Влияние возобновляемых источников энергии на себестоимость производства электрической энергии

The study involves scenario modeling based on the construction of energy chains that determine the flow of energy from the extraction and import of energy resources through technologies for transforming energy forms, transmission and distribution to the final consumer. A fundamental model of the energy system of the Republic of Belarus was also built. The principle of minimizing total system costs is chosen as the objective function for modeling, provided that a number of restrictions imposed on the power system are met. For the purpose of energy system balancing, it was proposed to use the potential of hydropower, viz. existing hydroelectric power plants for scenario 1 and technically possible potential for scenario 2. As a result of the modeling, the structure of electricity production was obtained according to two scenarios. Based on the resulting structure, the cost of producing electrical energy was determined. Two approaches were considered: approach 1 that took into account the cost of electricity production at nuclear power plants which can be classified as new, and approach 2 that took into account the cost of electricity production at nuclear power plants, which can be attributed to the existing generation. The production cost of electricity by 2030 is predicted. When approach 1 is used its level is of 63.3 US dollars/(MW·h) under scenario 2 versus 65.3 US dollars/(MW·h) under scenario 1; when approach 2 is used, its level is of 37.5 US dollars/(MW·h) versus 39.4 US dollars/(MW·h), respectively. Also, the economically feasible potential for using solar energy was determined, which by 2025 will amount to 0.91–1.45 billion kW·h/year, and by 2030 – 2.15–3.46 billion kWh/year; the same for wind energy is 1.55–2.39 billion kW·h/year and 3.69–5.67 billion kWh/year, respectively; the same for hydropower is 1.11–1.45 billion kW·h/year throughout the entire period under review until 2030. Based on the study, it became possible to find out that in the Republic of Belarus it is economically feasible and technically possible to replace up to 20.0 % of electrical energy generation by 2030 with energy produced from renewable energy sources.В исследовании проведено сценарное моделирование, основой которого служило построение энергетических цепочек, определяющих поток энергии от добычи и импорта энергоресурсов через технологии трансформации форм энергии, передачу и распределение к конечному потребителю. Построена принципиальная модель энергетической системы Республики Беларусь. В качестве целевой функции для проведения моделирования выбран принцип минимизации общих системных затрат при условии выполнения ряда ограничений, накладываемых на энергосистему. Для целей балансирования энергосистемы предложено использовать потенциал гидроэнергетики: существующих гидроэлектростанций для сценария 1 и технически возможного потенциала для сценария 2. В результате моделирования получена структура производства электроэнергии по двум сценариям. На базе полученной структуры определена себестоимость производства электрической энергии. Рассматривались два подхода: первый учитывал себестоимость производства электроэнергии на атомных электростанциях, которые можно отнести к новой, второй – к существующей генерации. Производственная себестоимость электроэнергии к 2030 г. прогнозируется: при подходе 1 на уровне 63,3 дол. США/(МВт·ч) по сценарию 2 против 65,3 дол. США/(МВт·ч) по сценарию 1; при подходе 2 – 37,5  против 39,4 дол. США/(МВт·ч) соответственно. Определен экономически целесообразный потенциал использования энергии солнца, который к 2025 г. составит 0,91–1,45 млрд кВт·ч/год, а к 2030 г. – 2,15–3,46 млрд кВт·ч/год; энергии ветра – 1,55–2,39 и 3,69–5,67 млрд кВт·ч/год соответственно; энергии движения водных потоков – 1,11–1,45 млрд кВт·ч/год на протяжении всего рассматриваемого периода до 2030 г. На основе проведенного исследования удалось установить, что в Республике Беларусь экономически целесообразно и технически возможно к 2030 г. заместить до 20 % выработки электрической энергии энергией, произведенной за счет возобновляемых источников энергии

Моделирование работы скважинного водозабора подземных вод с кольцевым сборным водоводом

