CC BY
112ЭНЕРГОКОМПЛЕКСЫ НА ОСНОВЕ ВИЭ
RES BASED POWER COMPLEXES
Статья поступила в редакцию 21.05.14. Ред. рег. № 2009 The article has entered in publishing office 21.05.14. Ed. reg. No. 2009
УДК 621.311.26
ВЕТРОДИЗЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ДЛЯ АВТОНОМНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ СЕВЕРНЫХ ТЕРРИТОРИЙ РОССИИ
В.В. Елистратов, М.А. Конищев
Санкт-Петербургский Государственный Политехнический университет НОЦ «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе» 195251 Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29, Тел/факс: (812) 552-80-68, е-mail: [email protected]
Заключение совета рецензентов 23.05.14 Заключение совета экспертов 26.05.14 Принято к публикации 28.05.14
Прибрежные территории (северные и дальневосточные) России обладают высоким ветроэнергетическим потенциалом. В настоящее время эти регионы находятся в зонах децентрализованного энергоснабжения и в основном обеспечиваются электроэнергией от дизельных электростанций, работающих на привозном топливе. Общая мощность дизельных электростанций (ДЭС), работающих на Севере, свыше 3 млн. кВт, а производство электроэнергии на них - около 15 млрд. кВтч, на производство которой на Север завозится ежегодно около 5,0-6,0 млн. т дизельного топлива. Стоимость производства энергии на таких ДЭС составляет 35-150 руб./кВтч. Также в ближайшей перспективе планируется развитие инфраструктуры по обслуживанию портов по трассе Северного морского пути, которые также будут нуждаться в надежном энергоснабжении. В связи с этим актуальным является создание надежных и эффективных систем энергоснабжения, оптимальным образом использующих преимущества местных возобновляемых источников энергии, прежде всего ветровой энергии и экономящих дорогое дальнепривозное топливо с адаптацией оборудования и минимизацией потерь при работе в условиях холодного климата, с максимизацией энергетического и экономического эффектов.
В статье представлены результаты одного из проектов ветродизельной электростанции, строящейся в условиях сурового арктического климата ВДЭС в п. Амдерма Ненецкого автономного округа мощностью ветровой генерации 250 кВт. Объект расположен за полярным кругом, в связи с чем к ВЭУ были предъявлены особые требования к работе в условиях низких температур (до -50°С) и обледенения.
В работе дан подробный анализ схем различных уровней замещения ВДЭС, описаны подходы технико-экономического обоснования. По результатам анализа предложена схема со средним уровнем замещения с экономией 35% и сроком окупаемости 7,3 года.
Ключевые слова: возобновляемая энергетика, ветровая энергия, ВИЭ, дизельная генерация, интеллектуальная АСУ, энергокомплекс, автономная система электроснабжения, высокий уровень замещения электроэнергии за счет ВИЭ, суровые климатические условия.
WIND-DIESEL POWER SYSTEMS FOR STANDALONE ENERGY SUPPLY OF
RUSSIAN NORTHERN TERRITORIES
V.V. Elistratov, M.A. Konishchev
Saint-Petersburg State Polytechnic University Science and Educational Center «Renewable Energy Sources»
29 Polytechnicheskaya St., St.-Petersburg, 195251, Russia Ph./fax: +7 (812) 552-80-68, e-mail: [email protected]
Referred 23.05.14 Expertise 26.05.14 Accepted 28.05.14
Coastal areas of the Russian Federation (northern and far eastern territories) have a significant wind power potential. Currently, the above said areas have decentralized energy supply and, therefore, local diesel power stations (nonintegrated mill) provide electricity to them.
The total installed power of diesel power stations (DPS) operating in northern regions is over 3 million kW, these DPS produce about 15 billion kWh., in that case power generation demands 5-6 million tons diesel fuel consumption annually. Diesel power stations generating costs 25-150 rubles per kWh. In the short term, the infrastructure development of Northern Sea Route ports are to be in inaugurated of the top priority nowadays. Therefore, establishing reliable and efficient power systems, which take an advantage of local renewable energy sources, mainly wind energy, and provide fuel saving with hardware adaptation for operating
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (151) 2014
© Scientific Technical Centre «TATA», 2014
in cold climates maximizing energy and economic effects, is actual. During the last two years the regional authorities have shown a great interest in the construction of wind-diesel power systems as the best way to minimize the diesel fuel consumption.
The paper includes results from two case studies of wind-diesel power systems (WDPS) in Russia, which should be operated in Arctic climate. Both systems are located within the polar circle with winter temperatures at least -50°C. Thus, the task to find small and medium sized wind turbine working under harsh climate cold and ice conditions was challenging.
The research is focused on the detailed analysis of the wind-diesel power station (WDPS) concepts with different penetration levels and feasibility calculations. According to the results of the feasibility studies, medium penetration level scheme was proposed for WDPS in Amderma village and 250 kW wind power capacity, which provides savings of 35% of diesel fuel and payback period of 7.3 years.
