Автономные ветродизельные электроэнергетические системы

Основная сложность прогнозирования режимов потребления электрической энергии автономным потребителем заключается в небольшом объеме имеющейся исходной информации, которая чаще всего ограничивается лишь общей численностью населения, количеством и типом социальных и производственных объектов. Применение в данных условиях типовых методов расчета электрических нагрузок, используемых при проектировании промышленных предприятий, крупных жилых и социальных объектов, не представляется возможным.

Цель настоящих исследований заключалась в разработке инженерной методики расчета прогнозных режимов электропотребления автономными энергетическими системами.

Потребителями электроэнергии в них являются, главным образом, небольшие населенные пункты с численностью жителей от единиц до нескольких сотен человек. Как правило, на данных территориях отсутствуют крупные промышленные центры, и объемы электропотребления определяются бытовой и социальной нагрузкой, а также небольшими предприятиями по переработке местных природных ресурсов и сельскохозяйственного назначения.

Основными факторами, определяющими режимы электропотребления населенного пункта, обеспечиваемого электроэнергией от автономной энергетической системы, являются численность жителей и характер электрических нагрузок, который в общем случае подразделяется на три вида:

- бытовая - нагрузка, потребляемая населением (жилые дома, общежития);

- социальная - нагрузка, потребляемая объектами социального назначения (магазины, школы, кинотеатры и т.д.)

- производственная - нагрузка, потребляемая предприятиями.

Кроме того, существенное влияние на режимы электропотребления могут оказывать географические, климатические и технические характеристики конкретного населенного пункта: среднегодовая температура воздуха, количество зимних и летних дней, уровень комфортности коммунально-бытовой сферы и т.п.

Прямой учет всех обозначенных выше факторов крайне затруднителен, поэтому приходится использовать вероятностно статистические методы определения электрических нагрузок и нормативные документы.

Укрупненная схема расчета режимов электропотребления автономной энергетической системы.

Предлагаемая методика предполагает расчет и построение для каждого вида нагрузок: бытовой, социальной и производственной своего характерного суточного графика электрических нагрузок с их последующим суммированием.

В зависимости от требований к результатам расчета и имеющихся исходных данных, предлагаемая методика позволяет реализовать различные варианты решения задачи, отличающиеся детализацией режимов электропотребления.

Для населенных пунктов, электроснабжение которых осуществляется от действующих ДЭС, в качестве исходных данных для расчета прогнозных режимов электропотребления целесообразно использовать фактические технологические показатели электростанций, полученные в результате их эксплуатации за длительный период времени: суточные ведомости электрических нагрузок, полезный отпуск электроэнергии, годовой график среднедневной температуры и т.д. Подробный перечень технологических параметров ДЭС, который обязан контролировать дежурный персонал электростанции.

На основании имеющихся статистических данных с использованием методов математической статистики и методики, можно получить достаточно точный детальный прогноз режимов потребления электрической энергии для конкретного объекта электроснабжения со специфическими для него особенностями.

Более сложная, и в то же время типичная ситуация складывается, когда у проектировщика отсутствуют полноценные исходные данные о режимах электропотребления проектируемой автономной энергетической системы, например, населенный пункт еще не электрифицирован. В этих случаях для определения режимов электропотребления используются типовые графики электрических нагрузок для различных групп потребителей.

Вероятностно-статистические графики нагрузок представлены в виде математических ожиданий активных и реактивных мощностей в различные часы суток в процентах от математического ожидания максимальной активной нагрузки каждого сезона года. Для всех часов суток каждого сезона приведены значения коэффициентов вариации, равные отношению среднеквадратического отклонения к соответствующему математическому ожиданию:

Максимальное значение активной нагрузки за г-й час:

С использованием соответствующего типового графика по выражениям можно рассчитать вероятностный суточный график электрических нагрузок для каждой группы потребителей: бытовая, социальная и производственная нагрузка. Применяя теоремы сложения математических ожиданий и дисперсий, легко найти суммарный график электрических нагрузок для всего населенного пункта.

Основная сложность практического использования, описанного выше метода расчета заключается в достоверном определении коэффициента подобия, для вычисления которого по выражению должна быть известна величина максимальной активной нагрузки Р_м для каждой группы потребителей.

Однако, коэффициент подобия можно определить, если известна величина математического ожидания максимальной активной нагрузки Рм или величина годового потребления электрической энергии W_norp:

Очевидно, что годовой объем потребляемой электрической энергии Ж_потр (квтч) во многом определяется численностью населения, которая, как правило, является известной величиной.

В нормативных документах приведены укрупненные показатели электропотребления для поселений различных типов. Для малых и средних сельских населенных пунктов (число жителей от 50 до 1000 чел.) установлены следующие нормы потребления электрической энергии, кВт-ч/чел. в год:

- для н.п. не оборудованных стационарными электроплитами - 760-

855;

- для н.п., оборудованных стационарными электроплитами - 1080 - 1215.

Отметим, что приведены укрупненные показатели электропотребления для городов различных категорий, и они существенно выше.

Приведенные в нормативных документах укрупненные показатели предусматривают электропотребление жилыми и общественными зданиями, предприятиями коммунально-бытового обслуживания, наружным освещением, объектами транспортного обслуживания, системами водоснабжения, водоотведения и теплоснабжения, т.е. объединенной бытовой и социальной нагрузкой.

Проведенный анализ фактических данных по годовому потреблению электрической энергии автономными энергетическими системами показал, что объединение бытовой и социальной нагрузки с привязкой ее к численности населения, принятое в нормативных документах, обеспечивает невысокую точность прогноза.

Расход же электроэнергии на социальные нужды главным образом определяется количеством и типом коммунальных и социальных объектов, расположенных в конкретном населенном пункте, и слабо связан с численностью населения.

