ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7387| Title: | Оптимізація систем електропостачання з інтеграцією відновлювальних джерел енергії |
| Authors: | Калейніков, Геннадій Євгенійович Коцуренко, Ігор Сергійович |
| Keywords: | електропостачання;відновлювальні джерела |
| Issue Date: | 30-Jan-2025 |
| Abstract: | Об'єктом дослідження кваліфікованої роботи магістра є комплекс технічних засобів, що складається з електрогенерувальних станцій і блок оперативного управління для роботи із загальною мережею електропостачання. Мета кваліфікаційної роботи магістра є зниження витрат природного газу на ТЕС під час її спільної роботи в мережі з ВДЕ, за рахунок використання системи джерел енергії під час спільної їхньої роботи. В результаті виконання роботи було: 1. Розроблено методику щодо оптимального розташування ВЕУ з урахуванням взаємних затінень енергоустановок за обмеженої виділеної під будівництво ВЕС території. 2. Отримано формулу для визначення генерованої потужності з урахуванням затінення, що включає розрахунок корисної площі вітроколеса. 3. Визначено генерацію електроенергії електростанціями, що розглядаються в комплексі, з урахуванням їхньої взаємодії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7387 |
| Appears in Collections: | 144 Теплоенергетика (Теплоенергетика) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| Коцуренко.pdf Restricted Access | 3.51 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
Кафедра Енерготехнологій
„ЗАТВЕРДЖУЮ”
Завідувач кафедри Енерготехнологій
_______________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ
“___” ___ 2024 р.
МАГІСТЕРСЬКА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА
на тему:
«ОПТИМІЗАЦІЯ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ З
ІНТЕГРАЦІЄЮ ВІДНОВЛЮВАЛЬНИХ ДЖЕРЕЛ
ЕНЕРГІЇ»
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
код роботи МКР 24.144.92 ПЗ
Спеціальність 144 - Теплоенергетика
Виконавець роботи:
_________________________ Коцуренко Ігор Сергійович ______________________
(підпис, дата)
Науковий керівник:
_________________Калейніков Г.Е., к.т.н., доц.__________________________
(підпис, дата)
Рецензент:
____________________________________________________________________
(підпис, дата)
Черкаси, 2024 р.
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
Кафедра енерготехнологій
„ЗАТВЕРДЖУЮ”
Завідувач кафедри Енерготехнологій
________________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ
“____” _____ 2024 р.
ЗАВДАННЯ
до магістерської кваліфікаційної роботи____Коцуренко Ігор Сергійович _______________
(прізвище, ім’я та по-батькові студента)
1. Тема «Оптимізація систем електропостачання з інтеграцією відновлювальних джерел енергії»
затверджена наказом ректора університету від “____”____. 2024 р., №__________
2. Термін здачі студентом завершеної роботи __10.12.2024____________________________
3. Вихідні дані: __ комплекс технічних засобів, що складається з електрогенерувальних станцій і
блок оперативного управління для роботи із загальною мережею електропостачання
4. Перелік питань, які повинні бути розроблені в роботі: підвищення вироблення електроенергії
за рахунок оптимізації розташування вітроенергоустановок; ефективність і надійність роботи веу
у складі промислової ес; використання енергоустановок віе для електропостачання;
5. Перелік графічного матеріалу: тема роботи, технічні характеристики веу; розташування веу
v134-3,45 mw і bonus-600 kw на максимально наближеній відстані в шаховому порядку в 2 ряди,
потужність веу, потужність, що генерується вітроенергоустановкою другого ряду, розміщення
вітрогенераторів у шаховому порядку, спрощена електрична схема вес, фрагмент плану
розташування вітроелектричного обладнання на вітрополі, фото розташування веу на вітрополі вес,
енергетична характеристика веу, графік навантаження, осцилограма активної та реактивної
потужностей у режимі генерування електроенергії вітротурбіною, середньомісячні значення
швидкості вітру та сумарної сонячної радіації, вироблення вес і сес, значення швидкості вітру та
сумарної сонячної радіації, висновки
6. Консультанти з роботи з зазначенням розділів роботи, які їх стосуються
Підпис, дата
Розділ Консультант завдання видав завдання прийняв
Розділи 1-3 Калейніков Г.Е.
ОП та безпека в НС Цікановський В.Л.
7. Дата видачі завдання “_____”______. 2024 р.
Керівник _____________________
Завдання прийняв до виконання _________________
РЕФЕРАТ
Кваліфікаційна робота магістра Коцуренка Ігоря Сергійовича на тему
«Оптимізація систем електропостачання з інтеграцією відновлювальних джерел
енергії» містить 82 сторінок текстового документа, 43 використаних джерел, 27
малюнків.
Керівник – Калейніков Г.Е. к.т.н., доц.
Об'єктом дослідження кваліфікованої роботи магістра є комплекс технічних
засобів, що складається з електрогенерувальних станцій і блок оперативного
управління для роботи із загальною мережею електропостачання.
Мета кваліфікаційної роботи магістра є зниження витрат природного газу на
ТЕС під час її спільної роботи в мережі з ВДЕ, за рахунок використання системи
джерел енергії під час спільної їхньої роботи.
В результаті виконання роботи було:
1. Розроблено методику щодо оптимального розташування ВЕУ з урахуванням
взаємних затінень енергоустановок за обмеженої виділеної під будівництво ВЕС
території.
2. Отримано формулу для визначення генерованої потужності з урахуванням
затінення, що включає розрахунок корисної площі вітроколеса.
3. Визначено генерацію електроенергії електростанціями, що розглядаються в
комплексі, з урахуванням їхньої взаємодії.
ЗМІСТ
ВСТУП
РОЗДІЛ 1 ПІДВИЩЕННЯ ВИРОБЛЕННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ ЗА РАХУНОК
ОПТИМІЗАЦІЇ РОЗТАШУВАННЯ ВІТРОЕНЕРГОУСТАНОВОК …………………….10
1.1 Передумови оптимізації ……………………………………………………………..11
1.2 Визначення наявних втрат на затінення ……………………………………………11
1.2.1 Фактори, що впливають на розміщення ВЕУ на майданчику ВЕС ……………11
1.2.2 Визначення базової величини вироблення електроенергії за рік, розрахованої
для окремо розташованої ВЕУ USW 56-100 6 ………………………………………..…….12
1.2.3 Розрахунок втрат і вироблення електроенергії кожною вітротурбіною у складі
ВЕС ……………………………………………………………………………………………13
1.3 Оптимізація розташування ВЕУ та розрахунок планованого вироблення
електроенергії ……………………………………………………………………………….14
1.3.1 Взаємне затінення вітротурбін ………………………………………………….14
1.3.2 Оптимізація розташування ВЕУ на першому вітрополі ВЕС …………………15
1.3.3 Розрахунок очікуваного вироблення електроенергії …………………………..15
1.4 Порівняння результатів розрахунків……………………………..…………………17
1.5 Оптимізація розташування вітроенергоустановок при обмеженій площі, що
виділяється ……………………………………………………………………………………...18
РОЗДІЛ 2 ЕФЕКТИВНІСТЬ І НАДІЙНІСТЬ РОБОТИ ВЕУ У СКЛАДІ
ПРОМИСЛОВОЇ ЕС …………………………………………..…………………………..25
2.1 Схемотехнічні рішення промислової ВЕС ………………………………………….26
2.2 Енергетична ефективність і показники надійності експлуатації ВЕУ у складі ВЕС 30
2.3 Експериментальні дослідження експлуатаційних режимів ВЕУ у складі ВЕС..32
2.4 Експериментальні дослідження перенапруг в енергосистемі під час генерування
активної електроенергії ВЕУ у складі ВЕС ………………………………………………36
2.5 Оптимізація режиму генерування активної електроенергії ВЕУ під час
перенапруг в енергосистемі та підвищення надійності роботи вітротурбіни……….…36
2.6 Створення математичної моделі та використання її як інструменту з визначення
вихідних параметрів вітроенергетичної установки …………………………………….37
2.7 Аналіз енергетичних характеристик ВЕУ USW 56-100 з новими і штатними
лопатями за результатами випробувань у складі ВЕС ……………………………………40
РОЗДІЛ 3 ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГОУСТАНОВОК ВІЕ ДЛЯ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ………………………………………………………………….47
3.1 Фотоелектричні системи на сонячних батареях …………………………………..48
3.2 Аналіз якості електричної енергії, що генерується сонячною електростанцією в
енергосистему………………………………………………………………………………….50
3.3 Аналіз річного вироблення електроенергії комбінованої системи у складі ВЕС і
СЕС ……………………………………………………………………………………………57
3.4 Визначення потужності ВЕС і СЕС …………………………………………………61
3.5 Виведення рівняння оптимізації …………………………………………………….62
РОЗДІЛ 4 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА У НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ…..71
ВИСНОВОК ………………………………………………………………………………80
ЛІТЕРАТУРА ……………………………………………………………………………. 81
МКР 24.144.92 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Коцуренко Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков Зміст
Реценз. Г .Є. магістерської роботи
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
СПИСОК СКОРОЧЕНЬ
ВДЕ - поновлювані джерела енергії;
ВЕУ - вітроенергоустановка;
ВЕС - вітроелектростанція;
СЕС - сонячна електростанція;
ТЕС - теплоелектростанція;
ФЕП - фотоелектричний перетворювач;
КП - комутувальний пристрій;
МК - мікроконтролер;
TV - трансформатор;
VT - транзистор;
VD - діод;
ЦП - центральна підстанція;
ВЕМ - вітроелектричний модуль;
ПЛ - повітряна лінія;
ВТ - вітротурбіна;
ФЕС - фотоелектричні системи;
СК - схема комутації;
РДП - резервне джерело живлення;
СБ - сонячна батарея;
СН - стабілізатор напруги;
ІСН - імпульсний стабілізатор напруги;
СМ - сонячні модулі;
ПЗ - панель збірки;
І - інвертор;
БЗАБ - блок заряду акумуляторних батарей;
В - випрямляч;
Ф - фільтр,
ППС - підсилювач постійного струму,
ПП - підсилювач потужності,
БК - батарея конденсаторів;
ДА - аналогова мікросхема;
ДД - цифрова мікросхема;
Т.у.п. - тонн умовного палива;
Кг - коефіцієнт гармонік;
ГТГ - газотурбінний генератор;
ПРП - пристрій регулювання потужності;
Г - генератор;
РН - регулятор напруги;
РДЖ - резервне джерело живлення;
АБ - акумуляторні батареї;
ПЗ - панелі збірки;
КЦ - комутувальний пристрій;
БЗАБ - блок заряду акумуляторних батарей;
КВВП - коефіцієнт використання встановленої потужності.
РВЕ - річне виробництво енергії.
ВСТУП
Проблема підвищення енергоефективності енергоустановок з використанням
відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) залишається однією з пріоритетних серед
завдань, що вирішуються в енергетиці. Розроблення основних напрямів
підвищення енергоефективності генерувальних систем і систем електропостачання
пов'язане з визначенням причин нераціонального використання енергоресурсів.
Останніми роками через підвищення споживання електричної енергії в
промисловості та сільському господарстві виник дефіцит виробленої електричної
енергії. Нарощування обсягів виробництва електричної енергії традиційними
способами призводить до погіршення екологічної обстановки (підвищення викидів
вуглекислого газу в атмосферу, виснаження запасів вуглеводнів).
Одним із варіантів розв'язання цієї проблеми є застосування поновлюваних
джерел електроенергії. Впровадження комплексних електрогенерувальних систем,
що використовують поновлювані та невідновлювані джерела енергії, є складним
завданням, виникають проблеми з оперативного управління цими станціями.
Сонячні електростанції (СЕС), вітроелектростанції (ВЕС) мають нелінійні
елементи, що призводить до погіршення показників якості електричної енергії, за
незначної потужності таких електрогенерувальних систем вони не спричиняють
значних викривлень форми напруги та струму загальної енергосистеми, в яку
відбувається генерація. Якщо потужність електрогенеруючих систем СЕС і ВЕС
зростає і може бути певною мірою порівнянною з потужністю загальної мережі
енергосистеми, то це спричиняє спотворення форми напруги і струму в загальній
мережі. Наразі застосовують моделі, що не враховують повною мірою параметри
основних елементів електричної мережі, вони не дають змоги визначити основні
показники якості - несинусоїдальність, несиметрію на затискачах окремих
електроприймачів, під'єднаних до мережі електропостачання, що використовує
традиційні та поновлювані джерела генерації електричної енергії. Тому необхідна
оптимізація структури та параметрів електрогенерувальних комплексів і режимів
роботи енергоустановок з поновлюваними джерелами енергії, а також подальший
розвиток наукових досліджень із розроблення ефективних моделей, методик і
розроблення технічних рішень щодо їх застосування.
Іншим актуальним завданням є оптимізація роботи електрогенерувальних
систем, які працюють як на загальну мережу енергосистеми, так і для
електроживлення окремих підприємств із превалюванням частки використання
енергоагрегатів відновлюваної енергетики.
Для досягнення поставлених завдань необхідним є аналіз та оптимізація
роботи ВЕС і СЕС на загальну мережу. Дослідження виконуються для розв'язання
поставлених завдань, розроблення способів автоматичної комутації генерувальних
станцій відновлюваної та традиційної енергетики, розроблення оперативного
комутуючого пристрою на основі сучасної елементної бази.
Україна має високий потенціал для використання поновлюваних джерел
енергії, таких як сонце і вітер. Однак ці первинні джерела енергії мають випадковий
характер, що ускладнює оцінку потенціалу вироблення електроенергії.
Нині відома велика кількість розробок щодо методів попередньої оцінки
потенціалу вироблення електроенергії генерувальними системами з використанням
ВДЕ. Багато досліджень присвячено вивченню розподілу швидкостей вітру, є
роботи, спрямовані на вивчення законів розподілу сонячної радіації. Однак аналіз
статистичних характеристик комбінованої роботи фотоперетворювачів (ФЕП) і
вітроустановок (ВЕУ) з метою визначення оптимального складу проєктованих
генерувальних потужностей в одній системі в літературі не розглянуто.
Фахівці різних країн, включно з Україною, ведуть роботу з підвищення
енергоефективності та оптимізації роботи енергоагрегатів поновлюваних джерел
енергії.
Будівництво та введення в експлуатацію СЕС дає змогу значною мірою
зменшувати енергодефіцит в країні. Сонячна електростанція генерує електричну
енергію практично впродовж усього року: у зимовий час генерація електроенергії
в енергосистему триває впродовж 8 годин - з 1000 до 1800 , а в літню пору впродовж
14-15 годин з 500 і до 1900 годин. Генерація відбувається протягом денного часу, а
споживання електричної енергії навантаженням здійснюється протягом практично
доби, тобто, і в нічний час. У нічний час сонячна електростанція не генерує
електричну енергію, споживачі використовують електроенергію з енергосистеми,
в яку генерують інші джерела енергії. Щойно припиняється генерація СЕС
електроенергії, інші генерувальні пристрої не можуть вмикатися, бо для теплової
електростанції (ТЕС) потрібен час для увімкнення та введення технологічного
режиму.
Витрата палива ТЕС залежить від того, з якою потужністю вона працюватиме
в кожному розрахунковому інтервалі часу. Якщо ВЕС працюють у мінімальному
режимі, тобто генерують потужність, що відрізняється від розрахункової, то в
системі зростає навантаження на ТЕЦ, і вона споживає більшу кількість палива для
збільшення потужності генерації електроенергії. Кожен введений кВт потужності
ВЕС даватиме значну економію палива за рахунок розвантаження неекономічного
обладнання ТЕС. Тому важливим завданням є розподіл навантаження між
електростанціями.
Досвід експлуатації введених у дію промислових ВЕС, побудованих на основі
серійних вітроелектричних установок USW56-100 і Т600-48, свідчить про часті
виходи з ладу вітрогенеруючого обладнання. Орієнтовна теоретична оцінка
перенапруги на основних елементах станції, показує, що в денний період за
номінальної швидкості вітру можливе підвищення фазної напруги генератора в
межах допустимих 240В. Величина перенапруги в нічний час може виникати
частіше і бути більш значною внаслідок зменшення навантаження електросистеми.
Проектні рішення введених в експлуатацію ВЕС не передбачають спеціальних
засобів для зменшення перенапруги на ВЕУ. Зменшення перенапруги на ВЕУ
шляхом відключення компенсаційних конденсаторів призводить до надмірного
споживання реактивної електроенергії ВЕС у процесі експлуатації. Зокрема, в
окремі періоди роботи ВЕС обсяг споживання реактивної електроенергії з системи
становить до 80% від обсягу генерування активної енергії в систему. Вирішення
задачі зменшення перенапруги ВЕУ призведе до скорочення обсягів споживання
реактивної електроенергії ВЕС.
В альтернативній енергетиці більшість проєктів мають інвестиційний
характер. Це означає, що отримання прибутку і вкладення капіталу відбуваються
не одночасно. Будь-яке інженерне завдання передбачає багатоваріантність
рішення. В енергетичній галузі завдяки взаємозамінності енергоресурсів завжди є
можливості по-різному вирішувати проблеми енергопостачання. Кожен варіант
рішення - це варіант інвестиційного проекту. У результаті проведення фінансово-
економічного аналізу обирається варіант, що забезпечує отримання найкращого
економічного результату.
"Зелений тариф" сьогодні використовують понад 60 країн світу. Це один із
найпоширеніших та найефективніших стимулів розвитку "чистої" енергетики.
За "зеленими цінами" можна продавати енергію, видобуту за допомогою
установок, що використовують сонце, вітер, біомасу, а також невеликих
гідроелектростанцій.
На жаль, уже наявні ВЕС, проєктувалися давно, до того ж різними
організаціями, які мали досвід роботи тільки в традиційній енергетиці. У той час не
було необхідного програмного забезпечення, не було досвіду будівництва
вітростанцій. Унаслідок цього на сьогодні коефіцієнт використання встановленої
потужності (КВВП) становить лише 7,2%. Збільшення частки ВДЕ можливе не
тільки завдяки будівництву нових вітропарків, а й завдяки модернізації та
реконструкції старих.
Застосування вітроенергоустановок визнається вкрай важливим у регіонах з
високими швидкостями вітру та відсутністю інших стабільних джерел [1, 2]. До
того ж вони сприяють економії традиційних видів палива, а енергозбереження
забезпечує конкурентоспроможність у різних сферах діяльності та потребує
формування відповідних механізмів [3, 4]. Для оцінки вітрового потенціалу
використовуються різні способи моніторингу [5, 6]. Причому в їх основі можуть
лежати як розрахунки на основі відомих функціональних залежностей [7], так і
новітні розробки в галузі експериментального визначення характеристик вітрового
потоку на висоті розташування ротора вітроенергоустановок [6]. Для кожної
окремо взятої місцевості процес проектування і спорудження ВЕС має бути
індивідуальним так само, як і параметри та характеристики ВЕС. Це
обумовлюється не тільки різними зовнішніми умовами, а й різними
застосовуваними ВЕУ. Вони можуть відрізнятися за потужністю, за конструкцією
(наприклад, з горизонтальним і вертикальним розташуванням осі обертання) [8-10],
за типом використовуваного генератора. У деяких випадках пропонують
використовувати нестандартні схеми з типовими генераторами постійного струму,
синхронними або асинхронними, а двороторні генератори [11]. Безумовно, можна
узагальнювати основні відомості щодо проведення попередніх розрахунків і
складання схем [12], але після реалізації проєкту реальні отримані результати
завжди з певною часткою ймовірності розходитимуться з теоретичними.
Ефективність вітроелектростанцій намагаються оцінити в низці робіт [1, 13],
причому з узагальненням за площею використання та для стандартних діаметрів
вітроколіс у широкому діапазоні від 50 до 100 метрів. При цьому все ж найбільш
значущими є дані, отримані експериментальним шляхом. Не завжди типова
комплектація вітроелектроустановок є оптимальною, не потребує удосконалень.
Тому інтерес становлять нові розробки, здатні в кращий бік змінити енергетичні
характеристики вітроелектроустановок. До того ж, для ВЕУ з невеликими
діаметрами вітроколеса існує проблема частих поломок під час посилення
швидкостей вітру та зносу.
Метою дослідження є зниження витрат природного газу на ТЕС під час її
спільної роботи в мережі з ВДЕ, за рахунок використання системи комутації
джерел енергії під час спільної їхньої роботи.
Завдання дослідження:
1. Визначити оптимальні параметри розміщення вітроенергоустановок на
вітрополі та режими їхньої роботи у складі промислових ВЕС з метою підвищення
вироблення електричної енергії.
2. Розробити методику щодо оптимального розташування ВЕУ з урахуванням
взаємних затінень енергоустановок
3. Визначити генеровану потужність з урахуванням затінення, що включає
розрахунок корисної площі вітроколеса.
4. Розробити математичну модель, що описує зміни витрати палива ТЕС
залежно від кількості енергії, що виробляється ВДЕ.
5. Визначити генерацію електроенергії електростанціями, що розглядаються в
комплексі, з урахуванням їхньої взаємодії.
Об'єктом дослідження є комплекс технічних засобів, що складається з
електрогенерувальних станцій і блок оперативного управління для роботи із
загальною мережею електропостачання.
