требует дополнительных помещений и обслуживания. Необходимо также отметить, что стоимость наиболее дешевых 146 кислотных АБ фактически достигла предела. В качестве альтернативы в перспективе можно рассматривать литий-ионные АБ, которые имеют меньший саморазряд и лучше циклируются. Однако их стоимость сегодня в 10-14 раз выше, чем у кислотных свинцовых аккумуляторов. Таким образом, хотя схемы энергоснабжения на основе СФЭС и электрохимическим накоплением энергии вырабатывают более дорогую электрическую энергию (выше на 30-40 % при расчёте на 20 лет эксплуатации), их использование для энергоснабжения социально значимых объектов в Котд’Ивуаруже сегодня является оправданным. Это объясняется не только экологичностью данных технологий и отсутствием шумового воздействия на потребителя, но важностью демонстрации технологий с использованием энергии солнца для обучающейся молодежи. Следует обратить внимание на схему №2, основанную на водородном аккумулировании энергии и использовании электрохимических преобразователей (электролизера и топливного элемента). В расчете приведенной стоимости энергии стоимость электролизера и топливного элемента бралась из расчета 5000 $/кВт. Однако, как было показано в главе 1, стоимость этих устройств имеет сначительную тенденцию к снижению. Поэтому и стоимость энергии вырабатываемой энергии в схемах водородного накопления энергии будет снижаться. В таблице 4.9. приведены такие расчеты. Таблица 4.9 - Значение приведенной стоимости энергии по схеме №2. Стоимость ТЭ и ЭУ, $/кВт 5000 4000 3000 2000 Значение приведенной стоимости 1,053 0,834 0,716 0,594 энергии, $/кВт час 147 Как видно из таблицы 4.9., при снижении рыночной стоимости топливных элементов и электролизной установки до 3000 $/кВт значение приведенной стоимости энергии за 20 лет выработки сравняется с аналогичными значениями для схем 3 и 4, использующими дизель-генератор и привозное дизельное топливо. Выводы по Главе 4 1. Для условий Кот-д’Ивуар проведены расчеты 4-х схем энергоснабжения для потребителя, у которого суточный график нагрузки максимально совпадает с суточным графиком прихода солнечного излучения (например, школы, детские сады). 2. Расчет приведенной стоимости электроэнергии на срок эксплуатации схемы автономного энергоснабжения (20 лет) для типовой школы в Кот-д’Ивуар показал, что сегодня схемы, использующие дизель-генератор на 30-40 % экономически более эффективны. 3. Однако, схема на основе использования солнечной фотоэлектрической станции и водородного накопления энергии имеет потребительские преимущества (экологичность и минимальное шумовое воздействие). Показано, что ближайшем будущее для таких потребителей она будет уже в экономически конкурентоспособна по сравнению с традиционными схемами автономного энергоснабжения для ряда потребителей. 4. Расчетная площадь солнечных модулей, необходимых для энергоснабжения данного объекта, позволяет их разместить на непосредственно крыше школы под углом, обеспечивающим максимальную эффективность поглащения солнечного излучения. 148 ЗАКЛЮЧЕННИЕ ПО ДИССЕРТАЦИИ 1. Исследовано энергоснабжения влияние типового географического потребителя на фактора основе на выбор схемы электрохимических накопителей и показано, что накопление избытка энергии в аккумуляторных батареях целесообразно для потребителей, расположенных вблизи экватора (экономия более 20%), а для регионов Северной и Южной Африки более предпочтительной является схема водородного аккумулирования энергии. 2. Учет в расчетах эффективности схем энергоснабжения зависимости к.п.д. энергоустановки (топливного элемента, АБ, дизель-генератора) от нагрузки показывает, что эффективность схем с использованием электрохимических преобразователей возрастает на 30-40 % по сравнению со схемами на основе дизель-генератора. 