Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Сравнительный анализ тенденций развития электроэнергетики мира и российской федерации 11
1.1. Состояние и тенденции развития энергетики Российской Федерации до 2020
года и место вторичных энергоресурсов в обеспечении надёжности электроснабжения и повышении энергоэффективности 11
1.2. Мировые тенденции использования возобновляемых, вторичных и низкопотенциальных источников энергии 17
1.3. Потенциал возобновляемых источников энергии и его реализация на территории Российской Федерации 25
1.4. Особенности, область применения, препятствия на пути использования ветровой энергии 32
ГЛАВА 2. Методология оценки и прогноза электропотребления малых поселений астраханской области 41
2.1. Понятийный аппарат методологии ценологического подхода 41
2.2. Математический аппарат рангового анализа и устойчивость //-распределений 46
2.3. Сравнительный анализ наиболее распространенных статистических методов прогнозирования 53
2.4. Преимущества и область применения линейной регрессии 61
2.5. Математическая модель функционирования ВЭУ 69
ГЛАВА 3. Методология определения необходимой мощности вэс для малых поселений региона 78
3.1. Анализ топливно-энергетических и человеческих ресурсов Астраханской области 78
3.2. Прогноз потребления электроэнергии Российской Федерации, Южного федерального округа, областей и республик в его составе
3.3. Методика определения энергоэффективности единичной ВЭУ 93
3.4. Методика оценки электропотребления малых населённых пунктов 100
3.5. Диспозиция и выбор числа ВЭУ для населённых пунктов Астраханской области 106
3.6. Применение ВЭУ для отопления и горячего водоснабжения 114
ГЛАВА 4. Анализ и оптимизация структуры системы электроснабжения с учётом ввода объектов ветроэнергетики 122
4.1. Проблемы бесперебойности и надёжности электроснабжения от ВЭУ 122
4.2. Проблемы взаимодействия, самозапуска, взаимного влияния ВЭУ 131
4.3. Схематические решения автономного и комбинированного электроснабжения частных домовладений малых поселений и предприятий малого бизнеса 138
4.4. Универсальная методика формирования цено логической структуры распределенных возобновляемых источников энергии малой мощности 145
Заключение 152
Список использованных источников
- Мировые тенденции использования возобновляемых, вторичных и низкопотенциальных источников энергии
- Математический аппарат рангового анализа и устойчивость //-распределений
- Прогноз потребления электроэнергии Российской Федерации, Южного федерального округа, областей и республик в его составе
- Проблемы взаимодействия, самозапуска, взаимного влияния ВЭУ
Введение к работе
Актуальность темы. Задачи удовлетворения существующей и будущей потребности населения и промышленности России в электрической и тепловой энергии связаны с ограниченными запасами органических ископаемых и требованиями экологии, что приводит к необходимости использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Практически наиболее значимым и освоенным в мире видом ВИЭ является ветровая энергия, которая не только используется в более широких масштабах, чем остальные возобновляемые виды энергии, но и имеет большие перспективы развития в ближайшие десятилетия. Россия обладает огромным потенциалом ветровой энергии, но по установленной мощности ветроэнергетических установок (ВЭУ) отстает не только от ведущих промышленно развитых стран, но и от большинства развивающихся стран. Установленная мощность ветроэлектростанций (ВЭС) России на начало 2011 г., равная 15,4 МВт, в 2900, 2600, 1750, 1350, 850 раз ниже, чем в Китае, США, Германии, Испании, Индии соответственно. Это положение является тем более нетерпимым, если вспомнить, что в тридцатые годы XX века Россия являлась мировым лидером ветроэнергетики.
Особенностью современного состояния разработок и практического использования ВИЭ, в общем случае, является более высокая стоимость получаемой тепловой и электрической энергии по сравнению с традиционными источниками, хотя стоимость ВЭУ непрерывно падает. В России существуют обширные территории, где по экономическим и экологическим условиям целесообразно приоритетное развитие возобновляемой энергетики и в том числе ветроэнергетики. В этой связи актуализируется исследование проблем развития ветроэнергетики в Российской Федерации. Важно определение места и роли государства в решении возникающих научно-технических, производственных и социально-экономических задач внедрения ВИЭ.
