Перспективные направления модернизации солнечных электростанций Республики Крым Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.311.1:621.316.1

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ СОЛНЕЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РЕСПУБЛИКИ КРЫМ

Муровский С.П., Сокут Л. Д.

ФГАОУ ВО «Крымский федеральный университет им. В.И. Вернадского», Физико-технический институт, 295007, Республика Крым, г. Симферополь, проспект Академика Вернадского, 4, [email protected]; [email protected]

Аннотация. В работе рассматриваются перспективные направления модернизации солнечных электростанций Республики Крым, подключенных в общую энергосистему. Проведен расчет по увеличению выработки солнечной электростанцией за счет изменения конфигурации и положения фотобатарей. Разработаны схемы электрических цепей энергоблоков с применением накопителей энергии. Рассчитаны параметры аккумуляторов и схемы их включения в состав энергоблоков.

Ключевые слова: солнечная электростанция, модернизация, энергоблок, накопитель энергии, внутренние сети, Республика Крым

зависимости от соотношения мощности электростанций с ВИЭ и невозобновляемых источников (НИЭ), каждая из которых имеет свои специфические характеристики.Для каждой стадии даются соответствующие рекомендации для проектирования, модернизации и эксплуатации ВЭС и СЭС.

На первом этапе интеграции генерация источников энергии с ВИЭ не оказывает заметного влияния на сеть, примерно 3% в годовом производстве электроэнергии, а основную часть составляют электростанции с НИЭ, такие как ТЭС, АЭС, мощные ГЭС. Нестабильная генерация ВЭС и СЭС «классифицируется» здесь просто как ежедневные и «естественные» изменения спроса на электроэнергию. К странам, которые в настоящее время находятся на этом этапе, относятся Индонезия, Южная Африка, Мексика.

На второй стадии интеграции генерация источников энергии с ВИЭ уже начинают серьезно влиять на систему, доля ВИЭ в годовой генерации составляет от 3% до 15%, но такое влияние регулируется относительно просто путем усовершенствования некоторых практических методов управления электроэнергетическим сетевым хозяйством, например, с помощью умного прогнозирования выработки ВЭС и СЭС. На данной стадии находятся Чили, Китай, Бразилия, Индия, Новая Зеландия, Австралия, Нидерланды, Швеция, Австрия, Бельгию.

На третьем этапе доля электростанций с ВИЭ составляет от 15% до 25%, при этом возникают существенные вызовы для энергосистемы в плане интеграции нестабильных ВИЭ. Их влияние ощущается как на уровне системы в целом, так и на практике работы электростанций с НИЭ, в перовую очередь, ТЭС. Здесь на первое место выходит гибкость энергосистемы - её способность реагировать на неопределенность и изменчивость баланса спроса и предложения. Два главных гибких ресурса этой стадии: управляемые (маневренные) электростанции и сеть, но уже начинает повышаться значение управления спросом и новых технологий

ВВЕДЕНИЕ

Общемировой спрос на энергию, согласно оценкам Международного Энергетического Агентства (МЭА) [1, 2], вырастет к 2040 г на 37%. Доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в производстве электроэнергии за приведенный период больше всего вырастет в развитых странах мира, достигнув 37%. Неуклонный рост использования ВИЭ во многих странах к 2040 г повысит их долю в мировом производстве электроэнергии до 30 - 33 % от всей генерации.

В странах Европейского Союза использование энергии ветра достигнет 20% от общего производства электроэнергии, в то время как в Японии использование солнечной энергии в летний период составит 37% от пикового спроса.

Согласно прогнозам, солнечная

фотоэлектрическая энергетика (включая затраты на соответствующие накопители энергии (НЭ) может производить 23% мировой электроэнергии к 2040 г и 29% к 2050 г, полностью заменив угольную генерацию и оставив природный газ всего лишь с однопроцентной долей в мировой электроэнергетике [1,2].

Рост использования ВИЭ частично вызван значительным падением цен на оборудование для солнечных (СЭС) и ветровых (ВЭС) электростанций. Стоимость установки ВЭС с 2010 по 2015 годы упала на 30%, а стоимость мощных СЭС - в три раза. В результате СЭС и ВЭС составляют основную часть генерирующих источников в электроэнергетике ВИЭ.ВЭС и СЭС входят в объединенную единую энергосистему (ЭС) наряду с традиционными тепловыми электростанциями (ТЭС, АЭС) и ГЭС большой мощности.

НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА БАЗЕ ВИЭ

Можно выделить четыре стадии распространения электростанций с ВИЭ в

накопления энергии. На нынешний день на данном этапе находятся Италия, Великобритания, Греция, Испания, Португалия и Германия.

На четвертой стадии с долей нестабильной генерации ВИЭ в 25 - 50% годовой выработки и с её кратковременными повышениями до 100% суточного потребления вызовы носят высокотехнологический характер. На четвертой стадии требуется еще большая гибкость системы, её способность к самовосстановлению после резких и объемных колебаний выработки энергии. На этой стадии развития ЭС находятся Ирландия и Дания. На этой стадии требуется применение НЭ, в частности, химических аккумуляторов.

В последние 5 лет во внутренней сети СЭС широко применяются различные накопители энергии. Увеличение мощности ВИЭ, в частности, расширяющееся применение СЭС в электроэнергетических системах (ЭЭС) во всем мире, планы предстоящего роста мощности СЭС в

предстоящие 10 - 20 лет привело к значительному производству мощных НЭ.

Случайный характер солнечного излучения (СИ) и трудность устойчивого прогнозирования и устойчивого обеспечения производства

электроэнергии СЭС, значительные суточные, квартальные и годовые колебания интенсивности СИ, зависимость выработки электроэнергии от метеоусловий на площадке СЭС, непредсказуемость текущей выработки

электроэнергии и невозможность ее точного планирования на требуемый срок по условиям выполнения СГПН приводят к реально невозможной эксплуатации СЭС без НЭ, обеспечивающих выработку электроэнергии хотя бы на период от 2 до 6 часов [3, 4].

Для примера на рис. 1 приведено фото СЭС на острове Кауаи (Kauai) Гавайского архипелага с блоками НЭ общей емкостью 52 МВтч[4].

Рис. 1. Внешний вид СЭС на острове Кауаи (Kauai) Гавайского архипелага. На переднем плане - блоки НЭ общей

ёмкостью 52 МВтч

Fig. 1. Appearance of SES on the island of Kauai of the Hawaiian archipelago. In the foreground are NE blocks with a total

capacity of 52 MWh

НЭ выполняют ряд функций: выравнивание графиков нагрузки в ЭС (накопление электрической энергии в периоды наличия избыточной энергии и выдачу в сеть в периоды дефицита);

- обеспечение бесперебойного питания особо важных объектов, собственных нужд электростанций и подстанций;

- демпфирование колебаний мощности, стабилизация работы малоинерционных децентрализованных источников электрической энергии;

- обеспечение бесперебойной выработки электроэнергии ВЭС и СЭС.

В связи с развитием СЭС в Республике Крым (РК), ЭС в РК можно отнести к третьей стадии интеграции источников энергии с ВИЭ.В таблице 1 приведён перечень генерирующих мощностей в схеме электроснабжения РК и приведено соотношение установленной мощности

электростанций с ВИЭ по отношению к общей установленной мощности электростанций.

Таблица 1. Величины генерирующих мощностей в схеме электроснабжения Республики Крым Table 1. The values of generating capacities in the power supply circuit Republic of Crimea

№ п/п Наименование электростанции Установленная мощность, МВт

1 Таврическая (Симферопольская) ПГУ-ТЭС 470

2 Балаклавская (Севастопольская) ПГУ-ТЭС 470

3 Симферопольская ТЭЦ 100

4 Севастопольская ТЭЦ 33

5 Мобильные ГТЭЦ 22х10

6 Сакская ТЭЦ 120

7 Камыш-Бурунская ТЭЦ 30

Итого традиционных электростанций 1443

1 Тарханкутская ВЭС 15,9

2 Сакская ВЭС 19

3 Останинская ВЭС 25

4 Донузлавская ВЭС 10,9

5 Судакская ВЭС 6,3

6 Пресноводненская ВЭС 6

7 Восточно-Крымская ВЭС 2,8

Итого ветровых электростанций 85,9

1 Перовская СЭС 105,56

2 Охотниковская СЭС 82,65

3 Николаевская СЭС 69,7

4 Митяевская СЭС 31,55

5 Родниковая СЭС 7,5

Итого солнечных электростанций 296,96

Итого электростанций с ВИЭ 382,86

Итого всех электростанций 1825,86

Процент электростанций с ВИЭ 21%

ЦЕЛЬ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ

Целью работы является определение перспективных направлений модернизации действующих солнечных электростанций на территории Республики Крым и повышение надежности поставки электроэнергии в единую систему электроснабжения полуострова.