Among the considered options for schemes of prefabricated water conduits of borehole water intakes, the main ones are linear and ring schemes. The article presents a comparative analysis of the linear and ring schemes for the placement of prefabricated water conduits when choosing an option for designing a group well water intake with a circular arrangement of wells. It is founded that a small water intake with individual radial connections to the prefabricated unit can have advantages in reducing energy consumption for water transportation as compared to a water intake with an annular prefabricated conduit, which in any case should be justified by a feasibility comparison of options, which is based on hydraulic calculation water supply systems. Equations have been obtained for calculating the pumping rates of water intake wells with linear prefabricated conduits. It is shown that in an annular prefabricated conduit, in contrast to a linear one, in which the direction of movement of water flows is unambiguously known, there is always a point of separation of two flows directed along the ring to the prefabricated unit clockwise and counterclockwise, which makes it difficult to calculate such water intakes. Moreover, the position of this point depends on the number of water intake wells involved in the work and the parameters of the pipes connecting the sections of the water conduit. The absence of algorithms for calculating the ring prefabricated conduit with non-fixed flow rates at the well connection points complicates the hydraulic calculation, and, hence, finding the optimal water intake option. The article presents an algorithm for the hydraulic calculation of a water intake with a single-ring prefabricated conduit, which is based on the equation for the equality of pressure losses when water moves from the point of separation of two flows to the prefabricated unit along various paths and the continuity equation. The resulting algorithm can be easily extended to any number of wells. A numerical example of the hydraulic calculation of a group water intake, consisting of eight wells connected to an annular prefabricated, is considered.Выполнен сравнительный анализ основных схем сборных водоводов скважинных водозаборов – линейной и кольцевой, что необходимо при выборе варианта для проектирования группового скважинного водозабора с циркульным расположением скважин. Установлено, что некрупный водозабор с индивидуальными радиальными подключениями к сборному узлу может иметь преимущества по снижению энергозатрат на транспортировку воды по сравнению с водозабором с кольцевым сборным водоводом, однако это в любом случае должно быть обосновано технико-экономическим сравнением, базирующимся на гидравлическом расчете системы подачи воды.  Получены уравнения для расчета подачи насосов скважин водозабора с линейными сборными водоводами, в которых однозначно известно направление движения потоков воды. В кольцевом же сборном водоводе всегда существует точка разделения двух потоков, направленных по кольцу к сборному узлу по часовой стрелке и против нее. Причем положение этой точки зависит от количества включенных в работу скважин водозабора и параметров труб, соединяющих участки водовода. Отсутствие алгоритмов расчета кольцевого сборного водовода с не фиксированными по величине расходами в точках подключения скважин осложняет гидравлический расчет, а значит, и нахождение оптимального варианта водозабора.  В статье представлен алгоритм гидравлического расчета водозабора с однокольцевым сборным водоводом, базирующийся на уравнении равенства потерь напора при движении воды от точки разделения двух потоков до сборного узла по различным путям движения и уравнении неразрывности. Полученный алгоритм легко распространяется на любое количество скважин.  Рассмотрен численный пример гидравлического расчета группового водозабора, состоящего из восьми скважин, подключенных к кольцевому сборному водоводу