Причина интереса к использованию энергии ветра лежит, прежде всего, в стремлении расширить виды используемых энергетических ресурсов в связи с быстрым ростом потребления энергии. Для условий России важно и то, что энергетика сельского хозяйства не может полностью базироваться на присоединении сельских потребителей к сетям электрических систем, а должна использовать так же местные энергоресурсы. Свыше 60% территории страны в настоящий момент не обеспечено централизованным электроснабжением. Ввод объектов генерации на основе ВИЭ является одним из способов решения проблемы электрификации страны.
Возрастающий интерес к энергетическим ресурсам связан также с глобальным потеплением и последствиями парникового эффекта. Сегодня происходит осознание, что запасы ископаемого топлива ограничены, и их использование ведет к загрязнению окружающей среды. В будущем неизбежно сокращение потребления органического топлива и его замена другими источниками энергии. Использование ВИЭ наиболее привлекательно, так как они не нарушают естественного баланса энергии, получаемой нашей планетой.
Цель работы. Разработка практической методики определения оптимальной структуры системы электроснабжения на базе централизованных и распределенных генерирующих источников электроэнергии малых поселений посредством //-анализа для повышения надёжности электроснабжения в долгосрочной перспективе.
В соответствии с поставленной целью в работе решаются следующие задачи:
Проанализировать энергетические, социальные, экономические показатели малых поселений региона и дать комплексную оценку текущему состоянию их электро- и теплоснабжения.
Осуществить структурирование и классификацию совокупности типов ВЭУ (видов), используемых на территории РФ, включая отечественные организации, занимающиеся производством и комплектацией ВЭУ.
Выполнить для муниципальной структуры потребителей региона технико-экономическое обоснование типа, количества и мощности используемых ВЭУ.
На базе системного подхода произвести исследование энергетической эффективности единичной ВЭУ горизонтального типа с учётом метеоусловий.
Выполнить прогноз величины годового регионального электропотребления до 2020 г. с учётом использования ВИЭ для оптимизации системы электроснабжения.
Разработать математическую модель структурирования объектов возобновляемой генерации.
Произвести оптимизацию системы электроснабжения низкого напряжения частных домохозяйств и малого бизнеса.
Методы научных исследований. При выполнении работы применялись методы математической статистики, ценологический подход, методика регрессионного анализа, математическая модель простых чисел. Произведено математическое моделирование качественной, количественной и пространственной структуры объектов возобновляемой генерации региона. Результатом теоретических исследований явились разработанные универсальные прикладные математические модели, реализованные посредством разных программных пакетов.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Разработана методика расчёта производства электроэнергии единичной ВЭУ в условиях имеющихся внешних факторов и условий.
Создана методика расчёта потребления электроэнергии малыми поселениями всего региона в условиях ограниченности и противоречивости статистического материала.
На основе Я-анализа разработана методика формирования структуры источников генерации на базе ВИЭ с целью повышения эффективности электроснабжения территориальных образований.
Представлен прогноз величины годового регионального электропотребления в долгосрочной перспективе с помощью математического аппарата регрессионного анализа с учетом планируемого ввода генерации за счет ВИЭ.
Произведено обоснование эффективности сочетания централизованной и распределенной энергетики для обеспечения гарантированного минимума энергопотребления населения и малого частного производства в зонах неустойчивого централизованного энергоснабжения.
Обоснована экономическая эффективность комбинированного производства тепловой и электрической энергии посредством ВЭУ с экологической оценкой использования объектов возобновляемой энергетики в течение нормативного срока эксплуатации в сравнении с объектами традиционной генерации аналогичной мощности.
Предложен сценарий ввода новых генерирующих мощностей на базе ВИЭ малой мощности на территории малых поселений Астраханской области, позволяющий осуществить частичную или полную автономность электроснабжения конечных потребителей малых поселений.
Практическая ценность и реализация полученных результатов заключается в следующем:
Создана математическая модель определения энергопотребления малых поселений для оценки текущих энергозатрат и прогнозирования дальнейшего развития региона. Алгоритм модели справедлив для любого региона страны.
Разработана универсальная математическая модель работы горизонтальных ВЭУ для их сравнительного анализа и прогнозирования количества производимой ими электроэнергии при заданных метеорологических условиях.
Разработана методика построения оптимальной устойчивой структуры ценозов любой природы.