СЭС в РК проектировались и сооружались в начале 2001-2005 гг. и эксплуатируются уже свыше 10 лет. В настоящее время актуальными задачами являются как проектирование и сооружение новых СЭС, так и модернизация существующих.

Чтобы представить возможности модернизации СЭС с точки зрения увеличения их установленной мощности, выработки общего объема электроэнергии, повышения стабильности выработки, повышения удельных показателей (кВт/км2) при размещении оборудования на площадке СЭС и т.п., необходимо рассмотреть расчетные соотношения параметров СЭС.

Мощность СЭС определяется вероятностными характеристиками первичного энергоносителя -солнечного излучения и имеет ряд особенностей.

Установленная электрическая мощность, как СЭС, так и отдельных энергоблоков (ЭБ) с фотопанелями (ФЭП), меньше в десятки раз по сравнению с ЭБ традиционных тепловых

электростанций с гарантированной мощностью. ЭБ занимают обширные территории под открытым небом, не имеют ограждения. СИ характеризуется значительными суточными, квартальными и годовыми колебания интенсивности.

ЗАДАЧИ МОДЕРНИЗАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И СХЕМ ВНУТРЕННИХ СЕТЕЙ СЭС

Значительные отличия от традиционных электростанций имеет внутренняя электрическая схема трехфазных сетей СЭС. В составе СЭС имеются силовые электрические сети постоянного тока ФЭП и трехфазные сети переменного тока для передачи в энергосистему мощности отдельных ЭБ. Номинальное линейное напряжение ЭБ имеет относительно низкую величину - 1,0 кВ. Поэтому схема объединения мощности СЭС для выдачи в существующую традиционную высоковольтную сеть выполняется двухуровневой или трехуровневой, с несколькими ступенями трансформации.На территории СЭС не используются воздушные линии электропередачи. Все внутренние сети СЭС выполняются кабельными линиями.

При выборе направления модернизации оборудования и схемы внутренней сети СЭС необходимо оценить факторы влияющие:

- на фактическую мощность, РфакСЭС и реальную выработку электроэнергии, WpЕАл;

- на удельный показатель, кВт/км2 при размещении площадки СЭС;

- на стоимость и окупаемость СЭС.

В работе рассмотренотри варианта мощности ФБ -150 Вт, 200 Вт; 250 Вт и сделана оценка влияния на РфакСЭС и WpЕАл.Рассмотрена различная компоновки ФЭП по количеству и размещению ФБ (рассмотрено два варианта - 16 и 20 ФБ в составе ФЭП).Проведена оценка параметров в зависимости от различных углов наклона ФЭП, в при размещении на площадке СЭС, рассмотрены несколько вариантов угла наклона установки ФЭП,в по отношению к широте местности,ф площадки СЭС. Определены расстояния между панелями ФЭП на площадке СЭС и степень их взаимного затенения, а (рассмотрено два варианта размещения).

В ходе модернизации оборудования СЭС изменение углов наклона ФЭП, в при размещении на площадке СЭС представляет наиболее простую и при этом весьма эффективную задачу увеличения фактической мощности РФАКСЭС и реальной выработки электроэнергии WpЕАл.

При проектировании СЭС среднесуточная мощность результирующего СИ на наклонной поверхности ФЭП ЕН (Вт/м2) для ФЭП по

кварталам года рассчитывается на основе среднесуточной удельной мощности, Е^Вт/м2) за квартал по данным метеонаблюдений [5]:

- широта местности ф;

- данные метеонаблюдений по интенсивности суммарного среднесуточного СИ на горизонтальную поверхность,Е^Вт/м2);

- среднее количество ясных солнечных дней в

году, ^;

- среднее число часов СИ, Нн7 для заданной

широты местности,ф;

- характеристики установки ФЭП - азимут, АК и угол наклона, р ФЭП к горизонтальной поверхности, коэффициент затенения, а .

Результатом расчета по принятым исходным данным являются значения Ен на наклонной

поверхности ФЭП.Значения среднесуточной мощности результирующего солнечного излучения Е для каждого квартала определяются по формуле

(1):

X

Е н = — р 3

Е

(1)

где: ' - порядковый номер месяца; j = 1, 2, 3, 4 -порядковый номер квартала.

