Курсовой проэкт по Солнечной энергетике методичка НГУ
.pdfОпределение необходимого количества солнечных батарей.
3.1. Определить количество i пиковых солнце-часов в день для заданной местности. Для этого среднемесячное поступление солнечного излучения в кВт∙ч/месяц на площадку, имеющую тот же угол наклона, что и солнечные батареи, необходимо разделить на количество дней месяца. Под пиковыми часами понимаются часы с интенсивностью 1000 Вт/м2. Таким образом, при эксплуатации системы в летний период можно считать по месяцу с наименьшим значением. Если электроснабжение полностью должно обеспечиваться за счет солнечных батарей, то подсчет должен проводиться по наиболее холодному месяцу. Недостатком в этом случае будет большое число требуемых солнечных батарей, а, значит, и несравнимо большие затраты вследствие очень малого значения пиковых солнце-часов. Для мощных систем установка солнечных батарей становится экономически нецелесообразной. Поэтому при наличии резервного источника питания рекомендуется проводить расчет по среднегодовому значению пиковых солнце-часов. Это позволит сократить затраты на фотоэлектрическую систему. В теплое время года вырабатываемая энергия может передаваться в общую сеть, а в холодное, соответственно, забираться из сети или от резервного источника питания.
Если солнечные батареи устанавливаются под некоторым углом β к горизонту, то среднемесячное дневное суммарное количество солнечной энергии, поступающее
на наклонную поверхность, может быть найдено= ∙ , по формуле:
н
где Е – среднемесячное дневное суммарное количество солнечной энергии, поступающей на горизонтальную поверхность;
R – отношение среднемесячных дневных количеств солнечной радиации, поступающей на наклонную и горизонтальную поверхности.
Коэффициент пересчета с горизонтальной плоскости на наклонную с южной ориентацией равен сумме трех составляющих, соответствующих прямому,
|
|
|
|
|
1 + |
|
1 − |
|
рассеянному и отраженному солнечному излучению: |
+ ∙ |
2 |
, |
|||||
= 1 − |
|
∙ + |
|
∙ |
2 |
где ЕР – среднемесячное дневное количество рассеянного солнечного излучения,поступающего на горизонтальную поверхность;
– среднемесячная дневная доля рассеянного солнечного излучения;
Rп – среднемесячный коэффициент пересчета прямого солнечного излучения с горизонтальной на наклонную поверхность; β – угол наклона поверхности солнечной батареи к горизонту;
ρ – коэффициент отражения (альбедо) поверхности Земли и окружающих тел, обычно принимаемый равным 0,7 для зимы и 0,2 для лета.
11
Среднемесячный коэффициент пересчета прямого солнечного излучения с
горизонтальной поверхности на наклонную: |
∙ зн ∙ ( − ) ∙ |
|
|
п = |
cos( − ) ∙ ∙ зн + 180 |
, |
|
cos φ∙ ∙ з + 180 |
∙ з ∙ ∙ |
где φ – широта местности, град; β – угол наклона солнечной батареи к горизонту, град;
δ – склонение Солнца (угол между линией, соединяющей центры Земли и
|
284 + |
|
Солнца, и ее проекцией на плоскость экватора) в средний день месяца, град: |
||
= 23,45 ∙ 360 ∙ |
365 |
, |
n – порядковый номер дня, отсчитанный от 1 января (номер среднего расчетного дня для каждого месяца года).
Значение δ можно взять из таблицы 3.6.