Апробация работы. Основные положения диссертации, её отдельные решения и результаты докладывались на заседаниях кафедры ЭПП МЭИ (ТУ) в 2009, 2010, 2011 годах и обсуждались на ряде конференций и семинаров, в том числе: XXXIX научно практическая конференция с международным участием "Повышение эффективности электрического хозяйства потребителей в условиях ресурсных ограничений" (г. Москва, МЭИ (ТУ), 16-20 ноября 2009 г.); XIV конференция по технетике и общей ценологии с международным участием "Междисциплинарность ценологических исследований. Общая и прикладная ценология" (г. Москва, МЭИ (ТУ), ноябрь 2009 г.); VIII международная научно-практическая интернет-конференция "Энерго- и ресурсосбережение - XXI век" (г. Орёл, ОГТУ, 1 марта - 30 июня 2010 г.); V Молодёжная Международная научная конференция "Тинчуринские чтения" (г. Казань, КГЭУ, 28 - 29 апреля 2010 г.); XL Всероссийская научно-практическая конференция (с международным участием) с элементами научной школы для молодёжи "Фёдоровские чтения - 2010" (г. Москва, МЭИ (ТУ), 16-19 ноября 2010 г.); XV конференция по философии техники и технетике и семинар по ценологии "Ценологическое моделирование: теоретические основания и практические результаты" (г. Москва, МЭИ (ТУ), ноябрь 2010 г.); IX международная научно-практическая интернет-конференция "Энерго- и ресурсосбережение - XXI век" (г. Орёл, ОГТУ, 15 марта - 30 июня 2011 г.); VIII Межрегиональная (Международная) научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Информационные техноло-
гии, энергетика и экономика" (г. Смоленск, МЭИ (ТУ) в г. Смоленск, 14-15 апреля 2011 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в том числе 3 в изданиях, включённых в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, рекомендованных ВАК РФ.
Объём и структура работы. Диссертационная работа изложена на 169 страницах машинописного текста, включая 21 таблицу и 53 иллюстрации. Список использованной литературы включает 161 наименование работ отечественных и зарубежных авторов. Работа состоит из введения, четырёх глав, заключения и 21 приложения. Приложения представлены на 103 страницах.
Мировые тенденции использования возобновляемых, вторичных и низкопотенциальных источников энергии
В соответствии с полученными выводами об эффективности продления сроков эксплуатации части устаревшего оборудования или его замены новым прогнозируется уменьшение суммарной мощности всех типов действующих электростанций страны в сравнении с уровнем 2006г. на 49,5 ГВт.
Прогнозируемый достаточно интенсивный рост доли отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций составляет в целом по стране от 44 % в 2006 -2010 гг. до 51,5 % в 2020г. Прогнозируемый ввод мощности атомных электростанций до 2020г. на территории основных энергозон при базовом варианте составляет 32,3 ГВт, возможна так же реализация в 2015-2020 гг. дополнительного ввода 5,8 ГВт установленной мощности. Ввод мощностей гидроэлектростанций до 2020г. при базовом варианте предусмотрен в объеме 25,9 ГВт, возможна реализация дополнительной программы сооружения мощностей гидроэлектростанций в объеме 4,8 ГВт. При базовом варианте суммарная потребность во вводе генерирующих мощностей в период до 2020г. составит 186,1 ГВт, в том числе ГЭС - 25,9; АЭС -32,3; ТЭС - 127,9 ГВт. При максимальном варианте в период до 2020г. дополнительно потребуется ввод 50,3 ГВт генерирующих мощностей, в том числе на ГЭС - 4,8 ГВт, на АЭС - 5,8 ГВт, а ввод остальных 39,7 ГВт генерирующих мощностей предусматривается в основном на КЭС, использующих уголь [22, 139].
Прогнозируемый быстрый рост производства электрической энергии при сравнительно небольшом приросте мощностей, не использующих органическое топливо электростанций (гидравлические и атомные электростанции) в период до 2015г. потребует существенного увеличения доли выработки тепловых электростанций (от 66,6% в 2006г. до 69,9% в 2015г.). Только в последующем пятилетии (2016 -2020 гг.) за счёт интенсификации развития гидроэнергетики и атомной энергетики возможно некоторое снижение доли выработки электрической энергии на тепловых электростанциях (до 65,5% при базовом варианте).
В структуре производства тепловых электростанций будет устойчиво расти доля электростанций, использующих уголь. Особенно сильно данная тенденция будет проявляться на конденсационных электростанциях, использующих уголь, доля которых в общем производстве электроэнергии в стране в 2006г. составляла менее 10%, а к 2020г. даже при базовом варианте будет увеличена до 21,5%. Доля электростанций, использующих газ, будет неуклонно сокращаться, при этом стремительно возрастет роль современных парогазовых и газотурбинных технологий.