Значения ЕН определяются по формулам (2,

3): _ _

(2)

ЕН Н1 = Я • КА • ЕН1,

п /1 ч п г1 + сс^р 1 - ес^р

Я = (1 -е) • Кь +£•[-—-, (3)

2

2

где^ - коэффициент, учитывающий изменение

Е.,

на наклонной поверхности;

КА - коэффициент, зависящий от азимута А^(при Ак = 0, Ка = 1; при АК =±100 , Ка = 0,99; при АК = ±150 , Ка = 0,98);

е - отношение рассеянного СИ к суммарному; р - отражательная способность земли для СИ;

Яь - коэффициент, характеризующий в среднем

пропускающую способность атмосферы;

Р - угол наклона ФЭП к площади площадки.

Если принять значение Е н для горизонтальной поверхности (в = 0) за единицу, то при в = ф значения Ен н' составят 1,21, при в = ( ф - 5) , где 5-

средний угол склонения, значения Ен н' составят 1,27, при точной ориентации поверхности ФЭП

перпендикулярно потоку СИ значения Ен н'

составят 1,56.Увеличение Ен н' при изменении угла наклона в столь значительно, что в конструкции ФЭП некоторых СЭС предусматриваются устройства регулирования угла поворота ФЭП с целью слежения за солнцем (рис. 2).

Рис. 2. Фото панелей в составе СЭС «Star», США, 2015 г,мощностью 579 МВт (на 20% ФЭП предусмотрены устройства регулирования угла поворота с целью слежения за солнцем)

Fig. 2. Photo of panels as part of Star SES, USA, 2015, with a capacity of 579 MW (devices for adjusting the angle of rotation for tracking the sun are provided for 20% of the solar cells)

Значения Ен ^ определяют в дальнейшем при проектировании СЭС мощностную характеристику ФБ Р^ФБ = /(ЕН ji), фактическую мощность Рфаки

реальную выработку электроэнергии WpЕАл СЭС.

Следующим этапоммодернизация СЭС может выполняться путем замены ФБ в составе ФЭП в связи улучшением их характеристик (мощности, КПД, массо-габаритных параметров) по сравнению с исходными, принятыми ранее.Для определения характеристик ФБ на площадке части СЭС необходимы паспортные данные ФБ и значения среднесуточной мощности результирующего СИ Ед- -¿на наклонной поверхности. Нормированные

IА А

1к —__

1рр

параметры ФБ указываются при следующих условиях:атмосферное давление 1 атм, температура окружающей среды 250С, интенсивность суммарного СИ Ею = 1000 Вт/м2 или 800 Вт/м2.Электрические параметры ФБ приводятся в соответствии с типовой вольт-амперной характеристикой (ВАХ) (рис.3).

Рассмотрено три варианта мощности ФБ -150 Вт, 200 Вт; 250 Вт с разными значениями параметров и выявлено влияние параметров ФБ на фактическую мощность Рфаки реальную выработку электроэнергии WpЕАл для оценки возможности модернизации СЭС.Полученные значения приведены в таблице 2.

р НОР.

-'—1-*

Upp Uoc U, В

Рис. 3. Типовая ВАХ солнечной батареи: Р нор. - максимальная нормированная мощность, Вт; Upp - напряжение в точке максимальной мощности, В; Ipp - сила тока в точке максимальной мощности, А; Uoc - напряжение холостого хода

при включении, В; Ik - ток короткого замыкания, А Fig. 3. Typical CVC of the solar battery: P NOR. - maximum rated power, W; UPP - voltage at the point of maximum power, V; IPP - current strength at the point of maximum power, A; UOC - open circuit voltage at switching on, V; IK - short

circuit current, A

Таблица 2. Параметры фотосолнечных батарей и энергоблоков[5] Table 2. Parameters of photo-solar batteries and power units [5]