Keywords: renewable energy, wind energy, RES, diesel generation, intelligent ACS, energy complex automated power system, substitution of fuel energy sources, automated control system of energy complex (economy), high penetration fuel sources of electricity from RES, harsh climatic conditions.
Сведения об авторе: кандидат технических наук, заведующий отделением НОЦ «ВИЭ» СПбГПУ.
Образование: Инженерно-строительный факультет, кафедра «Возобновляемых источников энергии и гидроэнергетики» СПбГПУ (2006 г.).
Область научных интересов: энергокомлексы на базе ВИЭ, технологии проведения ресурсного анализа, интеллектуальное преобразование ВИЭ и управление. Публикации: 14.
Михаил Анатольевич Конищев
Введение
В связи с географическими и социально-экономическими особенностями около 60% территории России не охвачено централизованным электроснабжением, что приводит к высокой стоимости генерации электроэнергии.
Электрификация этих районов осуществляется преимущественно электростанциями малой мощности (до 1,0 МВт) на традиционном органическом (как правило, дизельном) топливе. Особенно остро данная ситуация складывается в северных регионах страны, где основным источником энергоснабжения являются дизельные электростанции, работающие на привозном топливе.
Общая мощность дизельных электростанций (ДЭС), работающих в районах Крайнего Севера и территориях, приравненных к ним, составляет более 3 млн. кВт, а производство электроэнергии в них -около 15 млрд. кВтч, для чего ежегодно завозится около 5-6 млн. т дизельного топлива [1]. Многие ДЭС имеют устаревшее оборудование, выработавшее свой моторесурс, в результате имеют высокий расход топлива и, соответственно, себестоимость производимой энергии на них колеблется в диапазоне от 30 до 150 руб. за 1 кВтч. Большая часть стоимости электроэнергии, отпускаемой потребителям, особенно бытовым, датируется из бюджетов различного уровня. В результате возникает перекрестное субсидирование, существенно затрудняющее осуществление либерализации тарифной политики. В связи с этим возникает острая необходимость в модернизации систем энергоснабжения, работающих в суровых климатических условиях России, на основе современных энергоэффективных технологий.
Актуальность вопросов, рассматриваемых в предлагаемой статье, определяется повышенным интересом, проявляемым Правительством РФ к развитию Севера и Арктического региона в целом. Так принята Президентская программа развития Арктики, в которой планируется развитие инфраструктуры действующих и создание новых портов и сопутствующей инфраструктуры по трассе Северного морского пути, которая будет нуждаться в надежном, экономически обоснованном
энергоснабжении при условии минимального негативного воздействия на окружающую среду. Принятая Правительством РФ Генеральная схема размещения генерирующих объектов на территории России на перспективу до 2030 года предполагает развитие распределенной генерации в регионах децентрализованного энергоснабжения и удаленных территорий, к которым относятся северные территории, суммарным вводом до 2030 года 9,2 ГВт. Приняты региональные программы повышения энергетической эффективности и уже ведется строительство энергокомплексов на основе использования традиционных и возобновляемых источников энергии в Камчатском крае, Ненецком автономном округе, Республике Саха-Якутия, Ямало-Ненецком автономном округе и других северных субъектах РФ.
Для районов Крайнего Севера России, учитывая слаборазвитую инфраструктуру, ограниченную транспортную доступность и суровые климатические условия эксплуатации оборудования, наиболее актуальным видится создание модульной, надежной и эффективной системы энергоснабжения, оптимальным образом использующей преимущества местных возобновляемых источников энергии (прежде всего ветровой энергии). Как известно [1],
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (151) 2014 © Научно-технический центр «TATA», 2014
северные территории децентрализованного энергоснабжения находятся в зоне высокого ветропотенциала со средними скоростями ветра более 5 м/с на высоте 10 м и удельной плотностью более 400 Вт/м2, поэтому создание ветродизельных электростанций (ВДЭС), а также модернизация действующих неэффективных ДЭС путем интеграции ветроэлектростанций (ВЭС) является очень эффективным мероприятием. Создаваемые ВДЭС должны быть адаптированы для работы в условиях холодного климата, приводить к минимизации технологических потерь при производстве энергии, а также к максимизации энергетического и экономического эффектов. В этом случае наиболее оптимальным видится создание автономных модульных систем энергоснабжения мощностью 0,1-1 МВт с комплексным использованием традиционных и возобновляемых источников энергии (ВИЭ), адаптированных к суровым климатическим условиям (низким температурам до -50°С, возникновению изморози, наличием вечномёрзлых грунтов основания и др. экстремальным условиям).
