Оптимизация системы электроснабжения на базе энергоустановок с возобновляемыми источниками энергии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.08, кандидат наук Алькатаа Ахмед М.М.

• Алькатаа Ахмед М.М.
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Алькатаа Ахмед М.М.

СПИСОК СОКРАЩЕНИИ.....................................................................................5

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................7

РАЗДЕЛ 1 ПОВЫШЕНИЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИИ РАСПОЛОЖЕНИЯ ВЕТРОЭНЕРГОУСТАНОВОК...........17

1.1 Предпосылки оптимизации.........................................................................17

1.2 Определение существующих потерь на затенение...................................18

1.2.1 Факторы, влияющие на размещение ВЭУ на площадке ВЭС........18

1.2.2 Определение базовой величины выработки электроэнергии за год,

рассчитанной для отдельно стоящей ВЭУ USW 56-100.......................... 18

1.2.3 Расчет потерь и выработки электроэнергии каждой ветротурбиной

в составе ВЭС................................................................................................20

1.3 Оптимизация расположения ВЭУ и расчет планируемой выработки электроэнергии........................................................................................................23

1.3.1 Взаимное затенение ветротурбин......................................................23

1.3.2 Оптимизация расположения ВЭУ на первом ветрополе Мирновской ВЭС...........................................................................................................................24

1.3.3 Расчет ожидаемой выработки электроэнергии................................25

1.4 Сравнение результатов расчетов................................................................27

1.5 Оптимизация расположения ветроэнергоустановок при ограниченной выделяемой площади..............................................................................................28

1.6 Повышение энергетического потенциала Палестины при использовании энергоустановок ветроэнергетики.........................................................................39

1.7 Выводы по разделу.......................................................................................53

РАЗДЕЛ 2 ЭФФЕКТИВНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ РАБОТЫ ВЭУ В СОСТАВЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ ВЭС В КРЫМУ...................................................................55

2.1 Схемотехнические решения промышленной Мирновской ВЭС............55

2.2 Энергетическая эффективность и показатели надежности эксплуатации ВЭУ в составе ВЭС.................................................................................................60

2.3 Экспериментальные исследования эксплуатационных режимов работы ВЭУ в составе ВЭС.................................................................................................64

2.3.1 Программа и методика экспериментальных исследований эксплуатационных режимов работы ВЭУ в составе ВЭС..................................64

2.4 Экспериментальные исследования перенапряжений в энергосистеме при генерировании активной электроэнергии ВЭУ в составе ВЭС..........................69

2.5 Оптимизация режима генерирования активной электроэнергии ВЭУ при перенапряжениях в энергосистеме и повышение надежности работы ветротурбины...........................................................................................................70

2.6 Создание математической модели и использование ее как инструмента по определению выходных параметров ветроэнергетической установки ........ 72

2.7 Анализ энергетических характеристик ВЭУ USW 56-100 с новыми и штатными лопастями по результатам испытаний в составе Мирновской ВЭС .........................................................................................................................76

2.8 Выводы по разделу....................................................................................... 84

РАЗДЕЛ 3 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭНЕРГОУСТАНОВОК ВИЭ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ........................................................................................84

3.1 Фотоэлектрические системы на солнечных батареях..............................87

3.2 Анализ качества электрической энергии, генерируемой солнечной электростанцией в энергосистему.........................................................................93

3.3 Анализ годовой выработки электроэнергии комбинированной системы в составе ВЭС и СЭС...............................................................................................106

3.4 Определение мощности ВЭС и СЭС........................................................111

3.5 Распределение нагрузки между станциями.............................................113

3.6 Вывод уравнения оптимизации................................................................115

3.7 Выводы по разделу.....................................................................................125

РАЗДЕЛ 4 ОПЕРАТИВНОЕ КОММУТИРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ АВТОМАТИЧЕСКОЙ КОММУТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ОБЩУЮ СЕТЬ.......................................................................................................................127

4.1 Регулирование мощности в энергосистеме.............................................127

4.2 Оптимизация структуры и параметров электрогенерирующих комплексов.............................................................................................................128

4.3 Разработка автоматического коммутирующего устройства генерации электроэнергии ВЭС, СЭС и ТЭС в общую сеть...............................................138

4.4 Разработка алгоритма и программы управления генерацией электрической энергии от ВЭС, СЭС и ТЭС......................................................155

4.5 Структурная блок-схема работы оперативного автоматического коммутатора на логических элементах...............................................................159

4.6 Оценка технико-экономического эффекта от внедрения разработанного устройства коммутации .......................................................................................163

4.7 Выводы по разделу.....................................................................................165

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.....................................................................................................167

ЛИТЕРАТУРА.......................................................................................................169

Приложение А.......................................................................................................184

Приложение Б........................................................................................................185

Приложение В........................................................................................................187

Приложение Г........................................................................................................188

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВИЭ - возобновляемые источники энергии;

ВЭУ - ветроэнергоустановка;

ВЭС - ветроэлектростанция;

СЭС - солнечная электростанция;

ТЭС - теплоэлектростанция;

ФЭП - фотоэлектрический преобразователь;

КУ - коммутирующее устройство;

МК - микроконтроллер;

ТУ - трансформатор;

УТ - транзистор;

УБ - диод;

ЦП - центральная подстанция;

ВЭМ - ветроэлектрический модуль;

ВЛ - воздушная линия;

ВТ - ветротурбина;

ФЭС - фотоэлектрические системы;

СК - схема коммутации;

РИП - резервный источник питания;

СБ - солнечная батарея;

СН - стабилизатор напряжения;

ИСН - импульсный стабилизатор напряжения;

СМ - солнечные модули;

ПС - панель сборки;

И - инвертор;

БЗАБ - блок заряда аккумуляторных батарей; В - выпрямитель; Ф - фильтр,

УПТ - усилитель постоянного тока,

УМ - усилитель мощности,

БК - батарея конденсаторов;

ДА - аналоговая микросхема;

ДД - цифровая микросхема;

Т.у.т. - тонн условного топлива;

Кг - коэффициент гармоник;

ГТГ - газотурбинный генератор;

УРМ -устройство регулировки мощности;

Г - генератор;

РН - регулятор напряжения;

РИП - резервный источник питания;

АБ - аккумуляторные батареи;

ПС - панели сборки;

КЦ - коммутирующее устройство;

БЗАБ - блок заряда аккумуляторных батарей;

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности.

АЕР - годовое производство энергии.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация системы электроснабжения на базе энергоустановок с возобновляемыми источниками энергии»

ВВЕДЕНИЕ

Проблема повышения энергоэффективности энергоустановок с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ) остается одной из приоритетных среди задач, которые решаются в энергетике. Разработка основных направлений повышения энергоэффективности генерирующих систем и систем электроснабжения связана с определением причин нерационального использования энергоресурсов.

В последние годы ввиду повышения потребления электрической энергии в промышленности и сельском хозяйстве возник дефицит производимой электрической энергии. Наращивание объемов производства электрической энергии традиционными способами приводит к ухудшению экологической обстановки (повышению выбросов углекислого газа в атмосферу, истощению запасов углеводородов).

Одним из вариантов решения данной проблемы является применение возобновляемых источников электроэнергии. Внедрение комплексных электрогенерирующих систем, использующих возобновляемые и невозобновляемые источники энергии, является сложной задачей, возникают проблемы по оперативному управлению данными станциями. Солнечные электростанции (СЭС), ветроэлектростанции (ВЭС) имеют нелинейные элементы, что приводит к ухудшению показателей качества электрической энергии, при незначительной мощности таких электрогенерирующих систем, они не вызывают значительных искажений формы напряжения и тока общей энергосистемы, в которую происходит генерация. Если мощность электрогенерирующих систем СЭС и ВЭС возрастает и может быть в некоторой степени соизмеримой с мощностью общей сети энергосистемы, то это вызывает искажение формы напряжения и тока в общей сети. В настоящее время применяют модели не учитывающие в полной мере параметры основных элементов электрической сети, они не позволяют определить основные показатели качества - несинусоидальность, несиметрию на зажимах отдельных электроприёмников, подключенных к сети электроснабжения использующей традиционные и возобновляемые источники генерации электрической энергии.