Проведенный анализ нормативных документов по расчету электрических нагрузок показал, что расчет режимов электропотребления объектами социальной сферы целесообразно проводить через величину математического ожидания максимальной активной нагрузки Рм, которая определяется в зависимости от типа социального объекта в соответствующей таблице.

Предложенная схема расчета режимов электропотребления (рис. 2.2) была апробирована на пяти поселках Томской области, обеспечиваемых электроэнергией от автономных ДЭС. Количество и тип социальных объектов этих поселков были определены по данным официальных сайтов администраций.

Производственная нагрузка (JV_np) равна нулю. Большая социальная нагрузка объясняется тем, что самые труднодоступные и отдаленные населенные пункты Республики снабжаются отоплением от электроэнергии.

Путем суммирования зимнего бытового и социального суточного графика нагрузки получаем общий зимний суточный график нагрузки. Аналогичным образом построен общий летний суточный график нагрузки.

Результаты расчетов показывают, что ошибки в определении прогнозных режимов электропотребления не носят систематического характера и составляют не более 20 %. Относительно высокая погрешность прогноза объясняется невысоким качеством имеющихся исходных данных. Тем не менее, точность прогноза гораздо выше в сравнении с прямым прогнозным электропотреблением, определяемым по нормативам.

Предлагаемая схема расчета позволяет выполнить прогноз режимов электропотребления автономных энергетических систем при минимуме исходных данных. С ее помощью можно определить не только годовой объем потребленной электроэнергии, но и рассчитать более детальные показатели, такие как суточные графики электрических нагрузок в любой день года с почасовой дискретизацией, зимний и летний максимумы нагрузок отдельно для каждой группы потребителей.

Методика легко автоматизируется средствами простых прикладных программ и может быть полезна при проектировании систем автономного электроснабжения небольшой мощности.

2.2 Моделирование энергетических характеристик ветра

Основной характеристикой ветра, определяющей его интенсивность и эффективность использования ветровой энергии, является его средняя скорость за определенный период времени, например, за сутки, месяц, год или несколько лет. Средняя скорость ветра представляется как среднеарифметическое значение, полученное из ряда замеров скорости, сделанных через равные интервалы времени в течение заданного периода. При использовании данных метеонаблюдений о средних скоростях ветра следует учитывать, что они соответствуют конкретным рельефным и ландшафтным условиям в районе метеостанции и определенной высоте над поверхностью Земли. Для разных станций эти условия могут значительно отличаться. Поэтому принято приведение средней многолетней скорости ветра к сравнительным условиям по открытости и ровности местности. Известно, что скорость ветра по мере удаления от подстилающей поверхности возрастает и воздушный поток становится более устойчивым.

Помимо закономерного изменения параметра случайной величины - средней скорости ветра в зависимости от открытости местности и высоты над поверхностью Земли существуют также закономерное временное изменение средней скорости ветра, обусловленное определенным устойчивым характером изменения погодных условий в течение года.

Важными составляющими ветроэнергетического кадастра являются временные характеристики скорости ветра: суточный ход средней скорости ветра и годовой ход средней скорости ветра. Данные характеристики временной зависимости средней скорости ветра имеют важное значение для оценки не только ветроэнергетического потенциала определенной местности, но и эффективности его использования за счет учета степени согласованности графика поступления ветровой энергии с графиком электрической нагрузки потребителей. Помимо значения средней скорости ветра существует еще ряд параметров, необходимых для определения ветрового потенциала. К этим параметрам относятся: максимальная скорость ветра, количество последовательных дней (часов), когда скорость ветра превышает 5 м/сек; продолжительность периодов безветрия или постоянного ветра. Скорость ветра всегда изменяется, следовательно, изменяется и его энергия. Значимым энергетическим показателем является "Повторяемость различных градаций скорости ветра”, рассматривается как процент времени, в течение которого наблюдалась та или иная градация скорости ветра. Эта характеристика важна для расчета энергетических и других параметров, необходимых для ветроэнергетических расчетов, связанных с оценкой интервалов времени работы ветроэлектростанции при различных скоростях ветра. Наиболее распространенными аппроксимациями повторяемости ветра по скоростям в ветроэнергетике в середине прошлого века являлись табулированные распределения Колодина, Гуллена, Гринцевича. Наиболее общепринятыми для аппроксимации функции распределения j[V) в настоящее время являются аналитические функции Рэлея-Максвелла и Вейбулла.

Автор работы "Ресурсное и технико-экономическое обоснование широкомасштабного развития ветроэнергетики" Николаев В.Г. предложил следующую методику определения ветроэнергетического потенциала (ВЭП). В развитие методик аппроксимации автором разработаны табулированные функции Гринцевича. Суточный ход скорости ветра определяется в работе по средней для региона суточной изменчивости, полученной по безразмерным, приведенным к среднемесячным средним для четырех сроков (ночных, утренних, дневных и вечерних) данным о скоростях ветра на всех метеостанциях рассматриваемого места или региона. В работе подробно рассматривается открытость, рельеф местности, а также изменение скорости ветра с учетом высоты башни ВЭУ. Николаев В.Г. является основным проектировщиком базы метеорологических и аэрологических данных "Флюгер", которая в максимально полном объеме включает в себя статистические обобщения многолетних данных зондирования атмосферы на территории и содержит информацию о годовом и суточном ходе термодинамических и динамических (скорости и направления ветра) характеристик, данные об их высотных профилях и функциях распределения, а также данные о периоде наблюдений, о высоте расположения станций, а также о характеристиках рельефа и подстилающей поверхности в местах расположения метеостанции по классификации Милевского.