Международный опыт эксплуатации систем комплексного использования дизельных и ветроэлектростанций в суровых климатических условиях, например, на Аляске (ВДЭС St. Paul (675 кВт), ВДЭС Unalakleet (600 кВт, ВДЭС Wales (130 кВт, ВДЭС Кокханок (580 кВт, в Антарктиде -ВДЭС на острове Росса (600 кВт), ВДЭС Маусон (900 кВт), в Канаде, Норвегии и единичный опыт в др. странах показал, что создание ветродизельных электростанций является одним из наиболее экономически оправданных способов добиться высокой экономии дизельного топлива. Однако большинство созданных ветродизельных энергокомплексов мощностью более 100 кВт имеют весьма низкий уровень, что свидетельствует о наличии проблем при обосновании параметров, подбору состава оборудования и режимов его работы, создании системы управления.
Цель
Строительство и эксплуатация ВДЭС в условиях Крайнего Севера требует решения набора уникальных задач для обеспечения экономической эффективности, требуемого качества производимой электроэнергии и надежного энергоснабжения в условиях сурового климата.
Целью данной статьи является разработка методики обоснования состава оборудования ВДЭС, оптимальных параметров и режимов работы ветродизельного комплекса в условиях Крайнего Севера для максимизации экономических, технических и экологических эффектов от использования ветровой энергии в составе на
примере реального проекта ВДЭС п. Амдерма (Ненецкий автономный округ)
Основные задачи
При создании ВДЭС в суровых климатических условиях Российской Федерации необходимо решить 4 основные задачи:
1. Достоверная оценка ресурсов ветровой энергии в условиях ограниченной исходной информации.
2. Выбор оборудования ВДЭС (прежде всего, ветроэнергетической установки), адаптированного для работы в северных условиях.
3. Выбор оптимальной схемы замещения дизельного топлива ветровой энергией и разработка соответствующей ей системы управления энергокомплексом.
4. Проведение технико-экономической оценки эффективности проекта с учетом региональных особенностей.
Выбор ветроэнергетической установки
При работе в сложных климатических условиях крайнего севера ветроэнергетические установки (ВЭУ) могут подвергаться обледенению и низким температурам, которые зачастую находятся за пределами рабочих температур стандартных ВЭУ.
У стандартных ВЭУ при эксплуатации в экстремальных климатических условиях могут возникать значительные потери в выработке электроэнергии и механические нагрузки выше номинальных, что, в конечном итоге, приводит к финансовым потерям и преждевременным выходам из строя основных частей ВЭУ.
В связи с этим особенно важным является выбор такой ВЭУ, характеристики которой с одной стороны позволяют ей эффективно работать в условиях суровых климатических условиях (влажность 80-100%, температура окружающей среды до -52°С, ежегодные ураганы до 35 м/с, среднегодовая скорость ветра более 7 м/с).
С учетом дополнительных требований, а именно объема потребляемой электроэнергии в поселке, сложностей по эксплуатации ВЭУ, ограничений транспортной инфраструктуры и возможностей местных строительных организаций, были приняты к рассмотрению ВЭУ малой мощности от 50 до 200 кВт.
Производителей ВЭУ мощностью 50-200 кВт насчитывается около 30. Из них можно выделить 4 компании, которые оказались готовы поставить ВЭУ в специальном исполнении для работы в условиях холодного климата.
64
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (151) 2014
© Scientific Technical Centre «TATA», 2014
ISJJli
Таблица 1. Сравнительная характеристика ветроэнергетических установок для работы в составе ВДЭС в северных условиях (на примере ВДЭС в п. Амдерма) Table 1. Wind turbines selected for detailed analysis for wind-diesel operation in cold climate _conditions (for Amderma village case study) __
AOC 15/50 Endurance E-3120 Ghrepower FD16 GLB-50 NP 100 Arctic
Номинальная мощность ВЭУ, кВт 50 50 50 100
Общее кол-во установленных агрегатов, шт. ~750 ~ 100 ~30 ~ 30
В том числе в условиях холодного климата: 38 1 0 30
Высота башни, м 24 (бескрановой монтаж) 30,5 (мин) 30 (макс) 30(мин)
Диаметр ветроколеса, м 15 19,2 16 21
Количество ВЭУ, шт. 6 6 6 3
Номинальная мощность ВЭС, кВт 300 300 300 300
Годовая выработка ВЭС*, МВт-'ч/год 930,1 1257,7 951,04 894,2
КИУМ*, % 35,4 47,8 36,0 34,0
*Для сопоставимости результатов годовая выработка ВЭС рассчитывалась на основании карты ветроэнергетических ресурсов на одинаковой высоте оси ветроколеса ВЭУ 32 м.
По результатам экспертной оценки ВЭУ «AOC 15/50» и «NP 100 Arctic» являются наиболее подходящими для создания на их основе ВДЭС в суровых климатических условиях. Это, в первую очередь, связано с тем, что данные установки сертифицированы, имеют надежный силовой тракт, защиту от обледенения и, в целом, положительный опыт эксплуатации в суровом арктическом климате.
