Повышение энергоэффективности автономных электротехнических комплексов с возобновляемыми источниками энергии путем адаптивной регулировки режимов их работы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Орел Евгений Александрович

• Орел Евгений Александрович
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Орел Евгений Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ТРУДНОДОСТУПНЫХ РАЙОНАХ

1.1 Современное состояние возобновляемой энергетики в России

1.2 Проблема электроснабжения изолированных труднодоступных территорий

1.3 Потенциал использования автономных ЭТК с ВИЭ на изолированных труднодоступных территориях

1.4 Обеспечение совместной работы возобновляемых источников и ДГУ в автономных ЭТК

1.5 Текущий уровень развития возобновляемых источников и накопителей электроэнергии

1.5.1 Фотоэлектрические панели

1.5.2 Ветроэлектрические установки

1.5.3 Накопители энергии

1.5.4 Текущий уровень развития полупроводниковых преобразователей электроэнергии

1.6 Методы выбора номинальных параметров источников и накопителей электроэнергии в автономных ЭТК с ВИЭ

1.7 Проблема энергетической эффективности автономных ЭТК с ВИЭ

1.8 Выводы к главе

ГЛАВА 2 ВЫБОР СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ АВТОНОМНОГО ЭТК С ВИЭ МАЛОЙ МОЩНОСТИ

2.1 Сравнительный анализ схем построения автономного ЭТК с ВИЭ малой мощности

2.2 Задание профилей генерации и потребления электроэнергии

2.3 Алгоритм расчета номинальных параметров автономного ЭТК с ВИЭ,

обеспечивающих бесперебойность электроснабжения потребителей

2.4 Принцип расчета потерь электроэнергии в ППЭ

2.5 Математическое моделирование работы автономного ЭТК с ВИЭ

2.6 Обоснование выбора номинальных параметров автономного ЭТК с ВИЭ

2.7 Выводы к главе

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА АДАПТИВНОЙ РЕГУЛИРОВКИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ППЭ В СОСТАВЕ АВТОНОМНОГО ЭТК С ВИЭ

3.1 Моделирование работы фото-, ветроэлектрической установок, аккумуляторной батареи

3.1.1 Моделирование фотоэлектрических панелей

3.1.2 Моделирование солнечного излучения

3.1.3 Моделирование ветроэлектрической установки

3.1.4 Аккумуляторная батарея

3.2 Моделирование работы ППЭ

3.2.1 Преобразователь напряжения ФЭУ

3.2.2 Преобразователь напряжения ВЭУ

3.2.3 Инвертор напряжения

3.2.4 Двунаправленный преобразователь заряда-разряда АБ

3.3 Построение имитационной компьютерной модели автономного ЭТК с ВИЭ

3.4 Разработка математической модели потерь мощности в ППЭ

3.4.1 Повышающий преобразователь

3.4.2 Понижающий преобразователь

3.4.3 Инвертор напряжения

3.5 Разработка алгоритма адаптивной регулировки режимов работы ППЭ для снижения потерь электроэнергии

3.6 Выводы к главе

ГЛАВА 4 ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ РЕАЛИЗАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

4.1 Техническая реализация автономного ЭТК с адаптивным регулированием

4.2 Экспериментальная проверка алгоритма на имитационном лабораторном стенде

4.3 Анализ временных задержек в функционирования аппаратуры

4.4 Оценка экономической эффективности внедрения алгоритма адаптивного регулирования

4.5 Оценка экологического воздействия ЭТК с ВИЭ на окружающую среду

4.6 Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Патент на изобретение

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Акт внедрения

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение энергоэффективности автономных электротехнических комплексов с возобновляемыми источниками энергии путем адаптивной регулировки режимов их работы»

Актуальность темы исследования

Значительная часть территории России не подключена к Единой энергетической системе [21, 83]. По оценкам Министерства энергетики РФ, на изолированных труднодоступных территориях (ИТТ) насчитывается до ста тысяч небольших объектов, которые можно обеспечить электроснабжением от возобновляемых источников энергии (ВИЭ), либо использовать гибридный метод с совмещением ВИЭ и генераторов на органическом топливе [77]. В первую очередь речь идёт об объектах малой мощности (до 100 кВт), таких как вахтовые и рабочие посёлки, метеорологические станции, вышки связи, аппаратура линейных участков трубопроводного транспорта нефти и газа, вертолетные площадки и т.д.

В настоящее время основным источником электроснабжения на ИТТ являются дизель-генераторные установки (ДГУ), для которых, как правило, характерна высокая степень износа и большой удельный расход топлива [47]. Чтобы уменьшить нагрузку на ДГУ, получила распространение практика использования автономных гибридных электротехнических комплексов (ЭТК), совмещающих работу ДГУ с фото- (ФЭУ) и ветроэлектрическими (ВЭУ) установками.

Уровень генерации ФЭУ и ВЭУ изменяется в зависимости от погодных условий и времени суток. Из-за колебаний в генерации, характерной особенностью автономных ЭТК с ВИЭ является широкий диапазон варьирования рабочих токов и напряжений в полупроводниковых преобразователях электроэнергии (ППЭ) в процессе эксплуатации. Рабочий ток, уровень входного и выходного напряжения, загрузка определяют режим работы и КПД ППЭ. Каждый преобразователь имеет наилучшие энергетические характеристики в номинальном режиме работы, на который он спроектирован, и отклонение от него приводит к снижению КПД ППЭ. В условиях постоянно изменяющихся значений рабочих токов и напряжений общий уровень потерь электроэнергии в преобразователях увеличивается, следовательно, снижается энергоэффективность всего автономного ЭТК с ВИЭ.

Снижение потерь электроэнергии в режимах работы ППЭ, отличных от номинальных, позволит повысить коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) ФЭУ и ВЭУ, сократить срок окупаемости капитальных затрат в автономных ЭТК c ВИЭ.

Таким образом, актуальной задачей является повышение энергоэффективности автономных ЭТК с ВИЭ путем снижения уровня потерь электроэнергии в ППЭ, работающих в условиях изменчивого характера профилей генерации и потребления электроэнергии.

Степень разработанности темы исследования

Вопрос электроснабжения изолированных труднодоступных территорий при помощи автономных электротехнических комплексов с ВИЭ затрагивали в своих работах многие отечественные и зарубежные ученые: Б.В. Лукутин, О.С. Попель, С.Г. Обухов, В.В. Елистратов, В.Г. Николаев рассматривали, главным образом, вопросы проектирования и целесообразность использования ветровых и солнечных ЭТК по сравнению с генераторами на органическом топливе.

В работах П.П. Безруких, Д.С. Стребкова, В.И. Виссарионова, А.А. Бельского, В.З. Манусова, Е.Н. Соснина, С.В. Соломина предложены методы оптимизации жизненного цикла объектов возобновляемой энергетики, включающие определение оптимальной структуры комплекса, синхронизацию различных типов генераторов и накопителей энергии между собой, обеспечение требуемого качества электроэнергии, оценку надежности работы системы. В работах Б.Н. Абрамовича описывались особенности использования ЭТК с ВИЭ совместно с ДГУ на предприятиях минерально-сырьевого сектора. Ученые К.В. Суслов, С.А., Цырук, М.Г. Тягунов и А.Г. Васьков занимались оптимизацией состава оборудования и изучением режимов работы энергоустановок в комплексах с ВИЭ. Труды зарубежных авторов J. Dekker, F. Jurado, V. Salas, R. Dufo-Lopez, José L. Bernal-Agustín, G. Rauschenbach касались вопросов выбора алгоритмов работы ЭТК, включая управление его электрической нагрузкой.

Опираясь на данные работы, можно отметить, что в них недостаточно внимания было уделено исследованию режимов работы энергопреобразующей

аппаратуры. Не рассмотрены вопросы оценки влияния уровня входного и выходного напряжения ППЭ на энергоэффективность работы автономных ЭТК с ВИЭ.

Объект исследования - автономный электротехнический комплекс с возобновляемыми источниками энергии и расчетной мощностью нагрузки до 100 кВт.

Предмет исследования - структура и параметры автономного ЭТК с ВИЭ, алгоритмы управления ППЭ в его составе.

Цель работы: повышение энергоэффективности автономного ЭТК с ВИЭ путем адаптивной регулировки режимов работы ППЭ в зависимости от уровня генерации ВИЭ и уровня потребления нагрузки.

Идея работы: Повышение энергоэффективности автономного ЭТК с ВИЭ достигается снижением суммарных потерь электроэнергии в ППЭ в составе комплекса за счет применения адаптивного регулирования напряжения шины постоянного тока в зависимости от уровней динамических потерь мощности в каждом ППЭ.

Основные задачи исследования:

1. Провести сравнительный обзор структурных схем построения автономного ЭТК с ВИЭ для электроснабжения нагрузки расчетной мощностью до 100 кВт на ИТТ.