№п/п Параметры ФБ1 ФБ2 ФБ3

1 Интенсивность суммарного СИ, Е, Вт/м2 1000

2 Р нор , Вт 150 200 250

3 ирр, В 18 37,2 30,0

4 1рр, А 8,29 5,38 8,33

6 1к, А 8,75 5,82 8,89

7 П, % 17,46 18,1 17,5

8 Размер (Д х Ш х Г), мм 1480х680х 30 1580х808х35 1640х992х40

9 Масса, кг 12,5 15 18

10 Реализуемая мощность 35,2-112,0 47,0-149,2 51,0-186,5

ФЭП , Рфб, Вт

Продолжение таблицы 2

Continuation of table 2

11 Реализуемая выработка энергии ШФБ, Вт-ч/год 201700,2 268933,6 336167

12 Число ФБ в ФЭП 16

13 Напряжение ФЭП иП,В 72 148 120

14 Сила тока ФЭП 1П, А 33,16 21,52 33,32

15 Мощность ФЭП Рп , Вт 2400 3200 4000

16 Размеры ФЭП (Д х Ш), м 6,5x3,0 6,9x3,5 7,2x4,4

17 Масса ФЭП, кг 220 264 316,8

18 КИУМ по месяцам 0,02-0,224 0,026-0,225 0,026-0,225

19 КИУМ в среднем за год 0,123 0,15 0,15

Как следует из анализа параметров ФБ и ФЭП (таблица 2) при увеличении нормируемой мощности ФБ в 1,33 раза, реализуемая мощность ФБ в рассматриваемых условиях размещения СЭС (ф = 450с.ш., при в = ф) и выработка энергии ФЭП за год - возрастают в таком же соотношении, а КИУМ увеличивается 1,2. Аналогично, при увеличении нормируемой мощности ФБ в 1,67 раза, реализуемая мощность ФБ и выработка энергии ФЭП за год -возрастают в таком же соотношении, а КИУМ практически не меняется.

Увеличение площади панели ФЭП составляет, при замене тех же ФБ, соответственно - 1,24 и 1,64. Увеличение площади СЭС составляет - 1,06 и 1,11. Преимущество получается по удельному показателю (кВт/км2) - соответственно - 1,17 и 1,48.

Очевидно, что увеличение выработки электроэнергии СЭС почти в 1,7 раза может быть эффективно, но для оценки модернизации ФБ в

существующей СЭС требуется технико-экономический анализ. При проектировании новых СЭС применению более мощных ФБ следует отдавать предпочтение.

Следующим направлением модернизации СЭС может стать изменение удельного показателя(кВт/км2)за счет изменения расстояний между панелями ФЭП на площадке СЭС и соответственно, степени их взаимного затенения а. Применяется два основных варианта размещения платформы ФЭП на поверхности земли (рис. 4): платформа имеет четыре точки опоры и устанавливается неподвижно на относительно небольшой высоте Н (до 0,5 м) относительно земли (рис. 4, а) и платформа устанавливается на одной стойке высотой до 2,5 м с возможностью, в общем случае, регулировать угол наклона Р (рис. 4, б).

а). б).

Рис. 4. Примеры установки платформы ФЭП с СБ на поверхности земли Fig. 4. Examples of installing a solar cell with a solar cell on the surface of the earth

Обычно в составе ФЭП объединяется 16-20 СБ для удобства монтажа и установки платформ ФЭП на площадке части СЭС, а также для получения необходимых выходных параметров: тока и напряжения ФЭП.

Порядок и схема расчета степени затенения а поясняются рис.5. Штриховой линией на рис. 5 показано размещение ФЭП с затенением, на расстоянии L2 меньше Ll (где Ll - размещение ФЭП без затенения).

фотопатгслк

-т-----г-:-| -■-7".-■ '-:-'-^-:-:-'-

Рис. 5.Схема расположения ФЭП для расчета степени затенения а вверху - вид сбоку; внизу - вид сверху

Fig. 5. The layout of the solar cells to calculate the degree of shading а : top - side view; below - top view

Анализируя мощность СИ, можно оценить длину тени L (рис. 5) для четырех характерных точек - летнего (зимнего) солнцестояния и весеннего (осеннего) равноденствия. Максимальная величина затенения соответствует утренним часам в день зимнего солнцестояния, минимальное затенение - полдню в день летнего солнцестояния.

Модернизация СЭС может выполняться путем включения накопителей энергии в составе ЭБ. Схема ЭБ СЭС содержит цепь преобразования напряжения постоянного тока ФБ в стандартный вид для ЭС по числу фаз, частоте тока и величине напряжения. Для этой цели в ЭБ применяется трехфазный мостовой инвертор с выходным разделительным ТР, вторичное (выходное для сети) напряжение которого Цд2 должно соответствовать

стандартной величине линейного напряжения внутренней сети СЭС [6,7].

Главным элементом цепи преобразования является трехфазный мостовой полупроводниковый преобразователь (ММ), который, в зависимости от угла управляющего сигнала может работать как в режиме управляемого выпрямителя (УВ), так и в режиме трехфазного инвертора (И) - рис.6.