Таким образом, согласно [22] Правительство увеличивает генерирующие мощности с 210 до 350 ГВт, т.е. на 140 ГВт помимо выходящего из строя и изношенного оборудования (более подробные данные представлены в Приложении 1) [81].
Структура потребления топлива на тепловых электростанциях при базовом варианте также существенно трансформируется. Так, устойчиво будет снижаться доля газа (с 68,1% в 2006г. до 56,4% в 2020г.) и мазута (от 3,6% в 2006г. до 1,6% в 2020г.) при интенсивном росте доли угля (от 25,3% в 2006г. до 39,5% в 2020г.). При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20, а угля - на 130%. На 2009г. Россия обладает 17 МВт ветровой генерации. Современное оборудование для ветроэнергетики не производится. Для развития ветроэнергетики в России необходима, в первую очередь, поддержка правительства - законодательная и финансовая [81]. Утверждённая Стратегия развития электроэнергетики до 2020г. предполагает увеличение доли ВИЭ в топливно-энергетическом балансе страны до 4,5% вместо существующих 0,9% [22, 89].
Экономика России по-прежнему характеризуется высокой энергоёмкостью, в 2-3 раза превышающей удельную энергоёмкость экономически развитых стран. Энергоёмкость ВВП при расчёте по паритету покупательной способности валют превышает среднемировой показатель в 2,3 раза, а показатель стран ЕС - в 3,1 раза.
За последнюю четверть века в экономически развитых странах происходит энергоэффективный экономический рост: на 1% прироста ВВП приходится менее 0,4% прироста потребления электроэнергии, то есть среднемировые показатели энергоёмкости ВВП уменьшились за 20 лет на 19%, а в экономически развитых странах - на 21-27%. За тот же период энергоёмкость ВВП России увеличилась. За 1990-1998 гг. показатели увеличились на 18%, а за 1998-2003 гг. по мере восстановления экономики энергоёмкость ВВП снижается на 2-3% ежегодно. Существующий потенциал энергосбережения составляет 360-430 млн т у.т., что составляет 39-47% от существующего энергопотребления: 30% этого потенциала сосредоточено в ТЭК, 35-37% - в промышленности, 25-27% - в ЖКХ [70, 95].
Около 20% потенциала энергосбережения можно реализовать при затратах менее 20 долл. за 1 т у.т. Мероприятия стоимостью от 20 до 50 долл. за 1 т у.т., обеспечивающих 65% потенциала энергосбережения, требуют значительных дополнительных инвестиций. Наиболее дорогостоящие мероприятия, стоимостью свыше 50 долл. за 1 т у.т., составляют около 15% потенциала энергосбережения.
Предполагается, что реализация Стратегии 2020 уменьшит энергоёмкость ВВП на 45-55% к 2020г. При этом 50% прогнозируемого роста экономики может быть получено за счёт ее структурной перестройки: без увеличения затрат энергии -на 20%, с увеличением расхода энергии - на 30%.
Сдерживание развития энергоёмких отраслей и интенсификация технологического энергосбережения позволят за 20 лет при росте экономики от 2,3 до 3,3 раза ограничиться ростом потребления энергии в 1,3-1,4, электроэнергии в частности - в 1,4-1,5. Предусматривается двукратное снижение удельной энергоёмкости ВВП и соответствующий рост энергоэффективности экономики. Доля потребляемых энергоресурсов в распределённом ВВП снизится с 22% в 2000г. до 13-15%) в 2020г.
Математический аппарат рангового анализа и устойчивость //-распределений
Согласно данным Росстата на начало 2008г. в Астраханской области расположено 432 населённых пункта общей численностью населения 985554 человека (Приложение 11), в том числе населённые пункты с нулевой численностью или исчезнувшие, к таковым относятся: посёлки Шагала, Ланчуг, Кигач, Приозерный, хутор Чистый принадлежащие Красноярскому району; хутор Новокаргино Калининского сельсовета; село Кара-Бирюк Новинского сельсовета. Согласно данным Всероссийской переписи населения 2010г. распределение сельских населенных пунктов по их численности представлено в таблице 3.2. Прогноз численности населения области на 2016г. согласно [46]: 975 тыс. человек, в том числе численность городского и сельского населения соответственно 635 и 340 тыс. человек.