Изменения скорости ветра лучше всего могут быть описаны с помощью функции распределения Вейбулла ?, имеющей два параметра - параметр формы к и параметр единиц измерения с. На рис. представлен график зависимости ? от скорости ветра v для трех значений к. Кривая 1 имеет значительное смещение в левую сторону, где большинство дней в этой местности безветренны (v=0). Кривая 3имеет вид нормального закона распределения в форме параболы, в данном случае несколько дней имеют достаточно сильный поток ветра, а остальная часть дней характеризуется относительно слабым ветром. Кривая 2 представляет собой характерное распределение ветровых нагрузок, аналогичное большинству местностей. При таком распределении большинство дней характеризуется скоростью ветра ниже средней, однако несколько дней имеют относительно высокую скорость ветра. Величина к определяет форму рассматриваемой кривой и поэтому носит название «параметр распределения».

Учитывая выше перечисленные характеристики ветра, автор книги «Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии» П.П. Безруких предложил оценивать целесообразность и эффективность использования энергии следующим способом. Определялось значение среднегодовой скорости ветра за десятилетний период времени, ее среднеквадратичное отклонение и коэффициент вариации. Определялись значения фактической повторяемости скоростей ветра за тот же период, соответствующие средним значениям скорости. Для построения аналитической функции распределения скорости ветра по

фактическим данным повторяемости скоростей использовался метод моментов, который основан на равенстве математических ожиданий первого и второго начальных моментов скорости, полученных из распределения Вейбулла, экспериментальным оценкам соответственно среднего значения скорости и среднего квадрата скорости. Находились значения параметров распределения Вейбулла для скоростей ветра на высоте ?=\0ы и на высоте /?=50м.

При использовании экспериментальных повторяемостей скоростей ti на высоте 10 м определялась средняя удельная мощность ветровой энергии (Р), на высоте 50 м. При использовании распределения Вейбулла для скоростей ветра на высоте 50 м рассчитывалось математическое ожидание мощности М[Р]. Полученные значения сравнивались для подтверждения точности расчетов.

Аналитическая функция Вейбулла является, в настоящее время, наиболее общепринятой для аппроксимации распределения скоростей ветра в зарубежной практике.

Данные методики позволяют оценить ветровой потенциал (ВП), произвести выбор ВЭУ, а также провести анализ экономической эффективности применения ВЭУ в данной местности, однако эти методы не позволяют исследовать и оптимизировать режимы работы (во времени) всех компонентов основного энергетического оборудования ВДЭС, в работах не представлена временная имитационная модель ветра.

Имитационная модель ветра необходима не только для выбора рациональной конструкции ВЭУ, но и построения эффективных алгоритмов управления режимами работы генерирующих установок автономной энергетической системы.

Основной задачей моделирования ветровой активности является прогнозирование скорости ветрового потока. Скорость ветра в отдельных местах изменяется из-за влияния препятствий, рельефа местности и сезонных изменений во времени и пространстве.

Эмпирическая спектральная плотность ветра позволяет использовать для его моделирования две независимые составляющие: среднюю скорость ветра и турбулентную составляющую. График спектра скорости показывает среднюю скорость ветра, определяющую энергетические характеристики, которая необходима для выбора ВЭУ и турбулентную составляющую, определяющую механические характеристики. Последняя в работе не рассматривается, т.к. она необходима при проектировании высотных установок для обеспечения их защиты от разрушения сильными порывами ветра.

Наиболее часто употребляется для выбора ВЭУ средняя скорость ветра. Среднегодовую скорость ветра можно определить по атласу ветров, например, “Атлас ветров” или по карте ветров. Однако выбор ВЭУ по этим данным дает большую погрешность т.к. скорость ветра изменяется по месяцам, а также изменяется по месяцам нагрузка потребления, следовательно, необходимо скорректировать среднегодовую скорость ветра и суммарное энергопотребление.

Минимальными исходными данными, которые потребуются для выбора ВЭУ, являются общее годовое количество электроэнергии, потребляемое объектом электроснабжения W_n0Tp и среднегодовая скорость ветра V_cp в предполагаемом месте установки электростанции.

Важнейшей энергетической характеристикой ветрового потока является повторяемость скоростей ветра, которая показывает, какую часть времени в течение рассматриваемого периода наблюдаются ветры с определенной скоростью. В качестве градаций скоростей ветра обычно используют интервал 1 м/с. Повторяемость скоростей ветра в значительной мере определяет эффективность использования ВЭУ.

Известно, что выработка энергии зависит от куба скорости ветра. Если считать, что скорость ветра не меняется, то это приводит к большим погрешностям, следовательно, необходимо использовать другую модель определения ветровых характеристик и выбора ВЭУ.

Существует другой вариант выбора ВЭУ уже с учетом функции распределения Вейбулла, полученной по данным о средней скорости ветра, взятых с метеостанций с интервалом наблюдений в 4 - 6 часов.

В соответствии с РД 52.04.275-89 для предварительной оценки ветроэнергетического потенциала нет необходимости в проведении специальных экспедиционных наблюдений в намеченном для размещения ВЭУ пункте. Для выбора ВЭУ необходимо определить климатические характеристики ветроэнергетических ресурсов в предполагаемом месте размещения установки. Основу исходной информации для их определения составляют материалы регулярных наблюдений на сети метеорологических станций, которые можно получить из баз данных метеорологических служб, на серверах которых представлены результаты многолетних наблюдений за скоростью ветра по более, чем 1000 метеостанциям.

Используя данные архивов метеорологических сайтов необходимо сформировать временную выборку ряда скоростей ветра V,{f) в предполагаемом месте размещения ВЭУ за длительный период наблюдений.

Определив среднюю скорость ветра, по выражению (2.14) можно рассчитать приближенный радиус ветроколеса R_np , необходимый для выбора конкретной модели ВЭУ. Следует заметить, что расчет средней скорости ветра и радиуса ВЭУ практически повторяет первую модель выбора установки, однако в данной модели имеется возможность более точного расчета ветровых характеристик.