3. Разработаны алгоритмы и программы для расчета параметров устройств схем энергоснабжения автономного потребителя на основе СФЭС и водородного аккумулирования энергии, учитывающие отбор водорода на получение тепловой энергии (газовая плита, каталитический обогреватель), а также зависимость к.п.д. энергоустановки от текущей нагрузки. 4. Показано, использование отбора водорода для покрытия тепловой нагрузки потребителя повысить (водородная эффективность плита, схем каталитические автономного обогреватели) энергоснабжения позволяет на основе водородного аккумулирования энергии. 5. Для условий Кот ’Ивуар проведены расчеты 4-х схем энергоснабжения для потребителя, у которого суточный график нагрузки максимально совпадает с суточным графиком прихода солнечного излучения (например, школы, детские сады). 6. Расчет приведенной стоимости электроэнергии на срок эксплуатации схемы автономного энергоснабжения (20 лет) для типовой школы в Кот-д’Ивуар показал, что сегодня схемы, использующие дизель-генератор на 30-40 % 149 экономически более эффективны схем использующих электрохимические накопители энергии. 7. Для данного потребителя найдены оптимальные глубины разряда аккумуляторных батарей с схемах автономного энергоснабжения на основе СФЭУ, позволяющие снизить капитальные затраты на АБ. Однако, достижение минимальной приведенной стоимости энергии предполагает использование большого числа аккумуляторных батарей. 8. Схема на основе использования солнечной фотоэлектрической станции и водородного накопления энергии имеет потребительские преимущества (экологичность,минимальное шумовое воздействие). Показано, что ближайшее будущее для таких потребителей она будет уже в экономически конкурентоспособна по сравнению с традиционными схемами автономного энергоснабжения для ряда потребителей. 9. Расчетная площадь солнечных модулей, необходимых для энергоснабжения данного объекта обеспечивающим позволяет их максимальную разместить на крыше эффективность школы поглащения поуглом, солнечного излучения. 10. Солнечные фотоэлектрические станции обеспечивают гарантированное поступление энергии непосредственно в месте ее потребления, при этом отсутствует плата за топливо и его доставку, стоимость которого с каждым годом будет только увеличиваться. Такой подход к энергоснабжению позволяет исключить выброс токсичных и парниковых газов, т.е. решает экологические проблемы потребителя. электрохимических стоимость с Технология преобразователей каждым годом производства развивается снижается, поэтому солнечных высокими ставка темпами, на и их солнечные электростанции с электрохимическим накоплением энергииимеет хорошие перспективы 150 CПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ АБ – аккумуляторная батарея ВАХ – вольтамперная характеристика ВИЭ – возобновляемые источники энергии ВГ – ветрогенератор ВН – водородный накопитель ГА –гидроаккумулятор ГАЭС – гидроаккумулирующая электростанция ГПУ–газопоршневаяустановка ГТУ – газотурбинная установка ГТ – гидротурбина ГЭС – гидроэлектростанция ДВС – двигатель внутреннего сгорания ДГ – дизель-генератор МТУ – микротурбинныйустановки ЛИА – литий-ионный аккумулятор НКА – никель-кадмиевый аккумулятор РКТЭ -топливные элементы с расплавленным карбонатным электролитом СГН – суточный график нагрузки СМ – солнечный модуль СМА – супер маховик СК – солнечный коллектор СПИН – индуктивные сверхпроводящие накопители СФЭС– солнечная фотоэлектрическая станция СКО – суперконденсатор СХ - система хранения СЭ – солнечная энергия ТПЭ–твердый полимерный электролит ПРБ–проточнаяредокс-батарея 151 ПСК – поверхностно скелетный катализатор ТЭ – топливный элемент ТЭТПЭ – топливные элементы с твердым полимерным электролитом ТОТЭ –твердооксидные топливные элементы ТСЭ – термодинамические солнечные электростанции ФКТЭ –фосфорнокислые топливные элементы ЩТЭ –топливный элемент с щелочным раствором электролита ЭГ – электрогенератор ЭДС – электродвижущая сила реакции ЭК – энергетический комплекс ЭСК –электрохимических суперконденсатор ЭХГ – электрохимический генератор ЭЭУ – электрохимическая энергоустановка на топливных элементах ЭУ – электролизная установка 152 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Официальныйсайткомпании «InternationalEnergyAgency». [Электронный ресурс].