Поэтому необходима оптимизация структуры и параметров электрогенерирующих комплексов и режимов работы энергоустановок с возобновляемыми источниками энергии, а также дальнейшее развитие научных исследований по разработке эффективных моделей, методик и разработка технических решений по их применению.

Другой актуальной задачей является оптимизация работы электрогенерирующих систем, работающих как на общую сеть энергосистемы, так и для электропитания отдельных предприятий с превалированием доли использования энегроагрегатов возобновляемой энергетики.

Для достижения поставленных задач необходимым является анализ и оптимизация работы ВЭС и СЭС на общую сеть. Исследования выполняются для решения поставленных задач, разработки способов автоматической коммутации генерирующих станций возобновляемой и традиционной энергетики, разработки оперативного коммутирующего устройства на основе современной элементной базы.

На сегодня в Крыму запроектировано, построено и введено в эксплуатацию 7 промышленных ветровых электростанций общей мощностью около 85 МВт: Донузлавская, Судакская, Сакская, Тарханкутская, ветропарк Керченский, Пресноводненская и Восточно-Крымская. На этих станциях используются более чем 750 ветроустановок USW56-100 мощностью 107,5 кВт и 18 ветроустановок Т600-48 мощностью 600 кВт с асинхронными генераторами и емкостной компенсацией реактивной мощности.

Крымский полуостров обладает высоким потенциалом для использования возобновляемых источников энергии, таких как солнце и ветер. Однако, данные первичные источники энергии имеют случайный характер, что затрудняет оценку потенциала выработки электроэнергии. В Крыму работают 5 солнечных электростанций общей мощностью 330 МВт.

В настоящее время известно большое количество разработок по методам предварительной оценки потенциала выработки электроэнергии генерирующими системами с использованием ВИЭ. Много исследований посвящено изучению распределения скоростей ветра, есть работы,

направленные на изучение законов распределения солнечной радиации. Однако анализ статистических характеристик комбинированной работы фотопреобразователей (ФЭП) и ветроустановок (ВЭУ) с целью определения оптимального состава проектируемых генерирующих мощностей в одной системе в литературе не рассмотрен.

Специалистами различных стран, включая Россию, ведется работа по повышению энергоэффективности и оптимизации работы энергоагрегатов возобновляемых источников энергии. Большой вклад в этом направлении внесли Д.С. Стребков, М.Г. Тягунов, В.Г. Николаев, В.В. Харченко, Н.К. Малинин, П.П. Безруких, Р.А. Амерханов, А.И. Некрасов, Г.М. Моргунов, В.Ф. Резцов, А.В. Рыженков и др.

Строительство и ввод в эксплуатацию СЭС в Крыму позволяет в значительной мере уменьшать энергодефицит на Крымском полуострове. Солнечная электростанция генерирует электрическую энергию практически в течении всего года: в зимнее время генерация электроэнергии в энергосистему продолжается в течение 8 часов - с 1000 до 1800, а в летнее время в течение 1415 часов с 500 и до 1900 часов. Генерация происходит в течение дневного времени, а потребление электрической энергии нагрузкой осуществляется в течение практически суток, то есть, и в ночное время. В ночное время солнечная электростанция не генерирует электрическую энергию, потребители используют электроэнергию из энергосистемы, в которую генерируют другие источники энергии. Как только прекращается генерация СЭС электроэнергии другие генерирующие устройства не могут включаться, так как для тепловой электростанции (ТЭС) необходимо время для включения и ввода технологического режима.

Расход топлива ТЭС зависит от того, с какой мощностью она будет работать в каждом расчетном интервале времени. Если ВЭС работают в минимальном режиме, то есть генерирует мощность, отличающуюся от расчетной, то в системе возрастает нагрузка на ТЭЦ, и она потребляет большее количество топлива для увеличения мощности генерации электроэнергии. Каждый введенный кВт мощности ВЭС будет давать значительную экономию

топлива за счет разгрузки неэкономичного оборудования ТЭС. Поэтому важной задачей является распределение нагрузки между электростанциями.

Опыт эксплуатации введенных в действие промышленных ВЭС, построенных на основе серийных ветроэлектрических установок USW56-100 и Т600-48, свидетельствует о частых выходах из строя ветрогенерирующего оборудования. Ориентировочная теоретическая оценка перенапряжения на основных элементах станции, полученная для условий Мирновской ВЭС, показывает, что в дневной период при номинальной скорости ветра возможно повышение фазного напряжения генератора в пределах допустимых 240В. Величина перенапряжения в ночное время может возникать чаще и быть более значительной в результате уменьшения нагрузки электросистемы.

Проектные решения введенных в эксплуатацию ВЭС не предусматривают специальных средств для уменьшения перенапряжения на ВЭУ. Уменьшение перенапряжения на ВЭУ путем отключения компенсационных конденсаторов приводит к чрезмерному потреблению реактивной электроэнергии ВЭС в процессе эксплуатации. В частности, в отдельные периоды работы ВЭС объем потребления реактивной электроэнергии из системы для Мирновской ВЭС составляет до 80% от объема генерирования активной энергии в систему. Решение задачи уменьшения перенапряжения ВЭУ приведет к сокращению объемов потребления реактивной электроэнергии ВЭС.

В альтернативной энергетике большинство проектов носят инвестиционный характер. Это означает, что получение прибыли и вложение капитала происходят не одновременно. Любая инженерная задача предполагает многовариантность решения. В энергетической отрасли благодаря взаимозаменяемости энергоресурсов всегда имеются возможности по-разному решать проблемы энергоснабжения. Каждый вариант решения - это вариант инвестиционного проекта. В результате проведения финансово-экономического анализа выбирается вариант, обеспечивающий получение наилучшего экономического результата.

Инвестиционный проект имеет несколько стадий:

- Первая стадия - изучение возможных вариантов реализации проекта, прогнозная оценка затрат.

- Вторая стадия (инвестиционная) - окончательно выбираются участники-исполнители проекта, готовится проектная документация.

- Третья стадия (производственная) - эксплуатация объекта.

"Зеленый тариф" - это специальная высокая цена, по которой закупается

электроэнергия, произведенная при помощи альтернативных источников энергии: солнца, ветра, воды, тепла земли, биогаза и других [129].

"Зеленый тариф" сегодня используют более 60 стран мира. Это один из самых распространенных и эффективных стимулов развития "чистой" энергетики.

По "зеленым ценам" можно продавать энергию, добытую с помощью установок, использующих солнце, ветер, биомассу, а также небольших гидроэлектростанций.

К сожалению, уже существующие ВЭС, в том числе и Мирновская, проектировались давно, к тому же разными организациями, имевшими опыт работы только в традиционной энергетике. В то время не было необходимого программного обеспечения, не было опыта строительства ветростанций. В результате этого на сегодняшний день коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) Мирновской ВЭС составляет всего 7,2%. Увеличение доли ВИЭ возможно не только за счет строительства новых ветропарков, но и за счет модернизации и реконструкции старых.