ВЭУ «AOC», кроме того, имеет возможность бескранового монтажа, что значительно снижает затраты на монтажные работы.
С другой стороны, ВЭУ «Ghrepower» имеют значительно меньшую стоимость, поэтому, возможно, проект с этими агрегатами обеспечит наилучшие экономические показатели.
Анализ концептуальных схем ветродизельных электростанций
В международной практике [1,8] ветродизельные электростанции классифицируют на три группы в зависимости от уровня замещения, т.е. соотношения мощностей и доли покрытия нагрузки между ВЭС и ДЭС (таблица 2):
- системы низкого уровня замещения;
- системы среднего уровня замещения;
- системы высокого уровня замещения.
Таблица 2. Характеристика ВДЭС по уровню замещения Table 2. WDPS classification by penetration level
Тип системы ВДЭС Особенности Доля при покрытии нагрузки, %
Мгновенной мощности ВЭС Выработки ВЭС
низкого уровня замещения ДЭС работает постоянно. Работа ВЭС снижает нагрузку на ДЭС. ВЭС участвует в покрытии основной нагрузки. АСУ ВДЭС не требуется. <50 <20
среднего уровня замещения ДЭС работает постоянно. При высоком уровне выработки ВЭС подключаются вторичные нагрузки. Требуется относительно простая АСУ ВДЭС. 50-100 20-50
высокого уровня замещения При высоком уровне выработки ВЭС ДЭС отключается. Необходимы дополнительные решения для поддержания уровней частоты и напряжения. Требуется интеллектуальная АСУ ВДЭС. 100-400 50-150
Уровень замещения, при котором может работать ВДЭС, обеспечивая требуемое качество электроэнергии, зависит от стратегии управления (режимов работы) и состава вспомогательного оборудования (компоновки ВДЭС).
Все разнообразие функциональных схем ВДЭС можно разместить в рамках осуществления двух глобальных стратегий управления [3,4]:
1. ДГУ постоянно работают в сети и следят за нагрузкой, ветроэнергетические установки (ВЭУ)
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (151) 2014 © Научно-технический центр «TATA», 2014
работают параллельно с ДЭС и снижают нагрузку на ДГУ (экономят топливо).
2. ДГУ отключаются в периоды большой выработки на ВЭС, ВЭУ могут работать на нагрузку без участия ДЭС.
Первый вариант не предъявляет особых требований к управлению, не требует применения специальных средств регулирования и, соответственно, имеет наиболее простую компоновку ВДЭС, состоящую из ВЭС, подключённой на общую шину с ДЭС с системой управления, предусматривающей отключение одной или нескольких ВЭУ при достижении заданной максимальной мощности на ВЭС. Как видно из таблицы 2, при такой стратегии управления ВДЭС можно построить системы с уровнями замещения от низких к средним.
ВДЭС с низким уровнем замещения, на сегодняшний день, являются самыми распространенными во многом благодаря простой схеме внедрения ВЭУ в состав существующих ДЭС. Вместе с тем, такая схема имеет большой недостаток - низкую долю экономии топлива.
Примером ВДЭС с низким уровнем замещения, работающей в условиях холодного климата, является ВДЭС Коцебу (Kotzebue, Аляска).
Чтобы позволить более высокие уровни замещения, необходимо снизить уровень генерации от ДЭС в системе. Основным способом снижения уровня генерации на ДЭС является использование парка ДГУ различной мощности с возможностью их частичного отключения для оптимального распределения нагрузки. Еще одним способом повышения уровня замещения является использование ДГУ специального исполнения, способных работать на низких нагрузках (~10% от номинальной мощности).
Повышение уровня замещения энергии ДЭС делает более сложным поддержание высокого качества электроэнергии и требует дополнительных мер по регулированию напряжения и, особенно, частоты в локальной энергосистеме.
Такими мерами являются:
- использование контролируемых балластных нагрузок для регулирования частоты;
- использование современных электронных средств регулирования мощности и управления ВЭУ для контроля баланса энергопотоков в режиме реального времени;
- использование электронных средств управления дизель-генератором при работе на низкой нагрузке, обеспечивающих более быстрое время срабатывания.
В связи с этим, системы со средним и высоким уровнем замещения являются более сложными системами, что приводит к увеличению капитальных затрат. Дополнительные затраты, в основном, окупаются снижением потребления
дальнепривозного дорогого дизельного топлива.
На рисунке 1 показана схема ВДЭС со средним уровнем замещения.
Примерами ВДЭС со средним уровнем замещения, работающими в условиях холодного климата, являются:
- ВДЭС в Токсук Бэй (Tooksok Bay, Аляска),
- ВДЭС Касиглук (Kasigluk, Аляска).