Выделяя ценоз, элементами которого являются населённые пункты Астраханской области, необходимо отметить, что г. Астрахань в этом случае не рассматривается, поскольку таковой входит в более крупный ценоз, состоящий из областных и республиканских центров, поэтому причислять его к остальным населённым пунктам области было бы несправедливым. Произведём ранжирование населённых пунктов по параметру, в качестве которого будем рассматривать численность населения (рисунок 3.1), полагая, что элементу, характеризуемому наибольшим количественным параметром, присваивается первый ранг, следующему за ним - второй и так далее, тогда ранговое распределение описывается следующей зависимостью [67]: ИЧг)=2, (1) где W± - фактическое или экспериментальное значение первой точки, в нашем случае - максимальная численность населённого пункта (ЗАТО г. Знаменск W± — 44100); г - ранг или порядковый номер населенного пункта по убыванию его численности (reN, гє[1,432]); (3 - характеристический показатель структуры рангового распределения, определяемый методом наименьших квадратов ((3 = 0,748). Население, чел.
Ранговое //-распределение населённых пунктов Астраханской области по их численности (точечная маркировка - действительное распределение по параметру; сплошная линия - функция W(r), описывающая данное распределение). Видовое //-распределение населённых пунктов представлено на рисунке 3.2. В качестве видообразующего параметра принята одинаковая численность населённого
Видовое //-распределение населённых пунктов Астраханской области (точечная маркировка - действительное видовое распределение; сплошная линия -функция 0.(х), описывающая данное распределение). Видовое if-распределение описывается следующей зависимостью [60]: где х - численность населения населённого пункта (xeN; хє[1; 51]); W0 - максимальное число населенных пунктов одинаковой численности (W0 = 26); а - характеристический показатель видового //-распределения (а=0,38).
Суммарная установленная электрическая мощность области составляет 504 МВт, установленная тепловая мощность - 1328 Гкал/час. Энергосистема Астраханской области является тупиковой и связана с энергосистемой Волгоградской области двумя линиями электропередачи на напряжение ПО кВ и четырьмя линиями электропередачи на напряжение 220 кВ, кроме того, часть электроэнергии по электрическим сетям напряжением 35-110, 220 кВ передается в энергосистемы республик Калмыкии и Казахстана. Электроэнергия для потребителей Астраханской области отпускается с подстанций 35-220 кВ по электрическим сетям 6-10 кВ [101].
Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации: филиал ОАО «МРСК - Юга» - «Астраханьэнерго» (протяженность КЛ составляет: 6-10 кВ - 563, 0,4 кВ - 265 км; протяженность ВЛ: ПО кВ - 2440, 35 кВ - 590, 6-Ю кВ - 10824, 0,4 кВ - 6163 км); Астраханский район магистральных электрических сетей Волго-Донского ПМЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (протяженность ВЛ: 110 кВ - 1621, 220 кВ - 127 км).
Выделим основные объекты генерации Астраханской области: 1. Астраханская ГРЭС ООО «ЛУКОЙЛ — Астраханьэнерго». Работает с 1960г., состоит из 4 теплофикационных турбогенераторов суммарными электрической 100 МВт и тепловой 244 Гкал/ч мощностями; 2. Астраханская ТЭЦ-2 ООО «ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго». Работает с 1985г., состоит из 4 теплофикационных турбогенераторов суммарными электрической 380 МВт и тепловой 910 Гкал/ч мощностями; 3. ТЭЦ-Северная ОАО «ТЭЦ-Северная». Работает с 1962г. параллельно с электростанциями ООО «ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго». Электростанция обеспечивает тепловой и электрической энергией ОАО «ТЭЦ-Северная» и прилегающих коммунально-бытовых потребителей. На станции установлены 3 противодавленческих турбогенератора суммарными электрической 15 МВт и тепловой 194 Гкал/ч мощностью. Производство электроэнергии зависит от тепловой нагрузки; 4. Прочие электростанции - около 400 ДЭС суммарной мощностью 44 МВт, служащие для резервирования электроснабжения промышленных потребителей при отключениях со стороны энергосистемы.
На сегодняшний день электроэнергетика Астраханской области представлена организациями частной формы собственности с различными долями на рынке. Ор-ганизации, вырабатывающие электрическую энергию: ООО «ЛУКОИЛ-Астраханьэнерго» - 2550,1 млн кВтч (98,4 %); ОАО «ТЭЦ-Северная» - 41,1 млн кВтч (1,6 %). Распределительные сетевые компании: филиал ОАО «МРСК Юга — Астраханьэнерго» - 97 %, прочие - 3 %. Компании энергосбыта: ОАО «Астраханская энергосбытовая компания», потребителями которой являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (72,1 %); ОАО «Межреги-онэнергосбыт», потребителем которого является ООО «Газпром добыча Астрахань» (25,7 %); ОАО «ВСК-Энерго» - потребители: войсковые части Ахтубинского района (2,1 %); ООО «Русэнергосбыт» - потребители ОАО «РЖД» (0,15 %).