Применение ветроэнергоустановок признается крайне важным в регионах с высокими скоростями ветра и отсутствием других стабильных источников [1, 2]. К тому же они способствуют экономии традиционных видов топлива, а энергосбережение обеспечивает конкурентоспособность в различных сферах деятельности и требует формирования соответствующих механизмов [3, 4]. Для оценки ветрового потенциала используются различные способы мониторинга [5, 6]. Причем в их основе могут лежать как расчеты на основе известных функциональных зависимостей [7], так и новейшие разработки в области экспериментального определения характеристик

ветрового потока на высоте расположения ротора ветроэнергоустановок [6]. Для каждой отдельно взятой местности процесс проектирования и сооружения ВЭС должен быть индивидуальным так же, как и параметры и характеристики ВЭС. Это обуславливается не только различными внешними условиями, но и разными применяемыми ВЭУ. Они могут отличаться по мощности, по конструкции (например, с горизонтальным и вертикальным расположением оси вращения) [8 - 10], по типу используемого генератора. В некоторых случаях предлагают использовать нестандартные схемы с типовыми генераторами постоянного тока, синхронными или асинхронными, а двухроторные генераторы [11]. Безусловно, можно обобщать основные сведения по проведению предварительных расчетов и составлению схем [12], но после реализации проекта реальные полученные результаты всегда с некоторой долей вероятности будут расходиться с теоретическими. Эффективность ветроэлектростанций пытаются оценить в ряде работ [1, 13], причем с обобщением по площади использования и для стандартных диаметров ветроколес в широком диапазоне от 50 до 100 метров. При этом все же наиболее значимыми являются данные, полученные экспериментальным путем. Не всегда типовая комплектация ветроэлектроустановок является оптимальной, не требует усовершенствований. Поэтому интерес представляют новые разработки, способные в лучшую сторону изменить энергетические характеристики ветроэлектроустановок. К тому же, для ВЭУ с небольшими диаметрами ветроколеса существует проблема частых поломок при усилении скоростей ветра и износе.

Целью исследования является снижение расхода природного газа на ТЭС при ее совместной работе в сети с ВИЭ, за счет использования системы коммутации источников энергии при совместной их работе.

Задачи исследования:

1. Определить оптимальные параметры размещения ветроэнергоустановок на ветрополе и режимы их работы в составе промышленных ВЭС с целью повышения выработки электрической энергии.

2. Разработать математическую модель, описывающую изменения расхода топлива ТЭС в зависимости от количества энергии, вырабатываемой ВИЭ.

3. Разработать алгоритм и устройство автоматической коммутации источников возобновляемой энергии при их совместной работе с общей сетью.

4. С использованием имитационной модели провести испытания работоспособности и эффективности разработанной системы коммутации источников возобновляемой энергии при совместной их работе с общей сетью.

5. Оценить экономический эффект от внедрения разработанного устройства коммутации.

Объектом исследования является комплекс технических средств, состоящий из электрогенерирующих станций и блок оперативного управления для работы с общей сетью электроснабжения.

Предметом исследований является процесс работы электрогенерирующих установок возобновляемой энергетики, работающих на общую сеть энергосистемы, влияние перенапряжения на работу ВЭС взаимосвязь энергетических и электрических параметров при различных значениях скорости ветра и освещенности для ВЭУ и фотоэлектрических систем (ФЭС) соответственно, при различных вариантах коммутации и генерации электроэнергии.

Научная новизна работы:

1. Разработана методика расчета оптимального расположения ВЭУ с различной высотой и мощностью с учетом их взаимного затенения.

2. Разработана математическая модель, описывающую изменения расхода топлива ТЭС в зависимости от количества энергии, вырабатываемой ВИЭ с использованием метода Лагранжа и множителей Лагранжа.

3. Разработан алгоритм и программа для микроконтроллера управления генерацией электрической энергии от ВЭС, СЭС, ТЭС.

4. Решена задача регулирования баланса мощности в энергосистеме, осуществляемого за счет коммутационных переключений ВЭС, СЭС при совместной работе с ТЭС.

Практическая и теоретическая значимость. Материалы диссертационной работы рекомендуются для использования при проектировании ВЭС, на диспетчерских пунктах, а также для имитационного моделирования обучающимися по направлению электроэнергетика.

1. Разработанная методика расчёта позволяет определить оптимальное расположение ВЭУ при проектировании ВЭС, оптимизировать режимы распределения нагрузки в совмещенной системе с ВИЭ и выбрать наиболее рациональное техническое решение для получения максимальной энергетической эффективности для конкретных условий.

2. Разработанное автоматическое коммутирующее устройство позволяет производить оперативную коммутацию двух и более электрических станций для оперативного диспетчерского управления электрогенерирующими станциями, подключаемыми к энергосистеме. Цифровой дисплей дает возможность контролировать энергетические параметры электростанций. Коммутирующее устройство позволяет осуществить автоматический выбор генерирующих станций, энергетические параметры которых соответствуют требуемым номинальным значениям, и выполнить коммутацию этих станций для генерирования электрической энергии в общую сеть энергосистемы.

3. Разработанная математическая модель, описывающая изменения расхода топлива ТЭС в зависимости от количества энергии, вырабатываемой ВИЭ позволяет обосновать и дать оценку энергоэффективности работы электростанций с использованием энергоагрегатов возобновляемой энергетики и может быть полезной в процессе обучения и подготовки специалистов в области имитационного моделирования для регулирования мощности в энергосистеме.

4. Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс ФГАОУ ВО «Крымский федеральный университет им. В.И. Вернадского» для выполнения выпускных квалификационных работ по направлению подготовки «Электроэнергетика и электротехника».

Методика исследований. При выполнении работы применялись аналитические и экспериментальные методы исследования, включающие:

метод численного прогнозирования погоды; методы линейной алгебры; метод Лагранжа; численный метод; методы математической статистики; метод имитационного моделирования; метод математического моделирования с использованием системы компьютерной алгебры MathCAD Prime 3; программирование; моделирование в программе Maple.

Положения, выносимые на защиту:

1. Разработана методика расчета оптимального расположения ВЭУ с различной высотой повышающая выработку на 17% с 1 км2, включающая определение скорости ветра за ветроколесом для рачета генерируемой мощности, расчет полезной площади ветроколеса и позволяющая определить оптимальное расположение ВЭУ в условиях ограниченной площади с учетом взаимного затенения.

2. Разработана математическая модель, описывающая изменения расхода топлива ТЭС в зависимости от количества энергии, вырабатываемой ВИЭ с использованием метода и множителей Лагранжа, позволяющая теоретически обосновать и производить оценку энергоэффективности работы электростанций с использованием энергоагрегатов возобновляемой энергетики.

3. Разработан алгоритм автоматической коммутации источников возобновляемой энергии при их совместной работе с общей сетью, позволяющий регулировть мощность в энергосистеме.

4. На основании технико-экономического расчета определено, что разработанное оборудование автоматической коммутации ТЭС, ВЭС и СЭС позволяет на 10% ускорить процесс перекоммутации, экономия топлива составит Эт=37,96 тыс. м3, а в денежном эквиваленте Зт= 35655 руб. в год, срок окупаемости 2,8 лет.

Достоверность научных положений и выводов подтверждается соответствием теоретических и экспериментальных результатов исследований, полученных в лаборатории возобновляемых источников энергии кафедры «Электроэнергетики и электротехники» Физико-технического института (структурное подразделение) ФГАОУ ВО «Крымского федерального университета им. В.И. Вернадского» и на действующей Мирновской ВЭС ГУП

«Крымские генерирующие станции» г. Симферополь, а также СЭС, принадлежащей ОАО «Гринтек энерджи».

Участие в выполнении инициативных НИОКТР № АААА-А-16-116040410012-0 2016 г. «Повышение эффективности комбинированных фототермических установок когенерации электрической и тепловой энергии» и НИОКТР № АААА-А18-118112990060-6 2018 г. «Разработка методов и устройств преобразования энергии морских волн в электрическую энергию».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены и одобрены на ежегодных конференциях аспирантов, сотрудников и преподавателей Физико-технического института (структурное подразделение «КФУ им. В.И. Вернадского»).

Публикации результатов. По теме диссертации опубликованы 5 печатных работ, в том числе 4 работы в изданиях, рекомендуемых ВАК, 1 работа опубликована в издании, индексируемом в Scopus.

Структура диссертации и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4-ех разделов, заключения, списка сокращений, списка литературы и приложений. Работа изложена на 197 страницах машинописного текста, содержит 79 рисунков, 28 таблиц.