Исследование стратегии рекуперативного торможения электромобилей

In the context of global energy instability caused by the transformation of global demand for energy and energy resources, one of the most important areas in the automotive industry is the development of electric vehicles. Serial production of high-tech electric vehicles with a long range contributes to the stabilization of the energy market and the sustainable development of the whole fuel-energy sector. To evaluate the possibility of optimizing the electric vehicles energy consumption, various regenerative braking strategies are discussed in the article based on the Nissan Leaf electric vehicle, which simulation model includes submodules of the traction electric motor, hybrid braking system, traction rechargeable battery and tires. In order to test the adequacy of the simulation model to reproduce the relationship between the operating parameters of electric vehicles various systems and evaluate their ability to regenerate energy during braking the simulation results were compared with the actual experimental data published by the Lab Avt research laboratory (USA). The relative error of the mathematical modeling results of the braking energy regeneration processes is 4.5 %, which indicates the adequacy of the electric vehicle simulation model and the possibility of its using as a base for research and comparison of the energy efficiency of various regenerative braking strategies. As the results of experiments have shown, the usage of the proposed control strategy of the regenerative braking maximum force allows increasing 2.14 times the energy recharging traffic to the battery as compared with the basic control strategy of fixed coefficient braking forces distribution with an increase in braking distance by 10 m. An alternative control strategy of regenerative braking optimal efficiency as compared to the basic control strategy provides a reduction in braking distance by 13.2 % at increasing by 84.4 % the amount of energy generated by the electric motor for recharging the batteries. The carried out investigations confirm the available significant potential for improving the efficiency of the electric vehicles usage by developing the control strategy and algorithms of the braking energy regeneration.В условиях энергетической нестабильности, вызванной трансформацией глобального спроса на энергию и энергоресурсы, одним из важнейших направлений в автомобилестроении является разработка транспортных средств на электрической тяге. Серийное производство высокотехнологичных электромобилей с большим запасом хода способствует стабилизации рынка энергоресурсов и устойчивому развитию всего топливно-энергетического сектора. Для оценки возможности оптимизации энергопотребления электромобилей в статье рассматриваются различные стратегии рекуперативного торможения на базе имитационной модели электромобиля Nissan Leaf, включающей субмодули тягового электродвигателя, гибридной тормозной системы, тяговой аккумуляторной батареи и шин. Результаты моделирования сопоставлялись с экспериментальными данными научно-исследовательской лаборатории Lab Avt (США), опубликованными для проверки адекватности имитационных моделей, воспроизводящих взаимосвязь между рабочими параметрами различных систем электромобиля и оценивающих их способность регенерировать энергию при торможении. Относительная погрешность результатов математического моделирования процессов рекуперации энергии составляет 4,5 %, что свидетельствует об адекватности имитационной модели электромобиля и возможности ее использования в качестве базовой для исследований и сопоставления энергоэффективности различных стратегий рекуперативного торможения. Как показали результаты экспериментов, использование предлагаемой стратегии управления максимальной силой рекуперативного торможения позволяет увеличить трафик энергии подзарядки в 2,14 раза по сравнению с базовой стратегией управления на основе фиксированного коэффициента распределения тормозных усилий по осям транспортного средства при увеличении тормозного пути на 10 м. Альтернативная стратегия управления оптимальной эффективностью рекуперативного торможения обеспечивает по сравнению с базовой стратегией уменьшение тормозного пути на 13,2 % при одновременном увеличении на 84,4 % количества вырабатываемой электродвигателем энергии для подзарядки тяговых аккумуляторных батарей. Проведенные исследования подтверждают имеющийся потенциал по повышению эффективности использования электромобилей за счет совершенствования стратегии и алгоритмов управления рекуперацией энергии торможения

Модернизация системы регенеративного подогрева питательной воды в цикле турбоустановки ПТ-60

At industrial CHP plants which are characterized, in particular, by steam supply to industrial consumers, in cases with significant condensate losses, it is proposed to develop a system of feed water regenerative heating by utilizing low-temperature waste heat flows those are available directly at the CHP plant. The regenerative use of low-temperature heat flows within the CHP that is proposed is possible only on the basis of heat pumps use. In this context, the use of electrically-driven heat pumps (EHP) and absorption heat pumps (AHP) is considered. It is shown that, despite the higher heating coefficient of the EHP, the thermodynamic (exergetic) efficiency and economic efficiency of the AHP are higher. Furthermore, the latter also has operational advantages. It is possible to use heat flows with various heat carriers as AHP drive, those are required for the transfer of thermal energy from a cold source to a hot receiver. In this paper, using the example of the “PT-60” steam turbogenerator unit, which is the most common type for CHP plants of the Belarusian power system, the indicators of the primary fuel use efficiency growth at the CHP plant for the AHP with a steam drive are determined. Three scenarios of the use of AHP as part of the thermal scheme of the CHP are considered, viz. with an increase in generation, with the maintenance of generation or with a decrease in the generation of electric energy. The latter is relevant in the current situation with the Unified Energy System of Belarus. In this case, while maintaining the minimum steam flow into the condenser of 12 t/h, the following increase in the plant efficiency has been obtained: electrical efficiency increased by 0.90 %, energy efficiency – by 0.55 %, and exergetic efficiency – by 0.23 %.На промышленных ТЭЦ, характеризующихся в том числе отпуском тепловой энергии промышленным потребителям с паровым теплоносителем, в случае, когда имеет место значительный невозврат конденсата, предлагается развитие системы регенеративного подогрева питательной воды за счет утилизации низкотемпературных сбросных тепловых потоков, имеющих место непосредственно на ТЭЦ. Предлагаемое регенеративное использование низкотемпературных потоков теплоты внутри тепловой схемы ТЭЦ возможно лишь на базе применения теплонасосных установок. В данном контексте рассматривается использование парокомпрессионных тепловых насосов (ПКТН) и теплоиспользующих на базе абсорбционных бромисто-литиевых тепловых насосов (АБТН). Показано, что, несмотря на более высокий отопительный коэффициент ПКТН, термодинамическая (эксергетический КПД) и экономическая эффективность выше у АБТН. Последний имеет и эксплуатационные преимущества. В качестве компенсационных затрат энергии для АБТН, требуемых для передачи тепловой энергии от холодного источника к горячему приемнику, возможно использовать потоки теплоты с различными теплоносителями. В данной работе на примере турбогенераторной установки ПТ-60, которая является наиболее распространенным типом на ТЭЦ Белорусской энергосистемы, определены показатели повышения эффективности использования первичного топлива на ТЭЦ для варианта с паровым приводом АБТН. Рассматриваются три сценария использования АБТН в составе тепловой схемы ТЭЦ: с увеличением, сохранением или со снижением выработки электрической энергии. Последний актуален в нынешней ситуации, сложившейся в Объединенной энергетической системе Беларуси. В этом случае, при сохранении минимального пропуска пара в конденсатор 12 т/ч, получено увеличение электрического КПД станции на 0,90 %, энергетического КПД на 0,55 % и эксергетического КПД на 0,23 %