- Режим доступа http://www.worldenergyoutlook.org. - 2010. 2. Renewables 2013. Global status report. Renewable Energy Policy Network for the 21st Centure. [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://www.ren21.net. 2013. 3. «BP Statistical Review of World Energy, June 2012». [Электронный ресурс].Режим доступа http://www.bp.com/assets/bp_internet/globalbp. - 07.2012. 4. Фортов В.Е., Поппель О.С. Возобновляемые источники энергии для энергоснабжения потребителей в России. Энергетический вестник №1. - 2010. 5. Виссарионов В. И. и др. Солнечная энергетика: учебное пособие для вузов по направлению "Электроэнергетика" - 2-е изд., Москва: Издательский дом МЭИ, 2011. - 276 стр. 6. Виссарионов В.И., Дерюгин В.И, Крувенкова С.В. «Теоретические основы энергетики возобновляемых источников». Москва: Издательский дом МЭИ. 2008. 7. Официальныйсайткомпании «InternationalEnergyAgency». [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://www.iea.org. - 2010. 8. Douglas J. Arent, Alison Wise, Rachel Gelman. The status and prospects of renewable energy for combating global warming // Energy Economics, Volume 33, Issue 4, July 2011, Pages 584-593. 9. Фортов В.Е., Поппель О.С. Возобновляемые источники энергии в мире и в России. Материалы 1-го Международного форума «Возобновляемая энергетика». Пути повышения энергетической эффективности. 22-23 октября 2013г. Москва, стр. 12-22. и экономической 153 10. Фортов В.Е., Поппель О.С. Энергетика в современном мире. – Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2011. – 168 стр. 11. ГероРютер, Михаил Бушуев.Информационный сайт Германии «DeutsheWelle» (Раздел: «Экономика», рубрика: «Энергетика», тема: «Солнечная энергетика: кризис в Европе и надежда на новые рынки». [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://www.dw.de/p/18t5S -2013. 12. Информационный [Электронный сайт ресурс]. «Российско-Алжирское - Режим доступа сотрудничество» http://www.russia- algeria.ru/publ/ehnergetika. 13. Информационный сайт «Министерство нефти и энергетики Республики Котд'Ивуар». [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://energie.gouv.ci/index.php/component/content/article/330.html?lang=/. 14. Виссарионов В.И. «Солнечная энергетика» учебное пособие для вузов - Издательский дом МЭИ. - 2008. повтор 15. ГОСТ_Р_51594_2000. Солнечная энергетика. 16. Информационный сайт «Солнечные элементы». [Электронный ресурс]. Режим доступа http://solarwind.net.ua/bars.html. 17. Официальный сайт компании «МикроАРТ».[Электронный ресурс]. - Режим доступа http://www.invertor.ru/solbat.html. 18. Поппель О.С., Тарасенко А.Б. Современные виды электрохимических накопителей и их применение в автономной и централизовнной энергетике, Теплоэнергетика. Энергоэксперт, №3, 2011. стр.26-35. 19. Nigim K., Reiser H. Energy Storage for Renewable Energy Combined Heat, Power and Hydrogen Fuel (CHPH2) Infrastructure // Proceedings of the Electrical Power and Energy Conference. – IEEE, 2009. 154 20. Официальный сайт компании НИИКЭУ. [Электронный ресурс]. - Режим доступа:http://www.supercap.ru/superkondensatori.html 21. Smith S. C., Sen P. K., Kroposki B. Advancement of Energy Storage Devices and Applications in Electrical Power System // Proceedings of the IEEE, 2008. 22. Lund P. D., Paatero J. V. Energy Storage Options for Improving Wind Power Quality // Nordic Wind Power Conference. – Espoo, 2006. 23. Коровин Н. В. «Химические источники тока» справочник /под редакцией Коровина Н.В., Скундина А.М. - Москва: Издательский дом МЭИ, 2003 г. – 740 стр. 24. Хрусталев Д.