Оптимизация состава оборудования автономных энергокомплексов, использующих возобновляемые источники и накопители энергии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат наук Карамов Дмитрий Николаевич

• Карамов Дмитрий Николаевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Карамов Дмитрий Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РОССИИ

1.1. Децентрализованные системы электроснабжения в РФ

1.2. Развитие нормативно-правовой базы возобновляемой энергетики в РФ

1.3. Подходы к описанию параметров окружающей среды рассматриваемой территории

1.4. Математические модели элементов децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии

1.5. Методы, используемые при оптимизации децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии

1.6. Наиболее распространённые оптимизационные комплексы

1.7. Преимущества и недостатки комплексов оптимизации децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии

1.8. Постановка задачи диссертационной работы

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЮЩИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ И АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ

2.1. Подход к определению параметров окружающей среды

2.2. Математическое моделирование элементов децентрализованных систем электроснабжения

2.3. Правила распределения нагрузок между электрогенерирующими установками

2.4. Определение оптимального состава оборудования

2.5. Программно-вычислительный комплекс

2.6. Содержательная постановка задачи комплексной оптимизации децентрализованных систем электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии и аккумуляторных батарей

2.7. Учет надежности при решении задачи комплексной оптимизации

2.8. Описание правил работы объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи с учетом надежности

2.9. Содержательная постановка задачи комплексной оптимизации децентрализованных систем электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии и аккумуляторных батарей с учетом надежности

ГЛАВА 3. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ КОМПЛЕКСНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ

ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ,

ИСПОЛЬЗУЮЩИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ И

АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ

3.1. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Булунского района Республики Якутия

3.2. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Усть-Майского района Республики Якутия

3.3. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Ленского района Республики Якутия

3.4. Влияние надежности, при решении задачи комплексной оптимизации децентрализованной системы электроснабжения, использующей возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение А

Приложение Б

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация состава оборудования автономных энергокомплексов, использующих возобновляемые источники и накопители энергии»

ВВЕДЕНИЕ

На территории РФ имеются крупные энергетические системы, изолированные от Единой энергетической системы России (ЕЭС России). Преимущественно данные энергетические системы входят в Объединенную энергетическую систему Востока (ОЭС Востока), которая по территориально-техническим причинам функционирует отдельно от ЕЭС России. Такие энергосистемы имеются в Республике Саха (Якутия), Камчатском крае, Сахалинской области, Магаданской области, Чукотском автономном округе и других регионах.

В данных энергетических системах сосредоточены крупные энергетические объекты. К примеру, каскад Вилюйских ГЭС в Республике Якутия, Аркагалинская ГРЭС, Колымская и Усть-Среднеканская ГЭС в Магаданской области.

Помимо крупных энергетических объектов, в восточных и северных регионах РФ сосредоточено большое количество децентрализованных систем электроснабжения (ДСЭС), не имеющих электрической связи с районной энергетической системой. Так, только в Республике Саха имеется около 130 ДСЭС, с суммарной установленной мощностью генерирующих устройств 210 МВт. Для электроснабжения ДСЭС, как правило, используются дизель-генераторные установки (ДГУ) разной установленной мощности, совокупность которых образует дизельную электростанцию (ДЭС). ДЭС свойственна высокая стоимость дизельного топлива, обусловленная дальностью транспортировки, ограниченностью сроков сезонного завоза, многозвенностью схемы поставок. Транспортная составляющая для таких потребителей может достигать 50-70% от общих затрат. Все это приводит к высокой стоимости электроэнергии от ДЭС.

Российский и зарубежный опыт показывает, что комбинированное применение ВИЭ и аккумулирующих устройств вместе с традиционными энергетическими установками в ДСЭС, является экономически эффективным способом энергообеспечения потребителей. В сравнении с дизельными

электростанциями, комбинированное применение ВИЭ и накопителей энергии значительно сокращает потребление дизельного топлива, увеличивает надежность системы, снижает стоимость произведенной единицы электроэнергии и уменьшает количество выбросов СО2 в атмосферу.

Необходимо отметить значительный вклад таких ученых, развивающих направление возобновляемой энергетики, как: Н.И. Воропай, З. Стычинский, Л.Б. Директор, О.С. Попелъ, П.П. Безруких, Б.В. Лукутин, В.В. Елистратов, С.Г. Обухов В.Г. Николаев, И.Л. Майков, Ю.И. Иванова, О.В Марченко, C.B. Соломин, Т.Ф Тугузова, G. Rauschenbach, Rodolfo Dufo-López, José L. Bernal-Agustín, J.A. Carta, Orhan Ekren, Tremblay O, A. Hina Fathima, Jonas Allegrini, J. Dekker, Minna Ranjeva, V. Salas, M. P. Musgrove, E. Dursun и многих других. В их работах предложены подходы к учету стохастичного характера генерируемой мощности ветроэнергетических, фотоэлектрических установок, приведены критерии экономической эффективности ВИЭ, разработаны математические модели различных генерирующих источников на основе ВИЭ. Однако, некоторые научные проблемы, связанные с комбинированным применением ВИЭ остались не решенными или требуют более тщательной проработки. В частности, не достаточно полно, с нашей точки зрения, учитываются: корреляция между такими параметрами окружающей среды как скорость ветра, температура и давление наружного воздуха, поглощение солнечных лучей за счет облачности (интенсивность солнечного излучения); возможная динамика изменения указанных параметров (случайный характер продолжительности интервалов времени, в течение которых параметры могут находится в некоторых пределах); режимы работы электротехнического оборудования ДСЭС и капиталовложения в это оборудование; надежность электроснабжения потребителей.

Решению этих проблем и посвящена настоящая диссертационная работа.

Объект исследования - ДСЭС, включающие: фотоэлектрические преобразователи (ФЭП), ветроэнергетические установки (ВЭУ), ДЭС, а также аккумуляторные батареи (АБ), сетевые инверторы (СИН), батарейные инверторы (БИН), элементы трансформирования, передачи и распределения электроэнергии.

Предметом исследования - являются задачи математического моделирования и комплексной оптимизации ДСЭС, использующих ВИЭ, ДЭС, АБ, СИН, БИН.

Цель работы - состоит в создании методики оптимизации структуры и параметров ДСЭС, использующих ВИЭ, ДЭС, АБ, СИН, БИН, а также элементы трансформирования, передачи и распределения электроэнергии, позволяющей более детально учитывать корреляцию между параметрами окружающей среды (скорость ветра, температура, давление наружного воздуха, облачность) динамику этих параметров, режимы работы электротехнического оборудования ДСЭС, надежность электроснабжения потребителей.

Для достижения поставленной цели были выполнены следующие промежуточные задачи.

•Разработана методика комплексной оптимизации ДСЭС, использующих ВИЭ, ДЭС, АБ, СИН, БИН, а также элементы трансформирования, передачи и распределения электроэнергии, основанная на расчетах режимов работы ДСЭС на протяжении всего расчетного периода с шагом один час.

•На основе анализа, описанных в литературе математических моделей элементов

ДСЭС, проведен отбор таких моделей, которые в наибольшей мере соответствуют

требованиям решаемых в диссертации задач.

•Разработаны требования к выбору АБ и учету срока их службы.

• Разработаны и реализованы основные принципы оптимального распределения

нагрузок по генерирующим агрегатам, базирующиеся на системе логических

условий.

•Разработан программно-вычислительный комплекс (ПВК), реализующий оптимизацию состава оборудования ДСЭС, основанную на методе покоординатного спуска.

•В рамках ПВК создана подсистема, формирующая массивы параметров окружающей среды для расчетного периода задачи оптимизации, на основе данных, полученных от ближайшей к ДСЭС автоматической метеостанции.

Научная новизна

• Создана методика комплексной оптимизации ДСЭС, позволяющая учесть корреляцию между параметрами окружающей среды (скорость ветра, облачность, давление, температура воздуха и т.д.), а также их динамику, за счет использования результатов многолетних наблюдений автоматических метеостанций. •Разработан подход к проведению расчета электрических режимов при оптимизации ДСЭС, использующих ВИЭ и АБ

•Предложен метод учета надежности электроснабжения при решении задачи комплексной оптимизации ДСЭС.