Автономная термосифонная система пассивного отвода теплоты от первого контура реакторной установки: особенности функционирования, характеристики и основные преимущества

An autonomous system of passive removal of residual heat (PRRHS) of a reactor installation with VVER designed to ensure the safety of nuclear power plants in an accident with complete long-term blackout is considered. The system provides for the removal of heat directly from the first circuit of the reactor plant (PRRHS R). In order to increase the reliability and safety of the emergency heat sink, heat exchange equipment based on closed-type evaporation and condensation devices – two-phase thermosyphons – has been used in the system. The main feature of such heat exchangers is that their thermosiphon assemblies structurally separate the primary circuit and the auxiliary circuit of the PRRHS, which is removed outside the reactor compartment, and provide safe and efficient heat removal, reduce the risk of radioactive contamination spreading beyond safety barriers. Such autonomous passive systems will provide effective heat removal directly from the primary circuit by changing the chain of successive heat transfer sites from nuclear fuel to the final absorber and excluding from it such elements, as for example steam generators, the condition and operability of which in the emergency process of heat removal have a major impact on the safety of the reactor core. The article presents a diagram of an autonomous heat sink system; also, a description of its operation is given. The main characteristics of the course of the emergency process of removal of residual heat by the autonomous thermosiphon PRRHS R obtained by computational modeling have been considered. The advantages of an autonomous thermosiphon passive system in comparison with a passive heat removal system of a reactor installation with VVER through the second circuit are analyzed. The obtained results are proposed to solve the problems of diversification of passive safety systems of evolutionary reactor plants of nuclear power plants with VVER type reactors.Рассмотрена автономная система пассивного отвода остаточного тепловыделения (СПОТ) реакторной установки с ВВЭР, предназначенная для обеспечения безопасности АЭС в условиях аварии с полным длительным обесточиванием. Система предусматривает отвод теплоты непосредственно от первого контура реакторной установки (СПОТ Р). С целью повышения надежности и безопасности аварийного теплоотвода в системе применено теплообменное оборудование на основе испарительно-конденсационных устройств замкнутого типа – двухфазных термосифонов. Основной особенностью таких теплообменников является то, что их термосифонные сборки конструктивно разделяют первый контур и промконтур СПОТ, выводимый за пределы реакторного отделения, и позволяют обеспечить безопасный и эффективный теплоотвод, снижают риск распространения радиоактивных загрязнений за барьеры безопасности. Подобные автономные пассивные системы обеспечат эффективный теплоотвод непосредственно от первого контура, изменив цепочку последовательных участков теплопереноса от ядерного топлива к конечному поглотителю и исключив из нее элементы, например парогенераторы, состояние и работоспособность которых в аварийном процессе теплоотвода оказывают основное влияние на безопасность активной зоны. В статье представлена схема автономной системы теплоотвода, приведено описание ее работы. Рассмотрены основные характеристики протекания аварийного процесса отвода остаточного тепловыделения автономной термосифонной СПОТ Р, полученные методом расчетного моделирования. Проанализированы преимущества автономной термосифонной пассивной системы в сравнении с пассивной системой отвода теплоты реакторной установки с ВВЭР через второй контур (СПОТ ПГ). Полученные результаты предлагаются для решения задач диверсификации пассивных систем безопасности эволюционных реакторных установок АЭС с ВВЭР