2. Разработать алгоритм и программу для ЭВМ для расчета минимальных установленных мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ, обеспечивающих бесперебойность электроснабжения потребителей, а также расчета потерь электроэнергии в ППЭ с учетом доли возобновляемых источников в энергопотреблении.

3. Провести анализ потерь электроэнергии в ППЭ с учетом структурной схемы построения автономного ЭТК с ВИЭ. Установить распределение потерь в ППЭ в зависимости от установленных мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ, определить средний уровень потерь с учетом доли ВИЭ в энергопотреблении.

4. Разработать алгоритм управления ППЭ, основанный на адаптивном регулировании уровня напряжения согласующей шины постоянного тока, связывающей различные ППЭ в составе автономного ЭТК с ВИЭ, в зависимости от текущей мощности генерации ФЭУ и ВЭУ, мощности потребления нагрузки.

5. Выполнить имитационное компьютерное моделирование работы автономного ЭТК с ВИЭ с учетом разработанного алгоритма управления ППЭ для оценки энергоэффективности, проверить влияние регулировки уровня напряжения шины на потери электроэнергии в ППЭ на имитационном лабораторном стенде.

6. Провести оценку экономической эффективности внедрения алгоритма адаптивного регулирования и оценку экологического воздействия при его использовании.

Научная новизна работы:

1. Установлены зависимости потерь электроэнергии в ППЭ автономного ЭТК с ВИЭ от емкости аккумулятора и доли возобновляемых источников в энергопотреблении с учетом соотношений номинальных мощностей ВЭУ и ФЭУ, позволяющие обосновать структуру и выбор параметров комплекса, обеспечивающих бесперебойность электроснабжения потребителей.

2. Установлена зависимость потерь электроэнергии в ППЭ автономного ЭТК с ВИЭ с раздельной работой резервного источника электроснабжения (дизель-генераторной установки) с другими электрогенерирующими установками, связанными согласующей шиной постоянного тока, от фиксированного рабочего напряжения шины с учетом вариации профилей генерации возобновляемых источников.

Полученные результаты соответствуют паспорту научной специальности 2.4.2. Электротехнические комплексы и системы по пунктам:

п. 1. Развитие общей теории электротехнических комплексов и систем, анализ системных свойств и связей, физическое, математическое, имитационное и компьютерное моделирование компонентов электротехнических комплексов и систем, включая электромеханические, электромагнитные преобразователи

энергии и электрические аппараты, системы электропривода, электроснабжения и электрооборудования.

п. 3. Разработка, структурный и параметрический синтез, оптимизация электротехнических комплексов, систем и их компонентов, разработка алгоритмов эффективного управления.

Теоретическая и практическая значимость работы:

Разработанный метод снижения потерь электроэнергии в автономном электротехническом комплексе внедрен в производственную деятельность АО «НПП «Ленинец» (акт о внедрении результатов от 28.05.2024 г) для создания наземных постов мониторинга окружающей обстановки (Приложение Б).

Алгоритм адаптивного управления преобразователями напряжения для задания оптимального режима работы, характеризующийся наименьшими потерями электроэнергии в энергопреобразующей аппаратуре, может быть использован в качестве теоретического руководства или экспериментальной базы при проектировании новых или модернизации существующих автономных электротехнических комплексов с ВИЭ для ИТТ.

Результаты диссертационной работы по повышению энергоэффективности работы ППЭ в составе автономного ЭТК с ВИЭ подтверждены патентом на изобретение № 2786935 «Способ защиты линейного стабилизатора напряжения постоянного тока от короткого замыкания с малыми тепловыми потерями» от 26.04.2022 г.

Методология и методы исследования

При выполнении исследований использовались методы классификации и обобщения, статистические методы обработки данных, методы математического моделирования из теории электрических цепей. Расчеты выполнялись в программных пакетах Microsoft Excel, MathCad, Jupyter Notebook. Разработка математических моделей, анализ и обработка данных осуществлялась с использованием языка программирования Python. Экспериментальные исследования были выполнены в программных средах имитационного

компьютерного моделирования Matlab/Simulink. Проверка адекватности результатов проведена на разработанном имитационном лабораторном стенде.

На защиту выносятся следующие положения:

1. Снижение уровня потерь электроэнергии в полупроводниковых преобразователях автономного электротехнического комплекса с возобновляемыми источниками энергии достигается раздельной работой резервного источника электроснабжения (дизель-генераторной установки) с другими электрогенерирующими установками в составе комплекса, связанными согласующей шиной постоянного тока, с учетом доли возобновляемых источников в энергопотреблении.

2. Повышение энергоэффективности автономного электротехнического комплекса с возобновляемыми источниками энергии достигается за счет адаптивной регулировки уровня напряжения шины постоянного тока в зависимости от величины текущей мощности генерации фотоэлектрической и ветроэлектрической установок и мощности потребления нагрузки.

Степень достоверности результатов исследования основана на применении известных теорий и методов из области электротехники, физики, математического анализа. Использовались методики имитационного компьютерного моделирования в лицензированных программных средах. Полученные результаты были подтверждены натурными лабораторными экспериментами.

Апробация результатов

Результаты были продемонстрированы на всероссийских и международных научных конференциях: «2022 IEEE Conference of Russian Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering» (г. Санкт-Петербург, 2022 г.); Международной научно-технической конференции «Научные механизмы решения проблем в исследованиях молодых ученых» (г. Санкт-Петербург, 2022 г.); XII Международной научно-практической конференции «Наука в современном мире: результаты исследований и открытий» (г. Анапа, 2023 г.).

Личный вклад автора заключается в анализе зарубежной и отечественной научной литературы по теме автономных ЭТК с ВИЭ, формулировке цели, задач исследования и защищаемых положений. Проведен сравнительный анализ схем построения автономных ЭТК с ВИЭ для нагрузки расчетной мощностью до 100 кВт на ИТТ, обоснован выбор схемы построения автономного ЭТК с ВИЭ с точки зрения снижения потерь электроэнергии в ППЭ при различных уровнях замещения энергопотребления возобновляемыми источниками. Разработан алгоритм адаптивной регулировки режима работы ППЭ в составе комплекса в зависимости от текущей мощности генерации ВИЭ и мощности потребления нагрузки. Проведены экспериментальные исследования, в результате которых проверена адекватность предложенных технических решений.

Публикации. Результаты диссертационного исследования в достаточной степени освещены в 7 печатных работах (пункты списка литературы № 70, 90, 91, 92, 93, 94, 147), в том числе в 2 статьях - в изданиях из перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук, в 2 статьях - в изданиях, входящих в международную базу данных Scopus (пункты списка литературы № 92, 93). Получен патент на изобретение (Приложение А).

Структура работы. Диссертация состоит из оглавления, введения, четырех глав с выводами по каждой из них, заключения, списка сокращений, списка литературы, включающего 157 наименований, и 2 приложения. Диссертация изложена на 159 страницах машинописного текста, содержит 97 рисунков и 33 таблицы.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность и признательность кандидату технических наук, доценту кафедры электроэнергетики и электромеханики Бельскому Алексею Анатольевичу за предложенную идею работы, за неоценимую помощь в методологии исследований и ценные замечания при подготовке статей и диссертации.

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ТРУДНОДОСТУПНЫХ РАЙОНАХ

1.1 Современное состояние возобновляемой энергетики в России

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) - это природные ресурсы, которые восстанавливаются естественным образом и могут быть использована для производства энергии. К ним относятся солнечная, ветровая и геотермальная энергия, гидроэнергетика, биоэнергетика. ВИЭ отличаются от традиционных видов топлива неисчерпаемостью в долгосрочной перспективе и оказывают минимальное воздействие на окружающую среду. Согласно данным Министерства энергетики, Российская Федерация располагает объемом технически доступных ресурсов возобновляемых источников энергии не менее 24 млрд. т условного топлива [8]. Сравнение возобновляемой и традиционной энергетики представлено в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Сравнение возобновляемой и традиционной энергетики [составлено автором]

Параметр оценки Традиционная энергетика Возобновляемая энергетика

Источник генерации Ископаемое топливо: нефть, уголь, газ Энергия солнца, ветра, воды и т.д.

Экологичность испол ьзования Выбросы Ш2, Ш4, N2O и т.д. Отсутствуют выбросы загрязняющих веществ в ходе эксплуатации

Капитальные и эксплуатационн ые затраты Низкие капитальные затраты, но высокие эксплуатационные Высокие капитальные затраты, но низкие эксплуатационные

Автономность энергоустановок Необходимость постоянного контроля количества топлива и соблюдения требований эксплуатации Не требуется вмешательство человека, достаточно дистанционного мониторинга за работой электроустановок

Зависимость от климатических условий Низкая Высокая

Самыми распространенными источниками электроэнергии на основе ВИЭ в РФ являются ветровые (ВЭС) и солнечные (СЭС) электростанции. Следом идут малые гидроэлектростанции (мГЭС), геотермальные электростанции (ГеоЭС), станции на биомассе (БиоЭС). Согласно отчетам Ассоциации развития

возобновляемой энергетики (АРВЭ), выработка электроэнергии от СЭС и ВЭС в 2024 году достигла 7,8 млрд кВтч, производство электроэнергии от ВИЭ за последние шесть лет утроилось (рисунок 1.1) [85].