•На основе методических результатов работы создан ПВК оптимизации состава оборудования ДСЭС. Практическая значимость

• Представлены практические примеры оптимизации ДСЭС для различных климатических условий.

•Созданная методика и реализующий её ПВК, позволяет выполнять комплексную оптимизацию ДСЭС, работающих в широком диапазоне внешних условий. Личный вклад автора

Основные положения и результаты данной диссертационной работы получены лично автором. Анализ полученных результатов выполнен автором совместно с научным руководителем. Апробация

Полученные результаты и выводы проделанной работы неоднократно докладывались на всероссийских и международных конференциях. ХЬШ-ХЬУ Конференция-конкурс научной молодежи «Системные исследования в энергетике (Иркутск, 2013 - 2016 гг.), III Международная конференция «Возобновляемая энергетика на Дальнем Востоке России» (Якутск, 2015 г.), Всероссийская конференция «Энергетика России в XXI веке, инновационное развитие и управление» (Иркутск, 2015 г.), Международный конгресс. Возобновляемая

энергетика XXI век: энергетическая и экономическая эффективность (Москва, 2015).

Публикации

Основные результаты и выводы диссертации опубликованы в 6 работах, из них 3 из Перечня, рекомендованного ВАК РФ.

Структура диссертационной работы

Диссертация состоит из 3 глав, итогового заключения, списка используемых источников и приложений А и Б.

В первой главе дается текущее состояние ВИЭ в ДСЭС России, а также перспективы их использования.

Во второй главе представлена методика комплексной оптимизации ДСЭС, использующих ВИЭ и АБ, там же дан подход к учету надежности при решении задачи комплексной оптимизации ДСЭС.

В третьей главе показаны практические расчеты комплексной оптимизации состава оборудования ДСЭС, использующих ВИЭ и АБ, для разных климатических зон Республики Якутия. Приведены расчеты разных составов оборудования с определением показателей надежности электроснабжения для вариантов находящихся в окрестности ранее полученного оптимального решения.

В итоговом заключении приведены основные результаты, полученные в рамках данной диссертационной работы.

ГЛАВА 1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РОССИИ

1.1. Децентрализованные системы электроснабжения в РФ

Значительная часть ДСЭС сосредоточена на территории Сибири и Дальнего Востока. К примеру, в компании «Сахаэнерго» имеется свыше 130 ДСЭС, в которых в качестве основного генерирующего оборудования используются ДЭС, установленная мощность которых составляет свыше 210 МВт. Данные системы характеризуются крайне высокой себестоимостью электроэнергии (20-40 руб./кВт*ч) [1].

ДСЭС обеспечивают электроэнергией небольшие сельские населенные пункты, в которых сосредоточены объекты агропромышленного комплекса (молочные фермы, крупнорогатый скот, оленеводство, коневодство, промысловая охота, пасеки и т.д.) - Лукутин Б.В. [2]. Количество жителей в среднем составляет от нескольких десятков до трехсот-четырехсот человек.

Использование ДЭС требует ежегодного завоза дизельного топлива к труднодоступным удаленным населенным пунктам, что в свою очередь значительно увеличивает стоимость произведенного кВт*ч - Иванова И.Ю. [3]. К примеру, в некоторых районах Якутии при доставке дизельного топлива применяется достаточно сложная схема двухгодичной перевозки: доставка речным транспортом до опорного пункта складирования, с последующей транспортировкой грузовыми машинами в зимний период. Естественно, стоимость произведенного кВт*ч в таких условиях, может достигать крайне высоких значений - Каплун А.А. [4].

Как правило, в изолированных системах электроснабжения число часов работы ДЭС в сутки составляет от 4 до 8 - Кычкин П. [5]. Естественно, подобная ситуация неблагоприятно влияет на социально-экономическое развитие населенного пункта, ограничивает использование населением современных бытовых приборов, увеличивает отток жителей из поселения и т.д. Стоит также отметить частое неудовлетворительное состояние ДЭС, что в свою очередь приводит к высокому удельному потреблению дизельного топлива.

В таблице 1.1 приведены ДЭС, расположенные в Ленском районе Якутии на 2013 г. - Карамов Д.Н. [22].

Таблица 1.1 - Характеристики ДЭС, расположенных в Ленском районе Якутии в 2013 г

Населенный пункт Числен-ть населения, ч Кол-во ДГУ, шт Тип агрегата Тип дизеля Установленная мощность, кВт Max/min нагрузка ДЭС, кВт

ДЭУ-200 ЯМЗ-240 200

с. Натора 411 3 ДЭУ-100 ДЭУ-100 ЯМЗ-238 ЯМЗ-238 100 100 130/30

ДЭУ-60 ЯМЗ-236 60

ДЭУ-60 ЯМЗ-236 60

с. Турукта 202 5 ДЭУ-75 ДЭУ-100 ДЭУ-30 НФД-26 ЯМЗ-238 Д-246.1 75 100 30 61/18

ДЭУ-75 А-01 75

с. Хамра 121 4 ДЭУ-60 ДЭУ-30 ДЭУ-100 ЯМЗ-236 Д-246 ЯМЗ-238 60 30 100 90/22

ДЭУ-100 ЯМЗ-238 100

с. Чамча 305 3 ДЭУ-100 ДЭУ-60 ЯМЗ-238 ЯМЗ-236 100 60 95/24

Продолжение таблицы 1.1

Населенный пункт Числен-ть населения, ч Кол-во ДГУ, шт Тип агрегата Тип дизеля Установленная мощность, кВт Max/min нагрузка ДЭС, кВт

ДЭУ-100 ЯМЗ-238 100

с. Толон 257 4 ДЭУ-60 ДЭУ-30 ДЭУ-60 ЯМЗ-236 Д-246 ЯМЗ-236 60 30 60 65/22

с. Алысардах 29 1 ДЭУ-8 ЧА-2 8 8/3

ДЭУ-30 А-41 30

с. Иннялы 140 3 ДЭУ-16 ДЭУ-30 Д-242 Д-243 16 30 30/12

В таблице 1.2 приведены технико-экономические показатели ДЭС Ленского района на 2013 г.

Таблица 1.2 - Технико-экономические показатели ДЭС Ленского района на 2013 г

Выработка Расход Удельный расход

Населенный пункт электроэнергии, тыс. кВт ч дизельного топлива, т.у.т дизельного топлива, г/кВт ч

норма факт норма факт норма факт

с. Натора 104 299.943 52.235 153.224 462.8 502.3

с. Турукта 73 253.064 35.981 136.607 492.9 539.8

с. Хамра 91 307.488 46.910 153.075 515.5 497.8

с. Чамча 102 368.966 51.198 175.175 501.9 474.8

с. Толон 73 286.480 38.603 137.905 528.8 481.4

с. Алысардах - 13.940 - 5.145 - 369.1

с. Иннялы 31 129.052 16.791 66.119 541.7 512.3

Примечание: «норма» - нормированный показатель, устанавливающийся районной энергетической компанией.

Увеличенный расход нормированного показателя удельного потребления дизельного топлива обуславливается частыми ремонтами топливной системы ДЭС. Подобная ситуация наблюдается практически повсеместно, что подталкивает к рассмотрению вопроса энергетической эффективности ДСЭС, использующих ДЭС.

Начиная с 2012 года, на территории ОЭС Востока реализуются программы развития ВИЭ. К настоящему времени реализованы следующие проекты, использующие ВИЭ: фотоэлектрическая станция (ФЭС) - 1000 кВт (первая очередь из 4000 кВт) (п. Батагай, Якутия), ветроэнергетическая станция (ВЭС) - 250 кВт (п. Тикси, Якутия), ВЭС - 275 кВт (Усть-Камчатск, Камчатский край), ВЭС - 550 кВт (о. Беринга, Камчатский край), ФЭС - 80 кВт (с. Куду-Кюель, Якутия), ФЭС - 30 кВт (с. Тойон-Ары, Якутия), ФЭС - 60 кВт (с. Батамай, Якутия), ФЭС - 30 кВт (с. Ючугей, Якутия). Значительная часть указанных генерирующих мощностей вводится в ДСЭС электроснабжения.