РАЗДЕЛ 1 ПОВЫШЕНИЕ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИИ РАСПОЛОЖЕНИЯ ВЕТРОЭНЕРГОУСТАНОВОК

1.1 Предпосылки оптимизации

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) -отношение среднеарифметического значения мощности к установленной мощности электроустановки за определенный интервал времени. Для электростанций показателем использования установленной мощности является отношение произведенной за определенный интервал времени электрической энергии к установленной мощности электростанции (в часах за год).

Коэффициент использования установленной мощности ВЭС - КИУМ является суммарным показателем:

- качества проектных решений (соответствия параметров ВЭУ району сооружения ВЭС по среднегодовой скорости ветра);

- эффективности работы оборудования в метеоусловиях конкретной площадки размещения ВЭС и особенностей рельефа площадки (правильный учет взаимного затенения ВЭУ и влияния рельефа на среднегодовую скорость ветра);

- эффективности деятельности эксплуатационного, ремонтного и административного персонала.

Для первого ветрополя Мирновской ВЭС КИУМ составляет всего 7,2%. В настоящее время - это очень низкий показатель. Он свидетельствует о неэффективном расположении ВЭУ, которое ведет к большим потерям на затенение и, как следствие этого, о необходимости реконструкции ветрополя.

Оптимизация солнечных электростанций возможна за счет использования солнечных батарей с более высоким коэффициентом полезного действия (КПД) при меньших массо-габаритных размерах; расположении на одной и той же площади гелиополя на разных высотах - ярусах, причем высота должна быть такой, чтобы не создавалось значительное затенение на нижнем

ярусе; современные вторичные преобразовательные устройства и блоки (например, инверторы) имеющие при невысокой стоимости лучшие энергетические характеристики и показатели.

1.2 Определение существующих потерь на затенение

1.2.1 Факторы, влияющие на размещение ВЭУ на площадке ВЭС

Размещение оборудования ВЭС на отведённой территории обусловлено следующими факторами:

- наличие ветрового режима, необходимого для работы ветроэнергетических установок;

- наличие свободных от застройки и насаждений земель, не используемых, или мало используемых для сельскохозяйственного производства, возможность их изъятия для строительства ветростанции;

- санитарные условия, обеспечивающие нормативное удаление ВЭС от населённых пунктов и других объектов;

- возможность выдачи электроэнергии в существующие сети при сравнительно минимальных затратах на сетевое строительство;

- рациональные трассы транспортных и инженерных коммуникаций;

- минимальное влияние сооружений ВЭС на окружающую среду. Всем вышеперечисленным факторам соответствует выбранная площадка

ВЭС.

1.2.2 Определение базовой величины выработки электроэнергии за год, рассчитанной для отдельно стоящей ВЭУ USW 56-100

Суммарная величина годовой выработки электроэнергии рассчитывается на основе совместного рассмотрения графика выходной мощности и различных базовых частотных распределений скорости ветра [1]. В качестве базового частотного распределения скорости ветра необходимо использовать

распределение Релея, которое эквивалентно распределению Вейбулла с коэффициентом формы 2. Оценка годовой выработки электроэнергии должна проводиться для уровня высоты оси ветроколеса по формуле:

N

^/Р- + Р\

- ГО^)] ( 1-12 '), (1.1)

¿=1

где АЕР - годовое производство энергии, кВт-ч;

N - расчетное количество часов в году, равное 8760 ч; N - число бинов, шт.;

V - нормализованная и усредненная скорость ветра в бине ¡, м/с;

Рг - нормализованная и усредненная генерируемая мощность в бине ^ Вт; ¥(У) - интегральная вероятностная функция распределения Релея для скорости ветра.

¥(У) определяется по следующей формуле:

р(1/)=1-Ч"4(£)2} (1-2)

где - годовая средняя скорость ветра на высоте оси ветроколеса, 5,5 м/с;

V - скорость ветра, м/с.

Суммирование начинается присваиванием величине значения ^ -0,5 м/с, а величине - значения 0,0 кВт.

Результаты расчетов приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Генерация электроэнергии при различных скоростях ветра

Скорость ветра на высоте ступицы Уг, м/с Выходная мощность Рг, кВт Коэффициент мощности СРг, Функция распределения Релея для скорости ветра Р(У) Произведение т)-т 1)]( ' з ')

5,0 0,00 0,0000 0,4773

5,5 4,00 0,1543 0,5439 0,1331

6,0 8,00 0,2377 0,6071 0,3794

6,5 12,50 0,2922 0,6659 0,6029

7,0 17,00 0,3182 0,7196 0,7918

7,5 22,00 0,3347 0,7677 0,9377

8,0 28,00 0,3510 0,8100 1,0580

Скорость ветра на высоте ступицы VI, м/с Выходная мощность Рц кВт Коэффициент мощности СР,, Функция распределения Релея для скорости ветра Р(У) Произведение

8,5 34,00 0,3554 0,8466 1,1350

9,0 41,00 0,3610 0,8778 1,1683

9,5 48,50 0,3631 0,9039 1,1671

10,0 56,00 0,3595 0,9254 1,1229

10,5 63,50 0,3521 0,9428 1,0416

11,0 71,00 0,3424 0,9567 0,9366

11,5 79,00 0,3334 0,9677 0,8219

12,0 88,00 0,3269 0,9762 0,7094

12,5 98,00 0,3221 0,9827 0,6035

13,0 107,50 0,3141 0,9875 0,5019

13,5 107,50 0,2805 0,9912 0,3896

14,0 107,50 0,2515 0,9938 0,2849

14,5 107,50 0,2264 0,9957 0,2054

15,0 107,50 0,2045 0,9971 0,1460

15,5 107,50 0,1853 0,9980 0,1023

16,0 107,50 0,1685 0,9987 0,0707

16,5 107,50 0,1536 0,9991 0,0482

17,0 107,50 0,1405 0,9994 0,0324

17,5 107,50 0,1288 0,9996 0,0215

18,0 107,50 0,1183 0,9998 0,0140

18,5 107,50 0,1090 0,9999 0,0090

19,0 107,50 0,1006 0,9999 0,0058

19,5 107,50 0,0931 0,9999 0,0036

20,0 107,50 0,0863 1,0000 0,0022

20,5 107,50 0,0801 1,0000 0,0014

21,0 107,50 0,0745 1,0000 0,0008

21,5 107,50 0,0694 1,0000 0,0005

22,0 107,50 0,0648 1,0000 0,0003

Суммарное значение 14,449645

Находим АЕР = 8760-14,449645= 126578,89, (кВтч / год).

1.2.3 Расчет потерь и выработки электроэнергии каждой ветротурбиной в составе ВЭС

В первую очередь учтем механические и электрические потери в генераторе, которые составляют около 8%. Также по заданному количеству

часов простоя турбин находим соответствующий коэффициент (Кпростоя) и отнимаем данные потери, результаты расчетов заносим в таблица 1.2.

Расстояния между рядами ВЭУ принимались равными от 10 до 11 Э в затененном направлении, а между отдельными ВЭУ - 2 Э.