Предметом досліджень є процес роботи електрогенерувальних установок
відновлюваної енергетики, які працюють на загальну мережу енергосистеми, вплив
перенапруги на роботу ВЕС, взаємозв'язок енергетичних та електричних
параметрів за різних значень швидкості вітру та освітленості для ВЕУ та
фотоелектричних систем (ФЕС) відповідно, за різних варіантів комутації та
генерації електроенергії.
Наукова новизна роботи:
1. Розроблено методику розрахунку оптимального розташування ВЕУ з
різною висотою і потужністю з урахуванням їх взаємного затінення.
2. Розроблено математичну модель, що описує зміни витрати палива ТЕС
залежно від кількості енергії, вироблюваної ВДЕ з використанням методу
Лагранжа і множників Лагранжа.
Методика досліджень. При виконанні роботи застосовувалися аналітичні та
експериментальні методи дослідження, що включають метод чисельного
прогнозування погоди; методи лінійної алгебри; метод Лагранжа; чисельний метод;
методи математичної статистики; метод імітаційного моделювання; метод
математичного моделювання з використанням системи комп'ютерної алгебри
MathCAD Prime 3; програмування; моделювання в програмі Maple.
РОЗДІЛ 1 ПІДВИЩЕННЯ ВИРОБЛЕННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ ЗА
РАХУНОК ОПТИМІЗАЦІЇ РОЗТАШУВАННЯ
ВІТРОЕНЕРГОУСТАНОВОК
МКР 24.144.92 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Коцуренко Підвищення вироблення Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков електроенергії за рахунок
Реценз. Г .Є.
оптимізації розташування
Н. Контр. вітроенергоустановок ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 1 ПІДВИЩЕННЯ ВИРОБЛЕННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ ЗА РАХУНОК
ОПТИМІЗАЦІЇ РОЗТАШУВАННЯ ВІТРОЕНЕРГОУСТАНОВОК
1.1 Передумови оптимізації
Коефіцієнт використання встановленої потужності (КВВП) - відношення
середньоарифметичного значення потужності до встановленої потужності
електроустановки за певний інтервал часу. Для електростанцій показником
використання встановленої потужності є відношення виробленої за певний
інтервал часу електричної енергії до встановленої потужності електростанції (у
годинах за рік).
Коефіцієнт використання встановленої потужності ВЕС - КВВП є сумарним
показником:
- якості проєктних рішень (відповідності параметрів ВЕУ району
спорудження ВЕС за середньорічною швидкістю вітру);
- ефективності роботи обладнання в метеоумовах конкретного майданчика
розміщення ВЕС і особливостей рельєфу майданчика (правильне врахування
взаємного затінення ВЕУ і впливу рельєфу на середньорічну швидкість вітру);
- ефективності діяльності експлуатаційного, ремонтного та
адміністративного персоналу.
Для першого вітрополя ВЕС КВВП становить лише 7,2%. На даний час - це
дуже низький показник. Він свідчить про неефективне розташування ВЕУ, що
призводить до великих втрат на затінення і, як наслідок цього, про необхідність
реконструкції вітрополя.
Оптимізація сонячних електростанцій можлива завдяки використанню
сонячних батарей із вищим коефіцієнтом корисної дії (ККД) за менших масо-
габаритних розмірів; розташуванню на одній і тій самій площі геліополя на різних
висотах - ярусах, причому висота має бути такою, щоб не створювалось значне
затінення на нижньому ярусі; сучасні вторинні перетворювальні пристрої та блоки
(наприклад, інвертори), які за невисокої вартості мають при невисокій вартості
кращі енергетичні характеристики та показники.
1.2 Визначення наявних втрат на затінення
1.2.1 Фактори, що впливають на розміщення ВЕУ на майданчику ВЕС
Розміщення обладнання ВЕС на відведеній території зумовлене такими
чинниками:
- наявність вітрового режиму, необхідного для роботи вітроенергетичних
установок;
- наявність вільних від забудови та насаджень земель, які не використовуються
або мало використовуються для сільськогосподарського виробництва, можливість
їх вилучення для будівництва вітростанції;
- санітарні умови, що забезпечують нормативне видалення ВЕС від населених
пунктів та інших об'єктів;
- можливість видачі електроенергії в наявні мережі за порівняно мінімальних
витрат на мережеве будівництво;
- раціональні траси транспортних та інженерних комунікацій;
- мінімальний вплив споруд ВЕС на навколишнє середовище.
Усім перерахованим вище факторам відповідає обраний майданчик ВЕС.
1.2.2 Визначення базової величини вироблення електроенергії за рік,
розрахованої для окремо розташованої ВЕУ USW 56-100
Сумарна величина річного виробітку електроенергії розраховується на основі
спільного розгляду графіка вихідної потужності та різних базових частотних
розподілів швидкості вітру [1]. Як базовий частотний розподіл швидкості вітру
необхідно використовувати розподіл Релея, який еквівалентний розподілу
Вейбулла з коефіцієнтом форми 2.
Таблиця 1.1 Генерація електроенергії за різних швидкостей вітру
Функція розподілу
Швидкість вітру Вихідна Коефіцієнт Релея для Твір
на висоті потужність Pi, потужності СРі, швидкості вітру
маточини Vi, м/с кВт F(V)
5,0 0,00 0,0000 0,4773
5,5 4,00 0,1543 0,5439 0,1331
6,0 8,00 0,2377 0,6071 0,3794
6,5 12,50 0,2922 0,6659 0,6029
7,0 17,00 0,3182 0,7196 0,7918
7,5 22,00 0,3347 0,7677 0,9377
8,0 28,00 0,3510 0,8100 1,0580
8,5 34,00 0,3554 0,8466 1,1350
9,0 41,00 0,3610 0,8778 1,1683
9,5 48,50 0,3631 0,9039 1,1671
10,0 56,00 0,3595 0,9254 1,1229
10,5 63,50 0,3521 0,9428 1,0416
11,0 71,00 0,3424 0,9567 0,9366
11,5 79,00 0,3334 0,9677 0,8219
12,0 88,00 0,3269 0,9762 0,7094
12,5 98,00 0,3221 0,9827 0,6035
13,0 107,50 0,3141 0,9875 0,5019
13,5 107,50 0,2805 0,9912 0,3896
14,0 107,50 0,2515 0,9938 0,2849
14,5 107,50 0,2264 0,9957 0,2054
15,0 107,50 0,2045 0,9971 0,1460
15,5 107,50 0,1853 0,9980 0,1023
16,0 107,50 0,1685 0,9987 0,0707
16,5 107,50 0,1536 0,9991 0,0482
17,0 107,50 0,1405 0,9994 0,0324
17,5 107,50 0,1288 0,9996 0,0215
18,0 107,50 0,1183 0,9998 0,0140
18,5 107,50 0,1090 0,9999 0,0090
19,0 107,50 0,1006 0,9999 0,0058
19,5 107,50 0,0931 0,9999 0,0036
20,0 107,50 0,0863 1,0000 0,0022
20,5 107,50 0,0801 1,0000 0,0014
21,0 107,50 0,0745 1,0000 0,0008
21,5 107,50 0,0694 1,0000 0,0005
22,0 107,50 0,0648 1,0000 0,0003
Сумарне значення 14,449645
Знаходимо АЕР = 8760-14,449645= 126578,89, (кВт-год/год).
1.2.3 Розрахунок втрат і вироблення електроенергії кожною вітротурбіною у
складі ВЕС
Насамперед врахуємо механічні та електричні втрати в генераторі, які
становлять близько 8%. Також за заданою кількістю годин простою турбін
знаходимо відповідний коефіцієнт (Кпростою) і віднімаємо дані втрати, результати
розрахунків заносимо в таблицю 1.2.
Відстані між рядами ВЕУ приймали такими, що дорівнюють від 10 до 11 D у
затіненому напрямку, а між окремими ВЕУ - 2 D.
Розрахункове річне вироблення електроенергії кожною з ВЕУ в даному
конкретному випадку з урахуванням взаємного затінення і впливу рельєфу Wi
визначається за формулою:
�� �� = ��п ∙ �� ,з�� (1.3)
де �� �� - річний виробіток електроенергії кожної з ВЕУ, кВт-год/рік; �� п -
річний потенціал вироблення електроенергії окремо стоячою ВЕУ, кВт-год/рік, з
урахуванням перерахованих вище втрат; �� з��- коефіцієнт затінення даної ВЕУ, що
враховує результуючі втрати електроенергії від затінення.
У цьому розрахунку втрати від впливу рельєфу можна не враховувати,
оскільки під час реконструкції вони не зміняться.
Знаючи реальні дані з вироблення електроенергії (вихідні дані), знаходимо
значення втрат на затінення, кВт∙год:
�� з�� = ��п - �� ,р (1.4)
де Wр - реальний виробіток на першому вітрополі, кВт ∙ год.
Таблиця 1.2 Втрати електроенергії під час генерації кожної ВЕУ
Wi, кВт⋅год на Реальний Відсоток втрат на
№ ВЕУ рік виробіток. Wзі, кВт⋅год на рік затінення, %
кВт-год на рік
24 116042 88292 27749,8 23,91
25 116450 62347,6 54102,3 46,46
26 116430 74829,8 41600,2 35,73
27 114451 62140,7 52309,9 45,71
28 115620 57014,6 58605,8 50,69
29 111422 65793,3 45628,9 40,95
30 116453 76844,5 39608,1 34,01
31 115389 68225,5 47163,6 40,87
32 111592 57473,1 54119,3 48,50
33 116453 63728,7 52723,9 45,27
34 115969 45906,7 70061,9 60,41
35 116422 56097,1 60324,9 51,82
36 111175 41044 70130,9 63,08
37 114120 57886,9 56232,6 49,28
38 114384 63142,6 51241,5 44,80
39 116175 60127,4 56047,3 48,24
40 115990 64577,4 51412,6 44,33
41 109882 58739,8 51141,7 46,54
42 116302 58054,5 58247,9 50,08
43 107894 58847,9 49046,2 45,46
44 116397 64773,7 51623,0 44,35
45 109835 63638,2 46196,8 42,06
46 115547 65714,8 49832,5 43,13
47 111918 58713 53205,1 47,54
48 115700 57197,1 58503,1 50,56
49 116235 63914,5 52320,1 45,01
50 116063 62086,1 53976,9 46,51
51 113904 47892,5 66011,7 57,95
52 116334 61817,6 54516,7 46,86
53 115432 48723,9 66707,7 57,79
54 116063 58737,3 57325,8 49,39
55 116192 48078,7 68113,3 58,62
56 116414 56713,7 59700,3 51,28
57 115119 85896,5 29222,7 25,38
58 114473 60464,5 54008,7 47,18
59 116130 65053 51076,5 43,98
60 115436 59155,1 56280,5 48,75
61 116449 76477,7 39970,9 34,32
62 114669 59871,7 54796,9 47,79
63 114520 66224,2 48295,5 42,17
64 115585 58681,8 56902,7 49,23
65 116152 71934 44218,1 38,07
66 116393 63364,4 53028,4 45,56
67 114445 73589,4 40855,8 35,70
68 115951 66927,5 49023,9 42,28
69 113980 72853,1 41126,9 36,08
70 116438 69854 46583,9 40,01
71 116044 69590,9 46453,6 40,03
72 115983 59363,8 56619,5 48,82
73 116413 67227,5 49185,2 42,25
74 115574 65619 49954,9 43,22
75 114976 66685,2 48290,5 42,00
76 115866 73311 42555,3 36,73
Втрати за результатами вимірювань на затінення реально становлять від 23%
до 63%.
Настільки великі втрати на затінення неприпустимі. Для їх зменшення
необхідно розташовувати ВЕУ на великих відстанях одна від одної. Враховуючи,
що відстані між рядами досить великі, раціональніше збільшувати відстань між
ВЕУ в рядах.
1.3 Оптимізація розташування ВЕУ і розрахунок планованого вироблення
електроенергії
1.3.1 Взаємне затінення вітроагрегатів
Основним фактором, що впливає на вироблення електричної енергії ВЕС, є
взаємне затінення агрегатів. ВЕУ виступають не тільки як генеруючі потужності, а
й як природні перешкоди по відношенню одна до одної, які обурюють вітровий
потік, впливаючи на величину вироблюваної електроенергії. У супутньому
(обуреному) потоці вітру за лопатями ВЕУ потужність вітрового потоку
зменшується в напрямку вітру. На відстані 2...3 діаметра ротора (D) у підвітряному
напрямку потужність вітрового потоку знижується на 35...45%, а потім поступово
зростає.
Однак повністю потужність потоку не відновлюється до вихідного значення, і
на відстані 8 D залишається на 10% меншою, ніж потужність вихідного потоку.
Середня ширина обуреного (спутного) потоку становить (2,6...2,8) D на відстані
(8...10) D від підвітряної ВЕУ. Середня ширина серцевини струменя спутного
потоку становить (1,5...1,7) D.
Через вплив зниження потужності вітрового потоку при багаторядному
розташуванні ВЕУ в складі ВЕС зменшується вироблення електроенергії окремими
ВЕУ при відстані між ними (2...3) D. При більш тісному розташуванні ВЕУ в групі
зниження вироблення електроенергії ще більше. Вплив спутних потоків
підтверджується умовами експлуатації як малих рядів ВЕУ (від 2 до 4), так і
великих (понад 7). При цьому відстані між рядами ВЕУ приймали рівними від 8 до
11 D у затіненому напрямку, а між окремими ВЕУ - від 2 до 3 D.
У малих групах ВЕУ зниження вироблення електроенергії становило в
другому ряду порівняно з першим від 8 до 20 % (за швидкості вітру 10 м/с), а в
третьому ряду на 50 % порівняно з другим. Для великої групи ВЕУ за відстані від
8 до 11 D між рядами в підвітряному напрямку зниження потужності між першим
і сьомим рядом становило 20 %.
З цих даних випливає, що при розташуванні ВЕУ в складі ВЕС, втрати в групі
будуть більшими при розташуванні вітротурбін через 2 діаметри, ніж через 3
діаметри, що є результатом накладення спутних струменів. Втрати в групі за
тіснішого розташування будуть ще більшими. Фактичний дефіцит потужності для
ВЕУ, що працює в супутньому струмені від навітряної вітротурбіни, визначається
переважно параметрами характеристиками потужностної характеристики
підвітряної вітротурбіни, а також дефіцитом швидкості супутнього струменя.
1.3.2 Оптимізація розташування ВЕУ на першому вітрополі
На досліджуваному вітрополі ВЕС вітроенергоустановки розташовані в три
ряди, відстані між якими становлять 200 і 190 метрів. Навіть менша з цих відстаней
еквівалентна 11 діаметрам ВЕУ USW 56-100. Згідно з ГКД 341.003.001.002-2000
при такій відстані між рядами втрати вироблення електроенергії на затінення не
перевищать 1,55 %. Тому для підвищення ефективності необхідно збільшувати
відстані в рядах. Якщо виносити в окремі ряди вітроустановки через одну, тобто
непарні або, навпаки, парні, то відстань між вітроенергетичними установками
збільшиться в 2 рази і більше. Це дасть змогу значно знизити втрати від взаємного
аеродинамічного затінення ВЕУ.
1.3.3 Розрахунок очікуваного вироблення електроенергії
Вибираємо коефіцієнти втрат вироблення електроенергії.
На підставі вже порахованих даних (таблиця 1.3) розраховуємо очікуване
річне вироблення електроенергії за формулою (1.3).
Таблиця 1.3 Річний виробіток електроенергії кожної ВЕУ
№ ВЕУ Втрати е/е на Коефіцієнт Втрати з причин простою Річний виробіток,
затінення від затінення на ремонт, кВт-год в кВт-год на рік
базової, % Кзі рік
24 9,73 0,9027 446,49 104671
25 3,91 0,9609 2,89 111895
26 10,17 0,8983 24,56 104587
27 3,91 0,9609 2176,12 109721
28 10,17 0,8983 904,55 103707
29 3,91 0,9609 5467,75 106430
30 10,17 0,8983 0,00 104612
31 3,91 0,9609 1155,97 110741
32 10,17 0,8983 5282,79 99329
33 3,91 0,9609 0,00 111897
34 10,17 0,8983 525,97 104086
35 3,91 0,9609 33,23 111864
36 10,17 0,8983 5736,51 98875
37 9,71 0,9029 2535,91 102608
38 9,67 0,9033 2248,36 102942
39 5,05 0,9495 302,00 110268
40 10,17 0,8983 502,85 104100
41 5,05 0,9495 7142,46 103428
42 10,17 0,8983 163,28 104448
43 5,05 0,9495 9302,68 101268
44 10,17 0,8983 60,69 104551
45 5,05 0,9495 7193,03 103377
46 10,17 0,8983 984,02 103628
47 5,05 0,9495 4928,77 105642
48 10,17 0,8983 817,85 103794
49 5,05 0,9495 236,97 110333
50 10,17 0,8983 423,37 104188
51 5,05 0,9495 2770,00 107800
52 10,17 0,8983 128,60 104483
53 5,05 0,9495 1109,73 109461
54 10,17 0,8983 423,37 104188
55 5,05 0,9495 283,21 110287
56 10,17 0,8983 41,90 104570
57 9,61 0,9039 1449,30 103814
58 4,99 0,9501 2151,55 108495
59 10,04 0,8996 351,13 104413
60 4,99 0,9501 1105,40 109541
61 10,04 0,8996 4,33 104751
62 4,99 0,9501 1939,14 108708
63 10,04 0,8996 2100,98 102663
64 4,99 0,9501 943,56 109703
65 10,04 0,8996 326,56 104438
66 4,99 0,9501 65,02 110582
67 10,04 0,8996 2181,90 102583
68 4,99 0,9501 544,75 110102
69 10,04 0,8996 2687,63 102077
70 4,99 0,9501 15,89 110631
71 10,04 0,8996 443,60 104321
72 4,99 0,9501 510,07 110137
73 10,04 0,8996 43,35 104721
74 4,99 0,9501 955,12 109692
75 10,04 0,8996 1605,36 103159
76 4,99 0,9501 637,23 110009
Вироблення за рік усіх турбін, кВт-год/рік (Wвэс) 5622319,072
Річне вироблення електроенергії ВЕС загалом відповідно до формули (1.3)
становило 6118470,104 кВт-год/рік.
1.4 Порівняння результатів розрахунків
У результаті виконаної роботи можна провести порівняння виробітку,
очікуваного та наявного, а також порахувати, на скільки відсотків він підвищиться
(таблиця 1.4).
Таблиця 1.4 Порівняння реального та очікуваного виробітку для кожної ВЕУ
у складі ВЕС
Реальне Очікуване Різниця, кВт-год на Підвищення
№ ВЕУ вироблення, вироблення, кВт-рік потужності у
кВт-год на рік год на рік відсотках%
24 88292,00 104671 16378,59 18,6
25 62347,60 111895 49546,93 79,5
26 74829,80 104587 29757,32 39,8
27 62140,70 109721 47580,60 76,6
28 57014,60 103707 46692,53 81,9
29 65793,30 106430 40636,37 61,8
30 76844,50 104612 27767,18 36,1
31 68225,50 110741 42515,95 62,3
32 57473,10 99329 41855,79 72,8
33 63728,70 111897 48168,72 75,6
34 45906,70 104086 58179,01 126,7
35 56097,10 111864 55767,08 99,4
36 41044,00 98875 57831,17 140,9
37 57886,90 102608 44721,35 77,3
38 63142,60 102942 39799,25 63,0
39 60127,40 110268 50140,93 83,4
40 64577,40 104100 39522,41 61,2
41 58739,80 103428 44688,07 76,1
42 58054,50 104448 46393,90 79,9
43 58847,90 101268 42419,74 72,1
44 64773,70 104551 39777,29 61,4
45 63638,20 103377 39739,09 62,4
46 65714,80 103628 37912,86 57,7
47 58713,00 105642 46928,55 79,9
48 57197,10 103794 46596,73 81,5
49 63914,50 110333 46418,85 72,6
50 62086,10 104188 42102,20 67,8
51 47892,50 107800 59907,83 125,1
52 61817,60 104483 42665,48 69,0
53 48723,90 109461 60736,69 124,7
54 58737,30 104188 45451,00 77,4
55 48078,70 110287 62208,41 129,4
56 56713,70 104570 47856,08 84,4
57 85896,50 103814 17917,55 20,9
58 60464,50 108495 48030,67 79,4
59 65053,00 104413 39360,34 60,5
60 59155,10 109541 50386,22 85,2
61 76477,70 104751 28273,52 37,0
62 59871,70 108708 48835,88 81,6
63 66224,20 102663 36439,29 55,0
64 58681,80 109703 51021,36 86,9
65 71934,00 104438 32503,90 45,2
66 63364,40 110582 47217,29 74,5
67 73589,40 102583 28993,17 39,4
68 66927,50 110102 43174,47 64,5
69 72853,10 102077 29223,73 40,1
70 69854,00 110631 40776,82 58,4
71 69590,90 104321 34729,96 49,9
72 59363,80 110137 50772,85 85,5
73 67227,50 104721 37493,62 55,8
74 65619,00 109692 44072,60 67,2
75 66685,20 103159 36473,91 54,7
76 73311,00 110009 36698,49 50,1
2271059,57
Таким чином, вироблення електроенергії підвищиться на 2271059,57 кВт⋅год
на рік.