Параметры УВи И можнорегулировать в широком диапазоне при изменении угла управления а для УВ и угла управленияв для И. Для УВ угол управления а отсчитывается вправо от точки естественной коммутации, для Иугол управленияв отсчитывается влево от точки естественной коммутации - рис.6.

Рис. 6. Схема полупроводникового преобразователя и схема отсчета углов управления а управляемого выпрямителя ив инвертора в составе трехфазного полупроводникового преобразователя

Fig. 6. Scheme of the semiconductor converter and the reference frame of the control angles а of the controlled rectifier and в

inverter as part of a three-phase semiconductor converter

Расчет параметров НЭ в составе внутренней цепи ЭБ СЭС по предложенным далее схемам включения АК на заряд и разряд (рис.7, 8) выполнен для мощности ЭБ - Р = 2,0 МВт. Рассматриваются варианты включения АК и режимы заряда - разряда АК применительно к электрической цепи одного

ЭБ, так как вся внутренняя схема СЭС состоит из однотипных ЭБ.Электрическая схема ЭБ с АК в режиме зарядки АК в ночное время при избытке энергии в сети приведена на рис.7[8, 9].

Рис. 7.Схема блока ЭБ с подключением АК. Жирным контуром обозначены цепи в режиме заряда АК от сети 10

кВ в ночное время

Fig. 7. Scheme of the EC unit with AK connection. Bold circuits indicate circuits in the mode of charging the AC from a 10

kV network at night

При разряде АК параллельно с ФЭП (рис.8) поддерживается надежная работа СЭС в дневное время при колебаниях СИ. В часы вечернего

максимума нагрузки запасенная в АК энергия обеспечивает работу СЭС при отсутствии СИ.

Рис. 8. Схема ЭБ с подключением АК. Жирным контуромобозначены цепи в стандартном режиме работы инверторов от

ФЭПпри наличии СИ и подключении АК на разряд

Fig. 8. Electronic circuit with AK connection. Bold circuits indicate the circuits in the standard mode of operation of inverters from the photomultiplier tubes in the presence of SI and connecting the AK to discharge

Для расчета накопителей выбираем литий-ионные АКкак наиболее эффективные аккумуляторы на сегодняшний день, с техническими характеристиками, представленными в таблице 3 [10].

Таблица 3. Технические характеристики литий-ионных АК

Table 3. Technical characteristics of lithium-ion batteries

Параметры Значения Характеристика

Мощность 1,86 МВтч Накопитель большой емкости «под ключ» для систем резервного электропитания, ветро- и солнечной энергетики, магистральных электросетей

1,11 МВтч

Номинальное напряжение 620 В

Диапазон напряжения 505 - 705 В

Мощность 1,6 МВтч 1600 KWH ENERGY STORAGE Система накопления энергии на базе литий-ионных батарей Винстон для резервного питания крупных объектов

0,6 МВтч 600 KWHENERGYSTORAGE Система накопления энергии на базе литий-ионных батарей Винстон для резервного питания крупных объектов

Номинальное напряжение 620 В

Диапазон напряжения 505 -705 В

Рабочая температура От-250Сдо+ 600С

Выпрямленное напряжение на выходе УВ в схемах заряда АК в обоих ЭБ (рис.7, 8) принимается неизменным и равным значению ив.Необходимо учесть, что разряд элементов АК не должен превышать 80%, поэтому необходимо задать значение глубины разряда батареи в = 0,8.Также на параметры АК влияет температура окружающей среды. При понижении температуры емкость батареи снижается. Поэтому введен коэффициент а, учитывающий уменьшение емкости при понижении

температуры окружающей среды. При средней температуре внутри помещения шкафа ЭБ, где предполагается установить АК, равной 10 °С, коэффициент а примем равным 0,95.

При расчете количества АК в составе НЭ для примера примем среднее значение времени разряда АК - 4 часа. Для достижения необходимого заряда необходимо соединить параллельно выбранные из таблицыЗ типы АК.Результаты расчета представлены в таблице 4.

Таблица 4. Параметры АК в составе накопителей энергии Table 4. AC parameters as part of energy storage devices

Блок Количество НЭ Параметры Значения

ЭБ СЭС 2 QnOTP = п1в 6660 Ач

qo для АК НЭ 1,86 МВт 3100 Ач

мпарал. АК 2

Всего АК в ЭБ 4

По результатам расчета получаем 4 АК емкостью по 6660 Ач каждый и номинальным напряжением 620

В.