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Рисунок 1.1 - Выработка электроэнергии от ВИЭ на территории РФ [85]

При этом на сегодняшний день в России производство электроэнергии от ВИЭ составляет менее 1% от общей генерации, в то время как 65% приходится на тепловые электростанции, 18,3 % - на атомные и 15,9 % - на гидроэлектростанции [74]. Основной причиной недостаточного использования ВИЭ является высокая первоначальная стоимость и длительный срок окупаемости оборудования [32].

Согласно «Реестру квалифицированных генерирующих объектов на основе ВИЭ» [80], в России действует более 200 электростанций на базе ВИЭ, представленных в таблице 1.2. Карта ВЭС и СЭС на территории РФ приведена на рисунке 1.2.

Таблица 1.2 - Количество квалифицированных объектов ВИЭ в РФ [80]

№ Тип электростанции на базе ВИЭ Количество квалифицированных объектов

1 ВЭС 85

2 СЭС 157

3 малые ГЭС 20

4 биогазовые станции 4

а) б)

Рисунок 1.2 - Карта расположения: а - ВЭС, б - СЭС [85]

За счёт эффекта масштаба и технологического развития стоимость генерации от ВИЭ постепенно снижается (рисунок 1.3). В РФ динамика снижения цен на электроэнергию отстает от среднемирового уровня [18, 85], что объясняется низкой степенью локализации производства генерирующего оборудования. Преимуществом ВИЭ является отсутствие эксплуатационных расходов по добыче и переработке, транспортировке и хранению органического топлива, что составляет существенную долю себестоимости топливных электростанций [23].

Рисунок 1.3 - Динамика изменения цены производства электроэнергии от ВИЭ [85]

Важной предпосылкой к росту использования возобновляемых источников энергии является правовое регулирование со стороны государства, создание благоприятных условий для их развития. Меры поддержки ВИЭ отражены в ведущих отраслевых документах:

- Энергетическая стратегия до 2035 г. (утверждена распоряжением Правительства №1523-р от 09.06.2020).

- Доктрина энергетической безопасности (Указ Президента № 216 от 13.05.2019).

- Стратегия социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года (утверждена распоряжением Правительства № 3052-р от 29.10.2021).

- План мероприятий по совершенствованию законодательства и устранению административных барьеров в целях обеспечения Национальной технологической инициативы «Энерджинет» (утвержден постановлением Правительства №2 830-р от 28 апреля 2018 года).

- План модернизации неэффективной дизельной (мазутной, угольной) генерации в изолированных и труднодоступных территориях (утверждён распоряжением Правительства № 7456п-П9 от 15 августа 2019 года).

1.2 Проблема электроснабжения изолированных труднодоступных

территорий

Одной из задач, поставленных в «Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года», является обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения в зонах, испытывающих дефицит электроэнергии. Для России характерно наличие больших по площади территорий с низкой плотностью населения, а также островных территорий, изолированных от централизованного электроснабжения. Изолированные труднодоступные территории (ИТТ) - это районы, не присоединенные к Единой энергетической системе, доступ на которые возможен только с использованием специализированного транспорта, в том числе - с высоким уровнем проходимости. Энергообеспечение ИТТ характеризуется наличием локальной генерации малой мощности, работающей преимущественно

на привозном топливе [25, 51]. Основными проблемами в изолированных энергосистемах являются [89]:

• малая мощность каждой отдельной энергосистемы;

• изношенное оборудование с высоким расходом топлива, при этом жесткая необходимость резервирования мощности [31];

• сложность технической модернизации в связи с географическими и экономическими ограничениями;

• структура топливного баланса с большим удельным весом дорогостоящего дизельного топлива (порядка 85%), опережающий рост цены топлива по сравнению с тарифами на электроэнергию.

Годовой расход дизельного топлива на выработку электроэнергии в ИТТ представлен на рисунке 1.4. Помимо дороговизны топлива, ДГУ имеют ряд проблем в эксплуатации [69]: не допускается их работа на холостом ходу из-за высоких рисков износа внутренних узлов, а при отрицательных температурах увеличивается вязкость топлива [12]. Все это приводит к тому, что периоды отключения электроэнергии на ИТТ достигают 12-15 часов в сутки, а ежегодные субсидии из бюджета на обслуживание ДГУ - доходят до 60-65 млрд. рублей [68].

Рисунок 1.4 - Расход дизельного топлива в год на выработку электроэнергии в ИТТ, тыс. т. [68]

Перспективным способом решения энергетических проблем на ИТТ является использование ВИЭ. За последние годы на ИТТ в России появилось множество автономных, в том числе гибридных СЭС и ВЭС (рисунок 1.5).

Рисунок 1.5 - Карта расположения автономных СЭС и ВЭС [67]

Цена электроэнергии от дизельной генерации на ИТТ может достигать 100 руб./кВтч и более [28], что, в основном, определяется сложностью логистики и объемом завозимого топлива.

Рисунок 1.6 - Стоимость производства электроэнергии на ИТТ [составлено автором]

Медианное значение стоимости электроэнергии при дизельной генерации составляет по стране 25-35 руб./кВтч и ежегодно увеличивается вследствие инфляции. Такая стоимость электроэнергии делает генерацию от ВИЭ на ИТТ конкурентоспособной с дизельной генерацией (рисунок 1.6).

1.3 Потенциал использования автономных ЭТК с ВИЭ на изолированных

труднодоступных территориях

Реализация возможности использования того или иного ВИЭ зависит от географического положения и включает такие факторы как климат, ландшафт и т.д. Оценка технического потенциала ВИЭ в РФ на основе работ [30, 38, 55] представлена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Технический потенциал ВИЭ в РФ [30, 38, 55]

Тип генерации Технический потенциал, ГВт^ч/год

энергия малых рек 3,82105

солнечная 2,56109

ветровая 6,85407

На рисунке 1.7 приведены карты обеспеченности территории РФ ресурсами возобновляемой энергетики.

в)

Рисунок 1.7 - Карта ресурсов возобновляемой энергетики: а - малой гидроэнергетики; б - солнечной; в - ветровой [11, 17]

Наибольшая доля гидроэнергетических ресурсов располагается в восточной части страны, куда приходится более 80% всего имеющегося гидропотенциала. Энергии малых рек сконцентрирована на территории Карелии, Восточной Сибири, Дальнего Востока, в районах Северного Кавказа и западной части Урала.

Наибольшим потенциалом для использования солнечной энергетики обладает юго-запад страны, Южная Сибирь и районы Дальнего Востока. Полный перечень регионов приведен в работе [39].

Использование ветровой энергетики целесообразно в республике Калмыкии, Ставропольском и Краснодарском крае, Ростовской области, Северо-Кавказском Федеральном округе, Волгоградской и Астраханской областях, северных прибрежных территориях Северо-Западного, Уральского, Сибирского и Дальневосточного Федеральных округов.

Целесообразность строительства ВЭС и СЭС может быть оценена по параметрам, представленным в таблице 1.4. Так, использование фотоэлектрических панелей (ФЭП) оправдано при продолжительности солнечного сияния более 2000 часов/год и суммарной годовой солнечной радиации на горизонтальную поверхность более 1000 кВтч/м2. Использование ветроэлектрических установок целесообразно при среднегодовой скорости ветра от 5-6 м/с и более.

Таблица 1.4 - Показатели целесообразности использования ВИЭ [составлено автором]

Ресурс для ВИЭ Состояние территории в зависимости от значения оцениваемого параметра

малоэффективное обеспеченное эффективное

Среднегодовая скорость ветра до 5 м/с 5-7 м/с от 7 м/с и более

Среднегодовая продолжительность солнечного сияния до 1700 ч/год 1700-2000 ч/год от 2000 ч/год и более

Значения коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) электростанций на базе ВИЭ уступает электростанциям на органическом топливе,

что связано с низкой плотностью поступающей к ним энергии. Средневзвешенные значения КИУМ в целом по миру составляют для ВЭС - 30%; для ФЭС - 16,5% [4, 82]. Сравнение среднего значения (КИУМ) для электростанций в России и в ряде зарубежных стран приведены в таблице 1.5 [3, 84, 87].