1.5 Оптимізація розташування вітроенергоустановок при обмеженій площі,
що виділяється
Відомо, що вітроенергоустановки (ВЕУ) можуть розташовуватися в ряд, у
шаховому порядку і по колу. При цьому, для того щоб уникнути затінення, їх
розносять на значну відстань, що досягає найчастіше чотирьох - восьми значень
діаметра вітроколеса. Якщо брати менші відстані, то знадобиться ретельніший
розрахунок, певні критерії місцевості та параметри вітрового режиму, а більші -
потрібна буде територія, яка в кілька разів перевищуватиме. У відповідній
нормативній літературі [14] подано методи розрахунку впливу аеродинамічних
слідів залежно від конфігурації розміщення. Зокрема, використовується ефективна
інтенсивність турбулентності, приведена до осі вітроколеса для середньої
швидкості вітру, що визначається за формулою, запропонованою Франдсеном.
Якщо розглядати ймовірність появи турбулентності внаслідок зміни швидкості
вітру за інтервал часу менше ніж десять хвилин, то необхідно враховувати
зменшення виробітку вітроенергоустановками [13].
Застосування вітроелектроустановок визнається вкрай важливим у регіонах з
високими швидкостями вітру та відсутністю інших стабільних джерел [14,15]. До
того ж вони сприяють економії традиційних видів палива, а енергозбереження
забезпечує конкурентоспроможність у різних сферах діяльності та потребує
формування відповідних механізмів [16,17]. Для оцінки вітрового потенціалу
використовуються різні способи моніторингу [18,19]. Причому в їхній основі
можуть лежати як розрахунки на основі відомих функціональних залежностей [20],
так і новітні розробки в галузі експериментального визначення характеристик
вітрового потоку на висоті розташування ротора вітроелектроустановок [19]. Для
кожної окремо взятої місцевості процес проєктування і спорудження ВЕС має бути
індивідуальним так само, як і параметри та характеристики ВЕС. Це
обумовлюється не тільки різними зовнішніми умовами, а й різними
застосовуваними ВЕУ. Вони можуть відрізнятися за потужністю, за конструкцією
(наприклад, з горизонтальним і вертикальним розташуванням осі обертання)
[3,21,22], за типом використовуваного генератора. У деяких випадках пропонують
використовувати нестандартні схеми з типовими генераторами постійного струму,
синхронними або асинхронними, і двороторні генератори [ 23]. Безумовно, можна
узагальнювати основні відомості щодо проведення попередніх розрахунків і
складання схем [24], але після реалізації проєкту реальні отримані результати
завжди з певною часткою ймовірності будуть розходитися з теоретичними.
Ефективність вітроелектростанцій намагаються оцінити в низці робіт [14,25],
причому з узагальненням за площею використання і для стандартних діаметрів
вітроколіс у широкому діапазоні від 50 до 100 м. При цьому все ж найбільш
значущими є дані, отримані експериментальним шляхом. Не завжди типова
комплектація вітроелектроустановок є оптимальною, не потребує удосконалень.
Тому інтерес становлять нові розробки, здатні в кращий бік змінити енергетичні
характеристики вітроелектроустановок. До того ж, для ВЕУ з невеликими
діаметрами вітроколеса існує проблема частих поломок під час посилення
швидкостей вітру та зносу.
Проведемо аналіз і розрахунок мінімально допустимої відстані між
вітроенергоустановками (ВЕУ), що дає змогу уникнути зменшення генерованої
потужності внаслідок взаємного затінення. Поставлені завдання включають: оцінку
швидкості вітру за вітроколесом, визначення корисної площі для розрахунку
потужності за різного зміщення осей, порівняння вихідних параметрів для різних
зовнішніх умов.
Для аналізу та розрахунку мінімальної відстані між ВЕУ скористаємося
методами лінійної алгебри та аналітичної геометрії, а також моделювання в
програмі Maple.
Розглянемо випадок, коли під будівництво вітроелектростанції було виділено
невелику площу і необхідно отримати максимально можливе вироблення [13]. У
таблиці 1.5 наведено параметри деяких ВЕУ, представлених на ринку. Найменше
взаємне затінення спостерігатиметься за більшої розбіжності значень висоти осі
обертання ротора. Тоді ряд із меншою висотою розташовується перед рядом із
більшою в переважному напрямку вітрового потоку. Найефективнішим видається
варіант використання ВЕУ Bonus - 600 kW і V136 - 3,45 MW.
Розглянемо випадок, коли ВЕУ розташовуються на максимально наближеній
одна до одної відстані в шаховому порядку в два ряди (рисунок 1.1). При цьому
будемо вважати, що рельєф місцевості рівнинний, без істотних перепадів висот.
Тоді властивості підстильної поверхні мають найменший вплив на продуктивність.
Цей вплив слід розглядати окремо. Він може бути врахований шляхом введення
поправочних коефіцієнтів, що залежать від перепадів висот, під час розрахунку
потужності, що генерується ВЕУ. Більш детально розберемо інший фактор, що
викликає погіршення вихідних параметрів.
Таблиця 1.5 Технічні характеристики ВЕУ
№ Тип Номінальна Висота осі обертання Діаметр
вітроенергоустановки потужність, кВт ротора, м ротора, м
1. Бонус - 600 кВт 600 60 44
2. Enercon E-53 800 60 53
3. Unison U88 2000 80 88
4. Unison U93 2000 80 93
5. V136 - 3,45 МВТ 3450 132 136
Як видно з рисунка 1.1, навіть за різних висот опор і діаметрів лопатей
спостерігатиметься затінення. На частину вітроколеса ВЕУ V136 - 3,45 MW
надходитиме потік, ослаблений під час проходу через лопаті Bonus - 600 kW. Це
пояснюється тим, що швидкості вітру до установки ��0, у площині ВЕУ ��1 і за нею
��2 (рисунок 1.2) різняться через турбулентне поширення повітря під час взаємодії
з вітроколесом.
Потужність ВЕУ може бути знайдена за відомою формулою [12]:
(1.1)
де РВЕУ - потужність ВЕУ, Вт; �� - густина повітря, кг/м3 А0 - площа вітроколеса
[м2 ]; �� Р - розрахункова швидкість вітру [м/с]; СР - коефіцієнт використання енергії
вітру.
а) б)
Рисунок 1.1 - Розташування ВЕУ V134-3,45 MW і Bonus-600 kW на
максимально наближеній відстані в шаховому порядку в 2 ряди: а) вид спереду; б)
вид збоку; ��1 і ��2 - діаметр вітроколеса першого і другого ряду відповідно, м; ��1 і
��2 - висота осі обертання ротора для ВЕУ першого і другого ряду, м; L1 - відстань
між центрами осей обертання роторів першого ряду вітрогенераторів, м; L2 -
відстань між вітрогенераторами першого і другого ряду, м
Рисунок 1.2 - Швидкість вітру до установки, в площині установки і за установкою
Коефіцієнт СР розраховується за таким співвідношенням [12]:
, (1.2)
де �� - величина, що показує взаємозв'язок між швидкостями вітру до, після та
в площині вітроколеса, що дорівнює:
(1.3)
Розглядаючи спільно рівняння (1.6) і (1.7) отримаємо, що швидкість вітру
після вітроколеса знаходиться шляхом розв'язання кубічного рівняння:
(1.4)
Розв'язання рівняння (1.4) можна проводити за формулою Кардано, у цьому
разі результатом будуть дійсні числа. Якщо висловити необхідне значення у
вигляді комплексного числа, то розв'язок набуває вигляду (один із коренів), м/с:
(1.5)
Тоді площа обуреного вітрового потоку за ВЕУ, м2
(1.6)
Згідно з теорією Жуковського-Бетса максимальне значення коефіцієнта
використання енергії вітру досягає 0,59. Практика показує, що для реальних ВЕУ
це значення найчастіше лежить у діапазоні 0,4...0,45.
У результаті розрахунків видно, що за більших значень коефіцієнта
використання енергії вітру швидкість вітру за вітроколесом набуває менших
значень (рисунок 1.3), залежність лінійна, що відображає рівняння (1.9). Таким
чином, швидкість вітру ��2 за СР = 0,4 зменшується приблизно в 1,36 раза, а за СР
= 0,45 - в 1,46 раза. Під час використання графіка на рисунок 1.3 слід пам'ятати, що
при збільшенні швидкості вітру коефіцієнт СР зменшуватиметься. Про це ж
свідчить формула (1.4).
Тобто, в номінальному режимі роботи, наприклад, Ср = 0,45, а за швидкості
17- 18 м/с він може дорівнювати 0,4. Тому для початку згідно з формулою (1.9)
необхідно знайти графічно низку рішень для різних коефіцієнтів використання
енергії вітру, а потім залежно від швидкості вітру до вітроколеса переходити від
однієї лінії до іншої. Графік на рисунок 1.3 не враховує можливість зростання
турбулентності через створення додаткових завихрень при підвищенні швидкості
вітру.
Рисунок 1.3 – Співвідношення швидкість вітру за і до вітроколеса
Діаметр обуреного потоку А2 = 49,19 м2 за А0 = 44 м2 і СР = 0,4, а якщо СР =
0,45, то значення дорівнює відповідно А2 = 49,97 м2 . Якщо знаходити аналогічні
значення для А 2
0 = 88 м (Unison U88), то цифри становитимуть 98,41 м2 і 99,97 м .2
За допомогою рівняння (1.10) можна визначити, як зміниться площа затінення
внаслідок збурення вітрового потоку під час взаємодії з ВЕУ Bonus - 600 kW
(рисунок 1.4). Результати наведені для кількох значень відстаней між осями ВЕУ
першого і другого ряду (СР = 0,4).
Рисунок 1.4 - Зміна площі затінення
Перетворимо формулу (1.5) шляхом внесення коефіцієнтів корисної дії
редуктора ��РЕД =0,9 і генератора ��Г =0,95 та врахування того факту, що збурений
потік не зробить істотного внеску в загальну генерацію внаслідок його ослаблення,
кВт:
(1.7)
де АЗАТ - площа затінення внаслідок збурення вітрового потоку, м2 . На
рисунку 1.5, а, представимо результати розрахунку потужності вироблюваної ВЕУ
V136 - 3,45 MW, при затіненні ВЕУ Bonus - 600 kW, а на рисунок 1.5, б, - Unison
U88. При цьому потужність вказано в МВт, швидкість - у м/с, а корисну у м2 .
Площа обметуваної поверхні А0 = 14526,72 м2 для випадку, коли немає затінення.
а) б)
Рисунок 1.5 - Потужність, що генерується вітроенергоустановкою другого ряду: а
- при роботі Bonus - 600 kW; б - при роботі Unison U88
Таким чином, у разі затінення вітроенергоустановкою з висотою
розташування ротора 60 м і діаметром 44 м максимальна потужність, що може бути
вироблена ВЕУ другого ряду електростанції, зменшується на 4,73%: приблизно від
3,45 до 3,29 МВт за номінального режиму роботи (рис. 1.5 а). Якщо турбіна
першого ряду встановлюється на висоті 80 м, а її діаметр - 88 м, то потужність
зменшується на 32,61%: приблизно від 3,45 до 2,32 МВт за номінального режиму
роботи (рисунок 1.5 б). Ці цифри відповідають випадку, коли осі ВЕУ збігаються
(корисна площа на рисунок 1.5 приймає менші значення). Якщо відстань між осями
дорівнюватиме 50 м, то для двох розглянутих варіантів цифри становитимуть 0,6%
і 19,53%.
Хотілося б зазначити, що вироблювана потужність за швидкостей, що
перевищують номінальне значення, залишається постійною і дорівнює 3,45 МВт,
тому втрати на рисунок 1.5 показано тільки до значення 14 м/с. Втрати за
швидкостей вітру понад 14 м/с будуть аналогічні до тих, що спостерігаються в
номінальному режимі роботи.
Найменша величина параметра ��2 за відсутності зменшення генерації може
бути знайдена за формулою, м:
де �� 1 і ��2 - діаметр вітроколеса першого і другого ряду відповідно, м;
1�� і ��2 - висота осі обертання ротора для ВЕУ першого і другого ряду
відповідно, м.
Таким чином, відстань між ВЕУ одного ряду ��1 = 2 ∙ ��2������ , м. Якщо
використовувати Bonus - 600 kW, то за формулою (1.7) можна знайти, що �� 2������ =
58,22 м і ��1 становить 116,44 м, тобто, ��1 ≈ 2,65 ∙ ��1 . Для Unison U88 �������� =
108,08 м, ��1 = 210,16 ≈ 2,39 ∙ ��1 . Для ВЕУ другого ряду відстані в першому випадку
вдвічі більші, тобто 2��1 , оскільки діаметр ��2 > �� , а в другому - збігаються.
Проведемо компонування при заповненні території 660 м2 240 м2 (рисунок
1.6). ВЕУ розміщуватимуться в шаховому порядку, причому вони вибираються з
різною висотою осі обертання ротора. Другий ряд складатиметься з трьох турбін
V136 - 3,45 MW, а перший - із шести Bonus - 600 kW (рисунок 1.6, а) або трьох
Unison U88 (рисунок 1.6, б). Таким чином, сумарна потужність за номінальної
швидкості вітру 13,95 МВт або ж 22,35 МВт. Ці цифри свідчать про те, що не
завжди більша кількість ВЕУ дасть змогу отримати більшу потужність.
Кількість ВЕУ в ряду може бути знайдено за формулою, шт:
де �� ТЕР - лінійний розмір майданчика (ширина), м; �� �� - діаметр ВЕУ,
розташованих у цьому ряду, м; �� 1- відстань між ВЕУ першого ряду, м.
Значення ��в ряду округлюється до найближчого меншого цілого числа.
а) б)
Рисунок 1.6 - Розміщення вітрогенераторів у шаховому порядку: а - з
установками першого ряду Bonus - 600 kW; б - з установками першого ряду Unison
U88
На рисунку 1.6 показано випадок, коли напрямок вітру найбільш сприятливий.
Розрахунки показують, що при відхиленні потоку вітру на 450 , втрати становлять
менше 0,9 %. Водночас за рахунок різних висот розташування ВЕУ при зміні
напрямків на протилежні вітроколесо V136 - 3,45 MW не впливатиме на потік вітру,
що надходить на ВЕУ з меншою висотою розташування ротора. У січні цифри
щодо повторюваності склали приблизно 57 %, 20 % і 17 % відповідно, а в липні -
35 %, 52 % і 2 %.
На даний момент розглянута методика розрахунків не прив'язується до
метеоданих конкретної території. Тому як перспектива подальшим напрямком
досліджень може стати визначення вироблення для обраної місцевості.
РОЗДІЛ 2 ЕФЕКТИВНІСТЬ І НАДІЙНІСТЬ РОБОТИ ВЕУ У СКЛАДІ
ПРОМИСЛОВОЇ ЕС
МКР 24.144.92 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Коцуренко Ефективність і надійність Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков роботи веу у складі
Реценз. Г .Є.
промислової ес
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 2 ЕФЕКТИВНІСТЬ І НАДІЙНІСТЬ РОБОТИ ВЕУ У СКЛАДІ
ПРОМИСЛОВОЇ ЕС
2.1 Схемотехнічні рішення промислової ВЕС
Існують технічні обмеження на споживання реактивної потужності, які
регламентовані нормативними документами. Так, правилами проєктування
ВЕС [26-28] визначено, що необхідно забезпечувати безперервну компенсацію
реактивної потужності під час генерування активної потужності в повному
діапазоні зміни швидкості вітру, за умови дотримання умов забезпечення ��������
= 1 на шинах центральної підстанції в режимі 40% використання робочої
потужності станції.
Режими роботи ВЕС регулюються Правилами користування
електричною енергією [26]. Приєднання вітроелектричної стації до
електросистеми регламентовано Правилами приєднання [26,27] і технічними
умовами (ТУ) на приєднання вітроелектростанції до енергосистеми. Згідно з
цими нормативними документами, ВЕС зобов'язані компенсувати споживану
реактивну потужність у повному діапазоні генерування активної потужності.
На рисунку 2.1 показано спрощену схему ВЕС, для підключення до
енергосистеми за модульно-магістральною схемою. На її території
розташовується 155 вітротурбін малої потужності (USW 56-100) і 3
вітротурбіни більшої потужності (T600-48). Загальна потужність станції
становить 18,4625 МВт, що зі свого боку дає змогу виробляти до 12 мільйонів
кВт-год на рік.
Зі схеми видно, що ВЕС підключено до ПС 220/110/35/10 кВ
магістральних мереж електросистеми на шини напругою 35 кВ. На рисунку 2.2
показано частину плану розташування вітроелектричного обладнання на
території ВЕС.
На рисунку 2.3, 2.4 і 2.5 наведено фотографії розташування ВЕУ по
території ВЕС. З цих рисунків видно, що вітроелектрична станція є
розподіленим об'єктом. Вітроенергоустановки розташовані по території
станції на значній відстані. Довжина території ВЕС становить 3,2 км, ширина
0,96 км. Вітроелектричні установки розташовані в рядах, перпендикулярно
переважному напрямку вітру. Відстань між ВЕУ в рядах становить від 35 до
60 м. Відстань між рядами розташування ВЕУ становить від 150 до 220 м.
Обсяг виробництва електроенергії ВЕС залежить від площі, з якої
знімається енергія вітру і перетворюється на електроенергію. При цьому, чим
більша встановлена потужність ВЕС, тим більшу територію вона займає.
Розподілене розташування ВЕУ на території багатоагрегатної промислової
ВЕС є причиною того, що кожна ВЕУ перебуває в індивідуальних вітрових
умовах залежно від просторового розташування.розподілу вітру територією
станції, взаємного аеродинамічного затінення і впливу рельєфу місцевості.
Рисунок 2.1 - Спрощена електрична схема ВЕС
Рисунок 2.2 - Фрагмент плану розташування вітроелектричного
обладнання на вітрополі 1 ВЕС (вітроелектричні модулі ТП-1,2,3)
Рисунок 2.3 - Фото розташування ВЕУ на вітрополі ВЕС
Рисунок 2.4 - Вітротурбіни USW56-100
Рисунок 2.5 - Вітротурбіни Т600-48
2.2 Енергетична ефективність і показники надійності
експлуатації ВЕУ у складі ВЕС
Сучасні ВЕУ можуть мати два основні робочі режими: робота з постійною
і змінною швидкістю обертання ротора вітроколеса - при цьому принципи
управління ВЕУ залежать від того, в якому проміжку в даний момент
здійснюється робота вітроенергоустановки. Так, виділяють три основні
проміжки роботи ВЕУ. Ці проміжки позначені на енергетичній характеристиці
(рисунок 2.6) [38, 125].
Рисунок 2.6 - Енергетична характеристика ВЕУ; Рн - номінальна потужність
ВЕУ; ��0 - мінімальна швидкість вітру, за якої ВЕУ починає віддавати енергію; ����
- розрахункова швидкість вітру; ��м - максимальна швидкість вітру для роботи
ВЕУ [37].
Проміжок 1, частина кривої, розташована лівіше від швидкості вітру ��0 м/с,
включає моменти бездіяльності установки та її запуску.
Проміжок 2 є робочим режимом, у якому бажано виробити максимально
можливу кількість електроенергії. Аеродинамічні втрати перешкоджають
досягненню установкою її максимального теоретично можливого відбору енергії
вітру, що називається межею Бетца (зр = 0,59), але існує мета - наблизитися до
цього значення так близько, як можливо. У проміжку 2 можуть бути використані
два принципи регулювання роботи ВЕУ: поворот гондоли в горизонтальній
площині і зміна обертального моменту генератора.
Робота в проміжку 3 відбувається за швидкості вітру, вищій за номінальну,
тобто за швидкості вітру вище тієї, за якої виробляється максимальна кількість
енергії. Установка повинна обмежувати частку енергії вітру, що відбирається, так,
щоб не вийти за межі електричних і механічних розрахункових навантажень
генератора. У проміжку 3 ВЕУ, що працює зі змінною швидкістю, підтримує
постійне значення швидкості і постійну, номінальну потужність, змінюючи кут
атаки лопатей для скидання надлишкової енергії [125].
Коли швидкість вітру доволі низька, кут атаки лопаті підтримують таким,
що дорівнює нульовому значенню, адже максимальний коефіцієнт потужності
досягається за цього значення кута. Коефіцієнт потужності має максимальне
значення для кожного коефіцієнта швидкохідності та кута атаки. Отже,
регулювання підтримуватиметься лише в разі досягнення оптимальної
швидкохідності за будь-яких значень швидкості вітру, що призведе до отримання
максимальної потужності для окремих вітроенергоустановок.
За малих швидкостей вітру необхідно прагнути отримувати максимально
можливу потужність вітротурбіни доти, доки не буде досягнуто номінальної
потужності. За швидкостей вітру, вищих за номінальну, швидкість обертання
лопатей ВЕУ і стратегія регулювання мають бути змінені таким чином, щоб
вітрова турбіна виробляла номінальну, а не оптимальну потужність [37].
Управління надлишковим аеродинамічним моментом може бути досягнуто двома
шляхами: зміною геометрії ротора (наприклад, зміною кута атаки лопаті або її
довжини) або зміною швидкості обертання ротора, оскільки ротор працює з
оптимальним коефіцієнтом швидкохідності [125].
За останні роки встановлена потужність ВЕС майже досягла 19 МВт.