А. «Аккумуляторы», Москва, ООО «Изумруд», 2003 г. - 224 стр. 25. Ribeiro P. F., Johnson B. K., Crow M. L., Arsoy A., Liu Y. Energy Storage Systems for Advanced Power Applications // Proceedings of the IEEE, 2001. – Vol. 89. – No. 12. – P. 1744–1756. 26. Официальный сайт компании «DeltaBatter». [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://www.delta-batt.com/catalog/gel/. 27. J.I. San Martín, I. Zamora, J.J. San Martín V. Aperribay, P. Eguía. Energy Storage Technologies for Electric Applications.International Conference Renewable Energies and Power Quality. (ICREPQ’11) Las Palmas de Gran Canaria (Spain), 13th to 15th April, 2011, P. 1-7. 28. K.C. Divya, J. Østergaard, “Battery energy storage technology for power systems An overview”, Electric Power Systems Research, Vol.79, p.511-520, 2009. 29. Информационный сайт «Википедия». [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://en.wikipedia.org/wiki/Vanadium_redox_battery. 30. Вольфкович Ю.М., Сердюк Т.М. Электрохимическая энергетика, 2001, Т.1 №4., стр. 14–28. 155 31. В. Шурыгина. Суперконденсаторы. ЭЛЕКТРОНИКА: Наука, Технология, Бизнес 3/2003, стр. 20-24. 32. Официальный сайт компании «Элтон». [Электронный ресурс]. - Режим доступа http://www.elton-cap.ru. 33. Патент US 6,628,504 (2003).Yu.M.Volfkovich, P. Shmatko. 34. Кулешов Н.В., Григорьев С.А., Фатеев В.Н. Электрохимические технологии в водородной энергетике. Москва: Издательский дом МЭИ, 2007 г.115 стр. 35. Легасов В.А. Вопросы атомной науки и техники Сер. Атомно-водородная энергетика, 1979, вып. 1 (5), стр. 43-51. 36. Андреев В.М., Забродский А.Г., Когновицкий С.О. Интегрированная энергоустановка с накопителем энергии на основе водородного цикла. Международный журнал «Альтернативная энергетика и экология» АЭЭ (2008) №2 (46), стр. 99-105. 37. Официальный сайт компании «Heliocentris». [Электронный ресурс]. - Режим доступа www.heliocentris.com. 38. НефедкинС.И.Физико-химические методы исследований в технологиях водородной энергетики - Москва: Издательский дом МЭИ, 2008 г.- 207 стр. 39. Пшеничников А.Г., Казаринов В.Е., Наумов И.П. Проблемы катализа в процессах электролиза воды. /Электрохимия, т.27, №12, стр.1555-1578. 40. Официальный сайт компании «ProtonOnsite». [Электронный ресурс]. - Режим доступаwww.protononsite.com. 41. Faias S., Santos P., Sousa J., Castro R. An Overview on Short and Long-Term Response Energy Storage Devices for Power Systems Applications // Proceedings of the International Conference оn Renewable Energies and Power Quality (ICREPQ'08),2008.-рр.1-13. 156 42. H.Y. Jung; A.R. Kim, J.H. Kim, M. Park, J.K. Yu, S.H. Kim, K.Sim, H.J. Kim, K.C. Seong, T. Asao, J. Tamura, “A Study on theOperating Characteristics of SMES for the Dispersed Power Generation System”, IEEE Transactions on Applied Superconductivity, Vol.19, pp.2028-2031, 2009. 43. Штерн В.И. Эксплуатация дизельных электростанций. Издательский дом. «Энергия» 1980 г., стр. 120. 44. Кашкаров А. - Современные био-, бензо-, и дизель-генераторы. ДМК-Пресс, 2011 г., стр.136. 45. Кузнецов А. В., Ачкасов К. А.Устройство эксплуатация и ремонт дизельных станций. «Высшая школа», Москва, 1974 г., стр. 368. 46. Цанев С.В. Буров В.Д. Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций - Москва г., Издательский дом МЭИ, 2002.- стр.584. 47. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. Москва г.: Энергоатомиздат, 1985г., стр. 298. 48. Larminie J., Dicks A. “Fuel Cell Systems Explained”.Chichester: John Wiley & Sons Ltd., 2003. p. 406. 49. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические энергоустановки. Москва г. Издательский дом МЭИ, 2005 г.- стр. 280. 50. Стихин А.С. Энергоустановки на щелочных топливных элементах.//Труды 3 Международного Симпозиума по водородной энергетике. Москва. МЭИ. 1–2 декабря 2009 г. Издательский дом МЭИ, стр. 63-71. 51. Официальный сайт компании HydrogenicsLtd. [Электронный ресурс].- Режим доступа http://www.hydrogenics.com - 2009. 52. Официальный сайт компании BallardLtd. [Электронный ресурс].