Максимальная потребляемая мощность по области в режимный день 17 декабря 2008г. составила 673 МВт, в режимный день 16 декабря 2009г. - 654 МВт. При этом мощность, выдаваемая собственными электростанциями, составила в 2008г. (режимный день 17 декабря) - 460 МВт (условный дефицит - 213 МВт или 31,6 %), в 2009г. (режимный день 16 декабря) - 465 МВт (условный дефицит - 190 МВт или 29,0 %).
Астраханской областью в 2008г. от других энергосистем было получено 1159,5 млн кВтч или 30,5 % от потребленной электроэнергии, в 2009г. 1395,9 млн кВтч или 38,0 %. Динамика изменения потребления электроэнергии и установленной мощности электростанций в Астраханской области за период 2004-2010 гг. представлена в таблице 3.3. Баланс мощности и потребления электроэнергии на территории области за 2005-2009 гг. представлен в Приложении 13. Ожидаемый в 2014-2015 гг. максимум нагрузки потребителей Астраханской области составит около 929-962 МВт. Без ввода новых генерирующих мощностей дефицит мощности составит более 458 МВт.
Прогноз потребления электроэнергии Российской Федерации, Южного федерального округа, областей и республик в его составе
Этот уравнительный ток не будет протекать через последовательные обмотки, и так как сопротивление этих обмоток одинаково, то токи в них будут равны. Это равенство токов в последовательных обмотках будет сохраняться при любой нагрузке генераторов. Если параллельно работают генераторы неодинаковой мощности, то сопротивления их последовательных обмоток будут различны. Поэтому токи в последовательных обмотках этих генераторов будут распределяться обратно пропорционально их сопротивлениям. Однако в любом случае, если почему-либо увели 134
чится ток в последовательной обмотке одного генератора, то в той же мере он увеличится и в последовательной обмотке другого генератора. В соответствии с эти одновременно увеличатся ЭДС и нагрузочные токи обоих генераторов и колебательный процесс происходить не будет. В этих условияхчпараллельная работа генераторов смешанного возбуждения становится вполне устойчивой.
Уравнительный ток, протекающий между якорями, способствует выравниванию потенциалов на одноимённых зажимах генераторов. Как видно из рисунка 4.12 б уравнительный ток в генераторе с большей ЭДС складывается с нагрузочным током, а в генераторе с меньшей ЭДС вычитается из нагрузочного тока. Благодаря этому в первом случае падение напряжения в цепи якоря IaRa возрастает, а во втором - уменьшается. Поэтому напряжение на зажимах генератора с большей ЭДС несколько понижается, а напряжение генератора с меньшей ЭДС, наоборот, несколько повышается, то есть происходит упомянутое выше выравнивание потенциалов в точках 1 и 2 присоединения концов уравнительного провода к одноимённым зажимам генераторов.
Параллельная работа генератора смешанного возбуждения при встречном включении параллельной и последовательной обмоток протекает устойчиво и при отсутствии в схеме уравнительного провода. Если произойдет по каким-либо причинам увеличение ЭДС и нагрузки одного из генераторов, то это вызовет усиление размагничивающего действия последовательной обмотки этого генератора и величина его ЭДС снизится до первоначального значения.
При рассмотрении процессов в синхронных генераторах при работе с сетью первостепенное значение имеют вопросы включения на параллельную работу и регулирования его активной и реактивной мощностей. При этом, как правило, предполагается, что мощность сети много больше мощности генератора, а напряжение Uc и частота fc сети постоянны.
При включении синхронного,генератора на параллельную работу добиваются выполнения четырёх условий, называемых условиями точной синхронизации [14]: 1) действующие значения фазных ЭДС генератора 0ф должны быть равны действующим значениям фазных напряжений сети, "0ф = Uc; 2) частота ЭДС генератора /г должна быть равна частоте сети fc, т.е. fr=fc;3) ЭДС включаемого генератора 0ф и напряжение сети Uc$ должны иметь сдвиг по фазе, равный 180; 4) генератор и сеть должны иметь одинаковый порядок чередования фаз.