Таблица 1.5 - КИУМ различных типов электростанций в РФ и за рубежом [составлено автором]

Тип электростанции РФ Германия Великобритания США

Тепловые (ТЭС) 41,3% 29% 48% 34%

ГЭС 47,3% 19% 18,5% 44,1%

ВЭС 27,5% 21,3% 43% 34,2%

СЭС 15,1% 10,5% 13% 23%

Годовое распределение скоростей ветра и интенсивности солнечного излучения отражает сезонные атмосферные процессы, связанные с нагревом, перемешиванием и остыванием воздушных масс. Следствием этих процессов является то, что интенсивность солнечного излучения и наличие ветра, как правило, находятся в противофазе [16, 17]. По этой причине наиболее эффективным решением является использование гибридных электротехнических комплексов, обеспечивающих одновременно ветровую и солнечную генерацию. Правильное использование фото- и ветроэлектрических установок позволяет вырабатывать электроэнергию в течение 80-90% суточного времени.

Нестабильность генерации ВИЭ обуславливает необходимость использования накопителей энергии, стоимость которых может доходить до 50-75% стоимости всей системы [64]. На рисунке 1.8 приведена средняя нормированная стоимость электроэнергии LCOE (Levelized cost of electricity) для автономных энергосистем с ВИЭ в РФ по данным Центра энергетики Сколково [24].

¡.СОН. руб/кВт-ч

СЭС

мини-ГЭС ----

►—-""^БЭС

В зоне централизованного электроснабжения

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 ГОД

Рисунок 1.8 - Нормированная себестоимость электроэнергии от ВИЭ в РФ в 2014-2023 г. [24]

По оценкам Министерства энергетики РФ, наиболее востребованными на ИТТ являются автономные ЭТК с ВИЭ малой мощности. Общепринятая классификация диапазонов мощности на настоящий момент отсутствует. В традиционной энергетике к объектам малой генерации относят комплексы мощностью до 30 МВт. Однако, для ВИЭ требуется более точное деление. Поэтому зачастую руководствуются ГОСТ Р 51237-98 «Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Термины и определения» [19], согласно которому, выделяют диапазоны мощности:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Орел Евгений Александрович, 2025 год

Е - Е

ген пот

где СОЕ - себестоимость электроэнергии, руб.; ЬСС - суммарные расходы за жизненный цикл автономного ЭТК с ВИЭ, руб.; Еген - суммарная сгенерированная электроэнергия, кВтч; Епот - потери электроэнергии, кВтч.

Из выражения (1.2) следует, что чем ниже будут потери электроэнергии Епот внутри автономного ЭТК с ВИЭ, тем эффективнее будет использоваться энергия ВИЭ, что позволит снизить себестоимость электроэнергии СОЕ.

1.8 Выводы к главе 1

По результатам анализа современного состояния проблемы электроснабжения изолированных труднодоступных территорий, и, учитывая современное состояние развития ВИЭ, накопителей и полупроводниковых преобразователей электроэнергии, были сделаны следующие выводы:

1. Актуальным направлением использования автономных ЭТК с ВИЭ на ИТТ является электроснабжение небольших (с расчетной мощностью нагрузки до 100 кВт) объектов, таких как аппаратура линейных участков трубопровода, узлы связи, метеостанции, посты технического наблюдения и т.д. При этом на ИТТ проживает свыше 700 тыс. человек и расположено порядка 900 населенных пунктов.

2. Рассмотрены варианты согласования гарантированного источника электроснабжения (ДГУ) с ВИЭ: совместная, раздельная работа и смешанный вариант, предусматривающий возможность выбора между режимами.

3. Проанализирован текущий уровень развития, преимущества и недостатки различных типов ФЭП, ВЭУ, накопителей энергии и ППЭ. Показано, что в качестве накопителя наибольшими удельными характеристиками и экологичностью обладают ЫБеР04 аккумуляторные батареи.

4. Рассмотрены основные методы выбора номинальных параметров источников и накопителей электроэнергии в автономных ЭТК с ВИЭ. Учитывая вычислительную сложность, решение задачи выбора номинальных параметров, как правило, требует разработки, либо использования готового

специализированного программного обеспечения и вычислительных ресурсов ЭВМ.

5. Проведена оценка энергетической эффективности работы автономных ЭТК с ВИЭ, составлена диаграмма потерь мощности в ЭТК с учетом потерь электроэнергии в ППЭ.

Таким образом, в первой главе доказана актуальность поставленной цели исследования и задач для ее реализации, представленных во введении.

ГЛАВА 2 ВЫБОР СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ АВТОНОМНОГО ЭТК С

ВИЭ МАЛОЙ МОЩНОСТИ

2.1 Сравнительный анализ схем построения автономного ЭТК с ВИЭ малой

мощности

В результате проведенного обзора научной литературы были выбраны пять распространенных схем построения автономного ЭТК с ВИЭ, представленных на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Обобщенные структурные схемы автономного ЭТК с ВИЭ: а - DC шина с раздельной работой ДГУ (схема 1),

б - общая DC шина (схема 2), в - АС шина с раздельной работой ДГУ (схема 3), г - общая АС шина (схема 4), д - смешанная (схема 5) [составлено автором]

На схемах введены обозначения:

* ^aw и ndw - КПД AC/DC и DC/AC преобразователей ВЭУ;

* ^ds и ^as — КПД DC/DC и DC/AC преобразователей ФЭУ,

* Паь и ndb - КПД двунаправленных DC/AC и DC/DC преобразователей напряжения АБ,

* ndd - КПД диодного выпрямителя напряжения ДГУ;

* Па1 - КПД однонаправленного инвертора, питающего нагрузку;

* пьь - КПД двунаправленного DC/AC преобразователя, связывающего шину постоянного и шину переменного тока в смешанной схеме.

На всех рассматриваемых схемах ДГУ выступает в качестве резервного источника электроснабжения, вводимого в работу по мере исчерпания заряда АБ. Это обусловлено необходимостью работы автономного ЭТК с ВИЭ на ИТТ с задачей экономии дизельного топлива.

Структурные схемы реализации автономного ЭТК с ВИЭ с шиной постоянного тока (схемы 1 и 2) рассматриваются в работах [99, 133, 144, 154]. Отличие схем состоит в способе подключения ДГУ: в схеме 2 работающая ДГУ одновременно заряжает АБ и обеспечивает электроснабжение потребителей. АБ подключена к шине постоянного тока через двунаправленный DC/DC преобразователи, стабилизирующий уровень напряжения шины путем заряда/разряда АБ. Однонаправленный инвертор передает энергию из шины постоянного тока в нагрузку. Преимуществами данной структуры является подключение всех энергоустановок на общее звено постоянного тока, что позволяет направлять энергию от ФЭУ и ВЭУ к потребителям, минуя промежуточное звено АБ. На заряд АБ идет только не потребленная нагрузкой электроэнергия. Номинальная мощность инвертора и двунаправленного DC/DC преобразователя должна равняться максимальной мощности нагрузки.

Структурные схемы реализации автономного ЭТК с ВИЭ с шиной переменного тока (схемы 3 и 4) рассматриваются в работах [121, 125, 131, 152]. В данном случае, ВИЭ напрямую обеспечивают электроснабжение нагрузки. Прямое подключение каждого источника к нагрузке делает их работу независящей от

неполадок или простоя остальных источников. При этом сохраняется возможность накопления излишка энергии в АБ. Исключение звена постоянного тока приводит к возникновению дополнительного каскада преобразования энергии ВИЭ. АБ подключена к шине переменного тока посредством двунаправленного AC/DC преобразователя, который стабилизирует напряжение и рабочую частоту шины.

Целесообразность использования смешанной схемы (схема 5) заключается в наибольшей универсальности. По сути, такая система состоит из двух подсетей, связанных двунаправленным инвертором напряжения. Это позволяет подключать широкий класс энергоустановок и обеспечивать электроснабжение потребителей как постоянным, так и переменным током.

На основании проведенного обзора обобщенных структурных схем построения автономных ЭТК с ВИЭ можно сделать следующие выводы:

1. В схемах автономного ЭТК с ВИЭ возможна раздельная работа ДГУ, либо подключение ДГУ на общую согласующую шину.

2. Обобщенные структурные схемы автономного ЭТК с ВИЭ с параллельным подключением разных ВИЭ обеспечивают высокие показатели бесперебойности электроснабжения.

3. Для согласования ВИЭ, АБ и потребителей требуется использование полупроводниковых преобразователей электроэнергии (ППЭ).

2.2 Задание профилей генерации и потребления электроэнергии

Для моделирования работы обобщенных структурных схем построения автономного ЭТК с ВИЭ были использованы суточные профили: потребления электроэнергии нагрузкой (рисунок 2.2), генерации ВЭУ (рисунок 2.3), генерации ФЭУ (рисунок 2.4) для характерного дня каждого сезона года на примере острова Попова (Приморский край). Профили генерации были получены из работы [88], профили потребления нагрузки получены из работы [96]. На профилях генерации и потребления за базис взята величина мощности 100 кВт.

Числовые значения профилей генерации и потребления в относительных единицах представлены в таблицах 2.1-2.3.