ВЫВОДЫ

В работе проведен анализ развития электростанций на базе СЭС и внедрения их в общую энергосистему. Рассмотрены перспективные направления модернизации солнечных

электростанций Республики Крым. Общим при модернизации действующих СЭС можно выделить: увеличение мощности станций в целом, увеличение мощности единичных энергоблоков СЭС, применение накопителей энергии, в частности, литий-ионных аккумуляторов. Рассчитаны параметры и характеристики энергоблоков СЭС с учетом усовершенствования применяемого оборудования. Разработаны схемы электрических цепей энергоблоков с применением накопителей энергии.Рассчитаны параметры аккумуляторов и схемы их включения в составе энергоблоков.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Электронный ресурс. Режим доступа: // http://www.ruscable.ru/article/Perspektivy_ razvitiya_mirovoj_elektroenergetiki_1/ Перспективы развития мировой электроэнергетики до 2035 года.

2. Электронный ресурс. Режим доступа: // http:// uabio.org>img/files/docs/uabio-position-paper-13/ Анализ энергетических стратегий стран ЕС и мира.

3. ЛесикВ.П.Общая характеристика и параметры мощных солнечных электростанций/В.П.Лесик, Л.Д.Сокут// Сборник статей по материалам научно-практической конференции с международным участием «Экологическая, промышленная и энергетическая безопасность - 2017» (Севастополь, 08.2017г.) Под

редакцией: Ю.А. Омельчук, Н.В. Ляминой, Г.В. Кучерик/ Севастополь: СевГУ,2017. - С. 763-769.

4. Сокут Л.Д. Возможности повышения эффективности солнечных электростанций в объединенной электрической сети за счет применения накопителей энергии [Текст] / Л.Д. Сокут, А.С. Муровская, А.Н. Курзо // Сборник статей Международной научно-практической конференции «Внедрение результатов инновационных разработок: проблемы и перспективы» (Пермь, 08.02.2017 г.). - В 2 ч. Ч.1 / Уфа: Омега сайнс, 2017. - С.70-73.

5. Бекиров Э.А. Основные этапы расчета параметров солнечной электростанции / Э.А. Бекиров, Л.Д. Сокут //Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология».-2013.- № 17 (139).- С. 29-35.

6. Гельман М.В. Преобразовательная техника: учебное пособие / М.В.Гельман,М.М. Дудкин, К А. Преображенский. - Челябинск: Издательский центр: ЮУрГУ, 2009. - 425 с.

7. СокутЛ.Д.Моделирование универсального полупроводникового преобразователя в цепи электрических машин средней и большой мощности/Л.Д.Сокут, С.П.Муровский, Н.М.Акулиничев// Строительство и техногенная безопасность.- 2018.- № 11 (63).- С. 129-135.

8. Сокут Л.Д. Перспективы развития систем электроснабжения за счет подключения ветровых и солнечных электростанций с накопителями энергии в общую энергосистему/ Л.Д.Сокут, А.С. Муровская //Строительство и техногенная безопасность. - 2017. - № 7 (59). - С. 113-121.

9. МуровскийС.П. Расчет параметров накопителей энергии для солнечных электростанций при включении их в объединенную энергосеть/С.П.Муровский, Л.Д.Сокут, В.П. Лесик

// Журнал «Электрооборудование: эксплуатация и ремонт».- М.: Панорама.- 2017.- №12.- С.46-49.

10. Сокут Л.Д.Аккумулирование энергии для солнечной электростанции/Сокут Л.Д.// Инновации в сельском хозяйстве.- 2017.- № 1 (22).- С. 154-162.

PERSPECTIVE DIRECTIONS OF MODERNIZATION OF SOLAR POWER PLANTS

OF THE REPUBLIC OF CRIMEA

Murovskiy S.P.,Sokut L.D.

Summary The paper discusses promising areas of modernization of solar power plants of the Republic of Crimea, connected to the General power system. The calculation of the increase in the production of solar power by changing the configuration and position of photovoltaic cells. Schemes of electric circuits of power units with the use of energy storage devices have been developed. Parameters of accumulators and schemes of their inclusion in structure of power units are calculated. Key words:solar power plant, modernization, power unit, energy storage, internal networks, Republic of Crimea