Для получения достоверных прогнозов энергетической эффективности ветрового потока, экспериментальные данные о скорости ветра аппроксимируют стандартной функцией распределения, в качестве которой в ветроэнергетике преимущественное распространение получила функция Вейбулла-Гнеденко:

Двойное логарифмирование уравнения приводит к выражению:

Выражение является уравнением прямой линии с неизвестными коэффициентами кис. Для их определения разработано много различных методов, наиболее простым из которых является последующая линейная аппроксимация по методу наименьших квадратов.

Получив распределение плотности вероятности повторения скоростей ветра, описанное стандартной функцией распределения, легко рассчитать вероятность повторения ветра в любом интервале скоростей:

Большинство метеорологических станций регистрируют параметры ветра на стандартной высоте 10 м. Оси ветроколес малых ВЭУ, как правило, находятся на высотах от 5 до 50 м. Для определения средней скорости ветра на этих высотах Vh можно использовать приближенную эмпирическую формулу, в которую входит значение стандартной скорости ветра ?ю, измеренное на высоте десять метров:

Для открытой равнинной местности а = 0,14, если характер местности другой, то величину коэффициента можно определить построение эмпирической зависимости.

Модель изменения скорости ветра описанная с помощью функции распределения Вейбулла позволяет выбрать ВЭУ, качественно оценить энергетические характеристики, но не позволяет построить алгоритм работы системы. Необходима модель с почасовой дискретизацией и с учетом случайной величины.

В состав автономной системы электроснабжения входят не только ВЭУ но и такие компоненты, как АБ и ДЭС, поэтому возникает необходимость согласования режимов работы всех элементов системы. Для этого необходима прогнозная модель ветра на каждый час, которую можно представить в виде метеонаблюдений).

Таким образом, представленная выше имитационная модель с почасовой дискретизацией дает более точные данные о ветровых характеристиках, которые позволяют построить алгоритм согласования режимов работы компонентов ВЭС.

Анализ моделей расчета ветрового потенциала показал, что первый метод можно использовать для предварительного выбора ВЭУ и провести грубую оценку эффективности ее применения.

Модель расчета скорости ветра, через аппроксимацию по функции Вейбулла, позволяет получить достаточно точный прогноз выработки электроэнергии ВЭУ, а также дает возможность детально оценить технико-экономическую эффективность ее применения.

Однако, как отмечалось выше для гарантированного электроснабжения потребителей наиболее применимы автономные ВДЭС в состав которых помимо ВЭУ и ДЭС входят такой компонент как АБ, и вопрос согласования режимов работы всех составляющих частей системы является достаточно сложным, поэтому для его решения целесообразно использовать универсальную имитационную модель.

Сравнительная оценка качества моделей ветра будет проведена в пункте 2.3. данной работы.

2.3 Моделирование статических режимов работы ветроэлектростанции

Любая автономная система, в том числе и ветроэлектрическая, работает независимо от сети центрального энергоснабжения. Поэтому разработка автоматизированной методики рационального выбора ветроэнергетических установок малой мощности является важной технической задачей.

Следует заметить, что небольшой поселок потребляет малое количество электроэнергии, которое необходимо определить для выбора системы ВЭУ. Методика расчета нагрузки потребления представлена в пункте 2.1. данной работы.

Для небольших поселков в большинстве случаев достаточно применение ВЭУ малой мощности (до 100 кВт), предназначенных для работы в составе автономной электрической сети, следовательно, выбор ограничивается ветроустановками данного класса. Данный тип ВЭУ производится многими отечественными и зарубежными компаниями и широко представлен в сети Internet в разнообразных каталогах.

Как говорилось выше, для выбора ВЭУ минимальными данными являются общее годовое количество электроэнергии, потребляемое объектом электроснабжения W_noтр и среднегодовая скорость ветра К_ср в предполагаемом месте установки электростанции.

Среднегодовую скорость ветра V_cp можно определить по картам ветроэнергетических ресурсов или воспользоваться специализированными ресурсами по ветроэнергетике зарубежных компаний.

Можно выразить приближенный радиус лопастей ветроколеса R_np, необходимый для выбора конкретной модели ВЭУ по данным их технической спецификации, приведенной в каталогах:

Для предварительных расчетов можно принять средние значения коэффициентов использования энергии ветра и полезного действия ветрогенератора, типичные для ВЭУ малой мощности:

Для расчета вырабатываемой ВЭУ электроэнергии предварительно необходимо выбрать из базы данных конкретную модель электростанции.

Кроме радиуса ветроколеса, в технической спецификации на ВЭУ обязательно приводится следующая техническая информация:

N_H0M - номинальная выходная мощность ВЭУ, кВт;

F_min - минимальная (стартовая) скорость ветра, м/с;

?ном - номинальная скорость ветра, м/с;

Ртах - максимальная рабочая скорость ветра, м/с; ? - высота башни на уровне ступицы ветроколеса, м Большинство производителей приводят в технической спецификации рабочую характеристику ВЭУ, представляющую собой экспериментально снятую зависимость выходной мощности электростанции от скорости ветра N=f(V), которую необходимо использовать для повышения достоверности расчетов. Типовая рабочая характеристика ВЭУ представлена на рис. 2.15

В соответствии с рабочей характеристикой, при скоростях ветра V<V_min и V>V_max энергия ВЭУ не вырабатывается и N = 0. Для диапазона скоростей V_mm < V <V_max выходная мощность ВЭУ определяется для каждой градации скорости ветра.

Для оценки ветроэнергетического потенциала использовался архив метеонаблюдений Сервера «Погода», по данным которого была сформирована временная выборка скоростей ветра за период с 01.01.2001 по 30.12.2003 годов и данные за 2010 год. Расчеты показали, что среднегодовая скорость ветра в предполагаемом месте размещения ВЭУ практически не изменялась, и составила F_cp=5,32 м/с, распределение скоростей ветра по функции Вейбулла.