Таблица 2.1 - Профиль потребления нагрузки [96]

Время июль октябрь январь апрель

0:00 0,24 0,31 0,36 0,28

1:00 0,2 0,26 0,30 0,23

2:00 0,2 0,26 0,30 0,23

3:00 0,21 0,27 0,31 0,24

4:00 0,24 0,31 0,36 0,28

5:00 0,28 0,36 0,42 0,33

6:00 0,32 0,42 0,48 0,38

7:00 0,39 0,52 0,63 0,47

8:00 0,44 0,62 0,76 0,56

9:00 0,37 0,51 0,58 0,46

10:00 0,32 0,44 0,48 0,39

11:00 0,33 0,44 0,47 0,40

12:00 0,38 0,51 0,56 0,46

13:00 0,4 0,54 0,61 0,49

14:00 0,36 0,47 0,51 0,42

15:00 0,35 0,46 0,49 0,41

16:00 0,32 0,48 0,57 0,43

17:00 0,32 0,52 0,71 0,47

18:00 0,38 0,61 0,89 0,49

19:00 0,43 0,75 0,99 0,57

20:00 0,50 0,99 0,98 0,72

21:00 0,64 1,01 0,96 0,93

22:00 0,79 0,85 0,91 0,85

23:00 0,57 0,68 0,73 0,61

Рисунок 2.2 - Профиль потребления электроэнергии нагрузкой [96]

Таблица 2.2 - Профиль генерации ВЭУ [88]

Время июль октябрь январь апрель

0:00 0,32 0,27 0,43 0,05

1:00 0,34 0,05 0,45 0,02

2:00 0,16 0,07 0,06 0

3:00 0,20 0 0,03 0

4:00 0,36 0 0,13 0,06

5:00 0,64 0,07 0,03 0

6:00 0,66 0,07 0,08 0,31

7:00 0,32 0 0 0,41

8:00 0,26 0 0 0,49

9:00 0,33 0 0,05 0,45

10:00 0 0,07 0,11 0,37

11:00 0,20 0,25 0,09 0,33

12:00 0,44 0,34 0,11 0

13:00 0,22 0,35 0,05 0

14:00 0,17 0,27 0,05 0

15:00 0 0,67 0,25 0,11

16:00 0 0,65 0,25 0,06

17:00 0 0,4 0,19 0

18:00 0 0,2 0,39 0

19:00 0 0,20 0,26 0,08

20:00 0 0,12 0,09 0,07

21:00 0,17 0,07 0,25 0,05

22:00 0 0 0,32 0

23:00 0 0 0,14 0

Время, ч

Рисунок 2.3 - Профиль генерации ВЭУ [88]

Tаблица 2.3 - Профиль генерации ФЭУ [88]

Время июль октябрь январь апрель

0:00 0 0 0 0

1:00 0 0 0 0

2:00 0 0 0 0

3:00 0 0 0 0

4:00 0 0 0 0

5:00 0 0 0 0

6:00 0,01 0,01 0,01 0,01

7:00 0,05 0,02 0,02 0,02

8:00 0,15 0,07 0,04 0,06

9:00 0,34 0,16 0,09 0,13

10:00 0,61 0,29 0,17 0,24

11:00 0,83 0,40 0,23 0,32

12:00 0,74 0,36 0,21 0,29

13:00 0,50 0,24 0,14 0,19

14:00 0,47 0,23 0,13 0,18

15:00 0,24 0,11 0,06 0,09

16:00 0,08 0,04 0,02 0,03

17:00 0,03 0,02 0,01 0,02

18:00 0,01 0,01 0,01 0,01

19:00 0 0 0 0

20:00 0 0 0 0

21:00 0 0 0 0

22:00 0 0 0 0

23:00 0 0 0 0

Рисунок 2.4 - Профиль генерации ФЭУ [88]

2.3 Алгоритм расчета номинальных параметров автономного ЭТК с ВИЭ, обеспечивающих бесперебойность электроснабжения потребителей

При моделировании для всех ППЭ (за исключением диодного выпрямителя с Цаа = 0,98) в качестве допущения была принята одинаковая типовая характеристика КПД преобразования (рисунок 2.5), заданная аналитически выражением (2.1) [136].

Л =

m

(2.1)

0,12т2 + 1,002т + 0,02' где п - КПД ППЭ; т = Р / Рном - загрузка преобразователя по мощности относительно номинального значения.

08 Р/РноМ'О-е-Рисунок 2.5 - Типовая характеристика КПД ППЭ [136]

Для каждой обобщенной структурной схемы автономного ЭТК с ВИЭ необходимо обосновать, при каких минимальных установленных мощностях ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ обеспечивается бесперебойность электроснабжения потребителей при заданной доле ВИЭ в энергопотреблении. Критерием бесперебойности является значение вероятности потери нагрузки LLP (Loss of Load Probability), задаваемое выражением (2.2). При обеспечении бесперебойности значение LLP равно 0.

LLP =

t=i

T

(2.2)

где LLP - вероятность потери нагрузки; T - общее время работы ЭТК, ч; t -переменная времени, ч; ф - дефицит генерируемой мощности, определяется по выражению (2.3):

Î0, если P < P

5 нагр ген

Ф = 1 , (2.3)

1, если P > P v )

' нагр ген

где Рнагр - мощность потребления нагрузок, Вт; Рген - суммарная мощность генерации, Вт.

В ходе исследования рассматривается доля ВИЭ в энергопотреблении в 50%, 70% и 90%; таким образом на выработку электроэнергии от ДГУ в качестве резервного источника электроснабжения приходится 50%, 30% и 10%, соответственно. Для оценки параметрической достаточности были введены коэффициенты, характеризующие установленные мощности ФЭУ (Kpv, кВт), ВЭУ (Kwt, кВт) и емкость АБ (Kbat, кВтч), представленные в дальнейшем в относительных единицах, за базисное значение принята мощность, равная 100 кВт.

Для решения поставленной задачи был разработан алгоритм, блок-схема которого представлена на рисунке 2.6, который позволяет определить минимальные установленные мощности ФЭУ, ВЭУ и емкость АБ, обеспечивающие бесперебойность электроснабжения потребителей, а также рассчитать уровень потерь электроэнергии в ППЭ при заданной доле ВИЭ в энергопотреблении.

КПД аккумулятора принят равным 95%. Максимальный ток заряда АБ принят 0,2С, где С - емкость батареи. ДГУ в качестве резервного источника электроснабжения включается, когда уровень заряда АБ (SOC - State of Charge) опускается ниже порога в 20% и отключается, когда АБ зарядится до порогового уровня в 50%.

Рисунок 2.6 - Блок-схема алгоритма определения минимальных установленных мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ, потерь электроэнергии в ППЭ [составлено автором]

Разработанный алгоритм позволяет смоделировать работу автономного ЭТК с ВИЭ на протяжении заданного интервала времени, определяемого переменной ? (день, месяц, год, жизненный цикл ЭТК и т.д.).

2.4 Принцип расчета потерь электроэнергии в ППЭ

В процессе работы автономного ЭТК с ВИЭ в зависимости от уровня генерации ФЭУ (Kpv-Рфэу), ВЭУ (Kwt-Рвэу), уровня потребления нагрузки (Рнагр) и заряда АБ (SOC) возможны шесть режимов работы (рисунок 2.7). Описание режимов работы ЭТК приведено в таблице 2.4.

13 14 15 16 17 18 1У 20 21 22

Рисунок 2.7 - Изменение режимов работы ЭТК с ВИЭ в процессе работы [составлено автором]

Таблица 2.4 - Режимы перетока мощности гибридного ЭТК с ВИЭ [составлено автором]

Режим работы Формульное описание Комментарий

режим 1 Рфэу + Рвэу = Рнагр генерация равна нагрузке, АБ не используется

режим 2 Рфэу + Рвэу > Рнагр избыток генерации заряжает АБ

режим 3 Рфэу + Рвэу < Рнагр дефицит генерации компенсируется из АБ

режим 4 Рфэу + Рвэу > Рнагр после того как АБ заряжена, избыток генерации рассеивается на балластной нагрузке

режим 5 Рфэу + Рвэу = 0 питание нагрузки обеспечивает только АБ

режим 6 Рфэу + Рвэу < Рнагр, SOC < 20% после разряда АБ включается ДГУ

Иллюстрация процесса перетока мощности в каждом из рассмотренных в таблице 2.4 режимов на примере схемы 1 показана на рисунке 2.8. Блок-схема процесса переключений между режимами имеет вид, представленный на рисунке 2.9. Переход в тот или иной режим осуществляется в зависимости от генерируемой ВИЭ мощности с учетом КПД ППЭ, потребляемой мощности (Рнагр) и уровня заряда АБ (SOC).