При соблюдении этих условий генераторы включаются в сеть практически без бросков тока. Практически при синхронизации сначала устанавливают номинальную частоту вращения синхронного генератора, что обеспечивает примерное равенство частот fT и fc, а затем, регулируя ток возбуждения генератора, добиваются равенства Я0ф = исф. Фазовый сдвиг между Я0ф и /Сф, а также порядок чередования фаз проверяют ламповыми или стрелочными синхроноскопами, однако чаще всего синхронизация осуществляется с помощью автоматических приборов без участия обслуживающего персонала.
Тяжелые последствия для синхронного генератора могут быть связаны с короткими замыканиями на шинах, сопровождаемыми мощными переходными процессами с большими ударными токами /у = (10 — 20)/н, электродинамическими и термическими нагрузками на обмотках и узлах крепления.
Дополнительной особенностью параллельной работы ВЭУ с синхронным генератором на сеть является постоянно действующий пульсирующий момент ветротур-бины, что связано с непостоянством ветрового потока и, как следствие, - пульсации тока и составляющих мощности. Система регулирования угла установки лопастей, имея достаточно высокую постоянную времени, работает с запаздыванием и синхронная машина находится в состоянии переходного процесса со стохастическими колебаниями угла 6 и нагрузки. Напряжённый режим работы в связи с этим создаётся для демпферной системы ротора.
При значительных порывах ветра создаётся опасность выпадения синхронного генератора из синхронизма с сетью и перехода его в асинхронный режим, что создаст дополнительные предпосылки для разрушения демпферной обмотки. менее жестких условии включения на параллельную работу с сетью или с другими асинхронными либо синхронными генераторами, может быть включён даже при значительной разнице в частотах вращения асинхронного генератора и "обобщённого" синхронного генератора сети. По существу асинхронный генератор исключает проблему синхронизации с сетью и выпадения из синхронизма;
На рисунке 4.13 показаны регистрограммы параллельной работы с сетью ВЭУ малой мощности серии АВЭУ-6-4 с вариантами асинхронного и синхронного генераторов [107]. Наряду с синхронным генератором серии СГВ-4 испытан асинхронный генератор мощностью 4,5 кВт с короткозамкнутым ротором и с соотношением моментов Мт/Мн = 2 и Мп/Мн = 1,3. Сравнение кривых электрической мощности, отдаваемой в сеть, показывает, что в одинаковых примерно условиях при порывистом ветре уровень пульсации мощности Ра асинхронного генератора значительно меньше, чем мощность Рс синхронного генератора. В работе [107] отмечается, что мощность Ра асинхронного генератора содержит только низкочастотные составляющие, связанные с медленными изменениями скорости ветра. Максимальные отклонения мощности Ра имели место лишь при длительном превышении этой скорости и соответствовали изменению в переходном процессе скольжения асинхронного генератора. Включение АВЭУ-6-4 с асинхронным генератором на параллельную работу с сетью было возможным практически при любых ветровых условиях, тогда как включение синхронного генератора при порывистом ветре оказывалось затруднённым. Это объясняется особенностями физических взаимодействий при включении и параллельной работе в сети асинхронного и синхронного генераторов.
Ротор включаемого синхронного генератора и ротор "обобщённого" синхронного генератора мощной сети имеют одинаковую пространственную ориентацию, т.е. синхронизированы, и в процессе параллельной работы смещение оси рассматриваемого синхронного генератора происходит в небольших пределах угла 0, определяемого величиной нагрузки синхронного генератора. При 0 7г/2 синхронный ге-нератор выпадает из синхронизма.
Ротор асинхронного генератора, перемещаясь относительно поля статора со скольжением s не связан строгим пространственным совмещением с осью результирующего магнитного поля и в процессе изменения нагрузки частота его вращения изменяется. Электромагнитная связь между вращающимся полем и ротором "смягчается" изменяющимся скольжением, что сказывается на значительном снижении "биений" напряжения, амплитуда обменных колебаний мощности примерно в три раза меньше, чем в синхронном генераторе, а переходные процессы при внезапном изменении нагрузки практически отсутствуют. При включении в сеть также не требуется пространственного совмещения вращающихся масс включаемого и работающего генераторов, время переходного процесса для асинхронного генератора
Проблемы взаимодействия, самозапуска, взаимного влияния ВЭУ
Энергокомплекс включает в себя ветровую и дизельную электростанции. В состав ВЭС может входить несколько ветроагрегатов единичной мощностью от 100 до нескольких сот киловатт. В составе ВЭС и ДЭС могут быть как синхронные, так и асинхронные электрогенераторы. В общем случае дополнительным оборудованием для обеспечения устойчивой работы электростанций являются синхронный компенсатор, аккумуляторная батарея с инвертором, батарея статических конденсаторов с дросселем, балластная нагрузка с ТЭНами и тиристорным регулятором.