Эмпирическая функция вероятности повторения скоростей ветра аппроксимирована стандартной функцией распределения Вейбулла со следующими коэффициентами: А?=1,6161, с=5,185. Коэффициент детерминированности аппроксимации составил R = 0,99. По уравнению определен приближенный радиус ветроколеса, который составил Д_пр= 13,667 м. Так как выбор ВЭУ производится по условию (2.24), следовательно /?=14 м. Для диаметра 28 м. потребуется ВЭУ мощностью Р_Ном=150 кВт, применение которой в данном районе нецелесообразно по техническим и экономическим причинам отсутствие дорог, дороговизна транспортировки). Поэтому целесообразно использовать ВЭУ Р_ном=50 кВт. Среднегодовое энергопотребление объекта оценивается в ^пот_Р=149823 кВт-ч, что соответствует уровню 2010 года в рассматриваемом регионе. Для обеспечения данной нагрузки необходимо установить три ВЭУ мощностью 50 кВт, т.е. Ж_Потр=149823,0/3=49941 кВт-ч. Через Ж_потр=49941 кВт-ч определим радиус ВЭУ по формуле (2.22) R_up =7,89 м по условию (2.24) принимаем R-9 м, что соответствует ВЭУ мощностью 50 кВт.

Отметим, что выбор ВЭУ по упрощенным методам может приводить к существенным погрешностям. Расчеты показывают, что для полученного распределения скоростей ветра, ВЭУ установленной мощностью 30 и 50 кВт, не обеспечат потребителя необходимой электроэнергией, хотя радиусы их ветроколес составляют 12 и 18 м соответственно, что удовлетворяет критерию выбора электростанции по выражению.

На рис представлены совмещенные зависимости вероятностей повторения скоростей ветра P(V), рассчитанные по стандартной функции распределения, выходная электрическая мощность ВЭУ N(V) и годовое количество вырабатываемой ею электроэнергии ^вэу по градациям скоростей ветрового потока. Зависимости соответствуют электростанции номинальной мощности 50 кВт, радиус ветроколеса которой составляет 18 м. Данная ВЭУ способна выработать до 104,6 тыс. кВт-ч электроэнергии в год, что полностью покрывает потребности объекта электроснабжения.

Методика расчета автоматизирована средствами табличного процессора Excel, содержит встоенную базу данных с техническими характеристиками ВЭУ и ДЭС. Программа проста и удобна для использования широким кругом пользователей.

Однако, для согласования режимов работы всех элементов ВДЭС необходимо создать имитационные модели других силовых компонентов электростанции: накопителя энергии на основе аккумуляторных батарей, дизель-генераторной установки, регулируемой балластной нагрузки. Эти модели также должны учитывать временные изменения их режимов работы в соответствии с изменяющимся потенциалом ветра и характера электропотребления.

2.4 Моделирование накопителей электроэнергии

Как было показано выше, для электроснабжения большинства автономных потребителей целесообразно использовать ВЭУ мощностью до 100 кВт.

В простейшем виде автономное электропитание потребителя малой мощности (<300 Вт) можно обеспечить прямым подключением к нагрузке ветроэлектрической установки. Недостатком такого электропитания является несогласованность величины и времени поступления электроэнергии от источника к потребителю. Поэтому в автономных системах электроснабжения для сохранения, вырабатываемого первичным источником энергии электричества, а также согласования выработки и потребления электроэнергии необходимо применять аккумуляторные батареи. Проблема эффективного аккумулирования энергии, вырабатываемой ВЭУ, является одной из важнейших и наиболее сложных задач ветроэнергетики.

Выбор типа и емкости аккумулирующего устройства по своему существу относится к области повышения надежности энергоснабжения путем резервирования.

С помощью аккумулирующих устройств решаются следующие задачи:

- выравнивание пульсирующей мощности, которую вырабатывает ВЭУ в условиях постоянно меняющейся скорости ветра;

- согласование графиков производства и потребления энергии с целью питания потребителей в периоды, когда ветроагрегат не работает или его мощности недостаточно;

- снабжение объекта энергией по заданному графику;

- увеличение суммарной выработки энергии ветроустановкой;

- повышение эффективности использования энергии ветра.

Для реализации большинства задач применяют, как правило, электрохимические аккумулирующие устройства, в которых запас энергии определяется 2-3 - суточным потреблением. Они рассчитаны на использование в периоды достаточно длительных спадов скоростей ветра.

При решении вопросов, связанных с аккумулированием энергии, производимой ветроустановками, должны приниматься во внимание наиболее важные показатели качества АБ такие как: емкость, напряжение, габариты, вес, стоимость, допустимая глубина разряда, срок службы, КПД, диапазон рабочих температур, допустимый ток заряда и разряда.

Требуемая емкость аккумулятора зависит от типа и характеристик агрегата, режимов ветра, условий и схемы использования ветроустановки; мощности нагрузки и структуры потребителя. Величина емкости определяется также исходя из технико-экономических показателей, т.к. аккумулирование не должно приводить к большому увеличению затрат на энергоснабжение объекта.

Стремиться за счет аккумулирования к покрытию всех, даже самых длительных и редко повторяющихся затиший, нецелесообразно, т.к. это приводит к большим капитальным вложениям в систему аккумулирования и резкому увеличению стоимости производимой энергии.

Каждый тип аккумуляторов имеет свои достоинства и недостатки, по этой причине весьма важно для каждого конкретного случая сделать правильный выбор.