По различным оценкам к 2020 году в РФ ожидается ввод новых генерирующих мощностей на базе ВИЭ до 400 МВт, преимущественная часть которых будет введена на территории ОЭС Востока [6].

1.2. Развитие нормативно-правовой базы возобновляемой энергетики в РФ

На протяжении последнего десятилетия в РФ активно разрабатываются и внедряются механизмы правовой поддержки ВИЭ. Федеральный закон №250 ФЗ от 4 ноября 2007 (Федеральный закон о схеме надбавки на электроэнергию) подразумевает, что надбавка на произведенную ВИЭ электроэнергию должна рассчитываться таким образом, чтобы обеспечить выполнение поставленных Правительством РФ целей, а именно, достижение к 2030 (ранее говорилось о 2020 г.) году доли в 4,5% от ВИЭ в общей генерации ЕЭС России [7]. Формирование документа, касающегося надбавки к цене на произведенную электроэнергию от ВИЭ, еще не закончено. 28 декабря 2010 были внесены поправки в Федеральный

закон №250 ФЗ от 4 ноября 2007 о возможности использования схемы поддержки ВИЭ на основе механизма торговли мощностью. На текущий момент правовыми институтами дорабатываются существующие законы и меры поддержки ВИЭ на территории РФ.

Для получения полного пакета поддержки на базе выплат за мощность, объекту, использующему ВИЭ, необходимо пройти процедуру аттестации, для гарантии того, что генерируемая мощность использует возобновляемые природные энергоресурсы. В противном же случае применяются требования Постановления Правительства РФ №426 от 26 июня 2008 года «О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии» [8].

Следует отметить, что помимо правовых институтов, работа которых направленна на планомерное развитие ВИЭ на территории России и достижение поставленных целей Правительством РФ, существует и региональные советы по энергоэффективности. К примеру, в Белгородской области разработаны и приняты меры по поддержке ВИЭ: распоряжение правительства Белгородской области №300-рп от 19 июля 2010 года, с установлением эко-тарифов на произведенную электроэнергию от ВИЭ [9]. В Калужской области разрабатывается аналогичный механизм поддержки ВИЭ. В Республике Саха (Якутия) разработан и принят закон о мерах поддержки ВИЭ «О возобновляемых источниках энергии Республики Саха (Якутия)» [10]. Данный документ гарантирует государственную поддержку производителям энергии, использующим ВИЭ, через предоставление налоговых и иных льгот, а также инвестиционных преференций.

Следует отметить, что предложенные механизмы поддержки (кроме Якутии) ВИЭ действуют в отношении проектов, расположенных в ценовых зонах оптового рынка (Постановление №449 «О механизме стимулирования источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности»). Аналогичная ситуация складывается в механизмах поддержки на основе платы за мощность в отношении объектов генерации, использующих ВИЭ, расположенных в неценовых зонах

российского оптового рынка, или в отношении изолированных электроэнергетических систем.

23 января 2015 года Правительством РФ было утверждено Постановление №47 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электроэнергии». Данное Постановление создает нормативно-правовую базу для установления тарифов не только на российских розничных рынках, но в технически изолированных электроэнергетических системах и удаленных малых населенных пунктах. Данный проект обязует районные сетевые организации приобретать в первую очередь электроэнергию, произведенную на объектах, использующих возобновляемые природные энергоресурсы [11].

Особое внимание необходимо уделить механизму поддержки ВИЭ в ДСЭС, использующему энергосервисные контракты. Энергосервисный контракт подразумевает собой договор между районной энергетической организацией и организацией-инвестором, направленный на реализацию особых мероприятий по повышению энергетической эффективности ДСЭС. Также следует отметить, что концепция энергосервисных контрактов отмечена в Федеральном законе «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности». Энергосервисные контракты, направленные на финансирование проектов ВИЭ в ДСЭС, могут быть структурированы следующим образом: организация-инвестор проекта ВИЭ обязуется перед районной энергетической организацией заместить долю электроэнергии, производимой за счет использования органического топлива (дизель, бензин и т.д.), электроэнергией, производимой объектами, использующими ВИЭ. Организация-инвестор договаривается с районной энергетической организацией о количестве сэкономленного органического топлива, а также о сумме затрат, которые будут сокращены на протяжении всего эксплуатационного цикла. Подобный подход является финансовой основой энергосервисного контракта.

Несмотря на все преимущества энергосервисных контрактов, создаются риски для организаций-инвесторов. Уменьшить такие риски позволяет

использование современных инструментов моделирования ДСЭС еще на стадии проектирования, что увеличивает для районной энергетической организации гарантии на выполнении поставленной задачи.

Поэтому развитие системы энергосервисных контрактов будет стимулировать практическое использование методов математического моделирования и оптимизации ДСЭС.

1.3. Подходы к описанию параметров окружающей среды рассматриваемой территории

Основные задачи, возникающие при комбинированном применении ВИЭ и AБ, носят оптимизационный характер. Нахождение оптимального соотношения установленных мощностей основного генерирующего оборудования, аккумулирующих устройств, а также элементов трансформации, преобразования и распределения электроэнергии позволяет еще на стадии предпроектной оценки определить область оптимальных решений.

Перед решением подобного рода задач необходимо тщательным образом выполнить анализ ветроэнергетического, фотоэлектрического потенциала местности. В работах I.Tegani [29], Rajesh Kumar [30], Al Busaidi [34], Arnau Gonzales [35], Abdolvahhad Fetanat [36], Amit Kumar Yadav [37], Guiseppe Marco Tina [38], Getachew Bekele [44], Orhan Ekren [68,69,70], Ahmad Murtaza Ershad [39] и др. используется функция среднемесячной интенсивности солнечного излучения - S.A. Klein [31]. Подобный подход не позволяет учитывать почасовые колебания интенсивности солнечного излучения на рассматриваемой территории, исходя из дня и часа расчетного периода, что несомненно скажется на точности получаемого результата оптимизации.

Manuel Castaneda [40], A. Kaabeche [41], Wei Wu [42], Gilles Notton [45] и др. утверждают, что при решении оптимизационных задач необходимо использовать

массив интенсивности солнечного излучения, зафиксированного на метеостанции рассматриваемой территории.

В работах Wei Zhou [43], Fang-Fang Li [51], Aeidapu Mahesh [57] и др. для определения фотоэлектрического потенциала местности используется отрытая база данных NASA.

Отметим, что в ряде работ указываются астрономические алгоритмы, позволяющие моделировать функцию интенсивности солнечного излучения, а также определять по месяцам суммарную солнечную радиацию, поступающую на горизонтальную поверхность на рассматриваемой территории в течение года. К таким работам относятся S.A. Klein [31,32], R.K. Aggarwal [33], Jasmina RadosavljeviC [46], Cooper P.I [47], Meinel A.B [49], F. Kasten [48] и др.

Для определения ветроэнергетического потенциала местности разработаны различные методики, позволяющие моделировать скорость ветра на рассматриваемой территории. Согласно работам В.Г. Николаева [12,13] и С.Г. Игнатьева [14] к настоящему времени распределение Вейбулла, а также нормальное распределение скорости ветра и их модификации являются наиболее распространёнными методиками определения скорости ветра. В работах Morteza Zare Oskouei [52], M.K. Deshmukh [53], Sajjad Haider Shami [54], Guiseppe Marco Tina [38], Gilles Notton [45], Wei Zhou [43], Getachew Bekele [44], Carlos Eduardo Camargo Nogueira [55], Esmail M.A. Mokheimer [56], Aeidapu Mahesh [57] также используются вышеуказанные методы определения скорости ветра на рассматриваемой территории.

Необходимо отметить работы Guzman Diaz [58], Seyit A. Akdag [59], Shahnawaz Farhan Khahro [64], в которых детально описываются и сравниваются различные способы описания функции скорости ветра. Отдельно выделим коллективы под руководством В.Г. Николаева [12,13], J.A. Carta, P. Ramirez [60,61,62,63], исследования которых дают наиболее комплексное рассмотрение вопросов, связанных с описанием параметров ветроэнергетического потенциала местности.