Технико-экономический анализ полигенерационных турбоустановок на основе диоксида углерода

Schemes of polygeneration plants based on carbon dioxide are presented, in which the energy source are secondary energy resources and a gas turbine plant. These polygeneration schemes make it possible to simultaneously produce electricity, heat, cold, carbon dioxide in liquid and gaseous aggregate state, as well as to dispose of part of the carbon dioxide emitted into the atmosphere, due to its absorption from combustion products and use for commercial and technological purposes. The structure of the mathematical model of the program that has been developed for the exergetic analysis of polygeneration schemes is presented. With the help of the program, an exergetic analysis of polygeneration schemes was performed, in which polygeneration turbine units with different parameters of carbon dioxide in front of the turbine, as well as single and double overheating of carbon dioxide were compared. The exergetic electrical efficiency of polygeneration plants as a whole and its individual elements were taken as the criteria to be compared. Polygeneration plants with double overheating and supercritical parameters of carbon dioxide in front of the turbine have the greatest efficiency. A method for calculating of the economic indicators of polygeneration schemes is presented, which makes it possible to take into account the influence of double overheating and carbon dioxide parameters in the cost of a polygeneration plant. The economic efficiency indicators of various versions of polygeneration schemes, such as the internal rate of return, net discounted income, static and dynamic payback periods are obtained. It has been established that all variants of polygeneration schemes have acceptable indicators of economic efficiency, the static payback period of the proposed polygeneration schemes does not exceed 5 years, while the internal rate of return does not decrease by less than 22,8%.Представлены схемы полигенерационных установок на основе диоксида углерода, в которых источником энергии служат вторичные энергетические ресурсы и газотурбинная установка. Данные схемы полигенерации позволяют одновременно производить электрическую энергию, теплоту, холод, диоксид углерода в жидком и газообразном агрегатном состоянии, а также утилизировать часть выбрасываемого в атмосферу диоксида углерода за счет абсорбции из продуктов сгорания и использования в коммерческих и технологических целях. Представлена структура математической модели разработанной программы для проведения эксергетического анализа схем полигенерации. При помощи разработанной программы произведен эксергетический анализ схем полигенерации, в котором сравнивались полигенерационные турбоустановки с различными параметрами диоксида углерода перед турбиной, а также однократным и двукратным перегревом диоксида углерода. В качестве сравниваемых критериев принимались эксергетический электрический КПД полигенерационных установок в целом и отдельных ее элементов. Наибольшей эффективностью обладают полигенерационные установки с двукратным перегревом и сверхкритическими параметрами диоксида углерода перед турбиной. Представлена методика расчета экономических показателей схем полигенерации, которая позволяет учитывать влияние двукратного перегрева и параметров диоксида углерода в стоимости полигенерационной установки. Получены показатели экономической эффективности различных вариантов схем полигенерации, такие как внутренняя норма доходности, чистый дисконтированный доход, статический и динамический сроки окупаемости. Установлено, что все варианты схем полигенерации обладают приемлемыми показателями экономической эффективности, статический срок окупаемости предложенных схем полигенерации не превышает пяти лет, а внутренняя норма доходности не снижается менее 22,8 %

Оценка возможности перевода энергетических котлов на альтернативные твердые топлива путем моделирования процессов горения