Расчетная годовая выработка электроэнергии каждой из ВЭУ в данном конкретном случае с учетом взаимного затенения и влияния рельефа Жг определяется по формуле:

щ = щп • ^ , (1.3)

где ^ - годовая выработка электроэнергии каждой из ВЭУ, кВтч / год;

Шп - годовой потенциал выработки электроэнергии, отдельно стоящей ВЭУ, кВтчас / год, с учетом вышеперечисленных потерь; Кз1 - коэффициент затенения данной ВЭУ, учитывающий результирующие потери электроэнергии от затенения. В данном расчете потери от влияния рельефа можно не учитывать, так как при реконструкции они не изменятся.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Алькатаа Ахмед М.М., 2019 год

СН И

КУ-1

О

АБ

потр. = I

потреб. ~ I

а)

СБ СН И —► "

КУ-1 -^

—► ]

и

АБ

потреб. 3-х фаз

потр. = I

б)

Рисунок 3.1 - Фотоэлектрические системы: а) однофазная,

б) трехфазная

Такие системы могут использоваться для автономного электроснабжения локальных объектов, удаленных от общей сети на определенные расстояния, которые могут иметь в своем составе потребителей I категории, не допускающих перерывы при электроснабжении. Блок-схемы ФЭС с

использованием СБ и с резервным источником питания могут быть выполнены для электропитания однофазных приемников синусоидального тока (рисунок 3.2, а) и для электропитания трехфазных приемников (рисунок 3.2, б). Эти системы предусматривают использование солнечных батарей (СБ), коммутирующего устройства (КУ-1) для передачи энергии постоянного тока на стабилизатор напряжения (СН) или для зарядки аккумуляторных батарей (АБ) с целью подзарядки их, либо коммутации потребителей постоянного или переменного тока в темное время или в несолнечные дни при питании нагрузки от АБ и такое переключение КУ-1 предусматривает автоматическую коммутацию; СН выполняет стабилизацию напряжения поступающего от СБ при изменении требуемого уровня напряжения. Стабилизированное напряжение поступает на потребители постоянного напряжения и на инвертор (И), преобразующий постоянного напряжение в однофазное синусоидальное напряжение (рисунок 3.2, а) или в трехфазное синусоидальное напряжение для питания электроприемников однофазным или трехфазным напряжением через нормально замкнутые контакты реле (можно использовать бесконтактные коммутирующие устройства). При снижении напряжения на обмотках реле (К) нормально замкнутые контакты размыкаются и напряжение итп (рисунок 3.2, а) подается на схему коммутации (СК), связанную с АБ, и АБ запускает резервный источник питания (РИП) (дизель-генератор, бензиновый генератор, газовый генератор, могут использоваться и общие электрические сети) и напряжение с РИП подается в систему электропитания объекта. При достижении напряжением на выходе И требуемого номинального значения РИП автоматически отключаются и электроснабжение вновь осуществляется с СБ.

СБ

СБ

а)

СН И

ку-1

и

АБ

потр. = I

—< 1—1 » * 1 « 1 ,К2 ' 1-►

,Кз 1 ^ ►

СК

331

РИП

потреб. 3-х фаз напряж

б)

Рисунок 3.2 - Фотоэлектрические системы с резервным источником питания: а) однофазная, б) трехфазная.

СЭС предназначены для генерирования электрической энергии с фотоэлектрических систем непосредственно в общую сеть энергосистемы. Блок-схема СЭС показана на рисунке 3.3. ФЭС представляет собой солнечные батареи (СБ), собранные в солнечные модули (СМ) и соединенные последовательно, для получения требуемого значения напряжения и параллельно, для получения требуемого значения тока. Количество СБ и СМ выбирается для обеспечения заданной по проекту мощности. Выходы СМ подключаются на панели сборки (ПС). С панелей сборки напряжение постоянного тока подается на трехфазный инвертор (инверторы) с выхода которого трехфазное синусоидальное напряжение преобразуется через трансформатор ТУ1 с первичным напряжением 0,4 кВ и на вторичной обмотке может быть получено напряжение 10 кВ. С выхода ТУ1 напряжение подается

на подстанцию и через повышающий трансформатор ТУ2 с первичным напряжением 10 кВ и вторичным 110 кВ осуществляется на подключение к общей энергосистеме. С целью согласования трехфазного напряжения инвертора с напряжением сети напряжение трех фаз через трансформатор ТУ1 подается на инвертор (И). в этом случае инвертор является ведомым сетью.

СМ

СБ

Рисунок 3.3 - Блок-схема солнечный электростанции

ФЭС соединенные с сетью - данные типы фотоэлектрических систем применяются для электропитания жилых домов, объектов и предприятий с генерацией избыточной энергии в общую сеть. На рисунке 3.3 показаны блок-схемы ФЭС соединенных с сетью для электропитания объекта и генерацией в сеть однофазного переменного напряжения (рисунок 3.4, а) и трехфазного (рисунок 3.4, б). ФЭС включает следующие блоки и устройства: солнечные модули (СМ) содержащие СБ включенные последовательно и параллельно для получения требуемых значений напряжений и токов с целью обеспечения необходимой заданной мощности; коммутирующие устройства КУ-1 для коммутации напряжения постоянного тока в нагрузку через стабилизаторы напряжения (СН) или для заряда-разряда аккумуляторных батарей. Стабилизаторы напряжения постоянного тока необходимы для стабилизации напряжения на выходе устройства, так как облачность может изменять интенсивность солнечной радиации и, соответственно, напряжение СБ и СМ может меняться в течение дня. В качестве СН возможно использование

импульсного стабилизатора напряжения ИСН последовательного преимущество которого перед ИСН параллельного типа описано в [60].

типа,

а)

б)

Рисунок 3.4 - Блок-схема ФЭС для электроснабжения и генерацией избыточной электроэнергии в общую сеть: а) однофазный, соединенный с сетью, б) трехфазный, соединенный с сетью

Напряжение со СН поступает на однофазный инвертор (рисунок 3.4, а) и трехфазный инвертор (рисунок 3.4, б). переменное однофазное (рисунок 3.4,а) или трехфазное (рисунок 3.4,б) напряжение поступает на коммутирующее устройство (КУ-2) переменного напряжения, осуществляющее коммутацию переменного напряжения в нагрузку или генерацию напряжения в общую сеть от ФЭС, или при отсутствии электрической энергии от ФЭС питание потребителей переменного напряжения от общей сети, а также через блок

заряда аккумуляторной батареи (БЗАБ), выпрямитель (В) зарядку АБ. В этих схемах предусмотрено включение однофазного счетчика ^1) (рисунок 3.4, а) для технического учета электрической энергии однофазного напряжения генерации электроэнергии в общую сеть или трехфазного счетчика ^^ (рисунок 3.4, б) для технического учета собственных потребителей при генерации от ФЭС. Однофазный счетчик W2 (рисунок 3.4, а) предназначен для коммерческого учета потребляемой нагрузкой электроэнергии из общей сети однофазного напряжения для взаиморасчетов, а трехфазный счетчик W2 (рисунок 3.4, б) для коммерческого учета потребленной из сети электроэнергии трехфазного напряжения.

3.2 Анализ качества электрической энергии, генерируемой солнечной электростанцией в энергосистему

В Крыму было введено в эксплуатацию несколько солнечных электростанций, генерирующих электроэнергию в общую энергосистему. Суммарная мощность введенных в эксплуатацию генерирующих солнечных электростанций в Крыму достигает 330 МВт [127].

При работе преобразовательных устройств - инверторов, получаем трехфазное напряжение. На рисунке 3.5 приведена структурная схема СЭС.

Для анализа качества электрической энергии, генерируемой солнечной электростанцией установленной мощностью 7,5 МВт сняты осциллограммы токов и напряжений трехфазного тока (рисунок 3.6), построена векторная диаграмма токов и напряжений (рисунок 3.7).

Рисунок 3.5 - Структурная схема электропитания СЭС

Рисунок 3.6 - Осциллограммы напряжений и токов

UAB=324,5 В

Щ=187,8 В

^=830 A

ФA=20

Uвc=320 В

Щ=185,9

В

Iв=730 A

Фв=-12°

UcA=324 В

^=185,6

В

Ic=740 A

Фc=6°

Рисунок 3.7 - Векторная диаграмма напряжений и токов [127]

Из осциллограмм токов и напряжений (рисунок 3.6) видно, что они отличаются от синусоидальных, то есть в токах и напряжениях присутствуют высшие гармонические составляющие напряжений и токов. Из векторной диаграммы (рисугок 3.7) видно, что нагрузка несимметричная.