Д) е)

Рисунок 2.8 - Перетоки мощности при разных режимах работы ЭТК [составлено автором]

В каждый момент времени активируется определенный режим работы ЭТК, в нем рассчитываются потери мощности в ППЭ. Расчет основан на том, что, если известна входная мощность полупроводникового преобразователя в момент времени t, то потери мощности внутри него Рпот(0 будут определяться выражением (2.4):

Рпот (t) = Рппэ (t) • (1 -tft)) (2.4)

где Рпот(0 - потери мощности ППЭ, Вт; Рппэ(0 - входная мощность ППЭ, Вт; q(t) -КПД преобразователя, определяемый выражением (2.1).

Потери электроэнергии в ППЭ Жпот(0 представляют собой сумму потерь мощности на всех шагах дискретизации времени и определяются выражением (2.5):

N

^поТ (г) = Е ^ (?), (2.5)

г=0

где Жпот(0 - потери электроэнергии в ППЭ, кВтч; РШт(0 - потери мощности в ППЭ, кВт; N - временной интервал моделирования, t - номер шага дискретизации времени, ч.

Рисунок 2.9 - Блок-схема переключений между режимами работы автономного ЭТК с ВИЭ

[составлено автором]

2.5 Математическое моделирование работы автономного ЭТК с ВИЭ

На основе алгоритма (рисунок 2.6) была разработана программа для ЭВМ на языке Python для определения минимальных установленных мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ, обеспечивающих бесперебойность электроснабжения потребителей при заданной доле ВИЭ в энергопотреблении. Работа каждой схемы построения автономного ЭТК с ВИЭ была промоделирована в течение 7 характерных дней каждого сезона года с шагом дискретизации 1 час. Полученные зависимости для доли ВИЭ в энергопотреблении в 50%, 70% и 90% для вышеуказанных пяти схем построения автономного ЭТК с ВИЭ отражены на

рисунке 2.10. Красным обозначена зона, где доля ВИЭ превышает требуемое значение. Значения коэффициентов Кру, К^, Къа ограничены диапазоном [0... 10].

Рисунок 2.10 - Параметры автономного ЭТК при доле ВИЭ в энергопотреблении в 50% (а);

70% (б); 90% (в) [составлено автором]

Таким образом, можно заключить, с ростом доли ВИЭ в энергопотреблении для обеспечения бесперебойности электроснабжения потребителей (по критерию LLP = 0) необходимо увеличивать минимальную установленную емкость аккумуляторной батареи.

Для полученных соотношений установленных мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ был рассчитан уровень потерь электроэнергии в ППЭ. Оценивалась доля суммарных потерь относительно суммарно потребленной нагрузкой электроэнергии. Результаты расчета потерь при доле возобновляемых источников в энергопотреблении в 50%, 70% и 90% приведены на рисунке 2.11.

ВЭУ вэу ВЭУ

а) б) в)

Рисунок 2.11 - Уровень потерь электроэнергии в автономном ЭТК с ВИЭ при доле ВИЭ в энергопотреблении в 50% (а); 70% (б); 90% (в) [составлено автором]

Из полученных результатов следует, что с ростом доли ВИЭ в энергопотреблении потери в полупроводниковых преобразователях электроэнергии увеличиваются. Обобщение результатов моделирования для рассмотренных структурных схем автономного ЭТК с ВИЭ, представленное в виде распределения потерь электроэнергии в ППЭ (из рисунка 2.11), приведено на рисунке 2.12.

Рисунок 2.12 - Распределение потерь электроэнергии в ППЭ в составе автономного ЭТК с ВИЭ [составлено автором]

Сравнение среднего уровня потерь электроэнергии в ППЭ выполнено с учетом доверительного интервала для среднего арифметического. Для случая большой выборки (п > 30) [44] было рассчитано выборочное стандартное отклонение, определяемое выражением (2.6):

^ =

1 п - -

—- X(х - хУ

п -1 ¿=1

п -1 (2.6)

где ^ - выборочное стандартное отклонение; п - число элементов выборки, Х( -элемент выборки; х - среднее.

Доверительный интервал для среднего арифметического при известном стандартном отклонении определяется выражением (2.7):

- ^ X--;= 7

4П

- Б

а, X + -=

■\рП

У

(2.7)

где 2а - квантиль нормального распределения уровня 1 - а/2.

Из полученных результатов следует, что схема 1 обеспечивает снижение среднего (с учетом 95%-ного доверительного интервала) уровня потерь электроэнергии в ППЭ по сравнению с другими схемами. Распределение потерь электроэнергии между ППЭ в схеме 1 представлено на рисунке 2.13.

50% 70% 90%

Доля ВНЭ в энергопотреблении

■ ППЭ ВИЭ ■ АБ + двупаправлепный ППЭ ■ Инвертор

Рисунок 2.13 - Распределение потерь электроэнергии между ППЭ в схеме 1

[составлено автором]

Таким образом, снижение среднего уровня потерь электроэнергии в ППЭ (с учетом 95%-ного доверительного интервала) при различных долях ВИЭ в энергопотреблении достигается раздельной работой резервного источника электроснабжения (дизель-генераторной установки) с другими электрогенерирующими установками, связанными согласующей шиной постоянного тока.

2.5. Обоснование выбора номинальных параметров автономного ЭТК с ВИЭ

Окончательный выбор установленной мощности ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ в выбранной схеме 1 (с раздельной работой резервного источника электроснабжения (ДГУ) с другими электрогенерирующими установками, связанными согласующей шиной постоянного тока), осуществляется на основе экономического критерия -минимума нормированной себестоимости электроэнергии (LCOE-Levelized cost of electricity).

Для примера в качестве нагрузки с профилем потребления, соответствующим рисунку 2.2, выбран объект с расчетной мощностью 10 кВт

(метеостанция), географически расположенный на острове Попова (Приморский край). Экономический анализ по расчету ЬСОБ выполнен в Главе 4.

Наименьшее значение ЬСОБ соответствует доле ВИЭ в 50% от энергопотребления. Результат анализа приведен на рисунке 2.14.

02468 02468

КУЛ КУЛ

а) б)

Рисунок 2.14 - ЭТК с долей ВИЭ в энергопотреблении 50%: параметры ЭТК (а), результаты расчета себестоимости электроэнергии (б) [составлено автором]

Таким образом, в окончательном составе автономного ЭТК с ВИЭ для электроснабжения метеостанции с расчетной мощностью нагрузки 10 кВт установленные мощности (с учетом доли ВИЭ в энергопотреблении 50%) составили: ВЭУ - 25 кВт; ФЭУ - 14,4 кВт (использованы односторонние фотоэлектрические панели); ДГУ - 12 кВт (с учетом запаса по мощности в 20%), емкость АБ - 60 кВтч. Номинальные параметры всех электроустановок приведены в разделе 3.3 Главы 3.

2.6. Выводы к главе 2

Основные результаты, полученные в главе 2, заключаются в следующем:

1. Проведен сравнительный обзор схем построения автономного ЭТК с ВИЭ для электроснабжения нагрузки расчетной мощностью до 100 кВт на ИТТ. Определены пять обобщенных структурных схем, отличающихся использованием согласующей шины постоянного и переменного тока, совместной и раздельной работой ДГУ с другими электрогенерирующими установками.

2. Разработан алгоритм для расчета минимальных установленных мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ, обеспечивающих бесперебойность электроснабжения потребителей, а также для выполнения расчета потерь электроэнергии в ППЭ при заданной доле ВИЭ в энергопотреблении.

3. Разработана программа для ЭВМ на языке Python, позволяющая определить установленные соотношения мощностей ФЭУ, ВЭУ и емкости АБ, рассчитать уровень потерь электроэнергии в ППЭ.

4. Установлено, что снижение среднего уровня потерь электроэнергии в ППЭ (с учетом 95% доверительного интервала) при различных долях ВИЭ в энергопотреблении достигается раздельной работой резервного источника электроснабжения (ДГУ) с другими электрогенерирующими установками, связанными согласующей шиной постоянного тока.

5. Обоснован выбор номинальных параметров автономного ЭТК с ВИЭ на примере объекта с расчетной мощностью нагрузки 10 кВт (метеостанция), географически расположенный на острове Попова (Приморский край).

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА АДАПТИВНОЙ РЕГУЛИРОВКИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ППЭ В СОСТАВЕ АВТОНОМНОГО ЭТК С ВИЭ

3.1 Моделирование работы фото-, ветроэлектрической установок,

аккумуляторной батареи 3.1.1 Моделирование фотоэлектрических панелей

Фотоэлектрическая панель (ФЭП) - это полупроводниковый прибор, преобразующий энергию света в электричество. Внутри ФЭП состоит из множества небольших соединенных последовательно и параллельно солнечных элементов. Генерация внутри каждого такого элемента осуществляется на р-п переходе, представляющим собой соединение полупроводников с разным типом проводимости. Особенностью р-п переходов является нелинейность вольт-амперных (ВАХ) и вольт-ваттных (ВВХ) характеристик. Под действием света в обратно смещенном переходе образуется фототок, величина которого будет зависеть от освещенности, температуры полупроводника и его структуры.