Как видно, имеется большое количество научных работ, где описаны различные подходы для анализа параметров окружающей среды, отвечающих за энергетический потенциал местности. Следовательно, в зависимости от имеющихся первоначальных данных, а также их детализации, возможно использовать различные виды представления функции скорости ветра и интенсивности солнечного излучения на рассматриваемой территории.

1.4. Математические модели элементов децентрализованных систем

электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии

Основными способами исследования энергетических комплексов на основе ВИЭ является математическое моделирование. Создано большое число моделей энергокомплексов и их элементов. Далее рассматриваются подходы к моделированию основных элементов ДСЭС.

Фотоэлектрические преобразователи. Представим наиболее известные математические модели ФЭП.

Первая модель позволяет определять генерируемую мощность фотоэлектрического преобразователя исходя из общей установленной площади, КПД, и среднемесячной солнечной радиации, падающей на горизонтальную поверхность. Такой подход позволяет рассматривать только генерируемую мощность фотоэлектрических преобразователей, за определенный временной интервал, без представления вольтамперных характеристик солнечной батареи. Данная модель используется в работах Minna Ranjeva [72], Orhan Ekren [68,69,70], Ивановой И.Ю [15] и др.

Вторая модель дает возможность с большой детализацией рассматривать внутренние параметры ФЭП, так как описывает полупроводниковую часть (диоды, сопротивления и т.д.) ФЭП. Данная модель достаточно популярна и используется в работах исследовательских коллективов под руководством Krismadinata [65], M.

G. Villalva [66], A. Hina Fathima [67], Rodolfo Dufo-López [71], Ghada Merei [73] и многих других.

Третья модель, описанная Hans S. Rauschenbach [16], позволяет моделировать основные эксплуатационные параметры ФЭП по паспортным данным завода-изготовителя, учитывать влияние температуры окружающей среды на вольтамперные характеристики и т.д. Carlos Eduardo Camargo Nogueira [55] использует данную модель при решении задачи оптимизации ДСЭС, использующих ВИЭ и аккумулирующие устройства.

Ветроэнергетические установки. В большинстве работ, где в качестве основного генерирующего оборудования используются ветроэнергетические установки, применяется достаточно известная математическая модель, согласно которой генерируемая мощность пропорциональна кубу скорости ветра, а также зависит от радиуса ветроколеса и эффективности преобразования энергии ветра -Peter Musgrove [74], Н.И Воропай [17], В.Г. Николаев [12,13].

Аккумулирующие устройства. В первую очередь необходимо отметить ряд публикаций под авторством Thomachan A. [76], где применяется математическая модель, позволяющая определять емкость АБ по данным завода изготовителя. Данная модель активно используется при моделировании автономных систем, использующих ВИЭ - Minna Ranjeva [72] и др. Отметим работу Tremblay O [75], где представлены подробные модели литий-ионных, свинцово-кислотных, никель-кадмиевых аккумуляторных устройств. Описанные Tremblay O [75], модели имеют высокую детализацию, а также позволяют определить все эксплуатационные параметры аккумуляторной батареи. D. Yamegueu [77], Rodolfo Dufo-López [71], Ghada Merei [73], Tomonobu Senjyu [78], Thomas L. Gibson [79], Sunanda Sinha [80], B. Ould. Bilal [81], S. Aissou [82] и многие другие используют данную модель при решении оптимизационных задач в ДСЭС электроснабжения.

Сетевые, батарейные инверторы, выпрямители. Математические модели сетевых, батарейных инверторов и выпрямителей представлены в научных работах под руководством Salas V. [83,84,85,86,87]. Помимо математических моделей также представлены схемы соединения, замещения, а также влияние элементов

преобразования на качество электроэнергии в ДСЭС электроснабжения. Приведены технико-экономические показатели разных типов инверторов, режимы работы в точке максимального отбора мощности (MPPT).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Карамов Дмитрий Николаевич, 2016 год

V Итерация

1 - первый шаг (оптимизируется установленная мощность ВЭУ, при установленной мощности ФЭП 0 кВт и емкости АБ - 720 кВт*ч)

2 - второй шаг (оптимизируется емкость АБ, при установленной мощности ФЭП 0 кВт и ВЭУ 150 кВт)

Дальнейшее повторение оптимизации не дало улучшения целевой функции. В результате 14 шагов оптимизации получены следующие оптимальные значения установленных мощностей элементов ДСЭС «Вариант 1»: ФЭП - 0 кВт, ВЭУ -150 кВт, ДЭС - 2х75 кВт, СИН - 0, БИН - 180 кВт и АБ суммарной емкостью 720 кВт*ч.

На рисунках 3.4 - 3.7 показано изменение целевой функции ДСЭС «Вариант 1» на итерациях покоординатного спуска.

На рисунке 3.8 показан граф возможных комбинаций состава оборудования ДСЭС в окрестности полученного оптимального решения.

С Э

С Д

и и

ица

з и м и т п о

й о н с к

Ч С

и

и ц

оа кр

к е

ит ри

С ьч

а н

и

и ц

к1 н 1

ут фн й наи

о в е л

е ц

е и н е н е м

мзИ

т

к о

н

у

с и Р

р

а В

Рисунок 3.8 - Граф комбинаций состава оборудования в окрестности оптимального решения

Поскольку в оптимальной точке установленная мощность ФЭП равна нулю, то в окрестностях оптимального решения, рассматривается только два значения установленной мощности ФЭП: 0 кВт и 25 кВт.

В таблице 3.3 представлены комбинации состава оборудования в области оптимального решения и соответствующие им значения критерия экономической эффективности (ЬСОЕ).

Таблица 3.3 - Комбинации состава оборудования в области оптимального решения

рвэУ густ , кВт шАБ уууст, кВт*ч рфэп густ , кВт ЬСОЕ, руб./кВт*ч

120 660 0 14,59

120 660 25 15,78

120 720 0 14,55

120 720 25 15,53

120 780 0 14,57

120 780 25 15,42

150 660 0 14,33

150 660 25 14,78

150 720 0 14,30

150 720 25 14,97

150 780 0 14,31

150 780 25 15,38

180 660 0 14,35

180 660 25 15,25

180 720 0 14,31

180 720 25 15,29

180 780 0 14,33

180 780 25 15,27

Как видно, сделанный анализ подтвердил, что найденное методом покоординатного спуска решение действительно является оптимальным.

Таким образом, оптимальной технологией производства электроэнергии для ДСЭС «Вариант 1» является ветро-дизельный комплекс генерации с аккумуляторными батареями (ВЭУ-ДГУ-АБ), включающий следующие значения установленных мощностей - таблица 3.4.

Таблица 3.4 - Установленная мощность, стоимость и эксплуатационные затраты в оптимальном варианте ДСЭС «Вариант 1»

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Доля от К2, % Куст, млн. руб. Мх, млн. руб.

ФЭП 0 0 0 0 0

ВЭУ 150 5 35,3% 2,125 0,112

ДЭС 2 х 75 2,270 16% 1,157 0,178

АБ 720 кВт*ч 5,259 37,2% 2,235 0,059

СИН 0 0 0 0 0

БИН 180 1,615 11,5% 0,823 0,018

Примечание: Руст - установленная мощность, К2 - стоимость элемента, Куст -затраты на доставку и установку оборудования, М2 - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам.

В представленном оптимальном составе оборудования используются свинцово-кислотные АБ (ОР2У), работающие в циклическом режиме с коэффициентом разряда 80% от номинальной емкости. Как правило, предельное количество полных циклов заряд/разряд для данного типа АБ составляет 1500. В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации необходимо выполнить одну замену АБ, которая производится на 11 году эксплуатации. Издержки, связанные с заменой АБ составляют 2,428 млн. рублей с учетом дисконтирования.

В таблице 3.5 представлены среднегодовые значения генерируемой, аккумулируемой мощности.

Таблица 3.5 - Среднегодовая генерируемая и аккумулируемая энергия по элементам ДСЭС «Вариант 1»

Показатели генерации, аккумулирования и потребления эл.эн. Тип генерации

ВЭУ ДГУ Итого

Прямое снабжение, кВт*ч 181062 79182 260244

На заряд АБ, кВт*ч 47614 55169 102783

Годовая генерация, кВт*ч 228676 134351 363027

Из АБ на нагрузку, кВт*ч с учетом потерь в БИН, ВП и АБ 91478

Годовое потребление, кВт*ч 351722

Примечание: приведены среднегодовые значения

При определении среднегодовых показателей генерации и аккумулирования электроэнергии учитывались потери мощности в ДСЭС.