При генерировании СЭС электрической энергии наблюдается следующее: с увеличением активной мощности в дневное время растет и емкостная составляющая реактивной мощности, величина которой во много раз меньше активной энергии. При неработающей СЭС емкостная составляющая реактивной мощности отсутствует, но имеется индуктивная составляющая, наличие которой можно объяснить электрическими линиями и трансформатором [127].

Измеренные значения напряжений при работе СЭС:

Щ=187,8 В; Щ=185,9 В; ^=185,6 В.

^=830 А; Ь=730 А; ^=740 А.

Полные мощности по фазам: Sa=155874 ВА, Sb=135707 ВА, Sc=137344 ВА и мощность трехфазной системы генерируемой СЭС в энергосистему S=Sa+Sb+Sc=428925 Вт=428,925 кВт.

Расчет энергетических параметров проводим по данным работы СЭС.

р

Коэффициент мощности cos ^ = - = 0,54. Определим активное сопротивление

р

линии от ФЭУ до трансформатора R = — = 0,566 Ом. По показаниям приборов

индуктивная составляющая мощности на тот же момент времени QL=6000 Вар, емкостная Q=1500 Вар. Следовательно xL = 0,00871 Ом, L = 0,02 мГн, хс = 0,218 Ом, С = 14,6 мФ.

Произведем разложение напряжений и токов по полученным осциллограммам в тригонометрический ряд Эйлера-Фурье. Данные коэффициентов гармоник и углы сдвига фаз для напряжений и токов приведены в таблицах 3.1 - 3.6.

Таблица 3.1 Коэффициенты гармоник (Кг) и начальные фазы гармоник (5u) напряжения UA

№ 2 3 5 6 8 11 13

Кг 0,036 0,017 0,095 0,023 0,012 0,09 0,012

5u -12,2 21,74 7 3,32 3,32 0,89 1,44

Таблица 3.2 Коэффициенты гармоник и начальные фазы гармоник тока !д

№ 2 3 4 5 6 7 11 13

Кг 0,02 0,029 0,015 0,016 0,06 0,017 0,005 0,001

Si 15 -1,43 3,3 8,3 -7 0,52 -1,7 -3,46

Таблица 3.3 Коэффициенты гармоник и начальные фазы гармоник напряжения

№ 2 3 4 5 6 7 11 13

Кг 0,013 0,013 0,026 0,136 0,017 0,026 0,013 0,025

Si -24,3 24,7 7,8 2,7 2 4,8 -1,9 -0,1

Таблица 3.4 Коэффициенты гармоник и начальные фазы гармоник тока 1в

№ 2 3 4 5 6 7 11 13

Кг 0,05 0,01 0,019 0,035 0,011 0,016 0,006 0,002

Si 3,1 -10,1 3,6 -1,8 8,6 2,39 -0,88 -1,33

Таблица 3.5 Коэффициенты гармоник и начальные фазы гармоник напряжения

Ис

№ 2 3 5 6 7 8 11 13

Кг 0,006 0,02 0,122 0,024 0,018 0,017 0,019 0,021

Si -19,5 -26,1 -0,01 -2,65 -11,4 -0,82 -1,8 0,51

Таблица 3.6 Коэффициенты гармоник и начальные фазы гармоник тока 1с

№ 2 3 5 6 7 8 11 13

Кг 0,042 0,013 0,024 0,016 0,014 0,012 0,005 0,006

Si -2,12 4,14 -10,1 13,8 3,74 -4,7 -2,57 4,98

В таблицах приведены значения гармонических составляющих напряжения и тока, имеющие наибольшую величину, из которых видно, что наиболее значимыми в секторе высших гармонических составляющих являются 2, 3, 5, 11 и 13 гармоники.

По полученным данным определяем активные мощности высших гармоник по формуле, кВт:

13 13

Ру = ^ Ру = ^ Uyly cos Sv. (3.1)

i=2 i=2

Для фазы А по формуле, кВт:

PuA = U2AI2A C0S($U2A - $I2A ) + U3AI3A ~ A ) + - + U13AI13A C0S(SUnA ~ b13A ) , (3.2)

рассчитано, что Pva = 4,8 кВт, что составляет Pva = 0,31% от всей активной мощности фазы А, генерируемой в энергосистему.

Аналогично, рассчитаем значения PvB и PvC, которые составляют PvB=10,104 кВт, что соответствует 0,76% от всей активной мощности и PvC =5,999 кВт, что соответствует 0,44% от генерируемой активной мощности.

Дополнительный нагрев изоляции обмотки силового трансформатора можно найти из уравнения, °С:

п

Дтт = 0,6тт^кЬкы, (3.3)

у=2

где к^у - относительное значение и-ой гармоники тока, проходящего через трансформатор;

кКу - коэффициент, учитывающий возрастание сопротивления обмоток вследствие поверхностного эффекта, приближенно можно считать кКу =

Vи;

тт - температура перегрева изоляции при синусоидальном режиме, °С. Активные потери в сети на частотах высших гармоник определим по формуле, кВт:

АР» = 3¡2я4У . (3.4)

Оценивая эквивалентное активное сопротивление сети величиной, Ом:

Я = кКу^хк, (3.5)

где хк - сопротивление короткого замыкания при частоте 50 Гц, из (3.4) получаем, кВт:

п п

и2

= (3.6)

¿—I УУУ

у=2

где Бк - мощность короткого замыкания сети на шинах нелинейной нагрузки, кВА.

Расчетное выражение для оценки ущерба, руб/год, обусловленного дополнительными потерями мощности и сокращением срока службы изоляции электрооборудования при стоимости электроэнергии р руб/(кВт ч) и работе в течение времени Т определяется согласно выражению:

п ~

-р , (3.7)

ууу

у=2

где Рном - номинальные потери в электрооборудовании по паспортным данным, кВт;

к - капитальные затраты на электрооборудование, руб. Значения коэффициентов А и В для ТУ:

Для батарей конденсаторов номинальной мощностью Оном(б.к) при наличии батареи конденсаторов для увеличения коэффициента мощности, величина У определяется по формуле, руб/(кВтч):

где С=1,7 при ином=0,4 кВ; С=1,1 при ином=6-10 кВ.

Рассмотрим амплитудный спектр сетевого тока мостового инвертора. Инверторы работают на активно-индуктивную нагрузку. Форма кривой сетевого тока при соединении обмотки трансформатора преобразователя в звезду зависит от угла управления а, задаваемого системой импульсно-фазового управления, и угла коммутации у.

На уровень гармоник тока, генерируемых преобразователем, существенно влияют отклонения напряжения. В переходных режимах работы инвертора появляются гармоники кратные 3-м с амплитудой до 0,6% амплитуды тока основной частоты и четные гармоники, в первую очередь 2-я и 4-я, с амплитудой до 2%.

Мостовые инверторы при несимметричном управлении генерируют как нечетные, так и четные гармоники. Относительные значения их, если пренебречь значениями углов коммутации, с достаточной для практических целей точностью можно определять по выражениям, А:

35 кВт

А=695; А=640;

В=10; В=1,3.

0,4 кВт

(3.8)

(3.9)

при и=2; 4 ;6;

. уа 1 sm-~-

/ =--—

у а

и cos■2

(3.10)

при и=5; 7; 11.

Силовые трансформаторы являются источниками высших гармоник намагничивающего тока. Наибольший удельный вес, кроме основной, имеют 3, 5, 7, 11 и 13 гармоники. Кроме генерирования высших гармоник в системе электрогенерирования электрической энергии СЭС в общую энергосистему при подключении и отключении происходит резкопеременный характер изменения нагрузки, обусловливающий колебания напряжения в сети.

Частная характеристика входного сопротивления энергосистем со стороны узлов 7вх=1"(и) представляет собой непериодическую кривую с чередующимися максимумами и минимумами. Число экстремумов не имеет прямой связи с числом реактивных элементов, что свойственно цепям с сосредоточенными параметрами согласно теореме Фостера [63] - это объясняется распределенностью активных и реактивных сопротивлений энергосистемы на частотах гармоник. На частотах гармоник, ориентировочно до 5-7 порядков положения экстремумов существенно изменяется при включениях или отключениях линий электропередачи. Аналитическое определение именно этих экстремумов весьма важно для правильного выбора фильтров.