Таблица 3.6
Угол склонения Солнца
|
Месяц |
I |
II |
III |
|
|
IV |
V |
VI |
|
VII |
VIII |
|
IX |
|
|
X |
XI |
XII |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
n |
17 |
47 |
75 |
|
|
105 |
135 |
162 |
|
198 |
228 |
258 |
|
|
288 |
318 |
344 |
|
||
|
δ, град |
-20,9 |
-13 |
-2,4 |
|
9,4 |
18,8 |
23,1 |
|
21,2 |
13,5 |
|
2,2 |
|
|
-9,6 |
-18,9 |
-23 |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
ωзн – часовой угол захода |
|
|
|
= arccos (− ∙ ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
ωз – часовой угол захода (восхода) Солнца для горизонтальной поверхности: |
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
з |
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2. Выбрать тип |
|
|
|
|
= arccos [−( − ) ∙ )] |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
Солнца для наклонной поверхности с южной ориентацией: |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
зн |
|
|
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
солнечной батареи, который планируется использовать. Для |
||||||||||||||||
него выписать номинальную мощность |
CБ |
и напряжение |
CБ |
, а также ток в точке |
|||||||||||||||||
максимальной мощности Impp. |
|
|
Pном |
|
|
|
|
Uном |
|
|
|
|
3.3. Умножить значение qсут на коэффициент ζ=1,2 для учета потерь на заряд-
разряд аккумуляторной батареи: = ∙ .
з−р сут
3.4. Разделить значение qсут на число пиковых солнце-часов для заданной
местности i. В результате будет получено значение тока, который должны |
|
генерировать солнечные батареи: |
СБ = з−р. |
12
3.5. Для определения числа модулей, соединенных параллельно, разделить значение тока, вырабатываемого батареями, на максимальный ток Impp одного модуля
и округлить полученное до ближайшего большего целого:
СБ = СБ .
пар
3.6. Для определения числа модулей, соединенных последовательно, разделить напряжение постоянного тока системы Uинв на номинальное напряжение солнечной
батареи (обычно 12 или 24 В): СБ = инв.
пар номСБ
3.7. Общее количество требуемых фотоэлектрических модулей: |
||||||||
|
|
|
СБ |
СБ |
СБ |
|
||
3.8. Площадь солнечных батарей=: пар |
∙ посл. |
|||||||
где S |
|
– площадь одной |
|
СБ |
= |
СБ |
∙ |
, |
|
СБ |
|
|
|
1СБ |
|
||
|
|
|
солнечной батареи. |
|
4. Расчет капитальных вложений.
По исходным данным, исходя из рассчитанной мощности системы и необходимого количества оборудования, а также оценки строительно-монтажных издержек, составляем таблицу 4.5, в которую вносим необходимые капитальные затраты.
Таблица 4.5
Капитальные вложения в первый год работы проекта
Наименование |
Количество |
Стоимость |
Общая |
|
единицы |
стоимость |
|||
|
|
|||
|
|
|
|
|
... |
... |
... |
... |
|
|
|
|
|
|
... |
... |
... |
... |
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого: |
... |
|
|
|
|
|
Капитальные вложения осуществляются один раз во время внедрения проекта, а также каждый год для поддержания его работоспособности (капитальный ремонт, текущий ремонт).
13
Капитальные вложения в 1 год работы проекта определяем по формуле:
1 = ∙ ,
=1
где Ci – стоимость единицы i-оборудования; Ni – количество i-оборудования.
Расчет ведем для каждой i строки таблицы 4.5.
Капитальные вложения в последующие годы работы проекта для осуществления
|
= 1 |
∙ , |
плановых ремонтов определяем по формулам: |
∙ , |
|
|
= 1 |
где kn = 0,01 для текущего ремонта; kc = 0,05 для капитального ремонта.
Капитальный ремонт проводим каждый 10 год работы проекта. Текущий ремонт
– каждый год.
5. Расчет производственных затрат.
Для расчета производственных затрат оцениваем количество обслуживающего персонала и его заработную плату. Кроме того, исходя из данных предыдущего расчета, определяем стоимость энергии, взятой из энергосети в холодное время года. Данные представляем в табличной форме (таблица. 4.6).
|
|
|
Таблица 4.6 |
|
Производственные затраты за 1 год работы системы |
||||
|
|
|
|
|
Продажа |
Количество |
Стоимость 1 |
Стоимость |
|
электроэнергии, |
||||
электроэнергии в |
кВт∙ч, грн |
электроэнергии, грн |
||
кВт∙ч |
||||
сеть |
|
|
||
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
Средняя |
|
|
|
Количество |
заработная |
Фонд оплаты труда, |
|
Зарплата персонала |
человек |
плата 1 |
грн |
|
|
|
человека, грн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
|
|
14
6. Расчет производственных доходов и замещения сетевой электроэнергии.