. Currently, the transition to alternative fuel during the operation of thermal power plants (TPP) occurs due to the reduction and unreliability of coal supplies, deterioration of its quality, proposals for the use of cheaper fuel, tightening environmental requirements. Alternative fuel means such coal, for the use of which the boilers have not been designed during their design or reconstruction, as well as coal that has not previously undergone industrial or experimental combustion at this TPP. When converting boilers to alternative fuels, the main problems are: slag of the furnace shields and heating surfaces located above the furnace; fouling of convective heating surfaces; instability of non-designed fuel combustion; abrasion of the convective part of boilers; reduction of environmental performance; change in operating conditions of dust preparation, slag removal, ash collection and fuel supply systems. Before conducting experimental combustion of alternative fuels, it is advisable to carry out a preliminary assessment of its combustion possibility using numerical simulation, which makes it possible to identify emerging problems in advance. The most important factor in assessing the possibility of using alternative fuels is the influence of thermal performance, fuel and ash characteristics on the slagging of heating surfaces in the furnace. For a long time, the ability of ash to slagging was determined by the results of a fusibility test by changing the shape of a pyramid of ash particles during its gradual heating to various states according to the specific temperatures, viz. the initial deformation temperature, the softening temperature, the hemispherical temperature. The fusibility test cannot predict the real situation that occurs during the boiler operation. In addition, it does not allow ranking coals according to their tendency to slagging, which is necessary for the preliminary selection of alternative coal. Therefore, it is proposed to use the Watt - Fereday method with Bomkamp’s refinement for calculating the slagging index for ranking coals according to suitability as non-design fuels.В настоящее время переход на альтернативное топливо при работе ТЭС возникает вследствие сокращения и необеспеченности поставок угля, ухудшения его качества, предложений по использованию более дешевого топлива, ужесточения экологических требований. Под альтернативным топливом понимается уголь, на использование которого не были рассчитаны котлы при их проектировании или реконструкции, а также ранее не прошедший промышленного или опытного сжигания на данной ТЭС. При переводе котлов на альтернативные топлива основными проблемами являются: шлакование топочных экранов и поверхностей нагрева, расположенных над топкой; загрязнение конвективных поверхностей нагрева; неустойчивость горения непроектного топлива; абразивный износ конвективной части котлов; снижение экологических показателей; изменение условий работы систем пылеприготовления, шлакоудаления, золоулавливания и топливоподачи. Перед проведением опытного сжигания альтернативного топлива целесообразно проводить предварительную оценку возможности его сжигания с помощью численного моделирования, которое позволяет заблаговременно выявить возникающие проблемы. Важнейшим фактором оценки возможности использования альтернативных топлив является влияние теплотехнических показателей, характеристик топлива и золы на шлакование поверхностей нагрева в топке. Длительное время способность золы к шлакованию определялась по результатам теста на плавкость по изменению формы пирамиды из частичек золы при ее постепенном нагревании до различных состояний с выделением характерных температур: начала деформации, начала размягчения, начала жидкоплавкого состояния. Тест на плавкость не может предсказать реальную ситуацию, которая возникает при эксплуатации котла. Кроме того, он не позволяет ранжировать угли по склонности к шлакованию, что необходимо для предварительного выбора альтернативного угля, поэтому предложено использовать методику Ватта–Фарадея с уточнением Бомкампа по расчету индекса шлакования для ранжирования углей по годности в качестве непроектных топлив

Минимизация влияния возобновляемых источников энергии на работу энергосистемы путем совместного использования солнечной и ветряной генераций

The purpose of the study was to test the hypothesis of the existence of an optimal ratio of the installed capacity of solar and wind power plants, which allows, with a large installed capacity of renewable energy sources with a variable nature of operation, to minimize the impact of their generation on the operation of the power system and reduce the capacity of energy storage devices when they are used in the system. The following tasks were set: on the basis of meteorological data, to calculate hourly energy generation by complexes of solar and wind power plants of various combinations of capacities for several years, analyze the generation and, if the hypothesis is confirmed, find the optimal ratio of capacities. In the course of the study, modeling methods and numerical methods for solving optimization problems were used, viz. the iteration method and the nonlinear least squares method. The optimal range of the ratio of solar and wind power plants installed capacities in a separate complex and in the whole power system for the conditions of the Republic of Belarus was determined, which was 0.4:1–0.6:1 (sun:wind). Complexes of energy sources with a power ratio in the specified range can reduce the required capacity of energy storage systems compared to the capacity for only solar or only wind power plants by 2.6–4.0 times, which leads to a reduction in capital costs and the payback period of the project. Going beyond the recommended range leads to a pronounced surplus or shortage of electricity generation in different periods of the day of different periods of the year, depending on the ratio of installed capacities. Also, the optimal specific capacity of energy storage systems for complexes consisting of solar and wind power plants in the installed capacities recommended ratios was determined, which amounted to 0.4–0.8 kW×h/kW of total installed capacity.Цель исследования – проверка гипотезы о существовании оптимального соотношения установленной мощности солнечных и ветряных электростанций, позволяющего при большой установленной мощности возобновляемых источников энергии с переменным характером работы минимизировать влияние их генерации на работу энергосистемы и снизить емкость накопителей энергии при их использовании в системе. Были поставлены следующие задачи: на основе метеорологических данных произвести почасовой расчет выработки энергии для нескольких лет комплексами из солнечных и ветряных электростанций различной комбинации мощностей, провести анализ выработки и при подтверждении гипотезы найти искомое соотношение мощностей. В ходе исследования применялись методы моделирования и численные методы решения задач оптимизации: метод итерации и нелинейный метод наименьших квадратов. Определен оптимальный диапазон соотношения установленных мощностей солнечных и ветряных электростанций в отдельном комплексе и в целом энергосистеме для условий Республики Беларусь, который составил от 0,4:1,0 до 0,6:1,0 (солнце:ветер). Комплексы энергоисточников, имеющих соотношение мощностей в указанном диапазоне, позволяют снизить требуемую емкость систем накопления энергии по сравнению с емкостью для только солнечных или только ветряных электростанций в 2,6–4 раза, что ведет к уменьшению капитальных затрат и срока окупаемости проекта. Выход за пределы рекомендуемого диапазона приводит к выраженному переизбытку либо дефициту выработки электроэнергии в различные периоды суток разных периодов года в зависимости от соотношения установленных мощностей. Также определена оптимальная удельная емкость систем накопления энергии для комплексов, состоящих из солнечных и ветряных электростанций в рекомендуемых соотношениях установленных мощностей, которая составила 0,4–0,8 кВт·ч/кВт суммарной установленной мощности