При несинусоидальности напряжения сети (3^5) % при и=5;7 и (12^17)% при и=11;13 погрешность обусловлена возрастанием угла коммутации ЮВТ транзисторов в инверторе на 1-5°.

На практике получил распространение метод непосредственного определения коэффициента кнс при работе инвертора. Этот метод основывается на гармоническом анализе коммутационных импульсов фазного или линейного напряжения одиночного или группы согласованно работающих инверторов.

При работе преобразовательных устройств в режиме генерации электрической энергии солнечных батарей в общую энергосистему наблюдается некоторая несимметрия напряжения (рисунок 3.7).

Несимметрия напряжения не оказывает заметного влияния на работу воздушных и кабельных линий, в то же время нагрев трансформаторов и, следовательно, сокращение срока их службы могут оказаться существенными и при номинальной нагрузке трансформатора и коэффициента несимметрии токов равным 0,1 срок службы изоляции трансформатора сокращается на 16%.

Согласно осциллограммам напряжений и токов трехфазной системы, определим активные и реактивные мощности трехфазной системы основной гармоники Ра =155,779 кВт, Рв =132,67 кВт, Рс= 136,518 кВт, Qa=5,44 кВАр, Qв=-28,2 кВАр, Qс=14,35 кВАр, мощность трехфазной системы Р=425кВт, Q=-8,41 кВАр. По фазам А и С нагрузки имеет индуктивный характер, а по фазе В - емкостной (рисунок 3.7).

Полная мощность СЭС, представленная в комплексной форме записи,

—8412

будет равна S = 425,08 кВт, ç = arctg 425000 = -1,13°, S =

425,08 е-1Д3 кВА.

Степень приближения формы кривой напряжения и тока к синусоидальной оценим значением коэффициента нелинейных искажений:

к =

'-н.и.

ч

(И)

-1, (3.11)

где и - действующее значение напряжения, В;

и1 - действующее значение его основной гармоники, В. Коэффициенты нелинейных искажений составляют: Щ ^.^=2,3%; Щ ^=1,9%; ^ ^=2,22%.

Определим полные сопротивления фаз, Ом:

^Л -ю

!л = = 0,2263 е;2 = 0,2262 + у'0,079 ;

ив

1£=^ = 0,2545 е~^12° = 0,2489-]0,0529 ; !в

Ус

1с=-± = 0,2507 е]6 = 0,2493 + }0,0262 . !с

Практически большое значение имеет относительный коэффициент несимметрии тока, представляющий собой отношение модуля тока обратной последовательности к номинальному току преобразователя, для которой оценивается влияние токов обратной последовательности.

и2А

«иА=тт± = 0,011; и1А

2В

и-. й-и-с

аид=^-= 0,011;

и1В

аис=^ = 0,003.

и1С

При одном и том же коэффициенте несимметрии напряжений аи = и2/ином угол у между составляющими прямой и обратной последовательности одноименных фаз может быть различным. В наихудшем случае, когда токи прямой и обратной последовательностей совпадут по фазе, суммарный ток не должен превосходить номинальный, А:

11 + 12 = 1 ном

Из вышеизложенного, А:

; и2 ^1ном го л

12=^- = аи—— . (3.12)

±2 й2

По фазам, А:

"А" 12А

"В" 12В

"С" 12С

У2Анно аил у ±А = 12,833 е ~)2° . >

ив и2Внно аив у йв = 11,32 е- ]12° . ;

= йс_ = %2С и2Снно ■ аис У ¿.с = 3,795 е~ -]6° .

Сопротивления обратной последовательности составляют, Ом:

(^5 А +

(^5В + ^11В) (^5С + ^11С) (/5С + /11С)

Если коэффициент мощности для прямой последовательности получается близким к единице, то для обратной последовательности он близок к нулю.

Обозначив кратность тока короткого замыкания (по отношению к начальному току) через в [62] имеем:

1 =1-а„0. (3.13)

= ;f , /Т = 0,2263 ;

= „ . , 11, = 0,2546 ;

Z2C = ■ , = 0,2061 .

'1ном

/1

Из справочных данных [62,64] при значении ац=0,1 в=4.

Для условий изменяющейся нагрузки при подключении СЭС в питающую энергосистему значение и угол несимметрии напряжения будут все время изменяться и различные фазы поочередно будут загружаться то больше, то меньше.

Эмпирическая формула [68] дает допустимую нагрузку в виде, кВт:

Р =Р ТЕ^М!.

VI - 0,16

Рд0П = 425 —-—— = 335,8 кВт.

д0П 1 + 0,16

При симметричной системе напряжений и несимметричной системе

токов средняя (активная) мощность определяется токами прямой последовательности, а колеблющаяся - токами обратной последовательности.

Амплитуда колеблющейся части мощности:

С = 3^, (3.14)

Полная мощность:

5 = 3^/1. (3.15)

Найдем степень неуравновешенности по фазам:

Р" 3и12 12 12,833 аА= — =-2 = — = —-= 0,0155;

А Б 3и11 11 830 ' '

11,32

ав = —— = 0,0155; в 730

3,795 ас = —— = 0,0051. с 740

При трехфазной симметричной системе напряжений и несимметричной системе токов степень неуравновешенности мощности равняется коэффициенту несимметрии токов.

Мощность несимметричной нагрузки трехфазной цепи может быть представлена в виде двух частей - постоянной и изменяющейся по синусоидальному закону, и никакие схемы трансформаторов не могут неравномерную нагрузку трехфазной системы обратить в равномерную. Напряжение обратной последовательности образуется вследствие несимметричных по фазам падений напряжения, оно больше всего в сети около потребителя (источника) несимметричной нагрузки и уменьшается по мере удаления от него. При бесконечно большой мощности энергосистемы напряжения обратной последовательности на ее шинах будет равно нулю.

Понижение напряжения вызывает уменьшение мощности и общей активной мощности. При этом понижаются электрический к.п.д. и коэффициент мощности, и ухудшаются экономические показатели работы.

Так как основная мощность всей станции, кВт:

и

2

р = 12+72«, (

где Я, х - активное и реактивное сопротивление всей станции, и максимум этой мощности, Ом.

Активная мощность с понижением напряжения уменьшается пропорционально квадрату величин напряжения, кВт:

и2

Рт = -х. (3.1-п

С изменением напряжения меняется и мощность в энергосистеме, кВт:

Рсист " Д2+Х2

(Я - г),

(3.18)

где г - активное сопротивление проводящей сети, Ом.

Максимальная активная мощность генерации, кВт:

1

р = _

1 сист ^ /—~-~ •

2 УГ2 + X2 + Г

(3.19)

Величина тока, при которой будет иметь место максимальная мощность генерации, А:

и 1

I

сисТ.Рт,

'1+Г

(3.20)

где 2 = 4г2 + х2 , Ом.

Величина тока, соответствующая минимальному значению генерируемой электроэнергии, А:

и

I =

У2х

N

Рп

Г

(3.21)

X

где рп - потеря электроэнергии на преобразовательных устройствах.

Проведем анализ графиков нагрузки. Из суточного графика нагрузки определяем коэффициент отношения минимальной нагрузки к максимальной:

759

Р .

О = Ш1П =

6126

0,1227

Площадь графика представляет собой электрическую энергию в течение суток кВтч. Среднее значение Wcp=3755,3 кВтч. Минимальную мощность ?т1п необходимо знать при анализе режима напряжения. Среднее значение мощности за сутки, кВт:

Р

Жг 3755,3

Т 24

Среднеквадратичная мощность, кВт:

156,47

Рек = Рэф XР2 ■ ^ = ^Р ■ ^ + р2 ■ ^2 + ••• + Рз0 ■ А/] = ^• 538185,25 = 4735,44 используется при определении мощности потерь.