Аккумуляторы общего назначения обычно дешевле остальных. Они наиболее распространены на рынке. Более того, практически все аккумуляторы, которые завозятся в Россию, являются аккумуляторами общего назначения. Это объясняется тем, что основной потребитель герметичных, необслуживаемых аккумуляторов - системы телекоммуникаций. Они используются для обеспечения резервного электроснабжения в случае аварий в сетях централизованного электроснабжения.

КПД электрохимических аккумуляторов составляет 70...80%, они не требуют сложных вспомогательных устройств, кроме реле напряжения и ограничителя зарядного тока, а при генераторе переменного тока соответствующих преобразователей и выпрямителей.

Электрохимические аккумуляторы Gel и AGM - особый класс химических аккумулирующих устройств - нашли широкое применение в ветроустановках.

Для рационального выбора аккумуляторных батарей в системе ВЭУ необходимо определить энергетическую модель АБ, т.е :

- необходимо установить допустимую глубину разряда;

- ток заряда;

- ток разряда;

- потери при заряде АБ.

Эти данные можно получить из технических характеристик АБ.

В технических характеристиках аккумуляторов обозначен срок службы 12 лет, однако неправильно определять срок службы аккумуляторов в годах или месяцах. Срок службы батареи определяется числом циклов заряд - разряд и существенно зависит от условий ее эксплуатации. Само понятие «количество рабочих циклов заряда-разряда аккумулятора» относительное, так как сильно зависит от различных факторов. Для AGM аккумуляторов указывается срок службы 12 лет и максимальное число циклов 1200 при разряде на 20%. В год получается 100 таких циклов, в месяц - около 8.

Еще один важный момент - в процессе эксплуатации полезная емкость аккумулятора уменьшается. Все характеристики по количеству циклов обычно приводятся не до выхода из строя аккумулятора, а до момента потери им 40% своей номинальной емкости. Т.е., если производителем приведено количество циклов 600 при 50% разряде, это значит, что через 600 идеальных циклов (т.е. при температуре 20°С и разряде током одной величины, обычно 0,1-ой номинальной емкости) полезная емкость аккумулятора будет 60% от начальной. При такой потере емкости уже рекомендуется замена аккумулятора.

Свинцово-кислотные АБ, предназначенные для использования в системах автономного электроснабжения имеют, срок службы от 300 до 3000 циклов в зависимости от типа и глубины разряда. В системах на базе ВИЭ батарея может разрядиться гораздо сильнее, чем при буферном режиме. Для обеспечения длительного срока службы, в типичном цикле разряд не должен превышать 10 - 20% емкости АБ, а глубокий разряд - не более 80% емкости.

Что касается заряда аккумулятора, то лучшим методом считается "многоэтапная зарядка", с помощью которого батарею заряжают мягко в несколько этапов. Стандартным считается зарядный ток (в амперах) в 1/10 номинальной ёмкости аккумулятора (в ампер-часах).

При зарядке обычных аккумуляторов 15 - 20% энергии теряется на теплообразование, для гелевых потери составляют 10 - 16%, а для AGM аккумуляторов всего 4%.

Таким образом, учитывая вышесказанное, наиболее подходящими для автономного энергоснабжения в системе ВЭУ являются аккумуляторные батареи, изготовленные по технологии GEL, так как у данных аккумуляторов больше циклов заряд - разряд по сравнению с аккумуляторами AGM.

Для целей моделирования можно принять: остаточный заряд не должен быть ниже 30%, а циклический разряд не должен превышать 10 - 15%, многоэтапный заряд не должен превышать 10% емкости, при этом стандартные потери составляют 10% от энергии заряда.

2.5 Моделирование процессов энергопреобразования в дизельной электростанции

При выборе дизель-генераторной установки необходимо учитывать множество факторов, которые впоследствии повлияют на стоимость установки, на надежность и долговечность работы дизельного агрегата.

Определяющим критерием при выборе дизельного генератора является суммарная максимальная мощность всех потребителей электроэнергии, которые будут запитываться от электростанции. Мощность дизель-генератора должна быть не ниже суммарной максимальной мощности всего оборудования, работающего одновременно.

В режиме постоянной работы рекомендуемая производителем нагрузка не должна превышать 60 -- 80% мощности ДЭС из соображений достижения максимального срока службы. А при использовании ДЭС в

режиме резерва мощность нагрузки должна лежать в пределах 70 - 90% от мощности станции.

Важным критерием для автономных электростанций является ресурс работы, или наработка на отказ. По ресурсу до первого капремонта в зависимости от вида выполняемых задач электростанции бывают:

- сезонные (500-1000 моточасов) - самые дешевые и простые двигатели, в том числе двигатели, работающие с высокими оборотами. Интенсивность использования для них не очень высокая

- около 500 моточасов в год;

- предназначенные для питания бытовых электроприборов и электроинструментов (1500-2500 моточасов);

- станции долговременного пользования (от 3000 моточасов). У дизельных двигателей с воздушным охлаждением средняя наработка на отказ должна составлять около 5000 часов, а с жидкостным -- до 40000 часов.

По скорости вращения ротора дизельные электростанции бывают следующих видов:

1. 3000 оборотов в минуту. Это высокооборотные модели.

2. 1500 оборотов в минуту. Низкооборотные модели.

Первый тип обладает большой шумностью, меньшим ресурсом, высоким расходом топлива, но вполне доступной ценой. А вот модели второго вида в основном используют только низкооборотные двигатели - они могут снабжать электричеством предприятие круглосуточно, хоть весь год. Такие электростанции идеальны для загородного дома или небольшого предприятия.

Основной энергетической характеристикой ДЭС является удельный расход топлива на выработку 1 кВт ч электрической энергии. Величина удельного расхода топлива определяется типоразмером и количеством, установленных на ДЭС дизель-генераторов, их нагрузочного режима и износа.

Для построения энергетической модели ДЭС используем методику расчета нормативов удельных расходов топлива по дизельным электростанциям.