Промислова ВЕС побудована на основі серійних вітроелектричних установок
USW 56-100 з асинхронними генераторами АГВ280М4ОМ2 з короткозамкненим
ротором номінальною потужністю 110 кВт і номінальною напругою 0,38 кВ. Для
компенсації реактивної потужності генераторів вітроенергоустановок
застосовуються дві конденсаторні батареї типу CSAKP 6-0,4/40 і CSAKP 6-0,4/20
потужністю 40 і 20 кВАр відповідно. Батареї розміщені в електричній шафі ВЕУ
і комутуються за допомогою електромагнітних контакторів, якими керує
мікроконтролер ВЕУ. Система управління ВЕУ комутує батареї залежно від
вироблюваної активної енергії генератором. Відключення конденсаторних
батарей здійснюється у зворотній послідовності [126].
Під час експлуатації станції спостерігається значне споживання реактивної
електроенергії. Обсяги перетікань електроенергії на шинах ВЕС за 2016 рік
наведено в таблиці 2.1.
Виходячи з даних таблиці 2.1, середньорічне співвідношення споживаної
реактивної енергії до активної енергії, що генерується, на ВЕС становить 53-64%.
Середньомісячне співвідношення споживаної реактивної енергії до генерованої
активної енергії коливається від 39% до 205% від обсягу генерованої активної
енергії. Причому чим менша активна енергія, що генерується, тим більше
співвідношення споживання реактивної енергії і навпаки.
Також, хотілося б відзначити, один із найважливіших параметрів у роботі
ВЕУ, яким є коефіцієнт використання встановленої потужності (КВВП), він дає
уявлення про ефективність роботи ВЕУ, адже це відношення середнього
виробітку генеруючого пристрою до максимально можливого. Наразі більшість
сучасних ВЕУ працюють із коефіцієнтом використання встановленої потужності
в межах 25-35%. Найкращі вітроенергоустановки в хороших вітрових умовах
працюють із коефіцієнтом, що прагне до 0,5.
Таблиця 2.1 Перетоки активної та реактивної електроенергії на шинах ВЕС
ВЕС
Активна енергія, кВт⋅год Реактивна енергія, Відношення
Місяць кВАр⋅год (Qr-/Pa+)
Ра+, Ра-, Qr+, Qr-,
генерація споживання генерація споживання
2016 рік
Січень 2074753 22214 966 971103 0,47
Лютий 1471181 20076 568 759665 0,52
Березень 1742213 23252 189 918692 0,53
Квітень 320392 32807 504 324902 1,01
Травень 244319 29551 357 336757 1,38
Червень 917028 18926 252 660708 0,72
Липень 419659 24769 336 423838 1,01
Серпень 850143 22060 236 782187 0,92
Вересень 489164 27899 194 478086 0,98
Жовтень 442376 23205 121 455112 1,03
Листопад 1870339 26733 441 943840 0,50
Грудень 1127942 33663 273 652302 0,58
Разом 11969509 305155 4437 7707192 0,64
Оскільки робота вітроелектричних установок постійно наражається на ризик
як з боку зовнішніх чинників, до яких належать не завжди точно прогнозовані
погодні умови, а й внутрішніх (перенапруження), які ведуть до інших не менш
значущих наслідків, то це несприятливо позначається на роботі всієї станції
загалом.
2.3 Експериментальні дослідження експлуатаційних режимів роботи ВЕУ в
складі ВЕС
Особливістю схеми підключення ВЕС до електросистеми є її близьке
розташування до опорної підстанції напругою 220/110/35/10 кВ. Оскільки довжина
ПЛ-35 кВ видачі потужності від ВЕС до ПС становить лише 0,82 км, то напруга на
шинах 35 кВ РП ВЕС практично відповідає напрузі на СШ-35 кВ ПС.
За допомогою графіків навантажень активної та реактивної потужностей
(рисунок 2.7 - 2.11), отриманих для наступних характерних режимів роботи ВЕС,
таких як режим спокою станції (відсутність вітру або швидкість вітру менша за
стартову для ВЕУ) та робочий режим, у якому станція генерує активну потужність,
за величиною генерованої потужності робочий режим можна розбити на 4
діапазони: 0-30%, 30-60%, 60-90%, 90-120% від Рн.
Графік навантаження активної та реактивної потужності за 11.05.16.
з періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 0% від
Рном.
-50
-100
-150
-200
Час
Рисунок 2.7 - Графік навантаження активної та реактивної потужності з
періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 0% від Рн
Графік навантаження активної та реактивної потужності за
25.03.16. з періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 0-
30% від Рном.
20000
15000
10000
5000
0
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00
-5000
Час
Рисунок 2.8 - Графік навантаження активної та реактивної потужності з
періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 0-30% від Рн
На рисунок 2.7 - 2.11 показано графіки навантаження активної та реактивної
потужностей з періодом інтеграції в 30 хв. за різні дні за різної потужності
генерування. На рисунок 2.12 показано співвідношення між реактивною та
активною складовими потужності ВЕС за даними системи комерційного обліку у
відносних одиницях.
Рср., кВт; Qср.,
кВАр
Рср., кВт; Qср.,
кВАр
Графік навантаження активної та реактивної потужності за
25.03.16. з періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування
30-60% від Рном.
20000
15000
10000
5000
0
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00
-5000
Час
Рисунок 2.9 - Графік навантаження активної та реактивної потужності з
періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 30-60% від Рн
Аналізуючи графік (рисунок 2.7), можна дійти висновку, що в режимі спокою
ВЕС споживає реактивну потужність у середньому 117 кВАр у діапазоні від 100 до
140 кВАр, залежно від рівня напруги в точці підключення станції до
електросистеми. Це споживання зумовлене тільки споживанням реактивної енергії
силовими трансформаторами ВЕМ у кількості 17 шт. (ТМ-1600/35 - 5 шт., ТМ-
1000/35 - 11 шт. і ТСН: ТМ-100/35 - 1шт.).
На рисунку 2.8 зображено графік навантаження за невеликого рівня генерації
активної потужності (від 100 до 5000 кВт). При цьому середній рівень споживання
реактивної потужності становить 2020 кВАр у діапазоні від 940 до 2700 кВАр. У
цьому діапазоні генерування активної потужності, як видно з графіка на рисунок
2.12, співвідношення споживаної реактивної та генерованої активної потужності є
максимальним. За мінімальної генерації в обсязі 0,05 від Рн, споживання
реактивної потужності в 2,5 раза вище за величину активної потужності, що
виробляється. При збільшенні потужності генерації до 0,3 від Рн, відношення
реактивної до активної потужності скорочується до 0,6.
Графік навантаження активної та реактивної потужності за 25.03.08. з
періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 60-90% від Рном.
20000
15000
10000
5000
0
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00
-5000
-10000
Час
Рисунок 2.10 - Графік навантаження активної та реактивної потужності з періодом
інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 60-90% від Рн
Рср., кВт; Qср.,
квар
Рср., кВт; Qср.,
кВАр
Графік навантаження активної та реактивної потужності за 25.03.16.
з періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 90-110% від
Рном.
20000
15000
10000
5000
0
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00
-5000
-10000
Час
Рисунок 2.11 - Графік навантаження активної та реактивної потужності з
періодом інтеграції - 30 хв. у діапазоні генерування 90-110% від Рн
На рисунку 2.9 показано графік навантаження за середнього рівня генерації
активної потужності (від 5000 до 10000 кВт). При цьому середній рівень
споживання реактивної потужності становить 2770 кВАр. При цьому рівні
генерування активної потужності (рисунок 2.12) співвідношення споживаної
реактивної та генерованої активної потужності перебуває в діапазоні 0,5- 0,34. На
рисунок 2.10, 2.11 показано графіки навантаження за високого рівня генерації
активної потужності (від 10000 до 15000 кВт, а також вище 15000 кВт). При цьому
середній рівень споживання реактивної потужності становить 4100 кВАр і в
діапазоні від 3160 до 5320 кВАр. При цьому рівні генерування активної потужності,
як видно з графіка на рисунок 2.12, співвідношення споживаної реактивної та
генерованої активної потужності перебуває в діапазоні 0,34-0,31.
Графік співвідношень між реактивною та
активною
0
-0,5
-1
-1,5
-2
-2,5
-3
P, о.о.
Рисунок 2.12 - Співвідношення між реактивною та активною потужностями
ВЕС отримане за даними АСКОЕ з періодом інтеграції в 30 хв.
Також із графіка на рисунку 2.12 видно, що співвідношення між активною і
реактивною потужностями за потужності генерування вище 50% практично не
змінюється і в середньому становить 0,33. При збільшенні потужності генерування
вище Рн ВЕС, співвідношення між потужностями зменшується до 0,16.
Q/P, о.е.
Рср., кВт; Qср.,
квар
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
0,80
0,85
0,90
0,95
1,00
1,05
1,10
1,15
1,20
2.4 Експериментальні дослідження перенапруг в енергосистемі під час
генерування активної електроенергії ВЕУ у складі ВЕС
У роботі досліджено та проаналізовано вітротурбіни типу USW56-100 і Т600-
48. Маючи дані про напругу для кожної турбіни протягом тижня, було ухвалено
рішення про необхідність вивчення перенапруги в лініях. Підсумувавши щоденні
значення, було отримано картину про кількість повторень (таблиця 2.2). Їх було
округлено і приведено до умовних одиниць, де за одиницю було прийнято значення
в 35 кВ. Згідно з ГОСТом за нормами якості електроенергії, перенапруги можуть
тривати не більше 1 хвилини. У нашому випадку перенапруження є буденністю для
роботи вітротурбіни, а відхилення значення напруги на +10% становить лише
0,005%, що погано позначається на якості електроенергії. Більша частина припадає
на відхилення в 14-16%, що в цілому становить 55,604%. Ця картина буде
простежуватися у всіх трьох лініях, для всіх трьох ВЕУ.
Таблиця 2.2 Кількість повторень перенапруг та її відсоткове співвідношення
від загальної кількості
Напруга в у.о. Кількість повторень %
1,09 0 0
1,1 2 0,005
1,11 163 0,371
1,12 1100 2,51
1,13 3033 6,91
1,14 8935 20,36
1,15 8091 18,434
1,16 7377 16,81
1,17 1826 4,16
1,18 3942 8,98
1,19 4004 9,12
1,2 5418 12,34
43891 100
2.5 Оптимізація режиму генерування активної електроенергії ВЕУ під час
перенапруг в енергосистемі та підвищення надійності роботи вітротурбіни
Оптимізація роботи включає такі пункти:
1. - Початкові положення і припущення (еквівалентні електричні схеми
ВЕУ у складі ВЕС, електромагнітна сумісність обладнання ВЕУ в режимі
генерування енергії, векторні діаграми, спосіб захисту обладнання ВЕУ від
перенапруги і його зв'язок зі споживанням реактивної електроенергії ВЕС).
2. - Визначення ймовірнісних характеристики зміни напруги
електромережі в місці ввімкнення ВЕС (вимірювання напруги протягом тривалого
періоду, визначення ймовірнісних щільності розподілу перенапруги, вимоги до
зміни коефіцієнта трансформації силового трансформатора).
3. - Схематичне рішення обмоток силових трансформаторів ТП ВЕС
для обмеження перенапруги обладнання ВЕУ під час реалізації ємнісної
компенсації на низьковольтній стороні ВЕС.
4. - Підвищення надійності роботи ВЕУ USW56-100 аналіз надійності
елементів ВЕУ, виявлення найбільш ненадійних елементів.
Найбільш ненадійною частиною ВЕУ є датчик пітчу, на його частку припадає
9% усіх відмов вітротурбіни. Він призначений для контролю кута повороту лопатей
і передавання частотного сигналу, що відповідає цьому положенню, на вхід
пристрою керування. Кут пітчу - це чисельне значення в градусах кута повороту
лопаті навколо поздовжньої осі від деякого умовного нульового положення. За
нульове положення у вітротурбіні USW56-100 прийнято положення лопатей, коли
створюється максимальний крутний момент і забезпечується генерація
максимальної потужності. Так само варто відзначити положення "флюгер", за якого
кут пітча близький до 82о . У такому положенні перебувають лопаті у непрацюючої
вітротурбіни.
Переміщення шатуна датчика пітча в бік флюгерного положення лопатей
обмежено спрацьовуванням (розмиканням) кінцевого вимикача граничного
флюгерного положення за допомогою механічної взаємодії рухомого контакту
кінцевого вимикача і кулачка флюгерного положення. Спрацьовування вимикача
спричиняє появу аварійного сигналу "FRO", який надходить у пристрій керування.
Беручи до уваги наявну перенапругу на станції, яка чинить постійний вплив
на роботу елемента, можна дійти висновку, що робота датчика пітчу в таких умовах
призводить до його технічної несправності, а саме вплив чиниться на тросик, на
якому ходить важіль між двома крайніми аварійними вимикачами.
Кінцеві вимикачі замінимо на оптопари. Робота полягатиме в тому, що шатун,
переміщаючись лінійним потенціометром (рисунок 2.13), у разі досягнення будь-
якого з двох крайніх сигналів, буде затуляти світло, яке виходить від оптопари, що
буде сигналом про крайнє положення "флюгер" або "потужність", а отже, вимикати
роботу вітротурбіни. Дана система не є однозначною, а свідчить лише про одну
можливість поліпшення якості роботи датчика пітча.
Рисунок 2.13 - Лінійний потенціометр марки Gefran PME12.
2.6 Створення математичної моделі та використання її як інструменту з
визначення вихідних параметрів вітроенергетичної установки
Створення математичної моделі, що допомагає в розрахунку вихідних
параметрів вітроенергетичної установки, а також у разі правильного вибору
лопатей, істотно збільшить продуктивність під час проведення розрахунків
подібних систем.
При створенні математичної моделі, за основу було взято теорію реального
вітряка.
Розрахунок характеристики потужності ВЕУ за заданими значеннями
швидкостей вітру Vпоч і Vном і потужності РВЕУном. полягає у визначенні
характеристики на першій ділянці швидкостей від Vпоч до Vном, кВт:
ВЭУ�� �� = ���� (��ℎ�� ), (2.1)
де Vhi - швидкість вітру на висоті вежі Нj даної ВЕУ, м/с.
Ефективна вихідна питома потужність ΔР для 1 м2 поверхні вітротурбіни
(ВТ), що обмітається, обчислюється за формулою, кВт⁄м :2
∆�� = ∆��ВП ⋅���� ⋅�� , (2.2)
де ΔРвп - питома потужність вітрового потоку за швидкості вітру V н о м ,
кВт⁄м :2
де ρ - густина повітря, приймається 1,226 кг/м ;3 ���� - середній коефіцієнт
використання енергії вітру, приймається 0,31; η - сумарний ккд ВЕУ, що дорівнює:
�� = ���� ∙ ��ред ∙ �� ,ЭГ (2.4)
де ���� - аеродинамічний ККД вітрової турбіни (ВТ), приймається в межах
0,91...0,916;
�� ред - ккд редуктора, приймається в межах 0,95...0,97;
�� ЭГ - ккд електрогенератора, що залежить від потужності електрогенератора
(ЕГ).
Під час розрахунку величини ΔР на 1 м2 поверхні ВТ, що обмітається,
сумарний ккд ВЕУ - η приймається рівним 0,8.
Після розрахунку величини ΔР визначаємо S0 - площу поверхні ВТ, що
змітається, м2 , D - діаметр ротора і L - довжину лопаті ВТ, м:
Для розрахунку числа обертів ротора ВТ за хвилину - n, приймаємо
розрахунковий коефіцієнт швидкохідності ротора вітрової турбіни Z, що дорівнює
4,45 для ВЕУ потужністю 600 кВт. Визначаємо число обертів ротора за хвилину,
обр./хв:
Під час розрахунку ВЕУ необхідно визначити висоту вежі Hj . ВЕУ великої
потужності мають зазвичай багатосекційні башти і можуть бути виготовлені з
різною висотою Hj . Вибір висоти вежі ВЕУ залежить від довжини L лопаті ВТ і
потужності РВЕУном.
Величину Н для ВЕУ рекомендується визначати за співвідношенням Н = (1,8
... 2,5) L, м.
Апроксимація енергетичних характеристик вітротурбін
Приймемо цей профіль типу "Есперо", 15% товщини з такими
характеристиками:
iл =3, ��периф =0,17, ��������=7,1, ���� ������ =0,476, ��������=13,8.
Права гілка характеристики Ср = Cp (Z) у межах швидкохідності Zopt
< Z < Zmax може бути апроксимована квадратичною параболою:
Ліва гілка характеристики (при �� < ��������) може бути бути апроксимована
кубічною параболою:
Будуємо характеристику коефіцієнта потужності Ср від швидкохідності Z
(рисунок 2.14).
Рисунок 2.14 - Графік залежності коефіцієнта потужності від швидкохідності
За визначенням коефіцієнт швидкохідності дорівнює:
Для кожної швидкості вітру в робочому діапазоні визначимо коефіцієнт
швидкохідності та побудуємо графік залежності коефіцієнта потужності від
швидкості вітру (рисунок 2.15).
Розрахунок характеристики потужності ВЕУ на першій ділянці
характеристики залежно від швидкості вітру проводиться за формулою (1.17).
Результати розрахунку подаються у вигляді графіка рисунок 2.16.
Рисунок 2.15 - Графік залежності коефіцієнта потужності від швидкості вітру
Рисунок 2.16 - Графік залежності даної Рвеу від швидкості вітру.
2.7 Аналіз енергетичних характеристик ВЕУ USW 56-100 з новими і штатними
лопатями за результатами випробувань у складі ВЕС
Дослідження проводилися на ВЕС (рисунок 2.17). При цьому
використовувалися методи спостереження і тестування, тобто, здійснювалися
вимірювання потужності при різних швидкостях вітру для двох типів лопатей. Для
опрацювання даних застосовувалися методи графічного аналізу характеристик і
розрахункові методи.
Наразі в Україні експлуатується 469 вітроелектричних установок USW56-100
(одиничною потужністю 107,5 кВт), встановлених на шести вітроелектричних
станціях. На цьому типі вітротурбін встановлено штатні лопаті з діаметром ротора
18 м (номер за конструкторською документацією: 4-120632-01).
Рисунок 2.17 - ВЕС зі 155-ти ВЕУ USW56-100
Досвід експлуатації вітроелектростанцій, що складаються з ВЕУ USW56-100,
свідчить про те, що наявні штатні лопаті 4-120632-01 мають низку недоліків:
- недоліки в конструкції і технології виготовлення лопатей через низьку
міцність з'єднання склопластикової частини лопаті з металевою вставкою;
- у разі аварійного обриву шарнірного з'єднання відбувається забій задньої
кромки лопаті;
- наявний аеродинамічний профіль лопаті дає змогу розпочати роботу ВЕУ
тільки з 6-7 м/с, що знижує вироблення електроенергії ВЕУ, що експлуатуються в
районі розміщення ВЕС;
- під час експлуатації потрібен частий ремонт або заміна лопатей, які вийшли
з ладу, що негативно позначається на економічних показниках ВЕС.
Для виключення виявлених недоліків було розроблено й випробувано на ВЕС
нові лопаті з діаметром ротора 22 м. Складність їхнього розроблення полягала в
тому, що вони мають експлуатуватися у складі серійної вітротурбіни, основні
елементи конструкції якої розраховані на навантаження, створювані ротором ВЕУ
з діаметром ротора 18 м, а збільшення діаметра могло б призвести до збільшення
навантажень на складові елементи вітротурбіни і передчасного виходу їх з ладу.
Тому зі збільшенням діаметра ротора, було зменшено довжину хорди профілів
нової лопаті, при цьому було змінено аеродинамічні характеристики ротора ВЕУ
USW56-100. Відповідно до отриманих розрахункових аеродинамічних
характеристик збільшення вироблення електроенергії мало скласти 20-25%, без
збільшення навантажень на елементи вітротурбіни.
Для дослідження характеристик ВЕУ USW56-100 з новими лопатями з
діаметром ротора 22 м і зі штатними лопатями з діаметром ротора 18 м на ВЕС були
проведені експериментальні дослідження енергетичних характеристик у складі та
за умов роботи діючої вітроелектричної станції.
Експериментальні дослідження обох типів лопатей було проведено на одній
вітротурбіні в повній відповідності до вимог нормативного документа [26].
Процес генерування електроенергії з використанням енергії вітру являє собою
складний стохастичний процес, обумовлений поривами вітру. Осцилограма
активної та реактивної потужностей у режимі генерування електроенергії
вітротурбіною USW56-100, за період часу 10 хв., показана на рисунку 2.18, де
потужність подано в умовних одиницях (за одиницю прийнято номінальну
потужність ВЕУ).
Для отримання енергетичних характеристик ВЕУ (графік розсіювання, кривої
потужності та коефіцієнта потужності, річного виробітку електроенергії та ін.), з
урахуванням особливостей стохастичного процесу генерування, нормативним
документом [26] визначено методику проведення цих досліджень.
Рисунок 2.18 - Осцилограма активної та реактивної потужностей у режимі
генерування електроенергії вітротурбіною USW56-100
Набори відібраних даних охоплювали діапазони швидкості вітру від 1 м/с
нижче за швидкість увімкнення вітротурбіни (тобто, від 4 м/с) до 1,5 швидкості
вітру, яка відповідала 85% номінальної потужності ВЕУ (тобто, до 15 м/с). Увесь
діапазон швидкостей вітру було розбито на сусідні біни по 0,5 м/с і процентровано
за цілим кратним 0,5 м/с.