Чтобы представить солнечный элемент в качестве источника электроэнергии, пользуются эквивалентной схемой замещения, приведенной на рисунке 3.1. Она включает в себя источник тока /рЬ, параллельный ему диод и резисторы, моделирующие потери. Параллельный диод вычитает из генерируемого фототока величину прямого тока р-п перехода 1а и формирует вольт-амперную характеристику солнечного элемента. Резистор Рь предназначен для учета тока утечки, последовательный резистор учитывает омическое падение напряжения на проводах и разъемах [36].

Рисунок 3.1 - Модель генерирующей ячейки: а - электрическая схема, б - нагрузочные

характеристики [36]

Ток на выходе солнечного элемента можно определить с помощью выражения (3.1) [36]:

I = Iрь -1 а

ехр

гч (и+Ц1) ^

V .

-1

^ (3.1)

где I - выходной ток солнечного элемента, А; /рь - источник тока, А; /а - ток насыщения диода, А; п - коэффициент неидеальности р-п перехода, и - выходное напряжение солнечного элемента, В; к - постоянная Больцмана, Дж/К; q - заряд электрона, Кл Т - температура солнечного элемента, К; - сопротивление для тока утечки, Ом; - сопротивление проводов и разъемов, Ом.

Для моделирования работы ФЭП в составе автономного ЭТК с ВИЭ выбрана методика Джонса и Андервуда [126]. Генерацию ФЭП в точке максимальной мощности можно описать выражением (3.2):

_С а 1п(106 а,) (3.2)

фэп ГГ1 ?

фэп

где РфЭП - мощность генерации ФЭП, Вт; С - постоянный коэффициент, характеризующий конкретную ФЭП, °С м2; О - интенсивность суммарного падающего на ФЭП излучения, Вт/м2; 7Фэп - температура панели, К.

Коэффициент С с учетом нагрева поверхности ФЭП лучами Солнца можно найти с помощью выражения (3.3), предложенного в работе С.Г. Обухова [66]:

С =

^^ (1кз + кг (Тфэп - Tгef )) (^хх + К (Тфэп - )) (33)

^ Цю^)

где ББ - коэффициент, характеризующий форму привой ВАХ; и^ - напряжение холостого хода панели, В; /кз - ток короткого замыкания панели, А; Тфэп -температура панели, °С; Т^ - температура воздуха в стандартных условиях (25 °С), °С; Ом - инсоляция в стандартных условиях (1000 Вт/м2), к -температурный коэффициент панели по току, %/°С; ку - температурный коэффициент панели по напряжению, %/°С.

Используемый в выражении (3.3) коэффициент ББ характеризует форму кривой ВАХ. Его можно определить с помощью формулы (3.4):

ЕЕ =

VI,

тмм тмм

(3.4)

VI,,.

где итмм - выходное напряжение ФЭП в точке максимальной мощности при стандартных условиях, В; /тмм - выходной ток ФЭП в точке максимальной мощности при стандартных условиях, А; ихх - напряжение холостого хода ФЭП, В; /кз - ток короткого замыкания ФЭП, А.

Нагрев панелей повышает колебания кристаллической решетки структуры полупроводника и, следовательно, повышает электрическое сопротивление. Температура нагретой ФЭП может быть найдена по эмпирической формуле (3.5), предложенной в [66]:

ТфЭП = Т +(0,02830, + 0,00580Л + 0,00050Л2), (3.5)

где Та - температура окружающей среды, оС; О - суммарная интенсивность падающего солнечного излучения, Вт/м2; ув - скорость ветра, м/с.

Имитационная компьютерная модель ФЭП, разработанная в программном пакете МАТЬАВ/81шиНпк, представлена на рисунке 3.2. В модели цветом выделена подсистема, имитирующая нагрев ФЭП. Апериодическое звено на выходе подсистемы определяет инерционность процесса нагрева.

Рисунок 3.2 - Модель фотоэлектрической панели, на основе [66]

Массив ФЭП с подключенным к ним полупроводниковым преобразователем электроэнергии вместе образуют фотоэлектрическую установку (ФЭУ).

3.1.2. Моделирование солнечного излучения

Для расчета количества вырабатываемой ФЭП электроэнергии необходимо знать освещенность солнечным излучением наклонной поверхности панели. Для оценки освещенности использована метеорологическая база данных NASA Power [139, 140]. В базе приводятся значения суммарной энергетической освещенности горизонтальной поверхности, температуры воздуха и скорости ветра на высоте 10 метров в выбранной географической точке с шагом дискретизации в 1 час.

Получив информацию об освещенности горизонтальной поверхности, необходимо произвести ее пересчет на наклонную поверхность (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Принцип расчета интенсивности солнечного излучения на поверхности ФЭП

[составлено автором]

Угол наклона к горизонту Р для стационарно устанавливаемых панелей (без трекера) выбран по критерию обеспечения максимальной выработки электроэнергии в течение года. Для широт Дальнего Востока угол Р приблизительно равен широте местности [56, 57] и был принят равным 37°.

Для моделирования солнечного излучения, падающего на наклонную поверхность ФЭП, оно было разделено на прямую и диффузную составляющие [1, 43] по формуле (3.6):

GT = G + G

X пр диф -

(3.6)

где О^ - суммарное солнечное излучение, Вт/м2; Опр - прямая составляющая излучения, Вт/м2; Одаф - диффузная составляющая излучения, Вт/м2.

1. Расчет диффузного излучения

Сдиф - это излучение, попадающее на ФЭП после изменения первоначального направления света вследствие рассеивания атмосферой. При сильной облачности именно оно является преобладающим. Оценить диффузную радиацию теоретически очень сложно. Существуют различные модели по оценке диффузионной радиации, среди которых наиболее известны изотропная модель, модель Хейвуда-Девидса, Переса и др.

В базе данных NASA Power приводится полное почасовое солнечное излучение, падающее на горизонтальную поверхность. В работах [58, 103] было показано, что существует связь между ним и почасовым диффузным солнечным излучением, падающими на горизонтальную поверхность D согласно формуле (3.7):

D = G ГОр К, (3.7)

где Gz гор - полное почасовое солнечное излучение, падающее на горизонтальную поверхность, Вт/м2; D - почасовое диффузное солнечное излучение, падающее на горизонтальную поверхность, Вт/м2; Kd - диффузный коэффициент пропускания атмосферы.

Диффузный коэффициент пропускания атмосферы определяется как функция от индекса чистоты неба Kt, значения которого с шагом дискретизации 1 час предоставляются в базе данных NASA Power. Обычно коэффициент диффузного пропускания определяется эмпирически для каждого отдельно взятого географического района. В работе [104] предложено выражение (3.8) для определения Kd для широт, соответствующих Дальнему Востоку:

К = 1,0815 - 1,8386К, - 0,994КД (3.8)

где Kd - коэффициент диффузного пропускания атмосферы; Kt - индекс частоты неба.

Преобразование от горизонтальной поверхности к наклонной с углом наклона солнечной панели относительно горизонта в выполняется по формуле (3.9):

СДИф = 1 D(1 + Cos(ß)), (3-9)

где 0диф - почасовое диффузное излучение, падающее на наклонную поверхность ФЭП, Вт/м2; D - почасовое диффузное солнечное излучение, падающее на горизонтальную поверхность Вт/м2; ß - угол наклона ФЭП относительно горизонта,

2. Расчет прямого излучения

Прямое солнечное излучение S, падающее на горизонтальную поверхность, определяется по формуле (3.10):

S = Gz„р - D (3.10)

Прямое солнечное излучение, падающее на наклонную поверхность ФЭП, определяется выражением (3.11) [29]:

= s-, (3.11)

р Ws

где ys - угол высоты Солнца, у - разность азимутов Солнца и проекции нормали к поверхности ФЭП на горизонтальную плоскость, °.

Каждый час азимут Солнца перемещается на 15° с востока на запад. Односторонняя ФЭП освещена прямым излучением, когда |у| < 90°, иначе Gnp = 0. Угол высоты Солнца ys из (3.11) определяется выражением (3.12):

Sinys = Cosa - Cosp - CosS + SinpSinS, (3.12)

где ф - широта месторасположения ФЭП, °; S - угол склонения Солнца, °; ю -часовой угол Солнца, °.

Угол склонения из формулы (3.12) может быть найден при помощи выражения (3.13) [15]:

S = 23,45Sn

'360N

(d + 284), (3.13)

.365,

где 3 - угол склонения Солнца, °; й - номер дня в году.