В таблице 3.6 показаны среднегодовые потери мощности по элементам ДСЭС, а также % от суммарных потерь.

Таблица 3.6 - Потери энергии по элементам ДСЭС «Вариант 1»

Элемент ДР, кВт*ч % от суммарных потерь, %

ВП 3083 27,2%

АБ 5139 45,4%

БИН 3083 27,2%

Примечание: ДР - потери энергии

Среднегодовое количество часов, при которых скорость ветра на рассматриваемой территории равна или выше номинального (7 м/сек), ВЭУ составляет 2964 часа. В таблице 10 представим по градациям среднегодовые скорости ветра на основании шкалы Бофорта по данным метеонаблюдений 20052014.

На рисунке 3.9 демонстрируется усредненная (730 часов) генерируемая мощность ВЭУ в ДСЭС «Вариант 1» по данным метеонаблюдений 2005 года. Как видно максимальные мощности ВЭУ достигаются в зимне-весенний период.

Рисунок 3.9 - Генерируемая мощность ВЭУ и ФЭП в ДСЭС «Вариант 1» по

данным метеонаблюдений 2005 года

Среднегодовое число часов использования установленной мощности ДЭС составляет 1790. Значительная часть времени которой приходится в переходный осенне-зимний период.

Представим на рисунке 3.10 среднегодовое число часов работы ДЭС «Вариант 1» по месяцам года.

и" т

<о

& т <и

0 х т К 5

И о г ю <и л

1 £1

ч

ш о. и

300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0

284

192

159 1

139

■ 121

87 92

■ 77 ■ 76

1

167

январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь

Рисунок 3.10 - Среднемесячное число часов использования установленной

мощности ДЭС «Вариант 1» На рисунке 3.11 показано изменение основных эксплуатационных параметров АБ, а также мощность и время включения ДГУ на протяжении января 2005 года.

течении января месяца 2005 года

Рисунок 3.12 - Знакопеременная функция мощности (а) и состояние заряда АБ (б)

ДСЭС «Вариант 1» с 1 по 4 января 2005 года

По мгновенным значениям входной и выходной мощности АБ определяется коэффициенты загрузки БИН.

На рисунке 3.13 показаны коэффициенты загрузки БИН в выпрямительном и инверторном режимах работы ДСЭС «Вариант 1» по метеоданным 2005 года.

Рисунок 3.13 - Коэффициенты загрузки БИН в инверторном (а) и выпрямительном (б) режимах работы ДСЭС «Вариант 1» по данным 2005 года

В таблице 3.7 показаны итоговые результаты ДСЭС «Вариант 1»

Таблица 3.7 - Итоговые результаты комплексной оптимизации ДСЭС

«Вариант 1»

ВЭУ, кВт АБ С-К, кВт*ч ДЭС, кВт Кап.влож. млн.руб. Расход топлива, тонн в год Годовая выработка по элементам тыс. кВт*ч ЬСОЕ кВт*ч, руб.

Электроснабжение от ДЭС ДЭС Нагрузка 23,22

- - 2x75 2,27 123,1 351,7 351,7

Электроснабжение от ФЭП-ДЭС-АБ ВЭУ ДЭС Нагр. 14,30

150 720 2х75 14,144 47,6 228,6 134,3 351,7

Для сопоставления эффективности разных типов АБ определяются показатели технико-экономической эффективности ДСЭС при использовании литий-ионных АБ.

В таблице 3.8 показаны установленные мощности, капиталовложения, и ежегодные издержки полученного оптимального решения.

Таблица 3.8 - Установленная мощность, стоимость и эксплуатационные затраты в оптимальном варианте ДСЭС «Вариант 1»

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Куст, млн. руб. Доля от К2, % М2, млн. руб.

ФЭП 0 0 0 0 0

ВЭУ 150 5 2,125 32% 0,112

ДЭС 2 х 75 2,270 1,157 15% 0,178

АБ 308 кВт*ч 6,750 2,869 43% 0,076

СИН 0 0 0 0 0

БИН 180 1,615 0,823 10% 0,018

Примечание: Руст - установленная мощность, К2 - стоимость элемента, Куст - затраты на доставку и установку оборудования, М2 - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам.

Представим результаты комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 1» с использованием литий-ионных АБ - таблица 3.9.

Таблица 3.9 - Итоговые результаты комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 1»

ВЭУ, кВт АБ Л-И, кВт*ч ДЭС, кВт Кап.влож., млн.руб. Расход топлива, тонн в год Годовая выработка по элементам, тыс. кВт*ч ЬСОЕ, Руб/кВт*ч

Электроснабжение от ДЭС ДЭС Нагрузка 23,22

- - 2x75 2,27 123,1 351,7 351,7

Электроснабжение от ФЭП-ДЭС-АБ ВЭУ ДЭС Нагр. 15,37

150 308 2x75 15,635 54,6 205,7 156,1 351,7

Выводы по ДСЭС «Вариант 1»

Согласно полученным результатам комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 1», для метеоусловий н.п. «Тикси», оптимальной технологией производства электроэнергии является ветро-дизельный комплекс генерации со свинцово-кислотными АБ. Применение литий-ионных АБ позволяет исключить их замену на протяжении всего цикла эксплуатации, при этом их остаточная стоимость на конец расчетного периода составила 67,5 тыс. рублей. Стоимость произведенного кВт*ч меньше в варианте со свинцово-кислотными АБ, за счет меньших капиталовложений (на 1,491 млн.рублей) и меньшего среднегодового потребления дизельного топлива (на 7 тонн).

3.2. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Усть-Майского района Республики

Якутия

В качестве второго примера рассмотрим ДСЭС «Вариант 2» с расположением в южном районе Республики Якутия. (Усть-Майский район, н.п. Усть-Миль). Географические координаты 59,41 С.Ш. и 133,06 В.Д. В поселении находится метеостанция № 31041, фиксирующая параметры окружающей среды с шагом 3 часа. На текущий момент количество лет метеонаблюдений равно 9.

При оптимизации ДСЭС «Вариант 2» использовался график нагрузок потребителей, что и в «Вариант 1».

В таблице 3.10 показаны установленные мощности, капиталовложения, и ежегодные издержки, полученного оптимального решения. В данном варианте устанавливаются ФЭП.

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Доля от К2, % Куст, млн. руб. М2, млн. руб.

ФЭП 150 11,390 51,53% 4,840 0,228

ДЭС 2 х 75 2,270 12,33% 1,158 0,159

АБ 720 кВт*ч 5,259 23,80% 2,235 0,053

СИН 150 0,658 3,57% 0,335 0,007

БИН 180 1,615 8,77% 0,824 0,018

Примечание: Руст - установленная мощность, К2 - стоимость элемента, Куст - затраты на доставку и установку оборудования, М2 - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам.

В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации необходимо выполнить две замены АБ. Издержки, связанные с заменой АБ, составляют 3,815 млн. рублей с учетом дисконтирования. В таблице 3.11 представлены среднегодовые значения генерируемой, аккумулируемой мощности.

Таблица 3.11 - Среднегодовая генерируемая и аккумулируемая энергия по элементам ДСЭС «Вариант 2»

Показатели генерации, аккумулирования и потребления эл.эн. Тип генерации

ФЭП ДГУ Итого

Прямое снабжение кВт*ч 125437 112622 238059

На заряд АБ, кВт*ч 60220 67505 127725

Годовая генерация, кВт*ч 185657 180127 365784

Из АБ на нагрузку кВт*ч с учетом потерь в БИН, ВП и АБ 113663

Годовое потребление кВт*ч 351722

При определении среднегодовых показателей генерации и аккумулирования электроэнергии учитывались потери мощности в ДСЭС.