Выражения позволяют рассчитать режимные показатели ДЭС на каждой ступени суточного графика нагрузки. В результате получаем простую энергетическую модель ДЭС, пригодную для проведения теоретических исследований энергетических характеристик ВДЭС.

Таким образом, для выбора ДЭС необходимо учитывать следующие важные характеристики дизель-генератора, такие как расход топлива, определяемый по выше указанной методике, количество часов наработки (срок службы), мощность дизель-генератора, стоимость ДЭС. Для автономной станции в составе с ВЭУ более выгодно использовать ДЭС долговременного пользования (от 3000 моточасов), с низкооборотными двигателями, рассчитанными на непрерывный режим работы.

2.6 Выводы

В результате проведенных исследований предложена методика для прогнозного расчета режимов электропотребления автономных энергетических систем при минимуме исходных данных. С помощью данной методики можно определить не только годовой объем потребленной электроэнергии, но и рассчитать более детальные показатели, такие как суточные графики электрических нагрузок в любой день года с часовой дискретизацией, зимний и летний максимумы нагрузок отдельно для каждой группы потребителей.

Проанализированы три модели определения характеристик ветра для выбора ВЭУ: расчет ветрового потенциала через среднюю скорость

показал, что данный метод можно использовать для предварительного выбора ВЭУ и провести грубую оценку эффективности ее применения. Модель расчета скорости ветра, через аппроксимацию по функции Вейбулла, позволяет получить достаточно точный прогноз выработки электроэнергии ВЭУ, а также дает возможность детально оценить технико-экономическую эффективность ее применения. Модель с почасовой дискретизацией среднеквадратичного отклонения из распределения Ван-дер-Ховена, позволяет более точно рассчитать скорость ветра для выбора ВЭУ необходимой мощности.

Разработана математическая модель, описывающая статические режимы работы ВЭС с использованием статической имитационной модели характеристик ветра.

Проведен анализ существующих на рынке ВЭУ, аккумуляторных батарей, ДЭС. Описан алгоритм выбора всех составляющих системы ВДЭС, т.е. моделирование ВЭУ, аккумуляторных батарей, ДЭС. Для построения энергетической модели ДЭС использована методика расчета нормативов удельных расходов топлива по дизельным электростанциям.

Таким образом, на основе разработанных моделей, нужно создать методику рационального выбора составляющих компонентов ВДЭС, для энергоснабжения автономного потребителя.

Как сказано выше, автономная энергетическая система состоит из нескольких компонентов: нагрузки потребления, ВЭУ, АБ, ДЭС. Каждый компонент имеет свой режим работы, следовательно, встает задача согласования режимов работы всех компонентов системы и расчета экономической эффективности ее использования. Соответственно, необходимо разработать алгоритм эффективного управления режимами ВДЭС, создать методику оценки ее технико-экономической эффективности.

3. Разработка рекомендаций по построению энергоэффективных ветродизельных электроэнергетических систем

3.1 Обоснование целесообразности применения ветродизельных электроэнергетических систем для электроснабжения автономного потребителя

Повышение надежности и энергетической эффективности автономных систем электроснабжения децентрализованных потребителей является важнейшей стратегической задачей развития энергетики, без успешного решения которой невозможно социально-экономическое развитие многих регионов.

По данным Минэнерго, из 5000 электростанций, функционирующих на территории, 4900 относятся к малым. Их суммарная установленная мощность составляет 17 тыс. МВт (около 8 % от общей установленной мощности всех электростанций), а годовая выработка электрической энергии достигает 50 млрд. кВт*ч при расходе топлива - 17 млн. т.у.т.

Наряду с очевидными достоинствами, промышленным схемам построения ДЭС присущ ряд серьезных технических недостатков, основными из которых являются:

- значительная доля топливной составляющей (до 80 - 85 %) в себестоимости вырабатываемой электроэнергии;

- высокий удельный расход топлива в режиме малых нагрузок;

- тяжелые эксплуатационные режимы дизелей (приводят к снижению ресурса) при нагрузках менее 25 и более 80 % от номинальной загрузки двигателя;

- невысокий уровень надежности электроснабжения потребителей, питающихся от ДЭС, построенных на базе 1-2 силовых агрегатов (характерно для ДЭС небольшой мощности).

Использование ветродизельных электростанций (ВДЭС) в системах электроснабжения децентрализованных потребителей позволяет успешно решить большую часть этих проблем.

Автономные системы электроснабжения предназначены, главным образом, для обеспечения электроэнергией потребителей небольшой мощности. Следует заметить, что климатические условия и нагрузка потребления в различных населенных пунктах могут значительно различаться. Соответственно, системы электроснабжения будут различны по структуре, т.е. для территорий с низким ветровым потенциалом установленная мощность ВЭУ будет составлять незначительную долю от номинальной мощности электростанции, в населенных пунктах, характеризуемых равномерным графиком нагрузки в системе нет необходимости использовать аккумуляторные батареи. В поселках с хорошими ветровыми характеристиками и дорогим топливом, целесообразно использовать систему ВЭУ+АБ. Системы различных конфигураций имеют свои режимы работы, следовательно, для каждой системы необходим свой алгоритм управления.

Проектировать автономную систему электроснабжения для каждого поселка неудобно и достаточно затратное, поэтому предлагается построить универсальную обобщенную схему ВДЭС, анализируя которую, можно установить какая система наиболее эффективна для выбранного населенного пункта, определить алгоритм управления и провести технико-экономический анализ выбранной системы.

Использование ветроэнергетических установок (ВЭУ) в составе ВДЭС позволяет снизить топливную составляющую в себестоимости электроэнергии за счет замещения части органического топлива, повысить уровень надежности электроснабжения потребителей за счет введения в систему дополнительного генерирующего источника, увеличить ресурс дизельных двигателей за счет обеспечения более щадящих эксплуатационных режимов.