- Режим доступа http://www.ballard.com - 2011. 157 53. Platinum Availability and Economics for PEMFC Commercialization.//Report to U.S. Department of Energy DE–FC04–01AL67601. Tiax LLC. December 2003. 54. Официальный сайт компании UTC - PowerLtd. [Электронный ресурс].- Режим доступа http://www.utcpower.com - 2012. 55. 10th Annual Solid State Energy Conversion Alliance (SECA) Workshop, Pittsburgh, PA July 14-16, 2009 Publications, Conference Proceedings. 56. К. Йошизава, Р. Шимои, К. Икезое, Т. Аояма, Т. Араи, А. Иияма. Создание автомобиля на топливных элементах в концерне «Ниссан», ж. «Альтернативная энергетика и экология» № 9 (89) 2010, стр.41-88. 57. US6651623: Method and system for measuring air/fuel ratio in a hydrogen fueled internal combustion engine. 58. US6628006: System and method for recovering potential energy of a hydrogen gas fuel supply for use in a vehicle. 59. US6606982: Crankcase ventilation system for an ICE hydrogen fueled engine. 60. US6582841: Fuel cell system and method of controlling the same. 61. US6563288: Control device for fuel cell powered vehicle. 62. US6635374: Water supply system for a fuel cell vehicle. 63. US6472091: Fuel cell system and method for supplying electric power in a motor vehicle. 64. US6576217: Methanol reforming catalyst, method of manufacturing methanol reforming catalyst and method of reforming methanol. 65. US6562505: Sealing structure of cell tube Mitsubishi Heavy. 66. US6548034: Process for reducing concentration of carbon monoxide in hydrogencontaining gas Mitsubishi Gas Chemical Company. 67. US6534211: Fuel cell having an air electrode with decreased shrinkage and increased conductivity SOFC - Mitsubishi Heavy Industries. 68. US6500579: Fuel cell structure PEM. 69. Липилин А.С., Нефедкин С.И., Чухарев В.Ф., Киселев И.В., Козлов С.И., Юдин А.Л. Энергоснабжение малоэтажных домостроений на основе 158 эффективного использования природного газа в технологии ТОТЭ. Альтернативная энергетика и экология. 2010 г., стр.162-174. 70. A. Bieberle-Hütter, L.J. Gauckler. Fuel cells Solid Oxide Fuel Cells.//Encyclopedia of Electrochemical Power Sources. 2009. P. 148–157. 71. S. Singhal, K. Kendall. High Temperature Solid Oxide Fuel Cells: Fundamentals, Design and Applications. 72. Официальный сайт исследовательского цента Юлих. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.fz-juelich.de. 11.2012. 73. Официальный сайт компании CeramicFuelCells. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.cfcl.com.au. 08.2011. 74. Официальный сайт Японского Центрального научно-исследовательского института электроэнергетики (CRIEPI). [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://criepi.denken.or.jp. 08. 2011. 75. Официальный сайт компании CumminsPowerGeneration. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.cummins.com. 08. 2011. 76. Официальный сайт компании Siemens.[Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.usa.siemens.com. 08. 2011. 77. Официальный сайт компании GE EnergyManagement. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ge-energy.com. 01.2011. 78. Официальный сайт компании Delphi. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://delphi.com. 01.2011. 79. Официальный сайт компании J–Power. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.jpower.co.jp. 01.2011. 80. The US Department of Energy. Hydrogen and Fuel Cells. Program Plan An Integrated Strategic Plan for the Research, Development, and Demonstration of Hydrogen and Fuel Cell Technologies /September 2012. [Электронный ресурс]. Режим доступа:http://www.eere.energy/informationcenter. 81. Официальный сайт компании Bloomenergy. [Электронный ресурс]. - Режим доступа:http://www.bloomenergy.com/fuel-cell/energy-server. 159 82. Muneer T., Asif M., Munawwar S. Sustainable production of solar electricity with particular reference to the Indian economy. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2005; 9: 44-73. 83. Поппель О. С. Автономные энергоустановки на возобновляемых источниках энергии // Энергосбережение. 2006. № 3. 84. Официальный сайт компании NASA. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.eosweb.larc.nasa.gov. 85. Policy DB Details: Algeria (2010), Renewable Energy & Energy Efficiency Partnership (REEP) annual report (2010–2011). [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.reeep.org. 86. Algeriaenergymarketreport, updated November 2011, [Электронныйресурс]. Режимдоступа: http://www.enerdata.net. 87. Официальный сайт компании Sonelgaz, 2010, [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.sonelgaz.dz. 88. Clean technology fund investment plan for CSP in the MENA region. Intersessional Meeting of the CTF Trust Fund Committee of the world bank. Washington, DC; December 1–2, 2009. 89. Algeria Seeks Alternatives to Hydrocarbon Economy. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.magharebia.com., 2011. 90. WorldBank. 2009, Report. 91. Office National des Statistiques, ONS, Algeria, 2009. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ons.dz. 92. Официальныйсайткомпании Ministry of Energy and Mines, 2011. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.mem-algeria.org. 93. Trieb F., Schillings C., O’Sullivan M., Pregger T., Hoyer-Klick C. Global potential of concentrating solar power. GermanAerospaceCentre (DLR); 2009. 94. Официальный сайт компании Meteonorm. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://meteonorm.com. 160 95. World Resources Institute, 2009. Climate Analysis Indicators Tool (CAIT) Version 6.0. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://cait.wri.org,accessed 16 November 2009. 96. US Energy Information Режимдоступа: Administration, 2008. [Электронныйресурс]. - http://www.eia.doe.gov/cabs/South_Africa/Electricity.html (accessed 17March 2009). 97. Report by the Department of Minerals and Energy. Digest of South African energy statistics; 2006. 98. Официальный сайт Рязанского завода металлокерамических приборов. [Электронный ресурс]. - Режим доступа:http://www.rmcip.ru/rus/indexrus. 99. Официальныйсайткомпании Bosfa Industrial BatteryCo. [Электронный ресурс]. - Режим доступа:http://bosfabattery.com. 100. Официальный сайт компании Hydro-Pac. [Электронный ресурс]. - Режим доступа:http://www.hydropac.com. 101. Официальный сайт компании Кедр. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.kedar.ru. 102. Официальный сайт компании FuelCell. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.fuelcelltoday.com/analysis/industry-review. 103. Nandi SK, Ghosh HR. Prospect of winde PV-battery hybrid power system as an alternative to grid extension in Bangladesh. Energy Jul. 2010;35(7):3040–7. 104. Tsikalakis AG, Hatziargyriou ND. Enviromental benefits of distributed generation with and without emissions trading. Energy Policy 2007;35:3395–409. 105. Agustín JLB, López Rodolfo Dufo. Simulation and optimization of stand-alone hybrid renewable energy systems. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2009;13:2111–8. 106. Zhou W, Lou C, Li Z, Lu L, Yang H. Current status of research on optimum sizing of stand-alone hybridsolarewind power generation systems. Applied Energy2010;87:380-9. 107. Muselli M, Notton G, Louche A. Design of hybrid-photovoltaic power generator, with optimization of energy management. Solar Energy 1999;65:143-57. 161 108. Nfaha EM, Ngundamb JM, Tchinda R. Modelling of solar/diesel/battery hybrid power systems for far-north Cameroon. Renewable Energy Apr. 2010;32: 832-44. 109. Elhadidy MA, Shaahid SM. Decentralized/stand-alone hybrid windediesel power systems to meet residential loads of hot coastal regions. Energy Conversion and Management Apr. 2010;46:2501-13. 