Таблица 3.12 - Потери энергии по элементам ДСЭС «Вариант 2»

Элемент ДР, кВт*ч % от суммарных потерь, % Элемент ДР, кВт*ч % от суммарных потерь, %

ВП 3838 18,53% БИН 3839 18,53%

АБ 6385 30,82% СИН 6653 32,12%

Примечание: ДР - потери энергии

В таблице 3.13 представлена итоговая таблица результатов комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 2»

Таблица 3.13 - Итоговые результаты комплексной оптимизации ДСЭС

«Вариант 2»

ФЭП кВт АБ С-К, кВт*ч ДЭС, кВт Кап.влож. млн.руб. Расход топлива, тонн в год Годовая выработка по элементам тыс. кВт*ч ЬСОЕ кВт*ч, руб.

Электроснабжение от ДЭС ДЭС Нагрузка 23,22

- - 2x75 2,27 123,1 351,7 351,7

Электроснабжение от ФЭП-ДЭС-АБ ФЭП ДЭС Нагр. 21,02

150 720 2x75 21,192 63,0 185,6 180 351,7

Выполним оптимизацию состава оборудования ДСЭС «Вариант 2» с использованием литий-ионных АБ.

В таблице 3.14 показаны установленные мощности, капиталовложения, и ежегодные издержки полученного оптимального решения

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Доля от К2, % Куст, млн. руб. М2, млн. руб.

ФЭП 150 11,390 39,05% 4,840 0,228

ДЭС 2 х 75 2,270 7,78% 1,158 0,159

АБ 678 кВт*ч 14,850 50,91% 6,311 0,149

СИН 150 0,658 2,26% 0,335 0,007

БИН 180 1,615 39,05% 0,824 0,018

Примечание:Руст - установленная мощность, К2 - стоимость элемента, Куст - затраты на доставку и установку оборудования, М2 - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам.

В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации замены АБ не понадобились.

Представим результаты комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 2» с использованием литий-ионных АБ - таблица 3.15.

Таблица 3.15 - Итоговые результаты комплексной оптимизации ДСЭС

«Вариант 2»

ФЭП, кВт АБ Л-И, кВт*ч ДЭС, кВт Кап.влож., млн.руб. Расход топлива, тонн в год Годовая выработка по элементам, тыс. кВт*ч ЬСОЕ, Руб./кВт*ч

Электроснабжение от ДЭС ДЭС Нагрузка 23,22

- - 2x75 2,27 123,1 351,7 351,7

Электроснабжение от ФЭП-ДЭС-АБ ФЭП ДЭС Нагр. 21,69

150 678 2x75 30,783 63,3 184,7 181 351,7

Выводы по ДСЭС «Вариант 2»

Согласно полученным результатам комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 2» для метеоусловий н.п. «Усть-Миль» оптимальной технологией производства электроэнергии является фото-дизельный комплекс генерации со свинцово-кислотными АБ. Применение литий-ионных АБ позволяет исключить

замену АБ на протяжении всего цикла эксплуатации. Стоимость произведенного кВт*ч меньше в варианте со свинцово-кислотными АБ, за счет меньших капиталовложений в АБ, при практически одинаковом потреблении дизельного топлива.

3.3. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Ленского района Республики Якутия

В качестве третьего примера рассмотрим ДСЭС «Вариант 3» с условием расположения на территории юго-западной Якутии (Ленский район, н.п. Алысардах). Географические координаты 59,52 С.Ш. и 111,92 В.Д. В 30 километрах от поселения находится метеостанция № 30054, фиксирующая параметры окружающей среды с шагом 3 часа. На текущий момент количество лет метеонаблюдений равно 10.

Максимальная нагрузка потребителей наблюдается в зимний период и составляет 900 кВт, а минимальная 300 кВт в летний.

В таблице 3.16 показаны установленные мощности, капиталовложения, и ежегодные издержки полученного оптимального решения

Таблица 3.16 - Установленная мощность, стоимость и эксплуатационные затраты в оптимальном варианте ДСЭС «Вариант 3»

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Куст, млн. руб. Доля от К2, % М2, млн. руб.

ФЭП 1575 106,785 45,384 36,04% 2,136

ВЭУ 1850 92,500 39,313 31,22% 1,850

ДЭС 2 х 900 18,460 9,415 6,23% 1,293

АБ 7140 кВт*ч 52,122 22,152 17,59% 0,261

СИН 1600 5,957 3,038 2,01% 0,030

БИН 1500 12,600 6,426 4,26% 0,126

ТР-ФЭП 1600 0,809 0,413 0,27% 0,036

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Куст, млн. руб. Доля от К2, % М2, млн. руб.

ТР-ВЭУ 2500 1,312 0,669 0,42% 0,078

ТР-ОБЩ 4000 2,350 1,199 0,79% 0,139

ВЛ-ФЭП - 1,678 - 0,57% 0,036

ВЛ-ВЭУ - 1,678 - 0,57% 0,036

Примечание: Руст - установленная мощность, К2 - стоимость элемента, Куст - затраты на доставку и установку оборудования, М2 - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам, ТР-ОБЩ - понижающий трансформатор.

В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации необходимо выполнить две замены АБ. Издержки, связанные с заменой АБ составляют 35,950 млн. рублей с учетом дисконтирования. В таблице 3.17 представлены среднегодовые значения генерируемой, аккумулируемой мощности.

Таблица 3.17 - Среднегодовая генерируемая и аккумулируемая энергия по элементам ДСЭС «Вариант 3».

Показатели генерации, аккумулирования и потребления эл.эн. Тип генерации

ФЭП ВЭУ ДГУ Итого

Прямое снабжение кВт*ч 1205860 1201465 1110563 3517888

На заряд АБ, кВт*ч 329905 373304 531506 1234715

Годовая генерация, кВт*ч 1535765 1574769 1642069 4752603

Из АБ на нагрузку кВт*ч с учетом потерь в БИН, ВП и АБ 1098782

Годовое потребление, кВт*ч 4616670

При определении среднегодовых показателей генерации и аккумулирования электроэнергии учитывались потери мощности в ДСЭС.

В таблице 3.18 показаны среднегодовые потери мощности по элементам ДСЭС, а также % от суммарных потерь.

Элемент ДР, кВт*ч % от суммарных потерь, % Элемент ДР, кВт*ч % от суммарных потерь, %

ВП 37020 7,29% ТР-ФЭП 39047 7,69%

АБ 61729 12,17% ТР-ВЭУ 122396 24,13%

БИН 37037 7,30% ТР-ОБЩ 83450 16,44%

СИН 60382 11,90% ВЛ-ФЭП 28866 5,69%

ВЛ-ВЭУ 37476 7,39%

Примечание: ДР - потери электроэнергии

В таблице 3.19 представлена итоговая таблица результатов комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 3»

Таблица 3.19 - Итоговые результаты комплексной оптимизации ДСЭС

«Вариант 3»

ФЭП, кВт ВЭУ, кВт АБ С-К, кВт*ч ДЭС, кВт Кап. влож, млн. руб- Расход топлив, тонн в год Годовая выработка по элементам, тыс. кВт*ч ЬСОЕ, руб./ кВт*ч,

Электроснабжение от ДЭС ДЭС Нагрузка 24,02

- - 2x900 18,460 1615,84 4616,6 4616,6

Электроснабжение от ФЭП-ВЭУ-ДЭС-АБ ФЭП ВЭУ ДЭС Нагр. 17,80

1575 1850 7140 2x900 296,27 574,70 1535, 7 1574, 7 1642 4616, 6

Выполним оптимизацию состава оборудования ДСЭС «Вариант 3» с использованием литий-ионных АБ.

В таблице 3.20 показаны установленные мощности, капиталовложения, и ежегодные издержки полученного оптимального решения.

Тип оборудования Руст, кВт К2, млн. руб. Доля от К2, % Куст, млн. руб. М2, млн. руб.

ФЭП 1600 108,480 31,22% 21,696 2,170

ВЭУ 1550 77,500 22,31% 32,938 1,550

ДЭС 2 х 900 18,460 5,31% 9,415 1,293

АБ 5359 кВт*ч 117,450 33,81% 49,917 0,588

СИН 1600 5,597 1,61% 3,038 0,030

БИН 1500 12,600 3,62% 6,426 0,126

ТР-ФЭП 1600 0,809 0,24% 0,413 0,036

ТР-ВЭУ 1600 0,809 0,24% 0,413 0,036

ТР-ОБЩ 4000 2,350 0,68% 1,199 0,139

ВЛ-ФЭП - 1,678 0,48% - 0,036

ВЛ-ВЭУ - 1,678 0,48% - 0,036

Примечание: Руст - установленная мощность, К2 - стоимость элемента, Куст - затраты на доставку и установку оборудования, М2 - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам.