Синхронный компенсатор и батарея статических конденсаторов с дросселем необходимы для компенсации реактивной мощности в случае, если ВЭС и ДЭС оснащены асинхронными электрогенераторами. При этом установленная мощность дизель-генераторов ДЭС должна быть не менее чем в два раза выше установленной мощности ветроагрегатов ВЭС, причем это соотношение должно выполняться как в статических, так и в динамических режимах. При отключении питания от централизованной сети электроснабжения это требование в автоматическом режиме выполняется с помощью регулируемой балластной нагрузки. Балластную нагрузку обычно стараются использовать как полезную нагрузку в виде получения горячей воды и отопления. Аккумуляторная батарея с инвертором в особых режимах и аварийных ситуациях является надёжным резервным источником, особенно важным для систем управления и контроля энергокомплекса ВЭС-ДЭС.
Выбор напряжений ЛЭП, трансформаторов и на сборных шинах ВЭС и ДЭС зависит от мощности энергокомплекса и удалённости ВЭС и основных потребителей. Для единичных мощностей ветрогенераторов свыше 250-300 кВт применяется напряжение 0,69 кВ, а для дизель-генераторов, как правило 10 кВ. В этом случае напряжение ЛЭП может быть 35 кВ.
Рассмотренный автономный многоагрегатный ветро-дизельный энергокомлекс с единичной мощностью ветроагрегатов и дизель-генераторов до 500-600 кВт может обеспечить электроснабжение промышленного предприятия и рабочего посёлка с нагрузкой до 40-50 МВт.
Универсальная методика формирования ценологическои структуры распределенных возобновляемых источников энергии малой мощности
В составе программного комплекса реализован ряд функций - оценка электропотребления населённого пункта; определение энергоэффективности единичной ВЭУ; формирование устойчивой структуры распределённой генерации; технико-экономическая оценка развития децентрализованного электроснабжения на базе ВИЭ. Все алгоритмы вычислений реализованы в программном пакете Microsoft Office 2010, приложении Excel с использованием языка программирования Visual Basic.
Алгоритм вычисления электропотребления населённого пункта в условиях ограниченной статистической информации.
Необходимыми исходными данными для воспроизведения алгоритма являются: общая численность населённого пункта; количество семей (домовладений); средняя численность семьи; электропотребление семей различной численности. Исходные данные представлены на рисунке 4.21.
На аналитическом этапе производится расчет электропотребления всех населённых пунктов, входящих в данный муниципальный округ Астраханской области при помощи оператора случайных чисел, который функционирует согласно гауссовой статистике, т.е. для него справедливы понятия среднего и конечности дисперсии. Показания электропотребления отдельной семьи генерируются для каждых суток года, затем определяется ежемесячное, общее, среднедушевое и среднесемейное потребление электроэнергии населённого пункта. После этого определяется суммарное электропотребление муниципального округа области с разграничением по численности человек: меньше или равно 100 и более 100, но меньше 5000 чел. Результаты расчета приведены на рисунке 4.22.
На информационном этапе собираются данные о ВЭУ малой мощности (до 50 кВт) отечественного и зарубежного производства для сопоставления следующих характеристик: диаметр ветроколеса, профиль его лопастей; номинальная и максимальная мощности ветрогенератора, его номинальное напряжение; начальная рабочая и буревая скорости; высота мачты и её тип; комплектация; КПД ветроколеса, генератора, редуктора, ЛЭП, АБ, инвертора; возможность подключения к блоку автоматики дополнительных источников электроэнергии (ДЭС, солнечные батареи и ДР-) 147
Для определения энергоэффективности единичной ВЭУ необходимо определить погодные условия Астраханской области: среднемесячное атмосферное давление; среднемесячную скорость ветра на высоте 10 м над поверхностью земли для ландшафтов подобных аэропорту; среднемесячные скорости ветра на высотах 50, 100, 150 и 300 м над поверхностью земли; среднемесячный процент времени скорости ветра на высоте 50 метров над поверхностью земли в заданном диапазоне; среднемесячное направление ветра на высоте 50 метров над поверхностью земли; вариацию степенного коэффициента а в зависимости от скорости ветра на высоте флюгера.