110. Kaldellis JK, Kondil E, Filios A. Sizing a hybrid wind-diesel stand-alone system on the basis of minimum long-term electricity production cost. Applied Energy Apr. 2010;83:1384-403. 111. Kaldellis JK, Vlachos GT. Optimum sizing of an autonomous windediesel hybrid system for various representative wind-potential cases. Applied Energy Apr. 2010;83:113-32. 112. Senjyua T, Hayashia D, Yonaa A, Urasakia N, Funabashi T. Optimal configuration of power generating systems in isolated island with renewable energy. Renewable Energy 2007;32:1917-33. 113. Elhadidy MA, Shaahid SM. Parametric study of hybrid (wind - solar -Diesel) power generating systems. Renewable Energy Apr. 2010;21:129-39. 114. Nelson DB, Nehrir MH, Wang C. Unit sizing and cost analysis of stand-alone hybrid wind/PV/fuel cell power generation systems. Renewable Energy 2006;31:1641-56. 115. López Rodolfo Dufo, Agustín JLB. Multi-objective design of PV –wind- dieselhydrogen- battery systems. Renewable Energy 2008;33:2559-72. 116. Khan MJ, Iqba MT. Analysis of a small wind-hydrogen stand-alone hybrid energy system. Applied Energy 2009;86:2429-42. 117. Giatrakos GP, Tsoutsos TD, Mouchtaropoulos PG, Naxakis GD, Stavrakakis G.Sustainable energy planning based on a stand-alone hybrid renewableenergy/hydrogen power system: application in Karpathos island, Greece.Renewable Energy; 2009:1-9. 162 118. Nandi SK, Ghosh HR. Techno-economical analysis of off-grid hybrid systems at Kutubdia Island, Bangladesh. Energy Policy 2010;38:976-80. 119. Agustín JLB, López Rodolfo Dufo. Design of isolated hybrid systems minimizing costs and pollutant emissions. Renewable Energy 2006;31:2227-44. 120. Pelet X, Favrat D, Leyland G. Multi objective optimization of integrated energy systems for remote communities considering economics and CO2 emissions.International Journal of Thermal Science 2005;44:1180-9. 121. Agustín JLB, López Rodolfo Dufo. Multi-objective design and control of hybrid systems minimizing costs and unmet load. Electric Power Systems Research Apr. 2010;79:170-80. 122. Elhadidy MA, Shaahid SM. Decentralized/stand-alone hybrid winde diesel power systems to meet residential loads of hot coastal regions. Energy Conversion and Management Apr. 2010;46:2501-13. 123. Garcia RS, Weisser D. A wind-diesel system with hydrogen storage: jointoptimisation of design and dispatch. Renewable Energy Nov. 2006;31(14):2296-320. 124. Díaz P, Arias CA, Peña R, Sandoval D. FAR from the grid: a rural electrification field study. Renewable Energy Dec. 2010;35(12):2829-34. 125. С.И. Нефедкин, З.Р.Кпау. Особенности автономного энергоснабжения с использованием энергии солнца и электрохимических устройств для различных районов Африки. Ж. «Альтернативная энергетика и экология. № 01/2 (118) 2013 С. 44-54. 126. Нефедкин С.И., Кпау Р., Крючкова М.И. Обоснование схем автономного энергоснабжения с использованием солнечной электростанции для различных потребителей// «Возобновляемая Материалы энергетика: Первого пути Международного повышения форума энергетической и экономической эффективности. (REENFOR-2013), 22-23 октября 2013 г. РАН, Москва С. 398. 163 127. Крючкова М.И., З.Р.Кпау, С.И. Нефедкин. Автономное энергоснабжение потребителя вг.Сочи с использованием солнечной электростанции. Труды МГУ «Возобновляемые источники энергии» 2012 г. С.341-346. 128. С.И. Нефедкин, Крючкова М.И., З.Р.Кпау. Обоснование схем автономного энергоснабжения гостиничного комплекса в г. Сочи с использованием солнечной электростанции. «Вестник МЭИ 2013 г. 129. Rehman S, Bader MA, Al-Moallem SA. Cost of solar energy generated using PV panels. Renew Sustain Energy Rev 2007;11(8):1843–57. 130. Garcнa-Valverde R, Miguel C, Martнnez-Bйjar R, Urbina A. Life cycle assessment study of a 4.2 kWp stand-alone photovoltaic system. Sol Energy2009;83(9):1434–45. 131. Purohit P. CO2 emissions mitigation potential of solar home systems under clean development mechanism in India. Energy 2009;34(9):1014–23. 