АСУ ВДЭС
— - Нагрузка ----1
ДЭС
—--Еда-]
—......I
Питающий резервуар; Контроллер управления системы отопления ; вторичной нагрузкой ,-- г—ч
—"-EfHE
Рис. 1. Схема ВДЭС со средним уровнем замещения Fig. 1. Typical scheme of WDPS with medium penetration level
Максимальной экономии топлива и достижения высокой доли замещения можно достичь при отключении ДЭС в периоды, когда энергии, вырабатываемой на ВЭС, достаточно для покрытия нагрузки, и ВЭУ при этом могут работать автономно. Однако для этого дополнительно требуются: интеллектуальная автоматизированная система управления (АСУ) и вспомогательные устройства для управления активной и реактивной выходной мощностью ВДЭС и компенсации колебаний мощности от ВЭС.
Схемы ВДЭС с большой долей замещения энергией от ВЭС можно разделить на две группы:
- схемы без аккумулирования электроэнергии,
- схемы с аккумулированием электроэнергии.
В системах ВДЭС без аккумулирования электроэнергии, как правило, используется парк ДГУ различной мощности, синхронный компенсатор для поддержания уровня напряжения и управляемые балластные нагрузки для регулирования частоты, а также полезной утилизации излишков электроэнергии в виде тепла. При этом необходима АСУ ВДЭС для осуществления управления всеми элементами системы, регулирования уровнями загрузки синхронного компенсатора и балластной нагрузки в зависимости от мгновенной мощности ВЭУ, нагрузки потребителя и возможностей ДГУ по поддержанию частоты и напряжения автономной энергосистемы.
На рисунке 2 показана схема ВДЭС с высоким уровнем замещения без системы аккумулирования. Такая схема является одной из самых дешевых среди систем с высоким замещением и позволяет использовать избытки электроэнергии в отоплении. Уровень замещения выработкой от ВЭС может достигать 60%. Недостатком приведенной схемы
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (151) 2014
© Scientific Technical Centre «TATA», 2014
можно считать использование устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ) в виде тяжелого и мощного синхронного компенсатора с вращающимися частями массивного ротора, не всегда удобного в эксплуатации в изолированных энергосистемах.
Интеллектуальная АСУ
д
Синхронный компенсатор
Нагрузка
ДЭС ,
ЙЭ......
71-ГГ I1
р......
Контроллер управления вторичной нагрузкой
Питающий резервуар системы отопления
щ-ш
которых не могут обеспечить высокий уровень замещения по представленным выше схемам.
За последние годы два типа аккумулирующих систем были успешно апробированы на ВДЭС, эксплуатируемых в удаленных районах - это электрохимические аккумуляторы и инерционные накопители (маховики).
Рис. 2. Схема ВДЭС с высоким уровнем замещения без
аккумулирования Fig. 2. Typical scheme of WDPS with high penetration level without energy storage system
Примерами ВДЭС с высоким уровнем замещения без аккумулирования являются:
- вДэС St.Paul (Сант-Паул, Аляска),
- ВДЭС Unalakleet (Юналаклит, Аляска).
Недостатком всех схем с высоким уровнем
замещения без аккумулирования является повышенный износ ДГУ из-за увеличенного количества запусков и остановок. Другой проблемой является то, что ДГУ необходимо достаточно продолжительное время для запуска, и существует риск, что они не успеют подхватить резкое снижение мощности ВЭС в период кратковременного затишья.
Большая часть перерывов в выработке электроэнергии имеет ограниченную
продолжительность, и использование
аккумулирующих систем для компенсации таких кратковременных периодов может привести к значительной экономии топлива, уменьшению часов работы генераторов и уменьшению количества их запусков.
В системах ВДЭС с аккумулированием электроэнергии (рисунок 3) используются:
- аккумулирующая система,
- двухсторонний преобразователь переменного/постоянного тока, который обеспечивает поддержание уровня напряжения и управление реактивной мощностью в сети,
- управляемые балластные нагрузки для регулирования частоты и утилизации оставшихся излишков электроэнергии в виде тепла.
Схемы ВДЭС с аккумулированием могут быть особенно эффективны в случае, когда ВДЭС строится на базе уже существующей ДЭС, ДГУ
Рис. 3. Схема ВДЭС с высоким уровнем замещения с системой аккумулирования Fig. 3. Typical scheme of WDPS with high penetration level and energy storage system
Электрохимические аккумуляторы в настоящий момент наиболее распространены, они доступны, эффективны и успешно используются совместно с преобразователями тока.
Примерами ВДЭС, использующих схему с высоким уровнем замещения и электрохимическим аккумулированием, являются:
- ВДЭС Уэльс (Wales, Аляска),
- ВДЭС Кокханок (Kokhanok, Аляска).
Основным недостатком использования
электрохимических аккумуляторов является использование опасных жидкостей, ограниченная продолжительность эксплуатации и регулярное техническое обслуживание.