Зібрана база даних є повною і задовольняє таким критеріям:
- кожен бін містить щонайменше 30 хвилин зібраних даних;
- загальна тривалість періоду вимірювань включає щонайменше 180 годин
функціонування вітротурбіни в межах діапазону швидкості вітру.
Графіки розсіювання отриманих експериментальних точок статистичних,
енергетичних характеристик ВЕУ USW56-100 з діаметром ротора 18 м (штатні
лопаті) представлено на рисунок 2.19, а з діаметром ротора 22 м (нові,
експериментальні лопаті) - на рисунок 2.20.
Для отримання даних, за якими було побудовано криву потужності
випробуваної вітроелектричної установки, було розраховано середні значення
нормованої швидкості вітру і середні значення вихідної потужності, а також їхні
стандартні відхилення для кожного біна за такими формулами, м/с, кВт:
де ���� , ���� - швидкість вітру й активна потужність в i-тому біні, що нормований
і усереднений; ����,��,��, ����,��,�� - нормована швидкість вітру й потужність j-того
набору даних в i-тому біні; �� �� - кількість 10-хвилинних наборів даних в i-му біні.
Рисунок 2.19 - Графік розсіювання експериментальних точок енергетичних
характеристик ВЕУ USW56-100 з діаметром ротора 18 м (штатні лопаті)
Також була визначена крива коефіцієнта потужності �� �� відповідно до такого
рівняння:
(2.14)
де ����,�� - середній коефіцієнт потужності в i-му біні; ���� , ���� - нормована
швидкість вітру та вихідна потужність в i-му біні, які були усереднені; А - площа
ротора вітротурбіни, що обмінюється, м ;2 ��0 - відносна густина повітря (1,225 кг/м3).
Отримані криві потужності та криві коефіцієнтів потужності для двох типів
лопатей (штатним і новим) за результатами експериментальних досліджень і
розраховані за формулами (2.12 - 2.14) показані на рисунок 2.21 и 2.24.
Рисунок 2.20 - Графік розсіювання експериментальних точок енергетичних
характеристик ВЕУ USW56-100 з діаметром ротора 22 м (нові лопаті)
Рисунок 2.21 - Криві потужності ВЕУ USW56-100 з новими лопатями з
діаметром ротора 22 м і зі штатними лопатями з діаметром ротора 18 м
Аналізуючи отримані експериментальним шляхом криві потужності для
штатної лопаті з діаметром ротора 18 м і для нової лопаті з діаметром ротора 22 м,
можна встановити, що за даними оцінки річного виробітку електроенергії,
енергетичні характеристики нової лопаті кращі, якщо порівнювати зі штатною
лопатою, на 22-24%. У діапазоні середніх швидкостей вітру 7,5-11,5 м/с середнє
збільшення вихідної потужності становить 10-14 кВт, при цьому відносне середнє
збільшення вихідної потужності становить приблизно 25 % для вітрів 5-8 м/с і
приблизно 15 % для вітрів 9-11 м/с. Таким чином, отримане експериментальним
шляхом збільшення прогнозного виробітку електроенергії на 22-24 % вітротурбіни
USW56-100 з новими лопатями з діаметром ротора 22 м, підтверджує розрахункове
прогнозне вироблення електроенергії на величину 20-25 %.
На рисунку 2.23 показано потужностні характеристики нової лопаті з
діаметром ротора 22 м: розрахункова, та експериментально отримані за різних кутів
установлення: -20 , 00 , +2 .0
Порівняння отриманих експериментальним шляхом кривих потужностей для
різних кутів проведемо з розрахунковою характеристикою за кута установки -20 ,
оскільки цей кут було прийнято за основний під час роботи вітротурбіни USW56-
100 з міркування безпеки її роботи, з причини, викладеної вище. Аналізуючи
отримані графіки кривих потужності на рисунок 2.23 можна зробити такі висновки:
1. Середні значення електричної потужності при куті установки -20 , отримані під
час проведення експериментальних досліджень за середньої швидкості вітру до 7,5
м/с, практично повністю відповідають розрахованим аеродинамічним
характеристикам
Рисунок 2.22 - Криві коефіцієнтів потужності ВЕУ USW56-100 з новими
лопатями з діаметром ротора 22 м і зі штатними лопатями з діаметром ротора 18 м
2. Розбіжність експериментальних даних від розрахункових при куті
установки -20 спостерігається на середніх швидкостях вітру, починаючи з 7,5 м/с і
вище, і становить 18-22 % від номінальної потужності вітротурбіни. Така
розбіжність є дуже великою і значно перевищує допустимі величини розбіжностей
при проведенні експериментальних досліджень.
Рисунок 2.23 - Криві потужності ВЕУ USW56-100 з новими лопатями з
діаметром ротора 22 м за різних кутів установлення
3. З огляду на те, що відхилення експериментальних даних від розрахункових
за кутів установки -20 і 00 зростає під час зменшення вихідної потужності залежно
від збільшення середньої швидкості вітру в діапазоні від 7,5 м/с і вище, можна
припустити, що зі збільшенням швидкості вітру і сили лобового тиску збільшується
вигин лопаті.
Висновки з розділу
1. Під час роботи ВЕУ потрібно знижувати відсоток перенапруги, одним зі
способів розв'язання цього завдання є виготовлення трансформатора зі
спеціальною обмоткою, шляхом нарощування кількості витків на високій стороні.
Іншим способом розв'язання проблеми є виготовлення трансформатора на
спеціальну напругу, де на високій стороні буде напруга, що дорівнює 1,14 у.о.,
тобто 4 кВ.
2. З представленої математичної моделі видно, що електроенергія, яку генерує
одна окремо взята ВЕУ, залежить не тільки від обраного генератора, а й від
аеродинамічних показників вітроколеса.
Цей метод обчислення робочих характеристик вітроустановок дає змогу
розраховувати не тільки вихідну потужність, а й показує взаємозв'язок між
обраною лопаттю і виробленням. Маючи можливість змінювати геометрію
вітроколеса, можна обчислити, яка з доступних лопатей оптимальніша для того чи
іншого вітрового району.
3. У результаті експериментальних досліджень отримано криві потужності для
штатної лопаті з діаметром ротора 18 м і для нової лопаті з діаметром ротора 22 м.
Після заміни виявлено, що можуть бути отримані кращі вихідні характеристики. У
діапазоні середніх швидкостей вітру 7,5-11,5 м/с середнє збільшення вихідної
потужності становить 10-14 кВт, при цьому відносне середнє збільшення вихідної
потужності становить близько 25% для вітрів 5-8 м/с і приблизно 15% для вітрів 9-
11 м/с.
Отримані результати свідчать про те, що лопаті з діаметром ротора 22 м дають
збільшення прогнозного вироблення електроенергії на 22-24%. При збільшенні
діаметра лопаті виявлено значний вплив пружних деформацій на кут установки
лопатей, що призводить до зміни кута установки лопатей у бік від'ємних кутів і він
збільшується зі збільшенням швидкості вітру. Необхідна методика розроблення та
виготовлення нових лопатей для дослідження ефекту пружних деформацій, що
призводить до зміни кута встановлення лопатей залежно від навантажень, які
впливають на них. Це підвищить надійність і ефективність роботи вітротурбін.
4. Оптимізація розташування ВЕУ була досягнута шляхом збільшення відстані
між вітроенергоустановками, що знаходяться в одному ряду. Цю відстань було
збільшено у 2 і більше разів. Після оптимізації розташування ВЕУ очікуване
вироблення електроенергії значно підвищується. Річний виробіток вітрополя
збільшився на 2271059 кВт⋅год на рік.
РОЗДІЛ 3 ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГОУСТАНОВОК ВІЕ ДЛЯ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
МКР 24.144.92 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Коцуренко Використання Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков енергоустановок віе для
Реценз. Г .Є.
електропостачання
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
РОЗДІЛ 3 ВИКОРИСТАННЯ ЕНЕРГОУСТАНОВОК ВІЕ ДЛЯ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
3.1 Фотоелектричні системи на сонячних батареях
Енергія постійного струму, вироблена сонячними батареями, може
використовуватися безпосередньо різними навантаженнями постійного струму -
двигунами, електричними апаратами постійного струму, електричним осадженням
металів, електролізом і т. п., і запасатися в акумуляторних батареях для подальшого
використання або покриття пікового навантаження, а також перетворюватися на
змінний струм напругою 220В або в трифазну напругу для живлення різного
навантаження змінного струму.
Електрична енергія, отримана енергоустановками від сонячного
випромінювання, широко використовується для електропостачання будинків,
готелів, пансіонатів, підйому води у свердловинах та інших об'єктах, віддалених
від централізованого електропостачання. Ці системи часто використовують
акумуляторні батареї для зберігання виробленої вдень електроенергії.
Фотоелектричні системи (ФЕС) із сонячними батареями використовують для
телекомунікаційних систем, для електроживлення ретрансляторів [41,42], на
сонячних електростанціях (СЕС) для генерування електричної енергії в загальну
мережу [43,44]. Методика розрахунку та проєктування фотоелектричних систем
автономного електропостачання наводиться в літературі.
Розглянемо різні типи фотоелектричних систем.
Сонячні фотоелектричні системи можна розділити на такі типи, залежно від їх
використання в системах електропостачання:
- Автономні. У разі, якщо немає підключення до загальної мережі, ФЕС із
сонячними батареями генерують електричну енергію для електропостачання
індивідуальних споживачів, тобто для електроживлення освітлювальних приладів,
побутового та силового обладнання. У цьому випадку ФЕС, включає сонячні
батареї (СБ); комутуючий пристрій (КУ-1), що являє собою пристрій заряду-
розряду (УЗР) акумуляторних батарей (АБ); стабілізатор напруги (СН), причому
найчастіше застосовується імпульсний - стабілізатор напруги (ІСН); інвертор (І).
Вона здійснює автономне електропостачання і застосовується як автономне
джерело живлення (АІП) (рисунок 3.1). На рисунку 3.1, а, представлено блок-схему
автономного джерела живлення для електроживлення власних споживачів
однофазного змінного струму.
Такі системи можуть використовуватися для автономного електропостачання
локальних об'єктів, віддалених від загальної мережі на певні відстані, які можуть
мати у своєму складі споживачів I категорії, що не допускають перерв під час
електропостачання. Блок-схеми ФЕС із використанням СБ і з резервним джерелом
живлення можуть бути виконані для електроживлення однофазних приймачів
синусоїдального струму (рисунок 3.2, а) і для електроживлення трифазних
приймачів (рисунок 3.2, б). Ці системи передбачають використання сонячних
батарей (СБ), комутувального пристрою (КУ-1) для передавання енергії постійного
струму на стабілізатор напруги (СН) або для заряджання акумуляторних батарей
(АБ) з метою підзаряджання їх або комутації споживачів постійного чи змінного
струму в темну пору або в несонячні дні під час живленню навантаження від АБ, а
таке перемикання КУ-1 передбачає автоматичне комутування; СН виконує
стабілізацію напруги, що надходить від СБ, під час зміни необхідного рівня
напруги. Стабілізована напруга надходить на споживачі постійної напруги і на
інвертор (І), що перетворює постійну напругу в однофазну синусоїдальну напругу
(рисунок 3.2, а) або в трифазну синусоїдальну напругу для живлення
електроприймачів однофазною або трифазною напругою через нормально замкнені
контакти реле (можна використовувати безконтактні комутувальні пристрої). У
разі зниження напруги на обмотках реле (К) нормально замкнуті контакти
розмикаються, і напруга Umn (рисунок 3.2, а) подається на схему комутації (СК),
пов'язану з АБ, і АБ запускає резервне джерело живлення (РДП) (дизель-генератор,
бензиновий генератор, газовий генератор, можна використовувати і загальні
електричні мережі), а напругу з РДП подають у систему електроживлення об'єкта.
У разі досягнення напругою на виході І необхідного номінального значення РІП
автоматично вимикаються, і електропостачання знову здійснюється з СБ.норм.
замк. контакти релеотреби.
СЕС призначені для генерування електричної енергії з фотоелектричних
систем безпосередньо в загальну мережу енергосистеми. Блок-схему СЕС показано
на рисунку 3.3. ФЕС являє собою сонячні батареї (СБ), зібрані в сонячні модулі
(СМ) і з'єднані послідовно, для отримання необхідного значення напруги і
паралельно, для отримання необхідного значення струму. Кількість СБ і СМ
обирається для забезпечення заданої за проектом потужності. Виходи СМ
підключаються на панелі збірки (ПС). З панелей збірки напругу постійного струму
подають на трифазний інвертор (інвертори), з виходу якого трифазну
синусоїдальну напругу перетворюють через трансформатор TV1 з первинною
напругою 0,4 кВ, а на вторинній обмотці може бути отримано напругу 10 кВ. З
виходу TV1 напруга подається на підстанцію і через підвищувальний
трансформатор TV2 з первинною напругою 10 кВ і вторинною 110 кВ здійснюється
на підключення до загальної енергосистеми. З метою узгодження трифазної
напруги інвертора з напругою мережі напругу трьох фаз через трансформатор TV1
подають на інвертор (І). у цьому разі інвертор є веденим мережею.
ФЕС з'єднані з мережею - ці типи фотоелектричних систем застосовуються для
електроживлення житлових будинків, об'єктів і підприємств з генерацією
надлишкової енергії в загальну мережу. На рисунку 3.3 показано блок-схеми ФЕС
з'єднаних з мережею для електроживлення об'єкта і генерацією в мережу
однофазної змінної напруги (рисунок 3.4, а) і трифазної (рисунок 3.4, б). ФЕС
містить такі блоки та пристрої: сонячні модулі (СМ), що містять СБ, увімкнені
послідовно та паралельно для отримання потрібних значень напруг і струмів з
метою забезпечення необхідної заданої потужності; комутувальні пристрої КУ-1
для комутації напруги постійного струму в навантаження через стабілізатори
напруги (СН) або для заряду-розряду акумуляторних батарей. Стабілізатори
напруги постійного струму необхідні для стабілізації напруги на виході пристрою,
оскільки хмарність може змінювати інтенсивність сонячної радіації і, відповідно,
напруга СБ і СМ може змінюватися протягом дня. Як СН можливе використання
імпульсного стабілізатора напруги ІСН послідовного типу, перевага якого перед
ІСН паралельного типу описана в [60].
а)
б)
Рисунок 3.4 - Блок-схема ФЕС для електропостачання та генерацією
надлишкової електроенергії в загальну мережу: а) однофазний, з'єднаний із
мережею, б) трифазний, з'єднаний з мережею
Напруга зі СН надходить на однофазний інвертор (рисунок 3.4, а) та
трифазний інвертор (рисунок 3.4, б). Змінна однофазна (рисунок 3.4, а) або
трифазна (рисунок 3.4, б) напруга надходить на комутаційний пристрій (КУ-2)
змінної напруги, який здійснює комутацію змінної напруги на навантаження або
генерацію напруги в загальну мережу від ФЕС, або за відсутності електричної
енергії від ФЕС живлення споживачів змінної напруги від загальної мережі, а також
через блок заряду акумуляторної батареї (БЗАБ), випрямляч (В) зарядку АБ. У цих
схемах передбачено ввімкнення однофазного лічильника (W1 ) (рисунок 3.4, а) для
технічного обліку електричної енергії однофазної напруги генерації електроенергії
в загальну мережу або трифазного лічильника (W1 ) (рисунок 3.4, б) для технічного
обліку власних споживачів у разі генерації від ФЕС. Однофазний лічильник W2
(рисунок 3.4, а) призначений для комерційного обліку споживаної навантаженням
електроенергії із загальної мережі однофазної напруги для взаєморозрахунків, а
трифазний лічильник W2 (рисунок 3.4, б) - для комерційного обліку спожитої з
мережі електроенергії трифазної напруги.
3.2 Аналіз якості електричної енергії, що генерується сонячною
електростанцією в енергосистему
Було введено в експлуатацію кілька сонячних електростанцій, що генерують
електроенергію в загальну енергосистему. Сумарна потужність введених в
експлуатацію генеруючих сонячних електростанцій сягає 330 МВт [127].
Під час роботи перетворювальних пристроїв - інверторів, отримуємо трифазну
напругу. На рисунку 3.5 наведено структурну схему СЕС.
Для аналізу якості електричної енергії, що генерується сонячною
електростанцією встановленою потужністю 7,5 МВт, знято осцилограми струмів і
напруг трифазного струму (рисунок 3.6), побудовано векторну діаграму струмів і
напруг (рисунок 3.7).
Рисунок 3.5 - Структурна схема електроживлення СЕС
Рисунок 3.6 - Осцилограми напруг і струмів
UAB =324,5 В UA =187,8 В, IA =830 А
UBC =320 В UB =185,9 В, IB =730 А φ =-12ºВ
UCA =324 В UC =185,6 В, IC =740 А, φ =6ºC, φ =2ºA
Рисунок 3.7 - Векторна діаграма напруг і струмів.
З осцилограм струмів і напруг (рисунок 3.6) видно, що вони відрізняються від
синусоїдальних, тобто в струмах і напругах присутні вищі гармонійні складові
напруг і струмів. З векторної діаграми (рисунок 3.7) видно, що навантаження
несиметричне.
Під час генерування СЕС електричної енергії спостерігається таке: зі
збільшенням активної потужності в денний час зростає і ємнісна складова
реактивної потужності, величина якої у багато разів менша за активну енергію.
Коли СЕС не працює, ємнісна складова реактивної потужності відсутня, але є
індуктивна складова, наявність якої можна пояснити електричними лініями і
трансформатором [127].
Виміряні значення напруг під час роботи СЕС:
Повні потужності за фазами: SA =155874 ВА, SB =135707 ВА, SC =137344 ВА
і потужність трифазної системи, що генерується СЕС, в енергосистему S = S + S +
SABC =428925 Вт =428,925 кВт.
Розрахунок енергетичних параметрів проводимо за даними роботи СЕС.
Зробимо розкладання напруг і струмів за отриманими осцилограмами в
тригонометричний ряд Ейлера-Фур'є. Дані коефіцієнтів гармонік і кути зсуву фаз
для напруг і струмів наведено в таблицях 3.1 - 3.6.
Таблиця 3.1 Коефіцієнти гармонік (Кг ) і початкові фази гармонік (δu ) напруги
UA
№ 2 3 5 6 8 11 13
Кг 0,036 0,017 0,095 0,023 0,012 0,09 0,012
δu -12,2 21,74 7 3,32 3,32 0,89 1,44
Таблиця 3.2 Коефіцієнти гармонік і початкові фази гармонік струму IА
№ 2 3 4 5 6 7 11 13
Кг 0,02 0,029 0,015 0,016 0,06 0,017 0,005 0,001
δi 15 -1,43 3,3 8,3 -7 0,52 -1,7 -3,46
Таблиця 3.3 Коефіцієнти гармонік і початкові фази гармонік напруги UВ
№ 2 3 4 5 6 7 11 13
Кг 0,013 0,013 0,026 0,136 0,017 0,026 0,013 0,025
δi -24,3 24,7 7,8 2,7 2 4,8 -1,9 -0,1
Таблиця 3.4 Коефіцієнти гармонік і початкові фази гармонік струму IB
№ 2 3 4 5 6 7 11 13
Кг 0,05 0,01 0,019 0,035 0,011 0,016 0,006 0,002
δi 3,1 -10,1 3,6 -1,8 8,6 2,39 -0,88 -1,33
Таблиця 3.5 Коефіцієнти гармонік і початкові фази гармонік напруги
UС
№ 2 3 5 6 7 8 11 13
Кг 0,006 0,02 0,122 0,024 0,018 0,017 0,019 0,021
δi -19,5 -26,1 -0,01 -2,65 -11,4 -0,82 -1,8 0,51
Таблиця 3.6 Коефіцієнти гармонік і початкові фази гармонік струму IC
№ 2 3 5 6 7 8 11 13
Кг 0,042 0,013 0,024 0,016 0,014 0,012 0,005 0,006
δi -2,12 4,14 -10,1 13,8 3,74 -4,7 -2,57 4,98
У таблицях наведено значення гармонійних складових напруги і струму, що
мають найбільшу величину, з яких видно, що найбільш значущими в секторі вищих
гармонійних складових є 2, 3, 5, 11 і 13 гармоніки.
За отриманими даними визначаємо активні потужності вищих гармонік за
формулою, кВт:
(3.1)
Для фази А за формулою, кВт:
(3.2)
розраховано, що ������ = 4,8 кВт, що становить ������ = 0,31% від усієї активної
потужності фази А, яка генерується в енергосистему.
Аналогічно, розрахуємо значення ������ і ������ , які становлять ������ =10,104
кВт, що відповідає 0,76% від усієї активної потужності, та ������ =5,999 кВт, що
відповідає 0,44% від активної потужності, що генерується.
Додаткове нагрівання ізоляції обмотки силового трансформатора можна
знайти з рівняння, °С:
(3.3)
де ������ - відносне значення υ-ої гармоніки струму, що проходить через
трансформатор; ���� �� - коефіцієнт, що враховує зростання опору обмоток унаслідок
поверхневого ефекту, �� �� - температура перегріву ізоляції за синусоїдального
режиму, °С.