Часовой угол ю в выражении (3.12) определяет движение Солнца по горизонтали на протяжении для. Во время полудня угол равен нулю. Значение угла определяется на основе уравнения времени (3.14) [15]:

Е = 9,87 Бт{2В) - 7,53 ^(В) - 1,5 Бт(В), (3.14)

где В = 360/365(й - 81), й - номер дня в году

Часовой угол ю связан с местным временем Н(0...24 часа). Учитывая уравнение времени, ю можно найти по выражению (3.15):

а = 15

(

—

H + — -12 60

(3.15)

J

где ю - часовой угол Солнца, Н - местное время, ч; Е - уравнение времени, ч.

3.1.3 Моделирование ветроэлектрической установки

Наиболее распространенными ВЭУ малой мощности являются установки, основанные на синхронном генераторе с постоянными магнитами [81]. Они не содержат редукторов, начинают вращаться при малой скорости ветра в 2-3 м/с, просты в управлении, не требуют регулировки магнитного потока возбуждения. Широкое распространению ВЭУ на основе СГПМ стало возможным благодаря появлению магнитов, обладающих высокой магнитной силой при относительно невысокой стоимости. Структурная схема безредукторной ВЭУ приведена на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 - Структура безредукторной ВЭУ [составлено автором]

При моделировании ВЭУ, поскольку в базе данных NASA Power приводится скорость ветра для высоты h1 = 10 м, необходимо осуществить пересчет скорости ветра на высоту мачты ВЭУ h согласно выражению (3.16).

v = v lg(h'ho) (3.16)

1 lg(h/h) '

где v - искомая скорость ветра на высоте h, см; v1 - скорость ветра на высоте h1, см; ho - высота, на которой скорость ветра равна нулю, см. Высоту ho обычно рассматривают как меру шероховатости подстилающей поверхности (h0 = 0,5 см для снежного покрова; h0 = 3,2 см для поверхности, покрытой низкой травой).

Модель ВЭУ построена на базе уравнения кубической зависимости генерации от скорости ветра Ув [143, 149]. Генерация от ВЭУ может быть найдена по формуле (3.17):

Р =

1 ВЭУ

Р..

{ 3 3 Л

V - V

в пуск

3 3

V - V

^ ном пуск у

Р

V < V

в пуск

V < V < V

пуск в ном

V < V < V

ном в откл

V > V

в откл

(3.17)

где РВЭУ - мощность генерации ВЭУ, кВт; Рном - номинальная мощность ВЭУ, кВт; Ув - скорость ветра, м/с; Упуск, Уном, Уоткл - пусковая, номинальная и максимальная скорости ветра ВЭУ, соответственно, м/с.

В работе [118] выло получено выражение (3.18), определяющее, какой уровень выходного напряжения ВЭУ соответствует максимуму генерации РВЭУ:

ивых

3>/2

п

К

Р

ВЭУ

V

3'1 рпЯ 2Сp(Л,в)

у

-

(3.18)

где ивых - выходное напряжение ВЭУ, В; РВЭУ - мощность генерации ВЭУ, Вт; р -плотность воздуха, кг/м3; ^ - длина лопасти ветроколеса, м; Ср - коэффициент мощности ветроколеса; Ку - конструктивный коэффициент обмоток электрогенератора в составе ВЭУ, В м; X - быстроходность ветроколеса; в - угол атаки лопастей, ид - падение напряжения на выходном диодном выпрямителе, В.

Построенная в результате имитационная компьютерная модель ВЭУ представлена на рисунке 3.5.

<

Рисунок 3.5 - Модель ВЭУ [составлено автором]

3.1.4 Аккумуляторная батарея

Перед началом построения модели аккумулятора был принят ряд допущений:

1) аккумулятор находится в герметичном климатическом шкафу, вследствие чего его температура неизменна и равна номинальной;

2) АБ в начальный момент времени считается заряженной на 50%;

3) саморазряд аккумулятора пренебрежимо мал и не учитывается.

Основное назначение АБ в автономном ЭТК с ВИЭ - это обеспечение

баланса мощности в системе. АБ осуществляют согласование генерации объектов ВИЭ с профилем потребления нагрузки. Когда мощность генерации превышает уровень потребления, избыток генерации заряжает АБ. В моменты, когда генерации недостаточно, АБ отдает накопленную энергию.

Рекомендуемая емкость аккумулятора выбирается, исходя из потребления нагрузки Енагр (кВт ч) и количества часов Т на обеспечение электроснабжения нагрузки в условиях дефицита генерации. В результате емкость АБ рассчитывается по формуле (3.19):

Е Г

^ нагр 1

~ 24 ' Г

(3.19)

где C - емкость АБ, кВтч; £,нагр - суточное потребление электроэнергии нагрузкой, кВтч; T - время работы АБ, ч; Г - разрешенная глубина разряда, после которой будет выполнен запуск ДГУ.

При моделировании аккумуляторы чаще всего представляют в виде источников напряжения. Для построения эквивалентной схемы замещения АБ используется уравнение Шеферда (3.20) [146]:

U = F

U АБ F0

К ■ С

Ri + A ■ e

- B J idt

(3.20)

( С -J idt )

где Uab - напряжение АБ, В; E0 - напряжение холостого хода, В; С - емкость АБ, Ач; i - ток заряда, А; Jidt - заряд, полученный аккумулятором за время t, Ач; R -омическое сопротивление проводов, Ом; К - коэффициент поляризации, В; A -амплитуда напряжения экспоненциальной зоны разряда, В; B - заряд батареи в конце экспоненциальной зоны, Ач.

В имитационной модели, составленной в ПО MATLAB/Simulink, аккумулятор моделируется как управляемый источник напряжения, который включен последовательно с резистором, имитирующим потери на соединительных проводах (рисунок 3.6) [66, 146].

Рисунок 3.6 - Модель АБ [66, 146]

Полученная разрядная характеристики ячейки литий-железо-фосфатного аккумулятора Sunways CATL 3-100 представлена на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Разрядная характеристика одной ячейки литий-ионного аккумулятора

[составлено автором]

При помощи АБ обеспечивается бесперебойность электроснабжения потребителей, согласуется неоднородность суточных графиков генерации и потребления электроэнергии. Однако, для функционирования автономного ЭТК с ВИЭ необходимо согласовать энергоустановки друг с другом и обеспечить управление перетоками мощности внутри системы. Эта задача реализуется при помощи ППЭ.

3.2. Моделирование работы ППЭ

Для моделирования работы ППЭ выбрана обобщенная структурная схема автономного ЭТК с ВИЭ с раздельной работой резервного источника электроснабжения (дизель-генераторной установки) с другими электрогенерирующими установками, связанными согласующей шиной постоянного тока (схема 1 на рисунке 2.1).

3.2.1 Преобразователь напряжения ФЭУ

Параметры сгенерированной ВИЭ электроэнергии для дальнейшей передачи по сети должны быть согласованы с шиной постоянного тока. Эту задачу осуществляют импульсные ППЭ. Поскольку генерируемое ВИЭ напряжение обычно невелико, в качестве преобразователей используют повышающую схему (англ. Boost Converter) с КПД преобразования не менее 80%.

Генерация ФЭП зависит от освещенности и температуры, которые постоянно меняются. На рисунке 3.8 показано изменение вольт-амперной (ВАХ) и вольт-ваттной (ВВХ) характеристик панели в зависимости от условий работы.

Рисунок 3.8 - ФЭП Бхшогк ФСМ-200П: а - ВАХ при изменении освещенности; б - ВВХ при изменении освещенности; в - ВАХ при изменении температуры поверхности панели, г - ВВХ при изменении температуры поверхности панели [13]

Нелинейность характеристик ФЭП приводит к тому, что для каждого сочетания температуры и освещенности существует единственная точка глобального максимума мощности (рисунок 3.9). Для того чтобы найти эту точку и обеспечить удержание на ней, используют алгоритмы отслеживания точки максимальной мощности (ОТММ), которые встраиваются в систему управления подключаемого к выходу ФЭП полупроводникового преобразователя электроэнергии.

{/мм ^ФЭП ! В

Рисунок 3.9 - Точка максимальной мощности (ТММ) ФЭП [составлено автором]

На сегодняшний день разработано множество алгоритмов по отслеживанию точки максимальной мощности [49, 79]. Каждый из них имеет свои преимущества и недостатки. Наиболее распространенными алгоритмами ОТММ являются «Возмущение и наблюдение» (англ. «Perturb and observe» - P&O) [141], «Метод возрастающей проводимости» (англ. «Incremental Conductance» - INC) [127], «Метод постоянного напряжения» [130]. Для более тонкой настройки используются также интеллектуальные алгоритмы на основе нечеткой логики [5] и искусственных нейронных сетей [7, 132]. Используются также и гибридные методы, объединяющие в себе несколько подходов [97, 155].

Для маломощных автономных ЭТК с ВИЭ не требуется высокой сложности регулирования и чаще всего бывает достаточно алгоритма «Возмущение и наблюдение», блок-схема которого представлена на рисунке 3.10. Принцип работы алгоритма основан на том, что нахождение в ТММ характеризуется условием (3.21):

dP

ФЭП

dU.

= 0