Инерционные накопители, аккумулирующие механическую энергию (с последующим преобразованием в электрическую), постепенно становятся все более распространенными и доступными. Некоторые решения ВДЭС с инерционными аккумуляторами могут оказаться дешевле по сравнению с электрохимическими аккумуляторами. Основным достоинством инерционных накопителей является долгий срок службы и возможность выдать большую мощность за короткий интервал времени (несколько секунд). Недостатком на сегодняшний день можно считать фактически полное отсутствие на российском рынке таких аккумулирующих систем, что неизбежно приводит к зависимости от иностранных поставщиков, завышению стоимости и невозможности оперативной замены или ремонта.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (151) 2014 © Научно-технический центр «TATA», 2014
Примером успешного использования
инерционных накопителей являются:
- ВДЭС на острове Росса (Ross island, Антарктика),
- ВДЭС Маусон (Mawson, Антарктика).
Выбор схемы замещения и соответствующей системы управления
Для выбора наиболее рациональной схемы ВДЭС проведен оценочный расчет системы автономного электроснабжения (на примере ВДЭС в п. Амдерма) с широким набором основного и вспомогательного оборудования, включая дизель-генераторы различной мощности. Был проведен сравнительный анализ трех вариантов систем: низкого уровня замещения, среднего уровня замещения, высокого уровня замещения без аккумулирования электроэнергии. Целью расчета являлся подбор наиболее оптимальной, с точки зрения технико-экономических показателей, мощности ВЭС и парка дополнительных дизель-генераторов.
Основными критериями оценки проведенных расчетов являются следующие показатели:
- выработка электроэнергии по каждому виду оборудования,
- число часов работы генерирующего оборудования,
- количество потребляемого топлива,
- общие дисконтированные издержки проекта,
- доля возобновляемой генерации.
Критерием выбора выбран максимум экономии
от внедрения ветровой генерации, выраженный в денежном эквиваленте за рассматриваемый промежуток времени.
Эт = (ПЗ0 -ПЗО •T-Ki ^ макс,
(1)
рз
650
I 600
п 5Ь0
Е
| 500 н
| 450 С
ь 400
—*— 2xADV400 (существующая ДЭС) —2xADV400+ парк из 3 ДГУ 80/160/300 кВт --2xADV400 +ДГУ 80 кВт
—W— 2xADV400 +ДГУ 160 кВт ¡^ - • 2xADV400 +ДГУ300 кВт
Низкий уровень Средний уровень Высокий уровень ' замещения
замещения замещения
где: ПЗ - ежегодные постоянные затраты электростанции: 0 - вариант существующей ДЭС с двумя ДГУ ЛБУ400, 1 - рассматриваемый вариант ВДЭС.
При этом
ПЗ = ТОвэс +ТОдэс + ЗП, + ЗТ,
где: ТОВЭС - среднегодовые затраты на техническое обслуживание ВЭС с учетом замены деталей и планового ремонта; ТОдэс - среднегодовые затраты на техническое обслуживание ДЭС; Зрз - затраты на капитальный ремонт и замену ДГУ после 3-х капитальных ремонтов; Зт - затраты на дизельное топливо.
Таким образом, денежная экономия определялась по сравнению с затратами существующей ДЭС за четыре временных периода: 5 лет, 10 лет, 15 лет, и 20 лет.
Наиболее наглядно эффект от внедрения ВДЭС с различными уровнями замещения представлен на рисунках 4-6.
О 100 200 300 400 500 S0O
Установленная мошность ВЭС. кВт
Рис. 4. Зависимость расхода топлива от мощности ВЭС в составе ВДЭС
Fig. 4. The effect of the WDPS integration with different penetration levels
На рисунке 4 показаны результаты имитационного моделирования режимов работы ВДЭС, отображающие темпы снижения расхода топлива при увеличении мощности ВЭС в составе ВДЭС, а также влияние на расход топлива установки дополнительных разменных дизель-генераторных установок (ДГУ).
Как видно из рисунка 4, интеграция ВЭС установленной мощностью до 150 кВт (низкий уровень замещения) к существующим ДГУ достаточно эффективно снижает расход дизельного топлива - экономия 105 тыс. литров для 150 кВт ВЭС. При дальнейшем увеличении доли генерации от ВЭС эффективность экономии топлива значительно снижается, так как минимально-допустимая нагрузка существующих ДГУ становится значительно больше по сравнению с минимумом нагрузки.
Для увеличения экономии топлива в системе со средним и высоким уровнями замещения целесообразно оптимизировать парк ДГУ, рассмотрев в составе ДЭС дизельные генераторы меньшей мощности и обеспечив, таким образом, эффективную работу на низких нагрузках.
Наилучшую экономию топлива на всех уровнях замещения, согласно расчетам, дает дополнительная установка парка из трех ДГУ номинальными мощностями 80, 160 и 300 кВт, соответственно.