Активні втрати в мережі на частотах вищих гармонік визначимо за формулою,
кВт:
(3.4)
Оцінюючи еквівалентний активний опір мережі величиною, Ом:
(3.5)
де ���� - опір короткого замикання за частоти 50 Гц, із (3.4) отримуємо, кВт:
(3.6)
де ���� - потужність короткого замикання мережі на шинах нелінійного
навантаження, кВА.
Розрахунковий вираз для оцінки збитків, руб/рік, зумовлених додатковими
втратами потужності та скороченням терміну служби ізоляції електрообладнання
за вартості електроенергії �� руб/(кВт-год) і роботи протягом часу Т визначається
згідно з виразом:
(3.7)
де Pном - номінальні втрати в електрообладнанні за паспортними даними, кВт;
k - капітальні витрати на електрообладнання, руб. Значення коефіцієнтів A і
B для TV:
35 кВт - А=695; В=10;
0,4 кВт - А=640; В=1,3.
Для батарей конденсаторів номінальною потужністю Qном. (б.к.) за наявності
батареї конденсаторів для збільшення коефіцієнта потужності, величина Y
визначається за формулою, руб/(кВт-год):
(3.8)
де С=1,7 за Uном =0,4 кВ; С=1,1 за Uном =6-10 кВ.
Розглянемо амплітудний спектр мережевого струму мостового інвертора.
Інвертори працюють на активно-індуктивне навантаження. Форма кривої
мережевого струму в разі з'єднання обмотки трансформатора перетворювача в
зірку залежить від кута керування α, що задається системою імпульсно-фазового
керування, і кута комутації γ.
На рівень гармонік струму, що генеруються перетворювачем, істотно
впливають відхилення напруги. У перехідних режимах роботи інвертора
з'являються гармоніки кратні 3-м з амплітудою до 0,6% амплітуди струму основної
частоти та парні гармоніки, передусім 2-а і 4-та, з амплітудою до 2%.
Мостові інвертори за несиметричного керування генерують як непарні, так і
парні гармоніки. Відносні значення їх, якщо знехтувати значеннями кутів
комутації, з достатньою для практичних цілей точністю можна визначати за
виразами, А:
(3.9)
за υ=2; 4; 6
(3.10)
за υ=5; 7; 11
Силові трансформатори є джерелами вищих гармонік намагнічувального
струму. Найбільшу питому вагу, крім основної, мають 3, 5, 7, 11 і 13 гармоніки.
Крім генерування вищих гармонік у системі електрогенерування електричної
енергії СЕС до загальної енергосистеми під час під'єднання та від'єднання
відбувається різкозмінний характер зміни навантаження, що зумовлює коливання
напруги в мережі.
Часткова характеристика вхідного опору енергосистем з боку вузлів Zвх =f(υ)
являє собою неперіодичну криву, в якій чергуються максимуми і мінімуми. Число
екстремумів не має прямого зв'язку з числом реактивних елементів, що властиво
ланцюгам із зосередженими параметрами згідно з теоремою Фостера [63] - це
пояснюється розподіленістю активних і реактивних опорів енергосистеми на
частотах гармонік. На частотах гармонік, орієнтовно до 5-7 порядків, положення
екстремумів суттєво змінюється під час увімкнення або вимкнення ліній
електропередачі. Аналітичне визначення саме цих екстремумів дуже важливе для
правильного вибору фільтрів.
За несинусоїдальності напруги мережі (3÷5)% за υ=5;7 і (12÷17)% за υ=11;13
похибка зумовлена зростанням кута комутації IGBT транзисторів в інверторі на 1-
5º.
На практиці набув поширення метод безпосереднього визначення
коефіцієнта kнс під час роботи інвертора. Цей метод ґрунтується на гармонійному
аналізі комутаційних імпульсів фазної або лінійної напруги одиночного або групи
узгоджено працюючих інверторів.
Під час роботи перетворювальних пристроїв у режимі генерації електричної
енергії сонячних батарей у загальну енергосистему спостерігається деяка
несиметрія напруги (рисунок 3.7).
Несиметрія напруги не чинить помітного впливу на роботу повітряних і
кабельних ліній, водночас нагрівання трансформаторів і, отже, скорочення терміну
їхньої служби можуть виявитися істотними, і за номінального навантаження
трансформатора та коефіцієнта несиметрії струмів, що дорівнює 0,1, термін служби
ізоляції трансформатора скорочується на 16%. Згідно з осцилограмами напруг і
струмів трифазної системи, визначимо активні й реактивні потужності трифазної
системи основної гармоніки Ра =155,779 кВт, Рв =132,67 кВт, Рс =136,518 кВт, Qa
=5,44 кВАр, Qв =-28,2 кВАр, Qс =14,35 кВАр, потужність трифазної системи Р =
425 кВт, Q =- 8,41 кВАр. По фазах А і С навантаження має індуктивний характер,
а по фазі В - ємнісний (рисунок 3.7).
Повна потужність СЕС, представлена в комплексній формі запису, буде
дорівнюватиме �� = 425,08 кВт
Ступінь наближення форми кривої напруги і струму до синусоїдальної оцінимо
значенням коефіцієнта нелінійних спотворень:
(3.11)
де U - діюче значення напруги, В;
U1 - діюче значення його основної гармоніки, В.
Коефіцієнти нелінійних спотворень становлять: UA kн.и.А =2,3%; UB kн.и.B
=1,9%; UC kн.и.C =2,22%.
Визначимо повні опори фаз, Ом:
Практично велике значення має відносний коефіцієнт несиметрії струму, що є
відношенням модуля струму зворотної послідовності до номінального струму
перетворювача, для якої оцінюється вплив струмів зворотної послідовності.
При одному й тому самому коефіцієнті несиметрії напружень кут між
складовими прямої і зворотньої послідовності однойменних фаз може бути різним.
У найгіршому випадку, коли струми прямої та зворотної послідовностей
збігатимуться за фазою, сумарний струм не повинен перевершувати номінальний,
А:
I1 + I2 = Iном .
З вищевикладеного, А:
Якщо коефіцієнт потужності для прямої послідовності виходить близьким до
одиниці, то для зворотної послідовності він близький до нуля.
Опори зворотної послідовності становлять, Ом:
Позначивши кратність струму короткого замикання (стосовно початкового
струму) через β [62] маємо:
(3.13)
З довідкових даних [62,64] при значенні αU =0,1 β=4.
Для умов навантаження, що змінюється, під час під'єднання СЕС до
живильної енергосистеми значення і кут несиметрії напруги весь час
змінюватимуться, і різні фази по черзі завантажуватимуться то більше, то менше.
Емпірична формула [68] дає допустиме навантаження у вигляді, кВт:
За симетричної системи напруг і несиметричної системи струмів середня
(активна) потужність визначається струмами прямої послідовності, а коливна -
струмами зворотної послідовності.
За трифазної симетричної системи напруг і несиметричної системи струмів
ступінь неврівноваженості потужності дорівнює коефіцієнту несиметрії струмів.
Потужність несиметричного навантаження трифазного ланцюга можна
подати у вигляді двох частин - постійної і такої, що змінюється за синусоїдальним
законом, і жодні схеми трансформаторів не можуть нерівномірне навантаження
трифазної системи перетворити на рівномірне. Напруга зворотної послідовності
утворюється внаслідок несиметричних за фазами падінь напруги, вона найбільше в
мережі біля споживача (джерела) несиметричного навантаження і зменшується в
міру віддалення від нього. За нескінченно великої потужності енергосистеми
напруга зворотної послідовності на її шинах дорівнюватиме нулю.
Зниження напруги спричиняє зменшення потужності та загальної активної
потужності. При цьому знижуються електричний к.к.д. і коефіцієнт потужності, і
погіршуються економічні показники роботи.
Активна потужність зі зниженням напруги зменшується пропорційно
квадрату величин напруги
3.3 Аналіз річного вироблення електроенергії комбінованої
системи у складі ВЕС і СЕС
Для аналізу вироблення комбінованої електростанції (КЕС) скористаємося
даними сумарної сонячної радіації та середньомісячними швидкостями вітру ВЕС,
наведеними в таблиці 3.7.
Таблиця 3.7 Середньомісячні значення швидкості вітру та сумарної сонячної
радіації
Місяць Середньомісячна швидкість Середньомісячний прихід сумарного
вітру на висоті 10 м, м/с сонячного світла радіації, Вт/м2
Січень 5,7 226
Лютий 6,2 320
Березень 7,3 525
Квітень 5,4 690
Травень 4,8 846
Червень 5,2 855
Липень 6,1 840
Серпень 3,5 734
Вересень 5,3 560
Жовтень 7,5 404
Листопад 6,3 256
Грудень 5,2 180
Для подальшого аналізу і розрахунку введемо кілька умов:
1. Вважаємо, що всі коефіцієнти, які враховують втрати
вітроелектроустановок (ВЕУ) і ВЕС, враховані і входять у номінальну
потужність ВЕС. Тоді величина потужності залежить тільки від швидкості
вітру.
З огляду на те, що більшість ВЕУ, які перебувають в експлуатації та
випускаються, розвивають номінальну потужність при швидкостях вітру від
12 до 15 м/с, приймаємо номінальну швидкість роботи ВЕУ 13,5 м/с.
Коефіцієнт Геллмана, приймаємо 0,15.
У сучасних ВЕУ потужністю від 1 МВт висота вежі перебуває в діапазоні
від 80 до 110 метрів. Приймаємо висоту вежі 95 м.
2. Вважаємо, що всі коефіцієнти, які враховують втрати
фотоелектропанелей (ФЕП) і СЕС, сумарна площа входять у номінальну
потужність СЕС. Тоді величина потужності СЕС залежить тільки від величини
сумарної сонячної радіації. З огляду на те, що більшість ФЕП, які перебувають
в експлуатації та випускаються, видають номінальну потужність за сумарної
сонячної радіації 1000 Вт/м2 , приймаємо номінальне робоче значення
сумарної сонячної радіації 1000 Вт/м2 Графіки вироблення потужностей ВЕС
і СЕС представлені на рисунках 3.8 - 3.12. Потужність СЕС і ВЕС приймаємо
1 МВт.
Рисунок 3.8 - Вироблення ВЕС (суцільна лінія) і СЕС (пунктирна лінія)
Рисунок 3.9 - Вироблення ВЕС (суцільна лінія) і СЕС (пунктирна лінія) за січень
Рисунок 3.10 - Вироблення ВЕС (суцільна лінія) і СЕС (пунктирна лінія) за
квітень
Аналогічним способом дослідимо вироблення потужності ВЕС і СЕС за
сезонами протягом доби. У таблиці 3.8 наведено дані сумарногосонячної радіації
та швидкості вітру на висоті 10 м за середніми місяцями всіх чотирьох сезонів.
Таблиця 3.8 Значення швидкості вітру та сумарної сонячної радіації
Рисунок 3.11 - Вироблення ВЕС (суцільна лінія) і СЕС (пунктирна лінія) за
липень
Рисунок 3.12 - Вироблення ВЕС (суцільна лінія) і СЕС (пунктирна лінія) за
жовтень
Місяць Січень Квітень Липень Жовтень
Час V0, м/с Ei, Вт/м2 V0, м/с Ei, Вт/м2 V0, м/с Ei, Вт/м2 V0, м/с Ei, Вт/м2
доби
1 5,6 0 5,1 0 5,3 0 7,0 0
2 5,6 0 5,3 0 5,4 0 7,1 0
3 5,4 0 5,2 0 5,6 0 7,3 0
4 5,6 0 5,2 0 5,5 0 7,3 0
5 5,8 0 5,3 0 5,7 11 7,2 0
6 6,1 0 5,3 11 5,8 94 7,0 0
7 6,1 0 4,8 94 5,7 221 7,2 22
8 6,6 11 4,2 221 5,9 370 7,3 105
9 5,8 58 4,8 348 6,0 523 7,3 221
10 5,8 127 4,8 474 5,8 661 7,4 335
11 5,4 196 5,2 559 5,9 753 7,6 418
12 5,5 232 5,5 592 6,3 799 7,7 487
13 5,4 232 5,6 603 6,5 799 7,5 476
14 5,5 196 5,9 545 6,9 744 7,9 431
15 5,6 138 5,8 451 7,2 636 7,9 335
16 5,2 58 6,0 349 7,1 501 7,7 221
17 5,4 11 5,9 221 7,0 382 7,8 94
18 5,6 0 5,7 94 6,8 210 7,7 22
19 5,7 0 5,7 11 6,8 94 7,7 0
20 6,0 0 6,0 0 6,1 11 7,2 0
21 5,6 0 5,7 0 5,9 0 7,4 0
22 5,8 0 5,5 0 5,5 0 7,7 0
23 5,8 0 5,8 0 5,5 0 8,7 0
24 5,8 0 5,4 0 5,4 0 7,0 0
З отриманих графіків можна зробити висновки:
- Найбільші переваги комбінованих або гібридних станцій проявляються при
цілорічному використанні. При цьому в зимовий час основне вироблення
електроенергії припадає на ВЕУ, а влітку - на фотоелектричні перетворювачі (ФП).
- За однакових встановлених потужностей ВЕС і СЕС, внесок кожної з них
істотно відрізняється як за сезонами, так і протягом цілорічного використання.
3.4 Визначення потужності ВЕС і СЕС
Для забезпечення автономного електропостачання об'єкта необхідне
виконання двох умов:
- Сумарне вироблення електроенергії комплексної електростанції (КЕС) має
бути більшим або дорівнювати сумарному обсягу електроенергії, що споживається
навантаженням за період, що розглядається.
- Максимуми і мінімуми вироблення електроенергії мають збігатися в
часовому проміжку з максимумами і мінімумами споживаного навантаження.
Згідно з теоремою Лагранжа [73] середнє значення функції визначається
виразом:
Тоді загальне споживання електроенергії за певний період можна
характеризувати середнім значенням потужності навантаження Рнагр.ср.
Аналогічно для вироблення електроенергії, якщо первинне джерело є
випадковою величиною і підпорядковується будь-якому закону розподілу, на
основі якого можна побудувати залежність y=f(x), то загальний енергетичний
прихід від цього джерела можна характеризувати величиною середнього значення
за період, що розглядається.
У випадку для ВЕС, загальне вироблення електроенергії може бути
охарактеризовано за середнім значенням швидкості вітру V0ср за обраний період.
Таким чином, вирази (3.22) і (3.23) набувають такого вигляду:
де V iср - середня швидкість вітру на висоті ВЕУ, яка визначається виразом:
де V 0ср - середня швидкість вітру на вимірюваній висоті (10 м).
Для СЕС сумарний прихід сонячної радіації на поверхню так само можна
охарактеризувати середнім значенням за розглянутий період.
Таким чином, першу умову для забезпечення автономного електропостачання
можна записати у вигляді балансу потужностей, Вт:
��ср.СЕС + ��ср.ВЕС = ��нагр.ср. (3.30)
Для забезпечення автономного електропостачання шляхом поєднання
максимумів і мінімумів споживання і вироблення електроенергії необхідно щоб
виконувалася така умова:
СЭС�� (��) + ��ВЭС (��) = ��нагр (��), (3.31)
де PСЭС (t) - вироблення електроенергії СЕС протягом періоду; PВЭС (t) -
вироблення електроенергії ВЕС протягом періоду; Pнагр. (t) - споживання
електроенергії протягом періоду.
З огляду на те, що всі величини вироблення і споживання потужності є
випадковими, то використовуючи закони розподілу і теоретичні графіки
навантаження, забезпечити автономне електропостачання без дублюючого
джерела неможливо, за винятком вибору генеруючої потужності ВЕС і СЕС з
надлишком.
Для попереднього вибору номінальних потужностей ВЕС і СЕС приймаємо,
що спільна потужність виробітку ВЕС і СЕС має бути постійною на всьому
проміжку забезпечення електропостачання та її величина дорівнює середній
потужності навантаження за весь період. Тоді необхідна додаткова потужність
дублюючого джерела визначається виразом, Вт:
��дубл.іст. = ��нагр.макс. - ��нагр.ср. (3.32)
3.5 Виведення рівняння оптимізації
Якщо потрібно знайти систему функцій, що реалізує максимум або мінімум,
що підкоряється досить гладким додатковим умовам або рівнянням зв'язку, шукану
систему функцій отримуємо у вигляді розв'язання системи диференціальних
рівнянь (рівнянь Ейлера). Застосуємо необхідну умову максимуму або мінімуму
функції за обмежень параметрів і скористаємося методом множників Лагранжа
[74,75]. Функцію Лагранжа представимо формулою:
(3.37)
де �� - множник Лагранжа.
Невідомими величинами будуть потужності ТЕС і j СЕС у кожному
розрахунковому t-му розрахунковому інтервалі часу, усього ���� + �� невідомих
потужностей. Невідомі також множники Лагранжа t множників ���� і jм ножників ��.
Отже, число невідомих дорівнює ���� + 2�� + ��. Щоб розв'язати задачу, необхідно скласти
���� + 2�� + �� рівнянь.
Під час розв'язання цих рівнянь можна визначити ���� + �� невідомих. Рівняння
потужностей СЕС дають j рівнянь, а балансове рівняння потужності - t рівнянь.
Таким чином, кількість рівнянь достатня для визначення невідомих.
Похідні за потужністю ТЕС мають вигляд:
(3.38)
З цього рівняння:
(3.39)
Похідні за потужністю СЕС мають вигляд:
(3.40)
З рівняння:
(3.41)
З рівнянь (3.39) і (3.41) отримуємо умови оптимізації:
(3.42)
Усі величини, що входять до формули (3.42), за винятком множників
Лагранжа, визначаються енергетичними характеристиками обладнання
(відносними приростами ТЕС-b і СЕС-i) і параметрами електричної мережі
(відносними приростами втрат потужності), тому отримаємо в остаточному вигляді
рівняння оптимізації:
(3.43)
Умова (3.43) має наступний сенс: для найвигіднішого розподілу навантаження
необхідно для всього періоду оптимізації дотримуватися постійного
співвідношення �� між ТЕС і СЕС, і навантаження має розподілятися за
співвідношенням:
(3.44)
Таким чином за співвідношенням:
(3.45)
і так далі.
Розглянемо найпростішу систему, що складається з однієї ТЕС і однієї СЕС.
Умова найвигіднішого розподілу навантаження має вигляд:
�� = ���� . (3.46)
Отже, �� - міра ефективності використання сонячної енергії в системі. Цей
коефіцієнт показує яку кількість палива буде зекономлено при використанні
сонячних ресурсів на СЕС і, отже, показує ефективність використання СЕС у
системі одночасної роботи з тепловою електростанцією. Якщо СЕС працює в
мінімальному режимі, тобто генерує потужність, що відрізняється від
розрахункової, то в системі зростає навантаження на ТЕЦ і вона споживає більшу
кількість палива для збільшення потужності генерації електроенергії. Кожен
введений кВт потужності СЕС даватиме значну економію палива за рахунок
розвантаження неекономічного обладнання ТЕС.
Як джерело електричної енергії для СЕС потужністю 80 МВт використано
сонячні батареї (СБ), що перетворюють сонячну енергію в електричну енергію
постійного струму. Характеристики СБ наведено в таблиці 3.9.
Таблиця 3.9 Характеристики сонячного модуля
№ Параметр Умовне Величина
позначення
1 Максимальна вихідна потужність ��������, Вт 230
2 Максимальна напруга холостого ходу ��������,В 28,22
3 Максимальний струм короткого замикання ��������,А 8,15
4 Довжина сонячної батареї А,м 1,65
5 Ширина сонячної батареї В,м 0,99
6 Площа сонячної батареї СБ�� , м2 1,63
7 Довжина сонячного модуля ��,м 0,16
8 Ширина сонячного модуля ��,м 0,16
9 Площа одного модуля ��, м2 0,024
10 Кількість модулів у СБ ��,шт 60
11 Активна площа ����с��. = �� ∙ ��, м2 1,46
12 Коефіцієнт корисної дії СБ; η,% 15,75
13 Коефіцієнт заповнення модулями СБ; зап�� , % 89,39
Сонячна електростанція складається з N=347827 модулів, які встановлені під
кутом в = 44°56` до горизонту. Робоча площа станції Sact =507883 м2 .
Теплова електростанція на вироблення 1 кВт-год електроенергії витрачає b=
340 грам умовного палива (т.у.п.).
З метою оптимізації спільної роботи СЕС і ТЕС і зменшення викидів CO2 на
ТЕС у результаті згоряння палива, проведено розрахунки, результати яких
наведено в таблиці 3.10.