Для расчета доходов и замещения топлива, определяем стоимость произведенной электроэнергии, включая ту энергию, которая была отдана в сеть. Данные сводим в таблицу 4.7.
|
|
|
Таблица 4.7 |
|
Производственные доходы за 1 год работы системы |
||||
|
|
|
|
|
Продажа |
Количество |
Стоимость 1 |
Стоимость |
|
электроэнергии, |
||||
электроэнергии в |
кВтч, грн |
электроэнергии, грн |
||
кВтч |
||||
сеть |
|
|
||
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
Количество |
Стоимость 1 |
Стоимость |
|
Замещение сетевой |
электроэнергии, |
|||
кВтч, грн |
электроэнергии, грн |
|||
электроэнергии |
кВтч |
|||
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого: |
|
|
|
|
|
|
7. Расчет срока окупаемости системы без дисконтирования финансовых
|
|
потоков. |
||
Определяем срок окупаемости системы без учета капитальных ремонтов каждые |
||||
10 лет работы: |
|
|
1 |
|
|
1 |
= |
− − |
, |
где K1 – капитальные затраты в первый год работы системы; Ki – капитальные затраты в последующие годы работы системы; Ci – издержки производства за 1 год работы;
Pi – доходы от производства за 1 год работы.
|
1 − − |
|
Уточняем значение времени окупаемости с учетом капитальных ремонтов: |
||
2 = |
− − |
, |
где Nfc = T1/10. Отбрасываем дробную часть, чтобы определить количество капитальных ремонтов, проведенных за срок эксплуатации системы.
При необходимости уточняем время окупаемости еще раз по формуле:
1 = − 1 − .
15
8. Выбор инвертора для проектируемой системы электроснабжения
При выборе инвертора для нашей системы следует руководствоваться следующими принципами: простота и надежность конструкции, простота в эксплуатации, невысокая стоимость наряду с такими характеристиками, как высокая точность поддержания частоты и значения выходного напряжения, высокая перегрузочная способность, синусоидальная форма выходного напряжения.
9. Расчет заземляющего устройства
Сопротивление растеканию заземляющего устройства для однофазной сети 220В, должно быть не более 4Ом (ПУЭ-2009 1.7.92).
Для определения схемы заземляющего |
устройства |
произведен |
расчет |
согласно «Справочнику проектировщикаэлектрических сетей и |
подстанций» |
П.М. |
Диченко, «Электротехническому справочнику» М. Круглянского.
Сопротивление заземляющего устройства∙ определяется по формуле:
з = сс+ пп,
причем:
Rп – сопротивление протяжных заземлителей
п |
ήп |
пр |
|
п |
∙ |
где |
Rпр – сопротивление полосового или круглого заземлителя, Ом;
ρ – удельное сопротивление грунта, (таблица 10.1); Кп – коэффициент сезонности, Кп = 1,5 для Крыма, (таблица10.2); l – длина заземлителя, см;
t – глубина заложения заземлителя (обычно 50-75 см) , см; ήп – коэффициент использования, (таблица 10. 3).
Rс – сопротивление стержневых заземлителей
с |
с∙ |
0 |
с где |
R0 – сопротивление стержневого заземлителя, Ом;
ρ – удельное сопротивление грунта, (таблица 10.1); Кс – коэффициент сезонности, Кс = 1,2 для Крыма, (таблица10.2); l – длина заземлителя, см;
n – количество стержней;
ηс – коэффициент использования, (таблица 10. 4).