В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации замены АБ не понадобились.

Представим результаты комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 3» с использованием литий-ионных АБ - таблица 3.21.

Таблица 3.21 - Итоговые результаты комплексной оптимизации ДСЭС

«Вариант 3»

ФЭП, кВт ВЭУ, кВт АБ С-К, кВт*ч ДЭС, кВт Кап. влож, млн. руб. Расход топ-ва, тонн в год Годовая выработка по элементам, тыс. кВт*ч ЬСОЕ, руб./ кВт*ч,

Электроснабжение от ДЭС ДЭС Нагрузка 24,02

- - 2x900 18,4 1615,8 4616,6 4616,6

Электроснабжение от ФЭП-ВЭУ-ДЭС-АБ ФЭП ВЭУ ДЭС Нагр. 18,62

1600 1550 5359 2x900 347,7 633,7 1559,9 1379,2 1811 4616,6

Выводы по ДСЭС «Вариант 3»

Согласно полученным результатам комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 3» для метеоусловий н.п. «Алысардах» оптимальной технологией производства электроэнергии является фото-ветро-дизельный комплекс генерации со свинцово-кислотными АБ. Применение литий-ионных АБ позволяет исключить замену АБ на протяжении всего цикла эксплуатации. Остаточная стоимость литий-ионных АБ составляет 28,971 млн. рублей. Стоимость произведенного кВт*ч меньше в варианте со свинцово-кислотными АБ, за счет меньших капиталовложений (на 51,519 млн. рублей) и меньшего среднегодового потребления дизельного топлива (на 59 тонн).

3.4. Влияние надежности, при решении задачи комплексной оптимизации децентрализованной системы электроснабжения, использующей возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи

В данном разделе диссертационной работы будут рассматриваться варианты, расположенные в области оптимальных решений, полученные в результате комплексной оптимизации ДСЭС («Вариант 3»).

По ранее полученным результатам, оптимальной технологией производства электроэнергии ДСЭС «Вариант 3» является фото-ветро-дизельный комплекс генерации со свинцово-кислотными АБ (ФЭП-ВЭУ-ДЭС-АБ).

В таблице 3.22 показаны составы оборудования, находящиеся в области оптимального решения ДСЭС «Вариант 3»

Таблица 3.22 - Комбинации состава оборудования в области оптимального решения ДСЭС «Вариант 3»

РУст , кВт РУст , кВт ШУСТ, кВт*ч РУст , кВт РУст , кВт шуст, кВт*ч

1800 1550 7140 1900 1575 7140

1850 1550 1800 1600

1900 1550 1850 1600

1800 1575 1900 1600

1850 1575

Вносятся значения коэффициентов потока отказов оборудования, стоимость устранения аварийного отказа и время простоя во время аварийного отказа отражённые в таблице 3.23.

Таблица 3.23. Вероятностные и экономические показатели элементов ДСЭС с учетом надежности

Элемент Вероятность отказа, ^ Стоимость устранения отказа М-^, руб. Время простоя ДТГ, ч

ВЭУ характеристика* 3,5% от Квэу1 3

ФЭП 5.7078е-006 [101]* Кфэп1 1

ДЭС 1.0000е-003 - 3

СИН 2.5000e-005 [102] 0,1% от КСИН1 1

ТР 4.0000e-005 [20] 0,1% от Ктр1 1

ВЛ 2.6667e-004 [21] 0,1% от Квл1 1

БИН 4.0000e-005 [102] 0,1% от КБин1 1

Примечание: вероятность отказа ВЭУ в зависимости от наработки В.Г. Николаев [12,13], вероятность отказа ФЭП приведена на элемент площадью 1,63 м2.

При моделировании возможных аварийных остановов ВЭУ использовалась характеристика (Рисунок 3.14) рассчитанная на основе развитой модели зависимости вероятности отказов ВЭУ разных типов и мощностей за период эксплуатации (20 лет) - В.Г. Николаев [12,13].

00 о

м га а£

I-О О

11 10 9 8 7 6 5

щ 4 т

5 3 е; о ас

2

1

• ВЭУ 150 кВт

• ВЭУ 300 кВт

• ВЭУ 600 кВт

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Год экплуатации

Рисунок 3.14 - Характеристика отказов ВЭУ на протяжении 20 лет эксплуатации

Существенный рост отказов ВЭУ и простоев по ремонтно -восстановительным работам, а также затрат на техническое обслуживание и ремонт ВЭУ происходит вместе с выработкой ресурса и, что характерно для ВЭУ начинается с 8 - 12 год эксплуатации. Эффективным средством, препятствующим этому и увеличивающим срок эксплуатации ВЭУ является капитальный ремонт, возвращающий коэффициент потока отказов ВЭУ на достаточно низкий уровень (3 - 5 отказов)

Стоимость капитального ремонта может составлять до 10% и более от первоначальной стоимость ВЭУ. Капитальный ремонт современных ВЭУ с 20 -летним сроком эксплуатации предусматривается после 8 - 12 лет эксплуатации.

В расчетной модели принимается, что капитальный ремонт всех ВЭУ находящихся в ветропарке начнется при достижении значения наработки хотя бы одного агрегата равной 8 годам эксплуатации (70080 часов). Это обусловлено тем, что наработки разных ВЭУ, как правило достаточно близки друг к другу. Более того капитальный ремонт в условиях Севера выгоднее проводить у всех ВЭУ одновременно. Продолжительность капитального ремонта всех ВЭУ составляет 2700 часов (72 часа на один агрегат). Отметим, что при выходе ВЭУ в капитальный ремонт, остальные элементы, находящиеся в непосредственной электрической связи (ТР, ВЛ) также выходят на запланированное обслуживание.

0

Значение наработки при котором ФЭП выходят на капитальный ремонт составляет 17520 часов. Как и в ситуации с ВЭУ, соответствующие элементы силовой электроники, трансформации и передачи (СИН, ТР и ВЛ) также выходят на соответствующее ТО одновременно. Продолжительность ремонта составляет 1120 часов.

В отличие от ВЭУ и ФЭП для которых проводится только капитальный ремонт, для ДГУ проводится еще текущий и плановый ремонты, которые отличаются разными значениями наработки ДГУ, составом работ, их продолжительностью и стоимостью.

В таблице 3.24 показаны значения наработки, при которых ДГУ выходят на запланированные ТО и ремонты, продолжительность ремонта, а также их стоимость.

Таблица 3.24 - Временные и стоимостные показатели запланированных ремонтов и ТО ДГУ

ТО и ремонт Начало ремонта (при достижении наработки), ч Продол-ть ремонта - AT¡rkep, ч Стоимость ТО или ремонта - M^, млн.руб.

Текущий 2500 24 0,39

Плановый 6000 96 1,3

Капитальный 16000 1000 3

После того как, все представленные численные значения, характеристики и логические условия внеслись в модель ДСЭС с учетом надежности и запланированных ТО и ремонтов, производится серия (50) расчетов для каждого состава оборудования. Основные параметры и их значения при каждом расчете ДСЭС «Вариант 3» представлены в таблицах 1 - 9 Приложения Б.

В таблице 3.25 представлены осредненные значения основных эксплуатационных параметров ДСЭС с учетом надежности (по результатам 50 расчетов).