За 5 лет вложенные инвестиции в оборудование ВДЭС в большинстве вариантов еще не окупаются. Наилучшим показателем для отдачи в краткосрочном периоде будет являться система с низким уровнем замещения на основе существующих ДГУ и ВЭУ установленной мощностью около 50 кВт при среднегодовой нагрузке потребителя ~300 кВт.
Зависимость денежной экономии от установленной мощности ВЭС, рассчитанной по формуле (1), в разрезе 10 и 20 лет представлена на рисунках 5-6.
При рассмотрении экономии от ВДЭС за период 10 лет максимальный положительный эффект ~40 млн. руб. (для условий п. Амдерма) обеспечивает система среднего уровня замещения на
68
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (151) 2014
© Scientific Technical Centre «TATA», 2014
ISJJli
основе ВЭС установленной мощностью 250 кВт и дополнительного парка ДГУ 80/160/300 кВт.
ч
/А) ч,! ч >
L ' *■«. X
N. ■С '
—•—2xADV 400 ÍCYIU.1 1 ' ч \ > V
—►—Сущ. + парк ДГУ 30/160/300 кВт
— ■ Сущ. + ДГУ МО кВт . —и—Сущ. + ДГУ 160 кВт --Сущ. + ДГУ 300 кВт
200 300 400
Установленная мощность ВЭС, кВт
Рис. 5. Экономический эффект от создания ВДЭС в интервале 10 лет Fig. 5. Savings depending on the installed WPS capacity for the period of 10 years
За 15 летний период эксплуатации ВДЭС системы с высоким уровнем замещения показывают максимальную экономию, однако темпы прироста по сравнению с системами среднего уровня замещения незначительные, а риски по надежности выше. Наилучшие показатели, как и в интервале 10 лет, показывает система с дополнительным парком из трех ДГУ 80/160/300 кВт.
ВДЭС, обеспечивающей, с одной стороны, высокую экономию дизельного топлива, а с другой приемлемые сроки окупаемости, выбрана схема со средним уровнем замещения на основе ВЭС установленной мощностью 250 кВт и парка вспомогательных ДГУ мощностью 80 кВт, 160 кВт, и 300 кВт.
Стоит отметить, что системам с различными уровнями замещения соответствуют различные алгоритмы управления. Система управления ВДЭС является ключевым элементом, от которой зависит надежность и эффективность работы всей системы энергоснабжения в целом.
Оптимальные для каждого уровня замещения алгоритмы управления были выбраны посредством ряда оптимизационных расчетов на основе имитационного моделирования режимов работы ВДЭС с почасовой дискретизацией. Результаты расчета показаны на рисунке 7.
Низкий уровень замещения Средний уровень /' 1 ^""'eátíS''"^"'*"^ Высокий уровень замещения у^ замещения
/Сг ! Вариант 1
/ ^ Доля ветровой энергии в полезной выработке электроэнергии ВДЭС / 9% 18% 27% 35% 43% 50% 55% 60% 64* 67% 70% 73?
Рис. 6. Экономический эффект от создания ВДЭС в интервале 20 лет Fig. 6. Savings depending on the installed WPS capacity for the period of 20 years
В долгосрочной перспективе становится очевидным преимущество системы с высоким уровнем замещения на основе дополнительного парка из ДГУ 80/160/300 кВт, вложенные инвестиции в оборудование к этому времени окупаются, что сказывается на увеличении темпов прироста денежной экономии. Остальные компоновки ВДЭС показывают прирост экономии только при ВЭС установленной мощностью до 300 кВт (низкий и средний уровни замещения).
Таким образом, по результатам вариантных расчетов в качестве наиболее рациональной схемы
количество еэу (к sc КВТ)
Рис. 7. Эффекты от внедрения различных алгоритмов управления ВДЭС Fig. 7. The effects of implementing supervising control systems
1 - Централизованное управление ВЭУ и ДЭС отсутствует, каждая электростанция работает по собственным внутренним алгоритмам работы. Как видно из рисунка 4, специальной системы управления не требуется для систем с низкими уровнями замещения.
2 - Относительно простая система управления, которая координирует отдельные ДГУ, ВЭУ и блок балластной нагрузки, распределяя мощность между ними по критерию целевой функции, как правило, максимальной экономии топлива, а также реализации защитных функций в случае выхода из строя части оборудования, обеспечивая дальнейшую работу ВДЭС.
