|
pv
P
– суммарная суточная производительность массива ФЭМ по результатам
моделирования, Вт∙ч
,
exp
pv
P
– суммарная суточная производительность массива
ФЭМ по результатам эксперимента, Вт∙ч.
Относительная погрешность модельных значений производительности ФЭУ в
целом рассчитывалась как:
%
100
exp
exp
mod
s
s
s
s
P
P
P
(2.3)
где
mod
s
P
– суммарная суточная производительность фотоэлектрической системы в
целом по результатам моделирования, Вт∙ч
,
exp
s
P
– суммарная суточная
производительность фотоэлектрической системы в целом по результатам
эксперимента, Вт∙ч.
В результате получено (Рисунок 2.12), что для среднесуточной мощности
солнечного излучения более 100 Вт/м
2
(что характерно для теплой половины года
в условиях Москвы) погрешность моделирования производительности ФЭМ не
превышает 10-15%, то есть находится в допустимых пределах [110].
При среднесуточной мощности солнечного излучения менее 100 Вт/м
2
величины погрешности значительно возрастают (возможные причины указаны
выше). Таким образом, можно сказать, что на результаты моделирования
производительности ФЭМ можно полагаться при величине среднесуточной
мощности солнечного излучения более 100 Вт/м
2
.
72
Рисунок 2.12 – Зависимость относительной погрешности
pv
от
среднесуточной мощности потока солнечного излучения
В то же время, для ФЭУ в целом эта зависимость не выраженная; кроме того,
средняя погрешность сильно разнится для теплой и холодной половины года (в
первом случае составляет порядка 13-15%, во втором для отдельных дней
достигает 100% и выше). По-видимому, основное влияние на погрешность
оказывал режим эксплуатации физической модели экспериментальной установки,
предполагавший полный разряд НЭЭ в конце каждых суток, в то время как в
математической модели такое условие в алгоритме работы системы учтено не
было.
Полученные
результаты
позволяют
говорить
об
адекватности
математической модели и погрешности, не превышающей (в целом по широкому
ряду внешних условий инсоляции) 13-15%.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
100
200
300
400
500
600
Отн
ос
итель
на
я
погре
шн
ос
ть
δ
pv
,
%
Средняя за световые часы суток мощность потока солнечного
излучения Q, Вт/м
2
73
Выводы по главе 2
1.
Выполнены
длительные
экспериментальные
исследования
производительности автономной фотоэлектрической установки аккумуляторного
типа. Собраны и проанализированы данные об интенсивности потока солнечного
излучения и показателях производительности установки за длительный период,
которые могут быть использованы для целей проектирования ФЭС в различных
регионах России.
2.
На основе накопленных в результате долгосрочной экспериментальной
эксплуатации ФЭУ данных о ее производительности и актинометрических
характеристиках подтверждена адекватность созданной в программной среде
TRNSYS имитационной модели, в частности, модулей, описывающих поведение
ФЭМ, НЭЭ и устройства контроля и управления, для моделирования ФЭС в
различных климатических условиях России.
3.
Показано, что включение в состав ФЭС накопителя электрической
энергии сопряжено с рядом рисков, связанных с чувствительностью их рабочих
характеристик к длительному периоду низких значений падающей солнечной
радиации и отрицательных температур, в частности, досрочного выхода из строя
НЭЭ из-за разбаланса напряжений на элементах НЭЭ.
4.
Сформулированы условия, которые необходимо учитывать при
проектировании фотоэлектрических систем с НЭЭ, а также рекомендации по
предотвращению указанного выше эффекта, предполагающие включение в состав
системы балансировочного устройства.
74
3 МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВА СИСТЕМ
СОЛНЕЧНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ В РАЗЛИЧНЫХ РЕГИОНАХ РФ
3.1 Выбор регионов РФ для исследований
Целесообразность применения технологий фотоэлектрической генерации в
каждом конкретном регионе РФ должна в общем случае определяться на основе
комплексного анализа факторов и ограничений (природного, климатического,
экономического, технического и социального характера) [109].
В качестве основных признаков, определяющих выбор регионов, для
которых выполнено настоящее исследование, использовались следующие:
1.
Высокий потенциал солнечной энергии;
2.
Охват всех тарифных зон, существующих на территории РФ.
Первому критерию соответствует значительная часть территории России (в
том числе – регионы Сибири и Дальнего Востока, включая некоторые северные
районы, входящие в Арктическую зону РФ (АЗРФ)), которой присущи значения
средней за год дневной суммы солнечной радиации более 3 кВт·ч/м
2
в день. Однако
наиболее солнечными регионами России с поступлением солнечной радиации
более 3,5 кВт·ч/м
2
день в среднем по году наряду с регионами Южного
Федерального округа (Краснодарский край, Ростовская область, Республика
Калмыкия, Волгоградская область, Саратовская область, Республика Дагестан),
являются также регионы на юге Восточной Сибири (Республика Алтай, Республика
Тыва) и Дальнего Востока (Республика Бурятия, Забайкальский край, Амурская
область, Хабаровский край, Приморский край, а также южная часть Республики
Саха (Якутия)) (Рисунок 3.1). При этом стоит отметить, что потенциал
использования солнечного ресурса для преобразования в тепло и электроэнергию
в каждом конкретном регионе зависит от технических возможностей и
экономической целесообразности.
75
Рисунок 3.1 – Суммарная солнечная радиация на горизонтальной
поверхности (средняя за год дневная сумма солнечной радиации, кВт∙ч/м
2∙
день)
[110, 111, 112]:
Do'stlaringiz bilan baham: |