Таблица 3.25 - Значения основных эксплуатационных параметров ДСЭС с надежности (осреднение по результатам

50 расчетов)

№ расчета Состав генерирующего оборудования, кВт Суммарное количество отказов по элементам за расчетный период, о.е. Наработка по элементам генерации, ч Годовой недоотпуск, % Коэффициент бездефицитной работы Доля генерации по элементам, % Расход топлива, т ьсоб Руб./ кВт*ч

ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2 (ТР,ВЛ, СИН, БИН) ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2 ФЭП ВЭУ ДЭС

1 ФЭП - 1600 кВт, ВЭУ - 1850 кВт АБ - 7140 кВт*ч 3,74 64,90 4,74 4,16 18,14 84329, 44 96994, 86 20727, 76 17524, 64 0,07 0,9993 33,86 30,13 36,01 601,08 18,75

2 ФЭП - 1600 кВт, ВЭУ - 1800 кВт АБ - 7140 кВт*ч 3,68 64,96 5,04 4,62 18,82 84333, 00 96875, 70 21183, 82 17525, 56 0,07 0,9993 33,25 30,31 36,44 608,21 18,84

3 ФЭП - 1600 кВт, ВЭУ - 1900 кВт АБ - 7140 кВт*ч 3,92 66,80 5,68 4,04 18,20 84329, 60 96661, 64 20607, 88 17524, 60 0,06 0,9994 34,02 30,08 35,90 599,22 18,82

4 ФЭП - 1575 кВт, ВЭУ - 1900 кВт АБ - 7140 кВт*ч 4,04 66,62 5,28 3,88 17,54 84333, 14 96864, 70 20732, 90 17525, 02 0,07 0,9993 34,26 29,74 36,01 601,10 18,78

5 ФЭП - 1575 кВт, ВЭУ - 1850 кВт АБ - 7140 кВт*ч 4,32 65,96 4,56 4,38 18,54 84329, 16 96279, 32 21371, 46 17524, 56 0,05 0,9995 33,49 29,88 36,63 611,30 18,81

№ расчета Состав генерирующего оборудования, кВт Суммарное количество отказов по элементам за расчетный период, о.е. Наработка по элементам генерации, ч Годовой недоотпуск, % Коэффициент бездефицитной работы Доля генерации по элементам, % Расход топлива, т ьсоб Руб./ кВт*ч

ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2 (ТР,ВЛ, СИН, БИН) ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2 ФЭП ВЭУ ДЭС

6 ФЭП - 1575 кВт, ВЭУ - 1800 кВт АБ - 7140 кВт*ч 4,18 62,94 5,48 3,58 17,04 84336, 74 96450, 24 21688, 84 17526, 34 0,05 0,9995 33,12 29,94 36,94 616,41 18,78

7 ФЭП - 1550 кВт, ВЭУ - 1850 кВт АБ - 7140 кВт*ч 3,64 67,36 5,12 4,50 18,82 84328, 26 96944, 44 21235, 82 17526, 62 0,07 0,9993 34,02 29,49 36,49 609,11 18,72

8 ФЭП - 1550 кВт, ВЭУ - 1800 кВт АБ - 7140 кВт*ч 3,66 65,48 4,74 4,16 19,14 84329, 64 96482, 64 21747, 20 17525, 80 0,07 0,9993 33,35 29,68 36,97 617,14 18,73

9 ФЭП - 1550 кВт, ВЭУ - 1900 кВт АБ - 7140 кВт*ч 4,20 67,46 4,60 4,30 18,48 84330, 70 96477, 14 21056, 88 17525, 42 0,06 0,9994 34,23 29,40 36,37 607,01 18,79

Среднее - 4,20 67,46 4,60 4,30 18,48 84330, 70 96477, 14 21056, 88 17525, 42 0,06 0,9994 34,23 29,40 36,37 607,01 18,79

В результате серии расчетов (50) получены результаты комплексной оптимизации состава оборудования с учетом надежности. Как видно оптимальные соотношения установленных мощностей основного генерирующего оборудования составляют следующие значения: ФЭП - 1550 кВт, ВЭУ - 1850 кВт, АБ - 7140 кВт*ч.

Средняя стоимость произведенного кВт*ч при учете надежности увеличилась на 5,1% и составляет 18,72 руб./кВт*ч (по сравнению с расчетом без учета надежности - 17,8 руб.*кВт*ч).

Более детально представим основные эксплуатационные параметры ДСЭС с учетом надежности для полученного состава оборудования на каждом году расчета в 43 расчете из серии - таблица 3.26.

Таблица 3.26 - Основные параметры ДСЭС с учетом надежности по годам эксплуатации на 43 расчете из серии

Номер года Суммарное количество отказов по элементам за расчетный период, о.е. Наработка по элементам генерации, ч Недоотпуск, % Расход топлива, т

ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2 ТР,ВЛ, СИН, БИН ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2

1 0 1 1 0 1 4577 5406 1781 8 0 28178

2 0 1 1 0 0 4579 4884 1893 4 0 29863

4 1 1 0 0 2 4578 4884 1867 96 0 30934

5 0 1 0 0 1 4175 5406 1711 152 0 29344

6 0 2 0 0 1 4579 4805 103 1939 0 32116

7 0 5 0 0 0 4579 4929 103 1972 0 32667

8 0 4 0 0 2 4579 4884 103 1808 0 30115

Номер года Суммарное количество отказов по элементам за расчетный период, о.е. Наработка по элементам генерации, ч Недоотпуск, кВт*ч Расход топлива, т

ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2 ТР,ВЛ, СИН, БИН ФЭП ВЭУ ДГУ1 ДГУ2

9 0 6 0 0 1 3915 5743 199 1752 0 30745

10 1 12 0 0 1 4579 5014 1027 1029 0 32399

11 0 7 1 0 2 4579 4800 2037 7 0 32194

12 0 7 0 0 2 4576 5012 1958 99 0 32368

13 0 6 0 0 1 3747 5012 2271 3 0 35801

14 0 1 0 0 1 4579 5326 1510 1000 85858 39550

15 0 3 0 0 3 4579 3330 455 2045 0 39345

16 0 8 0 1 0 4571 4882 203 1663 0 29359

17 0 2 0 0 0 3806 4805 103 2195 0 36163

18 0 3 0 1 0 4579 5154 1008 1602 0 39880

19 0 8 0 0 0 4568 5154 1906 149 0 32336

20 0 10 1 0 0 4579 4883 1879 4 0 29674

I 2 88 4 2 18 84298 94322 22125 17527 85858 623022

На рисунке 3.15 показаны значения генерации по элементам ДСЭС, а также заряд АБ до недоотпуска электроэнергии на 43 расчете из серии.

43 расчете из серии

Как видно, в момент при котором наступает недоотпуск электроэнергии, наблюдаются низкие значения генерации от ВЭУ и ФЭП (рисунок 3.15 а, б). В частности, это связано с зимним периодом (декабрь), и как следствие низким уровнем интенсивности солнечного излучения, а также практически полным отсутствием ветра. В такие моменты значительно увеличивается загрузка ДГУ1,2. Отметим, что данный период ДГУ1 находится в запланированном капитальном ремонте. Аварийный отказ ДГУ2 и вывод его в ремонт, сопровождается полным разрядом АБ, при максимальных значениях нагрузки и недоотпуском электроэнергии потребителям.

На рисунке 3.16 показаны фрагменты выхода ФЭП в запланированный капитальный ремонт на 4 и 8 году эксплуатации, а также величина выходного напряжения ФЭП.

Время,ч

Рисунок 3.16 - Выход ФЭП в запланированный капитальный ремонт на 4 и 8 году эксплуатации, а также значения выходного напряжения ФЭП

1 1 ! I 1 I

Отказ

трансформатора т ГПП

1 1 1 1 1 1

1 1 г 1 1 1 1 I

7 ц

ц ,-пП г ^ \ г

Г 1 п

(

1

1_гг --^ |_| 1_|-1 i "i_[ 1 1_5

1 467 1 4677 1 4674 1 4676 1 4671 1 468 1 4687 «Ю

Вреня. н

Рисунок 3.17 - Аварийный отказ ТР ГПП ДСЭС «Вариант 3»

Как видно, в случает отказа главного ТР ДСЭС, электроснабжение от ФЭП и ВЭУ полностью прекращается. Наработка всех элементов в момент отказа стоящих ниже ТР также останавливается на ранее достигшем значении. Однако подобные отказы главного трансформатора ДСЭС как правило не приводит к возможному недоотпуску электроэнергии, благодаря достаточно быстрому устранению последствий аварийного отказа ТР и имеющимся в ДСЭС АБ и ДЭС, которые в момент отказа главного ТР (и отсутствием генерации от ВИЭ) смогут снабжать электроэнергией потребителей.

Выводы