16
10. Приложение
Таблица 10.1 Рекомендуемые для приближенных расчетов средние значения удельного
сопротивления грунта при влажности 10-20% к весу грунта
Слой земли (грунт) |
Удельное сопротивление земли |
|
(Ом∙см) |
||
|
||
|
|
|
Песок |
(4-7)∙104 |
|
Суглинок |
(0,5-1)∙104 |
|
Глина |
(0,4-0,7)∙104 |
|
Чернозем |
1∙104 |
Таблица 10.2
Рекомендуемые сезонные коэффициенты Кс и Кп
|
Значения по климатическим зонам |
||||||
Тип заземлителя |
|
(зоны выбираются по СНиП |
|
||||
«Климатология и геофизика») |
|||||||
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
I |
|
II |
III |
|
IV |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Стержневые электроды длиной 1,8–5,0 |
2,0 |
|
1,7 |
1,4 |
|
1,2 |
|
м при глубине залегания 0,5–0,8 м; |
|
|
|||||
Кс , см |
|
|
|
|
|
|
|
Для протяженных электродов на |
7,0 |
|
4,0 |
2,0 |
|
1,5 |
|
глубине 0,5-0,8 м рекомендуемый Кп |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
17
Таблица 10.3 Коэффициент использования полосы (ήп) для вертикальных заземлителей
Для заземлителей, расположенных в ряд |
Для заземлителей, расположенных |
|||||
|
|
|
|
по контуру |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отношение |
|
|
Отношение |
|
|
|
расстояния к |
Число электродов |
ήп |
расстояния к |
|
Число |
ήп |
длине |
длине |
|
электродов |
|||
(стержневых) n |
|
|||||
заземлителя |
|
заземлителя |
|
(стержневых) n |
|
|
a / l |
|
|
a / l |
|
|
|
|
4 |
0,890 |
|
|
4 |
0,550 |
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
0,860 |
|
|
5 |
0,480 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
8 |
0,790 |
2 |
|
8 |
0,430 |
|
|
|
|
|
||
10 |
0,750 |
|
10 |
0,400 |
||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
0,569 |
|
|
20 |
0,320 |
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
0,460 |
|
|
30 |
0,300 |
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 10.4 Коэффициент использования ήс для вертикальных заземлителей
Для заземлителей, расположенных в ряд |
Для заземлителей, расположенных |
|||||
|
|
|
|
по контуру |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Отношение |
|
|
Отношение |
|
|
|
расстояния к |
Число электродов |
ήп |
расстояния к |
|
Число |
ήп |
длине |
длине |
|
электродов |
|||
(стержневых) n |
|
|||||
заземлителя |
|
заземлителя |
|
(стержневых) n |
|
|
a / l |
|
|
a / l |
|
|
|
|
2 |
0,910 |
|
|
4 |
0,780 |
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
0,860 |
|
|
6 |
0,730 |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
5 |
0,810 |
2 |
|
10 |
0,680 |
|
|
|
|
|
||
10 |
0,740 |
|
20 |
0,630 |
||
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
0,690 |
|
|
40 |
0,580 |
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
0,670 |
|
|
60 |
0,520 |
|
|
|
|
|
|
|
18
11.Литература
1.Бекиров Э.А. Автономные источники питания. – Лекции (книга). – Симферополь, 2010г.
2.Источники электропитания РЭА. Справочник под ред. Г. С. Найвельта, М., «Радио и связь», 1986, 576 с.
3.Ирвинг М. Готтлиб «Источники питания. Инверторы, конверторы. Линейныеи импульсные стабилизаторы». Пер. с англ., «Постмаркет», М., 2000.
4.И.И.Белопольский, Е.И.Каратникова, Л.Г.Тикалова. Расчет трансформаторов и дросселей малой мощности. М., Энергетика, 1973г.
5.Горюнов. Справочник по диодам стабилитронам,полупроводниковым приборам.
6.Бессонов Л.А.Теоретические основы электротехники. – Л.: Высшая школа, 1973.– 752 с.
7.Опорный лист силовых электронных модулей производителя Mitsubishi Electronics [http://www.mitsubishichips.com/Global/common/cfm/eLineUp.cfm?FOLDER=/product/powermod].
19