Таблиця 3.10 Розрахункові значення параметрів спільної роботи СЕС і ТЕС
потужністю по 80МВт
№ Величина Од. Місяць
змін. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Вироблення енергії на ТЕС без введення СЕС
1 WТЕС МВт- 59520 53760 59520 57600 59520 57600 59520 59520 57600 59520 57600 59520
ч
2 ВТЕС т.у.п. 20237 18278 20237 19584 20237 19584 20237 20237 19584 20237 19584 20237
Вироблення енергії на СЕС
3 Iясн Вт/м2 107848 125584 176012 195249 213881 209416 211557 207104 187242 159486 126324 93316
4 Iср. обл. Вт/м2 33275 45516 77708 106544 137744 147329 156550 143012 122177 89771 46565 28173
5 Wясн 1 МВт- 8628 10047 14081 15620 17111 16753 16925 16568 14979 12759 10106 7465
ч
6 Wср. обл 1 МВт- 2662 3641 6217 8524 11020 11786 12524 11441 9774 7182 3725 2254
ч
Відсоток заміщення ТЕС
7 µ ясн % 14,50 16,88 23,66 26,24 28,75 28,15 28,44 27,84 25,17 21,44 16,98 12,54
8 µ ср. обл. % 4,47 6,12 10,44 14,32 18,51 19,80 21,04 19,22 16,42 12,07 6,26 3,79
Вироблення енергії на ТЕС при роботі СЕС
9 Wясн 2 МВт- 50892 43713 45439 41980 42410 40847 42595 42952 42621 46761 47494 52055
ч
10 Wср. обл 2 МВт- 56858 50119 53303 49076 48500 45814 46996 48079 47826 52338 53875 57266
ч
11 Вясн 2 т.у.п. 17303 14862 15449 14273 14419 13888 14482 14604 14491 15899 16148 17699
12 Вср. обл 2 т.у.п. 19332 17041 18123 16686 16490 15577 15978 16347 16261 17795 18317 19471
Кількість зекономленого палива за рахунок введення СЕС
13 Вясн 1 т.у.п. 2933 3416 4788 5311 5818 5696 5754 5633 5093 4338 3436 2538
14 Вср. обл 1 т.у.п. 905 1238 2113 2898 3747 4007 4258 3890 3323 2442 1267 766
15 M ясн 1 т. 4804 5594 7841 8697 9528 9329 9424 9226 8341 7104 5627 4157
16 M ср. обл 1 т. 1482 2028 3462 4746 6136 6563 6974 6371 5442 4000 2074 1255
Енергія, що виробляється на ТЕС, при непрацюючій СЕС визначається за
формулою МВт:
(3.47)
де �� - кількість днів у місяці.
Кількість палива, що спалюється ТЕС без введення СЕС:
. (3.48)
Енергія, вироблена на СЕС за ясного неба:
(3.49)
де �� ясн - сонячна активність на СБ за ясного небосхилу. Енергія,
вироблена на СЕС за середньої хмарності:
(3.50)
де ��ср.обл.- сонячна активність на СБ за середньої хмарності.
Відсоток заміщення ТЕС при введенні СЕС за ясного небосхилу і за
середньої хмарності:
(3.51)
Енергія, що виробляється на ТЕС під час роботи СЕС за ясного небосхилу і
за середньої хмарності:
.(3.52)
Кількість палива, що спалюється на ТЕС під час роботи СЕС за ясного
небосхилу і за середньої хмарності, т.у.п:
(3.53)
Кількість зекономленого палива за рахунок введення СЕС за ясного небосхилу
і за середньої хмарності, т.у.п:
(3.54)
Маса викидів СО2 , т:
(3.55)
Кількість СО2 при спалюванні 1 т.у.п. буде j=0,018977 т.
За отриманими даними побудовано графіки залежностей генерованої
електричної енергії СЕС і ТЕС у ясний день (рисунок 3.13) і за середньої хмарності
(рисунок 3.14).
Рисунок 3.13 - Генерація СЕС і ТЕС у ясний день
Рисунок 3.14 - Генерація СЕС і ТЕС за середньої хмарності
Розглянемо розрахунок вітроенергетичної станції (ВЕС) та оптимізацію
розподілу навантаження між вітроенергетичною (ВЕС), сонячною (СЕС) і
тепловою електростанцією.
Припустимо, що станція розташована в Черкаській області. Станція
складається з 40 вітротурбін Vestas V80 сумарною потужністю 80 МВт.
Характеристика вітротурбіни наведена в таблиці 3.11.
Таблиця 3.11 Характеристика вітротурбіни Vestas V80
1 Номінальна потужність кВт 2000
2 Стартова швидкість м/с 4
3 Номінальна швидкість м/с 16
4 Максимальна швидкість м/с 25
Ротор
5 Діаметр ротора м 80
6 Номінальні оберти об/хв 16,7
7 Мінімальні оберти об/хв 10,8
8 Максимальні обороти об/хв 19,1
Вежа
10 Тип: трубчаста сталева вежа
11 Висота вежі м 80
Генератор
12 Тип: 4х полюсний асинхронний
13 Частота, f Гц 50
14 Номінальна напруга, U В 690
На рисунку 3.15 наведено графік залежності потужності вітротурбіни від
швидкості вітру.
Швидкість м/с
Рисунок 3.15 - Графік залежності потужності вітротурбіни від швидкості
вітру
Розрахунок проводили в програмі Excel. Нижче представлено результати
розрахунку.
У таблиці 3.12 представлено вироблення електроенергії ВЕС WВЭС за кожен
місяць у МВт-год. Так само в таблиці 3.12 представлено кількість зекономлених
викидів діоксиду вуглецю СО2 m1 якби ця енергія була вироблена тепловою
ПОТУЖНІСТЬ,
кВт
електростанцією (ТЕС) (на 1кВт 0,5 грам СО ).2
Таблиця 3.12 Вироблення електроенергії ВЕС потужністю 80 МВт і викиди
діоксиду вуглецю
WВЕС,
МВт-год
m1 , т
У таблиці 3.13 наведено вироблення електроенергії аналогічними
за встановленою потужністю сонячною WСЭС і тепловою WТЭС
електростанцією. Сонячна електростанція (СЕС)
Таблиця 3.13 Вироблення СЕС і ТЕС потужністю по 80 МВт
WСЕС,
МВт-год
WТЕС,
МВт-год
Таблиця 3.14 відображає кількість електроенергії, яку виробляють
вітроелектричні електростанції та сонячні електростанції і відсоток заміщення
ними ТЕС. Коефіцієнт заміщення Kзам , який відображатиме відношення
електроенергії, що виробляється відновлюваними джерелами енергії WВИЭ , до
електроенергії, що виробляється традиційними джерелами WТИЭ, МВт:
(3.56)
Так само в таблиці 3.14 наведено кількість очікуваних викидів m2 при
введенні поновлюваних електростанцій в енергосистему.
Таблиця 3.14 Вироблення електроенергії на основі відновлюваних джерел
енергії ��виэ (сумарне W WСЭС+ВЭС ) та електроенергії на основі традиційних
джерел
59520 5644,9 Січень 12207,6 2192 Січень
53760 6844,0 Лютий 15426,0 23,767 0 Лютий
59520 10148,8 Березень 10303,4 13,865 0 Березень
57600 12071,7 Квітень 7208,6 31,299 4 Квітень
59520 14065,0 Травень 5231,0 953,99 4, Травень
57600 14269,8 Червень 6712,3 142 05 Червень
59520 14724,3 Липень 4352,3 47,861 6, Липень
59520 11004,7 Серпень 8014,9 214 39 Серпень
57600 12376,8 Вересень 9210,9 41,605 4 Вересень
59520 9970,3 Жовтень 8219,5 11,497 6 Жовтень
57600 6915,5 Листопад 9803,2 117,56 0 Листопад
59520 4859,6 Грудень 11406,7 520,54 8 Грудень
700800 125895 Σ за рік 108096 519,24 1 Σ за рік
30
��віе, МВт-год
Кзам, %
m2 , т
На рисунку 3.16 представлений графік вироблення електроенергії
електростанціями протягом року.
Рисунок 3.16 - Графік вироблення електроенергії ВЕС, СЕС, ТЕС у
протягом року
Важливим завданням є розподіл навантаження між електростанціями. Цей
розрахунок показує можливий відсоток заміщення навантаження, що припадає на
теплову електростанцію. Вироблення електроенергії на СЕС і ВЕС важко
контролювати, оскільки воно залежить від погодних умов. Підлаштувати ТЕС під
роботу ВЕС і СЕС є практично нездійсненним завданням. Оскільки ВЕС і СЕС
одразу починають генерацію електроенергії за наявності вітру і сонця, а для ТЕС
час початку генерації електроенергії пов'язаний з низкою умов і коливається від
кількох годин до доби залежно від потужності ТЕС.
Висновки за розділом
1. Проведено аналіз вищих гармонійних напруг і струмів, розраховано
коефіцієнти гармонійних складових напруг і струмів та їхні фази, визначено втрати
потужності під час роботи сонячної електростанції.
2. Визначено коефіцієнти несиметрії струмів і напруг, ступінь
15350,8 46,3 27568,5 Січень
19236,9 64,3 34547,6 Лютий
15954,5 48,1 28562,7 Березень
13930,4 43,4 25017,7 Квітень
13062,7 39,4 23459,4 Травень
14658,0 45,7 26324,4 Червень
12551,1 37,9 22540,6 Липень
15813,0 47,7 28398,7 Серпень
16102,6 50,2 28918,7 Вересень
13771,2 41,6 24731,6 Жовтень
13653,9 42,6 24521,1 Листопад
14112,6 42,6 25344,8 Грудень
178198 45,6 320026 Σ за рік
неврівноваженості потужностей за фазами. Оцінено вплив струмів зворотної
послідовності.
3. Найбільші переваги комбінованих або гібридних станцій проявляються при
цілорічному використанні.
4. Проведено розрахунки та аналіз спільної роботи традиційної ТЕС і
електростанцій відновлюваної енергетики (ВЕС, СЕС), що працюють на загальну
мережу енергосистеми.
5. Запропоновано методику розрахунків ВЕС, СЕС з використанням методу
Лагранжа і множників Лагранжа для оптимізації режимів розподілу навантаження
в суміщеній системі з ВДЕ.
6. Спільна робота генеруючих ВЕС і СЕС дає змогу покривати до 40%
електричного навантаження в загальній мережі енергосистеми.
7. Використання ВЕС і СЕС дає змогу економити до 183517 т.у.п. вуглеводнів
і зменшити кількість викидів діоксиду вуглецю до 89671 т.
РОЗДІЛ 4 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА У НАДЗВИЧАЙНИХ
СИТУАЦІЯХ
МКР 24.144.92 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Коцуренко Безпека життєдіяльності та Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Цікановський охорона праці
Реценз.
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
4 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА У НАДЗВИЧАЙНИХ СИТУАЦІЯХ
4.1. Загальні вимоги пожежної безпеки до технологічного устаткування
1. Вимоги до електроустановок та електрообладнання:
1) експлуатація, монтаж та наладка електроустановок має відповідати
вимогам ПУЕ, Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів,
затверджених наказом Міністерства палива та енергетики України від 25 липня
2006 року № 258, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 25 жовтня 2006
року за № 1143/13017 (у редакції наказу Міністерства енергетики та вугільної
промисловості України від 13 лютого 2012 року № 91), Правил безпечної
експлуатації електроустановок споживачів, затверджених наказом Комітету по
нагляду за охороною праці Міністерства праці та соціальної політики України від
09 січня 1998 року № 4, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 10 січня
1998 року за № 93/2533, та Правила будови електроустановок. Пожежна безпека
електроустановок. Інструкція (далі - НАПБ В.01.056-2013/111);
2) відстані від проводів, що перетинають пожежні проїзди і шляхи для
перевезення вантажів, до поверхні землі (дороги) у проїзній частині мають бути не
менше ніж 6 м, у непроїзній частині - не менше ніж 3,5 м;
3) відстані між проводами мають бути: у разі прольоту до 6 м - не менше ніж
0,1 м, у разі прольоту більше ніж 6 м - не менше ніж 0,15 м. Відстані від проводів
до стін і опорних конструкцій мають бути не менше ніж 50 мм;
4) прокладання проводів і кабелів зовнішньої електропроводки в трубах,
коробах і гнучких металевих рукавах має виконуватися в усіх випадках з
ущільненням. Прокладання проводів у сталевих трубах і коробах у землі поза
будівлями не допускається;
5) вводи в будівлі рекомендовано виконувати через стіни в ізоляційних
трубах так, щоб вода не могла скупчуватись у вводі й проникати всередину будівлі;
6) відстань від проводів перед вводом і вводу до поверхні землі має бути не
менше ніж 2,75 м. Відстань між проводами біля ізолятора вводу, а також від
проводів до виступальних частин будівлі (звиси даху тощо) має бути не менше ніж
0,2 м. Ввід дозволено виконувати через дахи в сталевих трубах. У такому разі
відстань за вертикаллю від проводів відгалуження до вводів і від проводів вводу до
даху має бути не менше ніж 2,5 м;
7) для будівель невеликої висоти (торгові павільйони, кіоски, будівлі
контейнерного типу, пересувні будки, фургони тощо), на дахах яких
унеможливлене перебування людей, відстань від проводів відгалужень до вводів і
проводів вводу до даху допускається не менше ніж 0,5 м. Водночас відстань від
проводів до поверхні землі має бути не менше ніж 2,75 м;
8) у районах з одноповерховою забудовою відгалуження від ПЛ до вводів має
виконуватись проводами з атмосферостійкою ізоляцією. Довжина відгалуження від
ПЛ до вводу має бути не більше ніж 25 м;
9) електричні машини, апарати, обладнання (апарати управління,
пускорегулювання, контрольно-вимірювальні прилади, електродвигуни,
світильники тощо), електропроводи та кабелі за виконанням та ступенем захисту
мають відповідати класу зони (за розділами 4 і 5 НПАОП 40.1-1.32-01), мати
апаратуру захисту від струмів короткого замикання та інших аварійних режимів;
10) телефонні апарати, сигнальні пристрої до них, електричні годинники,
радіоприймачі та інші прилади, що споживають електроенергію, можуть
застосовуватись у вибухонебезпечних і пожежонебезпечних зонах лише за умови
відповідності їх рівня вибухозахисту (ступеня захисту) класу зони;
11) плавкі вставки запобіжників мають бути калібровані із зазначенням на
клеймі номінального струму вставки (клеймо ставиться заводом-виробником або
електротехнічною лабораторією). Застосування саморобних некаліброваних
плавких вставок забороняється;
12) на електродвигуни, світильники, інші електричні машини, апарати та
обладнання, встановлені у вибухонебезпечних або пожежонебезпечних зонах,
мають бути нанесені знаки, що вказують на їх ступінь захисту згідно з чинними
стандартами;
13) з’єднання, відгалуження та окінцювання жил проводів і кабелів має
здійснюватися за допомогою опресування, зварювання, паяння або затискачів
(гвинтових, болтових тощо).
Місця з’єднання жил проводів і кабелів, а також з’єднувальні та
відгалужувальні затискачі повинні мати мінімальний перехідний опір, щоб
уникнути їх перегрівання і пошкодження ізоляції стиків. Струм втрат ізоляції
стиків має бути не більше за струм втрат ізоляції цілих жил цих проводів і кабелів;
14) в електропроводках слід застосовувати відгалужувальні та з’єднувальні
коробки з негорючих або важкогорючих матеріалів. Ці коробки мають бути
постійно закриті кришками із зазначених матеріалів;
15) улаштування та експлуатація тимчасових електромереж забороняються.
Винятком можуть бути тимчасові електромережі, які живлять ілюмінаційні
установки, а також електропроводки в місцях проведення будівельних, тимчасових
ремонтно-монтажних та аварійних робіт (за умови їх справного стану та
заводського виготовлення).
Не дозволяється прокладання проводів і кабелів (за винятком тих, що
прокладаються у сталевих трубах) безпосередньо по металевих панелях та плитах
із полімерними утеплювачами, а також установлення електричних апаратів, щитів
тощо ближче ніж за 1 м від зазначених конструкцій. У місцях перетинання
огороджувальних конструкцій електричними комунікаціями мають передбачатися
металеві гільзи з ущільненням незаймистих матеріалами;
16) переносні світильники повинні бути обладнані захисними скляними
ковпаками й сітками. Для цих світильників та іншої переносної електроапаратури
слід застосовувати гнучкі кабелі та проводи (шнури) з мідними жилами, спеціально
призначеними для цієї мети, з урахуванням їх захисту від можливих пошкоджень;
17) електричні машини з частинами, які іскрять за нормальних умов роботи,
мають розміщуватися на відстані не менше 1 м від горючих матеріалів або
відділятися від них екранами з негорючих матеріалів;
18) електричне обладнання, машини, апарати, прилади, електрощити зі
ступенем захисту оболонок менше ніж IP44 мають розміщуватися на відстані не
менше ніж 1 м від горючих матеріалів, за винятком матеріалів груп Г1, Г2, або
можуть бути оснащені автономними системами пожежогасіння;
19) відстань між світильниками з лампами розжарювання та предметами
(конструкціями та конструктивними елементами будинків) із горючих матеріалів,
за винятком груп Г1, Г2, має бути не менша за значення, наведені у таблиці
1 додатка 7 до цих Правил.
Інші види світильників мають розміщуватися від горючих матеріалів та
предметів на відстані не менше ніж 0,5 м, а від горючих будівельних конструкцій,
що містять горючі матеріали груп горючості Г3, Г4,- не менше ніж 0,2 м, від
конструкцій із горючих матеріалів груп горючості Г1, Г2 - не менше ніж 0,1 м.
За неможливості дотримання зазначеної відстані до відповідних об’єктів та
будівельних конструкцій вони мають бути захищені негорючими
теплоізоляційними матеріалами;
20) у разі встановлення світильників на (у) підвісні стелі чи їх облицювання
матеріалами груп горючості Г3, Г4 місця прилягання цих світильників слід
захищати негорючим теплоізоляційним матеріалом або матеріалом групи
горючості Г1 (крім випадків, коли технічними умовами передбачається можливість
монтажу світильників на таких поверхнях чи конструкціях);
21) відстань від кабелів та ізольованих проводів, прокладених відкрито
конструкціями на ізоляторах, тросах, у лотках тощо, до місць відкритого зберігання
(розміщення) горючих матеріалів має бути не менше ніж 1 м;
22) прокладення проводів (кабелів) горючими основами (конструкціями,
деталями), влаштування вводів у будівлі слід здійснюватися відповідно до вимог
ПУЕ.
У разі відкритого прокладання незахищених проводів та захищених проводів
(кабелів) з оболонками з горючих матеріалів відстань від них до горючих основ
(конструкцій, деталей) має становити не менше ніж 0,01 м. У разі неможливості
забезпечити зазначену відстань провід (кабель) слід відокремлювати від горючої
поверхні шаром негорючого матеріалу, який виступає з кожного боку проводу
(кабелю) не менше ніж на 0,01 м.
У разі схованого прокладання таких проводів (кабелів) їх треба ізолювати від
горючих основ (конструкцій) суцільним шаром негорючого матеріалу. Після
закінчення прокладання складається акт проведення прихованих робіт;
23) електронагрівальні прилади, телевізори, радіоприймачі та інші побутові
електроприлади та апаратура мають вмикатися в електромережу тільки за
допомогою справних штепсельних з’єднань та електророзеток заводського
виготовлення;
24) застосування електричних опалювальних приладів у приміщеннях
категорій за вибухопожежонебезпекою А та Б забороняється.
У разі застосування згідно з умовами виробництва в пожежонебезпечних
зонах будь-якого класу електронагрівальних приладів їхні нагрівальні робочі
частини мають бути захищені від контакту з горючими матеріалами, а самі прилади
встановлені на поверхні з негорючого теплоізоляційного матеріалу.
Забороняється застосування електронагрівальних приладів у
пожежонебезпечних зонах складських приміщень, а також у будівлях
(приміщеннях) іншого призначення, в яких можливість використання таких
приладів обмежується нормативними актами;
25) температура зовнішньої поверхні електроопалювальних приладів у
найбільш нагрітому місці в нормальному режимі роботи не має перевищувати 85
°C.
Відстань від приладів електроопалення до горючих матеріалів і будівельних
конструкцій має становити не менше ніж 0,25 м, за винятком випадків,
передбачених вимогами ПУЕ;
26) для опалення будинків та приміщень площею до 50 м-2, пересувних
побутових приміщень для будівельників, будинків-вагончиків тощо можуть
застосовуватись масляні радіатори та електричні конвектори із закритими
нагрівальними елементами. Такі радіатори та електричні конвектори повинні мати
справний індивідуальний електрозахист і терморегулятор та бути заводського
виготовлення;
27) нове підключення різних струмоприймачів (електродвигунів,
нагрівальних приладів та інше) слід проводити з урахуванням допустимого
струмового навантаження електромережі;
28) для загального вимкнення силових та освітлювальних мереж складських
приміщень із вибухонебезпечними і пожежонебезпечними зонами будь-якого
класу, архівів, книгосховищ та інших приміщень слід передбачати встановлення
апаратів вимкнення (вимикачів) поза межами (ззовні) зазначених приміщень на
негорючих стінах (перегородках) або на окремих опорах. Спільні апарати
вимкнення (вимикачі) слід розташовувати в ящиках з негорючих матеріалів або в
нішах, які мають пристосування для пломбування та замикання на замок;
29) електрошафи, розміщені в коридорах, у вестибюлях, холах, фойє, на
інших шляхах евакуації, мають бути замкненими.