132. Kamalpur GD, Udaykumar RY. Rural electrification in India and feasibility of photovoltaic solar home systems. IntJ Electric Power Energy Syst 2011;33(3):594–9. 133. Gabler H. Autonomous power supply with photovoltaics: photovoltaics for ruralelectrification – reality and vision. Renew Energy 1998;15(1–4):512–8. 134. Saheb-Koussa D, Haddadi M, Belhamel M. Economic and technical study of a hybrid system (wind–photovoltaic–diesel) for rural electrification in Algeria. Appl Energy 2009;86(7–8):1024–30. 135. Shaahid SM, Elhadidy MA. Economic analysis of hybrid photovoltaic–diesel– battery power systems for residential loads in hot regions—A step to clean future. RenewSustainEnergyRev 2008;12(2):488–503. 136. Dalton GJ, Lockington DA, Baldock TE. Feasibility analysis of stand-alone renewable energy supply options for a large hotel. Renew energy 2008;33(7):1475–90. 164 137. Dalton GJ, Lockington D A, Baldock T E. Case study feasibility analysis of renewable energy supply options for small to medium-sized tourist accommodations. Renew Energy 2009;34(4):1134–44. 138. Mahmoud MM, Ibrik I H. Techno-economic feasibility of energy supply of remote villages in Palestine by PV- systems, diesel generators and electric grid.Renew Sust Energy Rev 2006;10:128–38. 139. López RD, Agustín J L B. Design and control strategies of PV-diesel systems using genetic algorithms. Solar Energy 2005;79:33–46. 140. Barley CD, Winn CB. Optimal dispatch strategy in remote hybrid power systems. Solar Energy 1996;58:165–79. 141. López Rodolfo Dufo, Bernal-Agustín JL. Influence of mathematical models in design of PV- diesel systems. Energy Conversion and Management 2008;49: 820–31. 142. Branker K, Pathak MJM, Pearce JM. A review of solar photovoltaic levelized cost of electricity. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2011;15: 4470–82. 143. International Renewable Energy Agency (IRENA).Renewable Energy Technologies: Cost analysis series.Volume1,Power Sector, Issue2/5,Concentrating SolarPower./http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/RE_Techno logies_Cost_Analysis-CSP.pdf. Accessed1August 2012S; 2012. 144. Hoffmann W. PV solar electricity in EUMENA: headway in the world. Mediterranean solar plan introduction. European photovoltaic industry association (EPIA); Valencia; May 11th 2010. 145. National Renewable Energy Laboratory (NREL).Simple levelized cost of energy (LCOE) calculator documentation./http://www.nrel.gov/analysis/ lcoe_documentation.htmlS; 2010. 165 146. International Energy Agency(IEA).Technologyroadmap—solar photovoltaic energy.Paris, France: International Energy Agency, IEA/OECD;2010. p. 1–48. 147. European Photovoltaic Industry Association (EPIA).Unlocking the Sunbelt. Potential of photovoltaics. Second Edition. /http://www.epia.org/filead min/ EPIAdocs/public/ EPIA Unlockingthe Sunbelt Potential of Photovoltaics_v2.pdfS; October 2010. 148. Van der Zwaan B, Rabl A. The learning potential of photovoltaics: implications for energy policy. Energy Policy 2004;32:1545–54. 149. Wang X, Kurdgelashvili L, Byrne J, Barnett A. The value of module efficiency in lowering the levelized cost of energy of photovoltaic systems. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2011;15:4248–54. 150. Официальный сайт компании «Solarbuzz». [Электронный ресурс]. - Режим доступаwww.solarbuzz.com. 151. Официальный сайткомпании«CОЭКОМ». [Электронный ресурс]. - Режим доступаhttp://soecom.ru/dizelnye-generatory. 152. Muselli, M., Notton, G., Louche, A., 1999. Design of hybrid photovoltaic power generator, with optimization of energy management. SolarEnergy 65 (3), 143– 157. 153. Wies, R.W., Johnson, R.A., Agrawal, A.N., Chubb, T.J., 2004. Economic analysis and environmental impacts of a PV with Diesel-battery system for remote villages. IEEE General meeting of Power Engineering. June 2004. Denver, Colorado,USA. 166