Использование в составе ВДЭС буферных накопителей энергии (БНЭ) позволяет снизить топливную составляющую за счет замещения энергии, вырабатываемой ДЭС, энергией, запасенной в накопителе от ВЭУ; значительно увеличить ресурс дизелей за счет оптимизации их рабочих режимов; повысить уровень надежности электроснабжения потребителей за счет введения в систему по сути бесперебойного источника питания; улучшить показатели качества генерируемой электрической энергии.

Обобщенная структурная схема ВДЭС приведена на рисунке. На рисунке силовые электрические соединения показаны сплошными линиями, управляющие каналы обозначены пунктирными линиями.

В общем случае в состав ВДЭС входят два генерирующих источника: синхронный генератор (СГ) с приводом от дизельного двигателя (ДД) и ветрогенератор (ВГ) с приводом от ветротурбины (ВТ). При использовании стандартной общепромышленной системы управления (СУ) дизельной электростанцией частота вращения ДД жестко стабилизирована, СГ выдает переменное напряжение, частотой 50 Гц, на сборные шины (СШ) потребителя. В качестве ВГ могут применяться различные типы электрических машин: синхронные с обмоткой возбуждения или магнитоэлектрические, а также асинхронные с возбуждением от СГ или от конденсаторных батарей. Однако, в большинстве промышленных схем построения ВЭУ малой мощности, частота вращения ВТ не стабилизируется и ВГ вырабатывает электроэнергию в виде переменного тока с изменяющейся в широких пределах частотой. Для приведения параметров выходного напряжения ВГ к стандартным [21], в состав ВЭУ обязательно входят выпрямитель (В) и автономный инвертор (АИ).

Для сброса излишков энергии, вырабатываемой ВГ при сильных ветрах и малой нагрузке, в состав ВЭУ, как правило, входят балластная нагрузка (БН), обычно представляющая собой тепло нагревательные элементы, и регулятор балластной нагрузки (РБН), обеспечивающий изменение потребляемой мощности БН.

При введении в состав ВДЭС буферного накопителя энергии (БНЭ) необходимым элементом электростанции является специализированное зарядно-разрядное устройство (ЗРУ), обеспечивающее заряд накопителя от СГ и ВГ через управляемые выпрямители (В) и его разряд на сборные шины через шину постоянного тока (ШПТ) и АИ.

Серьезной технической проблемой автономных систем электроснабжения является соизмеримость мощностей основного генерирующего оборудования и потребителя, которая требует согласования режимов производства и потребления энергии в изолированной энергетической системе. В случае ВДЭС проблема осложняется стохастическим характером электрической нагрузки потребителя и энергии воздушного потока, которая определяет выходную мощность ВЭУ. При этом неизбежны эксплуатационные режимы электростанции, в которых текущие значения потребляемой мощности нагрузки будут значительно отличаться от выдаваемой на данном временном интервале мощности ВЭУ. Наличие в составе электростанции БНЭ позволяет покрывать пики электрических нагрузок во время их максимума, обеспечивать запас энергии от ВЭУ в периоды сильных ветров, кроме того появляется техническая возможность реализовать более экономичный режим работы дизельного двигателя ДЭС.

Чтобы ВДЭС обладала хорошими энергетическими и технико-экономическими характеристиками необходимо произвести грамотный выбор состава и номенклатуры основного энергетического оборудования с учетом характеристик ветрового режима в месте ее размещения и характера нагрузки потребителя, а также обеспечить рациональное управление ее рабочими режимами.

Многообразие и сложность рабочих режимов ВДЭС требует разработки для них специализированных устройств управления, обеспечивающих реализацию ряда важных функций, при этом логика их функционирования может быть довольно сложной. При проектировании и разработке современных систем управления сложными техническими объектами часто применяют имитационное моделирование.

В отличие от аналитического моделирования принцип имитационного моделирования основывается на том, что математическая модель воспроизводит процесс функционирования во времени, причем имитируются элементарные события, протекающие в системе с сохранением логики их взаимодействия и последовательности протекания во времени. Таким образом, есть возможность получения по исходным данным сведений о состоянии системы в определенные промежутки времени, что позволяет оценить характеристики системы. Имитационное моделирование может быть положено в основу структурного, алгоритмического и параметрического синтеза больших систем, когда требуется создать систему с заданными характеристиками при определенных ограничениях, которая будет оптимальной по некоторым критериям оценки эффективности.

3.2 Алгоритм рационального формирования режимов энергопреобразования в ветродизельной электроэнергетической системе

Управление режимами В ДЭС должно быть оптимальным, т.е. дающим наилучший технико-экономический эффект в условиях действия противоречивых факторов. Для системы ВДЭС как объекта управления характерны наличия большого числа сложных прямых и обратных связей между многочисленными ее элементами и целевая направленность процесса функционирования.

Ниже представлен предлагаемый алгоритм управления режимами работы ВДЭС. Разработка алгоритма управления ВДЭС проводилась с учетом следующих ограничений:

1. Установленная номинальная мощность рабочих дизель- генераторов электростанции должна обеспечивать покрытие максимальной нагрузки потребителя Р_{н тах}

2. Запас энергии в буферном накопителе W_EH3 должен обеспечивать покрытие максимальной электрической нагрузки на время переключения основных энергоисточников ДЭС и ВЭУ Ј_пер

Минимальная величина времени переключения определяется временем пуска и вывода на номинальный режим дизельного двигателя и составляет в зависимости от его типоразмера от нескольких секунд до минут. Рациональная величина Ј_пер зависит от характера изменения суточного графика нагрузки, распределения скоростей ветра, установленных мощностей ВЭУ и ДГ, может составлять до нескольких часов и определяется на основании технико-экономических расчетов.

...