Електрощити, групові електрощитки слід оснащувати схемою підключення
споживачів з пояснювальними написами і значенням номінального струму апарата
захисту (плавкої вставки);
30) електродвигуни, світильники, проводи та розподільні пристрої слід
регулярно (не рідше ніж один раз на місяць, а в запилених приміщеннях -
щотижня), очищати від пилу;
31) кабельні споруди і конструкції, на яких укладають кабелі, мають
виготовлятися з негорючих матеріалів. Забороняється розміщення в кабельних
спорудах будь-яких тимчасових пристроїв, зберігання в них матеріалів та
устаткування;
32) улаштування, живлення, прокладення мереж аварійного та евакуаційного
освітлення мають виконуватися відповідно до вимог ПУЕ;
33) у світильниках аварійного та евакуаційного освітлення слід
використовувати лампи розжарювання. Дозволяється в окремих випадках
застосування люмінесцентних світильників для аварійного (евакуаційного)
освітлення за умови, що температура приміщення становить не менше ніж +5 °C, а
живлення здійснюється на змінному струмі й забезпечує напругу мережі не нижче
ніж 90 % від номінальної.
Світильники аварійного (евакуаційного) освітлення вирізняються з числа
світильників робочого освітлення своїм типом чи спеціально нанесеним знаком.
Світильники евакуаційного освітлення слід позначати літерою Е.
Установлення будь-яких місцевих вимикачів або штепсельних роз’єднувачів
у мережах аварійного (евакуаційного) освітлення не дозволяється;
34) електророзетки, вимикачі, перемикачі та інші апарати можуть
встановлюватися на горючі основи (конструкції) лише з підкладанням під них
суцільного негорючого матеріалу, що виступає за габарити апарата не менше ніж
на 0,01 м;
35) забороняються:
проходження повітряних ліній електропередачі та зовнішніх
електропроводок над горючими покрівлями, навісами, штабелями лісу, складами
паливно-мастильних матеріалів, торфу, дров та інших горючих матеріалів на
відстані, меншій за нормативну;
відкрите прокладання електричних проводів і кабелів транзитом через
складські приміщення, пожежонебезпечні та вибухонебезпечні зони будь-якого
класу і ближче ніж 1 м і 5 м від них відповідно;
відкрите прокладання на сходових майданчиках електропроводів і кабелів
незалежно від їх напруги;
експлуатація кабелів і проводів з пошкодженою або такою, що в процесі
експлуатації втратила захисні властивості, ізоляцією;
залишення під напругою кабелів та проводів з неізольованими
струмопровідними жилами;
застосування саморобних подовжувачів, які не відповідають вимогам ПУЕ,
що пред’являються до переносних (пересувних) електропроводок;
застосування для опалення приміщення нестандартного (саморобного)
електронагрівального обладнання або ламп розжарювання;
користування пошкодженими розетками, відгалужувальними та
з’єднувальними коробками, вимикачами та іншими електровиробами, а також
лампами, скло яких має сліди затемнення або випинання;
експлуатація відгалужувальних та з’єднувальних коробок без наявності
негорючих кришок;
підвішування світильників безпосередньо на струмопровідні проводи,
обгортання електроламп і світильників папером, тканиною та іншими горючими
матеріалами, експлуатація їх зі знятими ковпаками (розсіювачами);
використання електрообладнання та приладів в умовах, що не відповідають
вказівкам (рекомендаціям) підприємств-виготовлювачів;
застосування в пожежонебезпечних зонах складських приміщень
люмінесцентних світильників з відбивачами і розсіювачами, виготовленими з
горючих матеріалів;
використання в пожежонебезпечних зонах світильників без захисного
суцільного скла (ковпаків), а також із саморобними відбивачами і розсіювачами;
залишення без нагляду у разі виходу з приміщення увімкнених в
електромережу нагрівальних приладів, телевізорів, радіоприймачів тощо;
складання горючих матеріалів на відстані менше ніж 1 м від
електроустаткування та під електрощитами;
заклеювання ділянок електропроводки папером, горючими тканинами;
застосування для електромереж радіо- та телефонних проводів;
використання побутових електронагрівальних приладів без негорючих
теплоізоляційних підставок та в місцях (приміщеннях), де їх застосування
заборонено;
36) у всіх (незалежно від призначення) приміщеннях, які після закінчення
роботи замикаються і не контролюються черговим персоналом, у всіх
електроустановках та електроприладах, а також мережах їх живлення має бути
вимкнена напруга (за винятком чергового освітлення, протипожежних та
охоронних установок, а також електроустановок, що за вимогами технології
працюють цілодобово);
37) на кожному об’єкті має бути встановлений порядок вимкнення напруги в
електрообладнанні, силових та контрольних кабелях на випадок пожежі. Водночас
електроживлення СПЗ, протипожежного водопостачання та евакуаційного
(аварійного) освітлення має бути в робочому стані;
38) усе електрообладнання (корпуси електричних машин, трансформаторів,
апаратів, світильників, розподільних щитів, щитів управління, металеві корпуси
пересувних та переносних електроприймачів тощо) підлягає зануленню або
заземленню відповідно до вимог ПУЕ;
39) несправності в електромережах та електроапаратурі, які можуть
викликати іскріння, коротке замикання, понаднормове нагрівання горючої ізоляції
кабелів і проводів, мають негайно ліквідуватися черговим персоналом.
Пошкоджену електромережу потрібно знеструмити до приведення її в
пожежобезпечний стан;
40) заміри опору ізоляції і перевірка спрацювання приладів захисту
електричних мереж та електроустановок від короткого замикання мають
проводитися 1 раз на 2 роки, якщо інші терміни не обумовлені ПУЕ;
41) захист будівель, споруд та зовнішніх установок від прямого потрапляння
блискавки і вторинних її проявів, а також їх перевірку потрібно виконувати
відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.5-38:2008 «Інженерне обладнання будинків і
споруд. Улаштування блискавкозахисту будівель і споруд».
Усі виявлені у пристроях захисту від блискавок пошкодження та дефекти
підлягають усуненню;
42) у приміщеннях категорій А, Б, В за вибухопожежною та пожежною
небезпекою має бути забезпечено дотримання вимог електричної іскробезпеки
згідно з ГОСТ 12.4.124-83 «ССБТ. Средст-ва защиты от статического
электричества. Общие технические требования» ;
43) власник енергетичного підприємства забезпечує обслуговування та
технічну експлуатацію електроустановок, у тому числі електроустановок слабкого
струму згідно з експлуатаційною документацією.
Особа, призначена відповідальною за їх протипожежний стан (головний
енергетик, енергетик, інженерно-технічний працівник відповідної кваліфікації),
зобов’язана:
організовувати і проводити профілактичні огляди та планові запобіжні
ремонти електрообладнання і електромереж, а також своєчасне усунення
порушень, які можуть призвести до пожежі;
забезпечувати правильність застосування електрообладнання, кабелів,
електропроводок залежно від класу пожежо- та вибухонебезпечності зон і умов
навколишнього середовища, а також справний стан апаратів захисту від коротких
замикань, перевантажень та інших небезпечних режимів робіт.
4.2 Розподільчі пристрої
1. Вимоги до розподільчих пристроїв електричних станцій і підстанцій:
1) на відкритих і закритих розподільчих пристроях слід вживати заходів,
визначених НАПБ В.01.056-2013/111 «Правила будови електроустановок.
Пожежна безпека електроустановок. Інструкція»;
2) кабельні споруди і конструкції, на які укладають кабелі, мають
виготовлятися з негорючих матеріалів;
3) усе електрообладнання (корпуси електричних машин, трансформаторів,
апаратів, світильників, розподільних щитів, щитів управління) необхідно занулити
або заземлити відповідно до вимог ПУЕ;
4) захист будівель, споруд та зовнішніх установок від прямого потрапляння
блискавки і вторинних її проявів, а також їх перевірку потрібно виконувати
відповідно до вимог ДСТУ Б В.2.5-38:2008;
5) приміщення ЗРП слід підтримувати в чистоті;
6) забороняється в приміщеннях і корпусах ЗРП упорядковувати комори й
інші підсобні та допоміжні споруди, що не належать до розподільної установки, а
також зберігати електротехнічне обладнання, матеріали, запасні частини, ємності з
горючими рідинами та балони з різноманітними газами;
7) для очищення електротехнічного обладнання від бруду й осадів слід
використовувати пожежобезпечні мийні сполуки й препарати. У виняткових
випадках у разі неможливості з технічних причин використовувати спеціальні
мийні засоби дозволяється застосування горючих рідин (розчинники, бензин тощо)
у кількостях, що не перевищують разове використання, але не більше ніж 1 літра;
8) зварювальні й інші вогненебезпечні роботи в ЗРП дозволяється проводити
тільки на обладнанні, яке не можна виносити, попередньо вживши протипожежних
заходів згідно з пунктом 2 розділу XIV цих Правил;
9) кабельні канали ЗРП і наземні кабельні лотки ВРП мають бути завжди
закриті негорючими плитами. Місця підводу кабелів до комірок ЗРП та інших
споруд повинні мати негорюче ущільнення вогнестійкістю не менше ніж EI 45;
10) наземні кабельні лотки ВРП повинні мати вогнестійке ущільнення в
місцях проходу кабелів з кабельних споруд у ці лотки, а також на місцях
розгалуження на території ВРП.
Негорючі ущільнення слід виконувати у кабельних каналах у місцях їхнього
проходу з одного приміщення в друге, а також на місцях розгалуження каналу і
через кожні 50 м за всією довжиною.
Місця ущільнення кабельних лотків і каналів позначаються червоними
смугами, нанесеними на лотки. За потреби робляться пояснювальні написи;
11) у кабельних лотках і каналах дозволяється використання поясів із піску
або іншого негорючого матеріалу завдовжки не менше ніж 0,3 м. Атмосферні опади
не мають впливати на цілісність цих поясів;
12) на території ВРП потрібно періодично скошувати й прибирати траву.
Забороняється випалювати суху траву на території об’єкта та прилеглої до огорожі
території;
13) дозволяється на окремих ділянках території ВРУ мати декоративний
чагарник або низькорослі дерева листяних порід, у тому числі фруктові, якщо вони
не заважають загальному огляду території, а відстань між деревами і
струмопровідними частинами унеможливлює електричне перекриття відповідно до
вимог ПУЕ. За деревами необхідно організувати агрономічний догляд.
14) на електричних станціях і підстанціях із постійним персоналом первинні
засоби пожежогасіння у приміщеннях ЗРП слід розміщувати біля входу.
Розподіляючи ЗРП на секції, пости пожежогасіння слід розміщувати в тамбурах або
на площадках сходових майданчиків.
У розподільних установках мають бути визначені місця зберігання захисних
засобів для пожежних підрозділів під час ліквідації пожежі. Застосування цих
засобів з іншою метою заборонено;
15) на території ВРП первинні засоби пожежогасіння розміщують на
спеціальних постах у зручному для персоналу місці (у приміщеннях щитів,
тамбурах камер тощо).
Пояснювальні знаки й написи, що позначають місцезнаходження засобів
пожежогасіння, повинні мати місце на стежках обходу території ВРУ;
16) місця розміщення на території ВРП пересувної пожежної техніки
(відповідно до плану пожежогасіння) визначаються, обладнуються та
позначаються відповідними знаками у місцях заземлення;
17) компресорні приміщення слід підтримувати в чистоті. Матеріал для
витирання обладнання має зберігатись у спеціальних металевих ящиках, що
закриваються, ємністю не більше ніж 0,5 м-3.
Дозволяється безпосередньо в приміщенні зберігати добовий запас мастила
для змащування обладнання у закритій тарі, що не б’ється (металевій, пластиковій);
18) проїзні дороги на території підстанцій і до вододжерел мають
утримуватися в справному стані, а в зимовий період регулярно очищуватись від
снігу й льоду.
ВИСНОВОК
1. Розроблено методику щодо оптимального розташування ВЕУ з
урахуванням взаємних затінень енергоустановок за обмеженої виділеної під
будівництво ВЕС території. Ця методика може бути застосована для місцевості з
трояндами вітрів з переважанням напрямків вітру за трьома суміжними румбами.
Вона дає змогу врахувати взаємне затінення та розташувати ВЕУ двох типів з
різною потужністю та висотою вежі й при цьому забезпечити збільшення
генерації на 17%. У цьому полягає її перевага, оскільки метод, описаний у
стандартах, зручний для використання під час розрахунків однотипних ВЕУ.
2. Отримано формулу для визначення генерованої потужності з
урахуванням затінення, що включає розрахунок корисної площі вітроколеса. У
результаті порівняння розрахункових даних, отриманих за допомогою програми
Maple, для ВЕУ Bonus-600 kW і Unison U-88 можна помітити, що за більших
габаритів і висоти осі обертання ротора затінення є суттєвішим за умови
співпадання осей цих турбін із розміщеними в другому ряду V 136-3,45 MW.
3. Розроблено математичну модель, що описує зміни витрат палива ТЕС
залежно від кількості енергії, що виробляється ВДЕ, зокрема, з ВЕС, СЕС, з
використанням методу Лагранжа і множників Лагранжа. Вона дає змогу
визначити частку генерації електроенергії кожною електростанцією, включно з
СЕС і ВЕС, з урахуванням нестабільності їхньої роботи для забезпечення
споживача із заданою потужністю. При цьому враховується необхідність
зменшення споживання органічного палива ТЕС за рахунок зміни режиму роботи.
4. Визначено генерацію електроенергії електростанціями, що
розглядаються в комплексі, з урахуванням їхньої взаємодії.
ЛІТЕРАТУРА
1. Mehdi Seddiq, Mehdi Maerefat b"Analytical solution for heat transfer problem in a cross-flow plate
heat exchanger" International Journal of Heat and Mass Transfer 163 (2020) 120410
2. Pavlo Yurievich Arsenyeva, Leonid Leonidovich Tovazhnyanskyya, Jiří Jaromír
Klemešb, Olga Petrovna Arsenyevaa, Oleksandr Yurievich Perevertaylenkoc, Petro Oleksiyovych
Kapustenkoa “The Optimal Design of Welded Plate Heat Exchanger with Intensified Heat Transfer
for Ammonia Synthesis Column” CHEMICAL ENGINEERING TRANSACTIONS VOL.
76, 2019
3. S. Dinesh Kumar, D. Chandramohan, K. Purushothaman, T. Sathish “Optimal hydraulic and thermal
constrain for plate heat exchanger using multi objective wale optimization” Materials Today:
Proceedings
4. X.J. Luo “Parametric study of heat transfer enhancement on crossflow heat exchangers” Chemical
Engineering and Processing
5. Guillermo Valencia, José Núñez and Jorge Duarte “Multiobjective Optimization of a Plate Heat
Exchanger in aWaste Heat Recovery Organic Rankine Cycle System for Natural Gas Engines”
Entropy 2019, 21, 655
6. Andrzej Jedlikowski, Sergey Anisimov “Analysis of the frost formation and freeze protection with
bypass for cross-flow recuperators” Applied Thermal Engineering 116 (2017) 731–765
7. Raphael Mandel, Martinus Arie, Amir Shooshtari, Michael Ohadi “A Heat Spreading Model for
Double-Sided, Cross-Flow, Manifold-Microchannel Heat Exchangers” 2018 17th IEEE Intersociety
Conference on Thermal and Thermomechanical Phenomena in Electronic System
8. Junqi, Dong, Zhang Xianhui, and Wang Jianzhang. "Experimental Study on Thermal Hydraulic
Performance of Plate-Type Heat Exchanger Applied in Engine Waste Heat Recovery." Arabian
Journal for Science and Engineering 2018; 43(3): 1153-1163.
9. Vaclav Dvoraka, TomasVita "CAE methods for plate heat exchanger design" 9th International
Conference on Sustainability in Energy and Buildings, SEB-17, 5-7 July 2017, Chania, Crete, Greece
10. Dan Zheng, Jin Wang, Zhanxiu Chen, Jakov Baleta, Bengt Sundén "Performance analysis of a plate
heat exchanger using various nanofluids" International Journal of Heat and Mass Transfer 158 (2020)
119993
11. Khan T. S., M. S. Khan, Ming-C. Chyu,et al. "Experimental investigation of single phase convective
heat transfer coefficient in a corrugated plate heat exchanger for multiple plate configurations."
Applied Thermal Engineering 2010; 30(8-9): 1058-1065.
12. Faizal, M., & Ahmed, M. R. Experimental studies on a corrugated plate heat exchanger for small
temperature difference applications. Experimental Thermal and Fluid Science, 2012; 36: 242-248.
13. Islamoglu, Y., & Kurt, A. Heat transfer analysis using ANNs with experimental data for air flowing
in corrugated channels. International Journal of Heat and Mass Transfer,2004; 47(6-7), 1361-1365.
14. Sharif Asal, Bernd Ameel, Ilya T'Jollyn,et al. "Comparative performance assessment of plate heat
exchangers with triangular corrugation." Applied Thermal Engineering 2018.
15. Majdi, H., & Abed, A. M. (2014). Effect of nanofluids, on the performance of - corrugated channel
within outof-phase arrangement. International Journal of Scientific and Technology Research, 3(1).
16. Maddali V. S. Murali Krishna et al., Heat Transfer Enhancement in Corrugated Plate Heat Exchanger,
BritishJournal of Applied Science & Technology 18(3):2016; Articleno.BJAST.28438 ISSN: 2231-
0843, NLM ID: 101664541, 1-14.
17. SDPandey, VKNema. “Investigation of the Performance, Parameter sofan
Experimental Plate Heat Exchanger in Single Phase Flow” .International Journal of Energy
Engineering.2011;1(1):19-24.
18. Ranganayakulu Ch, Panigrahi A. Influence of header design on pressure drop and thermal
performance of a compact heat. In: Proceedings of the 3rd international Conference on compact heat
exchangers and enhancement technology for process industries, Davos, Switzerland; 2001. p. 251–
8.
19. Zhang Z, Yanzhong L. CFD simulation on inlet configuration of platefin heat exchanger. J
Cryogenics 2003;43(673):67–8.
20. Lalot S, Florent P, Lang SK, Bergles AE. Flow maldistribution in heat exchangers. J Appl Thermal
Eng 1999;19:847–63.
21. M.V.V. Morteana, L.H.R. Cisternab, K.V. Paivaa, M.B.H. Mantellib “Thermal and hydrodynamic
analysis of a cross-flow compact heat exchanger” Applied Thermal Engineering 150 (2019) 750–761
22. Ahmed Y Taha Al-Zubaydi, Guang Hongb and W. John Dartnallc
23. “CFD Modelling and Analysis of Different Plate Heat Exchangers” Australasian Fluid and Thermal
Engineering Society (AFTES)
24. Miha Bobi, Bojan Gjerek, Iztok Golobi, Ivan Bajsi “Dynamic behaviour of a plate heat exchanger:
Influence of temperature disturbances and flow configurations” International Journal of Heat and
Mass Transfer 163 (2020) 120439
25. Naseem Ahmad Khan and Wasi ur Rahman. Modelling and Simulation of Plate Heat Exchanger.
International Journal of Mechanical
26. Engineering. Vol. 2. Issue 1. P. 22‒30. ISSN 2277-7059.
27. Lienhard John H. A heat transfer textbook. 3rd ed. Cambridge, MA: Phologiston Press. 2004. 749 p.
28. Eckert E. R. and Drake R. M. Jr. Analysis of Heat and Mass transfer. McCraw-Hill Book Company,
New York. 1972.
29. Kays W. M., London A. L. Copmpact Heat Exchangers. McCrawHill Book Company, New York.
1967. 226 p.
30. Screwed plate heat exchanger [Електрон. Ресурс. Режим доступу:
https://universalhydraulik.com/products-solutions/heatexchanger/plate-heatexchanger/screwed-
plate-heat-exchanger (дата звернення: 08.04.2024).
31. Arsenyeva O., Kapustenko P., Tovazhnyanskyy L., Khavin G. The influence of plate corrugations
geometry on plate heat exchanger performance in specified process conditions. Energy. No 57. 2013.
P. 201‒207.
32. ДСТУ 2293: 2014 Охорона праці. Терміни та визначення основних понять (від 01.05.2015).
33. ДСанПіН 3.3.2-007-98 Державні санітарні правила і норми. Гігієнічні вимоги до організації
роботи з візуальними дисплейними терміналами електронно-обчислювальних машин.
34. ДСТУ EN 61140:2015 Захист проти ураження електричним струмом. Загальні аспекти щодо
установок та обладнання (EN 61140:2002, IDT).
35. ДСН 3.3.6.042-99 Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень.
36. ДБН В.2.5-28:2018 Природне і штучне освітлення.
37. CFD-моделювання процесів теплообміну і гідродинаміки засобами програмного комплексу :
монографія / О. В. Баранюк, М. В. Воробйов, А. Ю. Рачинський. – Київ : КПІ ім. Ігоря
Сікорського, Вид-во «Політехніка», 2023. – 164 с.
38. Bradhurst D, Heuer P, Stolarski G. Hydrogen production and storage; 2021
39. Abad AV, Dodds PE. Production of hydrogen, vol. 3, no. 2015. Elsevier; 201
40. Chen HL, Lee HM, Chen SH, Chao Y, Chang MB. Review of plasma catalysis on hydrocarbon
reforming for hydrogen production-Interaction, integration, and prospects. Appl Catal B Environ
2008;85(1–2):1–9.
41. Krumpelt M, Krause TR, Carter JD, Kopasz JP, Ahmed S. Fuel processing for fuel cell systems in
transportation and portable power applications. Catal Today 2002;77(1–2):3–
42. Ehsan S, Wahid MA. Hydrogen production from renewable and sustainable energy resources :
Promising green energy carrier for clean development. Renew Sustain Energy Rev 2016;57:850–66.
43. BP. Statistical Review of World Energy 2020; BP: London, UK, 2020.