3.3 Анализ годовой выработки электроэнергии комбинированной системы в составе ВЭС и СЭС

Для анализа выработки комбинированной электростанции (КЭС) воспользуемся данными суммарной солнечной радиации в г. Евпатории и среднемесячными скоростями ветра Мирновской ВЭС, приведёнными в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Среднемесячные значения скорости ветра и суммарной солнечной радиации

Среднемесячная Среднемесячный приход

Месяц скорость ветра на суммарной

высоте 10 м, м/с солнечной радиации, Вт/м2

Январь 5,7 226

Февраль 6,2 320

Март 7,3 525

Апрель 5,4 690

Май 4,8 846

Июнь 5,2 855

Июль 6,1 840

Август 3,5 734

Сентябрь 5,3 560

Октябрь 7,5 404

Ноябрь 6,3 256

Декабрь 5,2 180

Для дальнейшего анализа и расчёта введём несколько условий: 1. Считаем, что все коэффициенты, учитывающие потери ветроэлектроустановок (ВЭУ) и ВЭС учтены и входят в номинальную мощность ВЭС. Тогда величина мощности зависит только от скорости ветра.

Учитывая, что большинство ВЭУ, находящихся в эксплуатации и выпускаемые, развивают номинальную мощность при скоростях ветра от 12 до 15 м/с, принимаем номинальную скорость работы ВЭУ 13,5 м/с. Тогда мощность ВЭС можно определить следующей формулой, Вт:

V

(гЧ ' (322)

рвэс — РНОМ.ВЭС \ т/

^НОМ

где V - скорость ветра на высоте ВЭУ, определяемое выражением:

к

V — у° (т) ' (3.23)

Рвэс — 2,75 • РНОМ.ВЭС (^Ц . (3.24)

\VunM/

где Н - высота ВЭУ, м;

к - коэффициент Хеллмана, для Крыма принимаем 0,15.

В современных ВЭУ мощностью от 1 МВт высота башни находится в диапазоне от 80 до 110 метров. Принимаем высоту башни 95 м. Тогда вырабатываемая мощность ВЭС будет определятся формулой, Вт:

уо

^НОМ'

2. Считаем, что все коэффициенты, учитывающие потери фотоэлектропанелей (ФЭП) и СЭС, суммарная площадь входят в номинальную мощность СЭС. Тогда величина мощности СЭС зависит только от величины суммарной солнечной радиации. Учитывая, что большинство ФЭП, находящихся в эксплуатации и выпускаемые, выдают номинальную мощность при суммарной солнечной радиации 1000 Вт/м2, принимаем номинальное рабочее значение суммарной солнечной радиации 1000 Вт/м2. Тогда мощность СЭС можно определить следующей формулой, Вт:

_ е1

рсэс — рном.сэст; , (3.25)

ЕНОМ

где Е - мгновенное значение суммарной солнечной радиации;

Графики выработки мощностей ВЭС и СЭС представлены на рисунках 3.8 - 3.12. Мощность СЭС и ВЭС принимаем 1 МВт.

Рисунок 3.8 - Выработка ВЭС (сплошная линия) и СЭС (пунктирная линия)

Рисунок 3.9 - Выработка ВЭС (сплошная линия) и СЭС (пунктирная

линия) за январь

Рисунок 3.10 - Выработка ВЭС (сплошная линия) и СЭС (пунктирная

линия) за апрель

Рисунок 3.11 - Выработка ВЭС (сплошная линия) и СЭС (пунктирная

линия) за июль

Рисунок 3.12 - Выработка ВЭС (сплошная линия) и СЭС (пунктирная

линия) за октябрь

Аналогичным способом исследуем выработку мощности ВЭС и СЭС по сезонам в течение суток. В таблице 3.8 приведены данные суммарной

солнечной радиации и скорости ветра на высоте 10 м по средним месяцам всех четырёх сезонов.

Таблица 3.8 Значения скорости ветра и суммарной солнечной радиации

Месяц Январь Апрель Июль Октябрь

Время суток Уо, м/с Ег, Вт/м2 Уо, м/с Ег, Вт/м2 Уо, м/с Ег, Вт/м2 Уо, м/с Ег, Вт/м2

1 5,6 0 5,1 0 5,3 0 7,0 0

2 5,6 0 5,3 0 5,4 0 7,1 0

3 5,4 0 5,2 0 5,6 0 7,3 0

4 5,6 0 5,2 0 5,5 0 7,3 0

5 5,8 0 5,3 0 5,7 11 7,2 0

6 6,1 0 5,3 11 5,8 94 7,0 0

7 6,1 0 4,8 94 5,7 221 7,2 22

8 6,6 11 4,2 221 5,9 370 7,3 105

9 5,8 58 4,8 348 6,0 523 7,3 221

10 5,8 127 4,8 474 5,8 661 7,4 335

11 5,4 196 5,2 559 5,9 753 7,6 418

12 5,5 232 5,5 592 6,3 799 7,7 487

13 5,4 232 5,6 603 6,5 799 7,5 476

14 5,5 196 5,9 545 6,9 744 7,9 431

15 5,6 138 5,8 451 7,2 636 7,9 335

16 5,2 58 6,0 349 7,1 501 7,7 221

17 5,4 11 5,9 221 7,0 382 7,8 94

18 5,6 0 5,7 94 6,8 210 7,7 22

19 5,7 0 5,7 11 6,8 94 7,7 0

20 6,0 0 6,0 0 6,1 11 7,2 0

21 5,6 0 5,7 0 5,9 0 7,4 0

22 5,8 0 5,5 0 5,5 0 7,7 0

23 5,8 0 5,8 0 5,5 0 8,7 0

24 5,8 0 5,4 0 5,4 0 7,0 0

Из полученных графиков можно сделать выводы:

- Наибольшие преимущества комбинированных или гибридных станций проявляются при круглогодичном использовании. При этом в зимнее время основная выработка электроэнергии приходится на ВЭУ, а летом - на фотоэлектрические преобразователи (ФП).

- При одинаковых установленных мощностях ВЭС и СЭС, вклад каждой из них существенно отличается как по сезонам, так и на протяжении круглогодичного использования.

3.4 Определение мощности ВЭС и СЭС

Для обеспечения автономного электроснабжения объекта необходимо выполнение двух условий:

электростанции (КЭС) должна быть больше или равна суммарной электроэнергии потребляемой нагрузкой за рассматриваемый период.

- Максимумы и минимумы выработки электроэнергии должны совпадать во временном промежутке с максимумами и минимумами потребляемой нагрузки.

Согласно теореме Лагранжа [73] среднее значение функции определяется

Тогда, общее потребление электроэнергии за определённый период можно характеризовать средним значением мощности нагрузки Рнагр.ср.

Аналогично для выработки электроэнергии, если первичный источник является случайной величиной и подчиняется какому-либо закону распределения, на основе которого может быть построена зависимость у=/(х), то общий энергетический приход от этого источника можно характеризовать величиной среднего значения за рассматриваемый период.

В случае для ВЭС, общая выработка электроэнергии может быть охарактеризована по среднему значению скорости ветра Уоср за выбранный период. Таким образом, выражения (3.22) и (3.23) принимают следующий вид:

Суммарная выработка электроэнергии комплексной

выражением:

(3.26)

3

, V-

ЯгпРПГ — Л.ом.вэс 4 ,

'НОМ

, (3.27)

где V ср - средняя скорость ветра на высоте ВЭУ, определяемая выражением:

ср.ВЭС — гНОМ.ВЭС I т/

Ъ ср —ср , (3.28)

>к

где У0 ср - средняя скорость ветра на замеряемой высоте (10 м).

Для СЭС, суммарный приход солнечной радиации на поверхность так же можно охарактеризовать средним значением за рассматриваемый период. Тогда выражение (3.25) принимает вид, Вт:

Е-

ср

^НОМ