Исследование тепло- и массообмена в процессе топливоподготовки частицы биомассы с высокой влажностью

Currently, in a number of countries an urgent task for development of fuel and energy complexes is to increase the share of generation by involving solid fuels in circulation. Among such projects, those that allow the disposal of waste from various industries are particularly significant. Expired food products in this context are represented as a renewable local energy resource. However, such products require serious activities to prepare them for incineration or other type of high-temperature processing in order to obtain energy. The purpose of the present work is to improve methods of preparing fuel from recycled carrot fruits (unsuitable for use in the food sector). During the fuel preparation of carrots, the drying stage is limiting for the rational organization of its processing in boilers. In addition, the drying stage is extremely energy-consuming, so reliable prediction of its kinetics largely determines the efficiency of the entire technological process. In the course of the study, the following tasks were solved: a numerical method was developed for describing the processes of internal and external heat and mass transfer problems using an explicit difference approximation of differential equations of heat and mass transfer; parametric identification of the proposed one-dimensional mathematical model was performed using empirical dependencies known from literature sources; empirical verification of the proposed mathematical model was carried out by comparing the calculated forecasts obtained with the results of their own field experiments. The fact that the proposed mathematical model and the results of the full-scale experiment are independent, while the calculated forecasts and experimental data are in good agreement, makes us possible to consider the proposed calculation method as a reliable scientific basis for a computer method for calculating of heat and mass transfer processes when organizing the preparation of fuel from carrot fruits.В настоящее время актуальной задачей развития топливно-энергетических комплексов ряда стран является увеличение доли генерации за счет вовлечения в оборот твердого топлива. В ряду подобных проектов особенно значимыми являются те, которые позволяют утилизировать отходы различных производств. Пищевые продукты с истекшим сроком годности в таком контексте представляются возобновляемым местным энергетическим ресурсом. Однако такие продукты требуют серьезных мероприятий по их подготовке к сжиганию или другому виду высокотемпературной переработки с целью получения энергии. Целью настоящей работы является совершенствование методов подготовки топлива из утилизируемых плодов моркови (непригодных для использования в пищевой сфере). При топливоподготовке моркови стадия сушки является лимитирующей для рациональной организации ее переработки в котлоагрегатах. Кроме того, стадия сушки является крайне энергозатратной, поэтому надежное прогнозирование ее кинетики во многом определяет эффективность всего технологического процесса. В ходе исследования решены следующие задачи: разработан численный метод описания процессов внутренней и внешней задач тепломассообмена с использованием явной разностной аппроксимации дифференциальных уравнений тепломассопереноса; выполнена параметрическая идентификация предложенной одномерной математической модели с использованием известных из литературных источников эмпирических зависимостей; проведена эмпирическая проверка предложенной математической модели путем сравнения получаемых расчетных прогнозов с результатами собственных натурных экспериментов. Тот факт, что предложенная математическая модель и результаты натурного эксперимента являются независимыми, при этом расчетные прогнозы и экспериментальные данные находятся в хорошем соответствии, позволяет рассматривать предложенный метод расчета как достоверную научную основу для компьютерного метода расчета тепломассообменных процессов при организации приготовления топлива из плодов моркови