3 - Интеллектуальная система управления на основе адаптивных нейро-сетевых алгоритмов и мультиагентного подхода. Как видно из рисунка 9, использование интеллектуальной системы управления ВДЭС обеспечивает дополнительную экономию топлива в системах с высоким уровнем замещения.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (151) 2014 © Научно-технический центр «TATA», 2014
Технико-экономическая оценка эффективности проекта
В результате выполнения расчетов по оценке эффективности, проект строительства ВДЭС в п. Амдерма с использованием ВЭС 250 кВт показал положительный экономический эффект по всем показателям при рассмотрении модели, в которой учитывается экономия дизельного топлива в денежном выражении по сравнению с вариантом «без строительства ВЭС»; а также, в которой учитывается продажа электроэнергии по тарифам, устанавливаемым Управлением по государственному регулированию цен (тарифов) Ненецкого автономного округа: по одноставочному тарифу для населения в размере 2,59 руб/кВт-ч (по которому реализуется 75% от общего объема потребляемой электроэнергии) и по одноставочному тарифу для категории прочих потребителей в размере 25,96 руб/кВт-ч (по которому реализуется 25% потребляемой электроэнергии). Чистый доход (NPV) от реализации проекта при таком рассмотрении составит 251,5 млн. рублей. Вложенные инвестиции в размере 90 млн. руб. окупятся (DPB) за 7,3 года.
Экономически обоснованный тариф (ЭОТ) на электрическую энергию, производимую на существующей ДЭС и поставляемую покупателям МУП «Амдермасервис» на 2013 г., составляет 35571 руб./МВтч (без учета НДС).
При реализации проекта ВДЭС экономически обоснованный тариф МУП «Амдермасервис» по расчетам составит 22021 руб./МВт ч (без учета НДС), что на 38,1% ниже существующего. Это подтверждает положительный экономический эффект от реализации проекта.
Список литературы
1. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика Изд. 2-е доп.: учебное пособие СПб.: Наука, 2013.
2. Елистратов В.В. и др. Климатические факторы возобновляемых источников энергии / под ред. В.В. Елистратова, Н.В. Кобышевой и Г.И. Сидоренко. СПб.: Наука, 2010.
3. Elistratov V.V., Konishchev M.A. Научные проблемы при создании и эксплуатации ветродизельных энергокомплексов в условиях холодного климата. Istrazivania i Projectovania za Privredu. 2014. www.scimagojr.com/ journalsearch.php?q=4100151613 &tip=sid
4. Elistratov V., Konischev M. Wind turbine operation in distributed and isolated generation. Abstracts of the First International Forum "Renewable energy: towards raising energy and economic efficiencies". 2013. Moscow, RAS. P. 394-395.
5. Елистратов В.В. Проектирование и эксплуатация установок нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Ветроэлектрические установки: учебное пособие / В.В. Елистратов, А. А. Панфилов. СПб.: Изд-во Политехнического унта, 2011.
Заключение
Высокий природно-ресурсный потенциал ветровой энергии Северных регионов РФ и высокая стоимость дальнепривозного дизельного топлива и себестоимости энергии создают хорошие возможности строительство ветродизельных электростанций в этих регионах.
Определение энергетической и технико-экономической эффективности проектов ВДЭС для удаленных потребителей северных регионов России необходимо проводить на основе системной эффективности с учетом детальных оценок ресурсов возобновляемой энергии, схем и особенностей электроснабжения, природно-климатических,
социально-экономических, транспортных и экологических факторов, с обоснованием максимально возможной доли замещения традиционного топлива.
ВДЭС с высоким уровнем замещения и интеллектуальной системой управления могут обеспечить высокие финансовые, экологические и технические показатели при рассмотрении долгосрочных инвестиций и срока жизни проекта более 15 лет.
Исследования проводились при поддержке проекта №14.577.21.0099 в рамках Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014-2020 годы» и Президентского гранта НШ-2240.2014.8 государственной поддержки ведущих научных школ РФ.
References
1. Elistratov V.V. Vozobnovlaemaa energetika Izd. 2-e dop.: ucebnoe posobie SPb.: Nauka, 2013.
2. Elistratov V.V. i dr. Klimaticeskie faktory vozobnovlaemyh istocnikov energii / pod red. V.V. Elistratova, N.V. Kobysevoj i G.I. Sidorenko. SPb.: Nauka, 2010.
3. Elistratov V.V., Konishchev M.A. Naucnye problemy pri sozdanii i ekspluatacii vetrodizel'nyh energokompleksov v usloviah holodnogo klimata. Istrazivania i Projectovania za Privredu. 2014. www.scimagoj r.com/
j ournalsearch.php?q=4100151613 &tip=sid
4. Elistratov V., Konischev M. Wind turbine operation in distributed and isolated generation. Abstracts of the First International Forum "Renewable energy: towards raising energy and economic efficiencies". 2013. Moscow, RAS. P. 394-395.
5. Elistratov V.V. Proektirovanie i ekspluatacia ustanovok netradicionnoj i vozobnovlaemoj energetiki. Vetroelektriceskie ustanovki: ucebnoe posobie / V.V. Elistratov, A.A. Panfilov. SPb.: Izd-vo Politehniceskogo un-ta, 2011.
6. Zubarev V., Minin V., Stepanov I. Usage of wind
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 11 (151) 2014
© Scientific Technical Centre «TATA», 2014
6. Zubarev V., Minin V., Stepanov I. Usage of wind energy in North: state, efficiency conditions and prospects. Nauka: Saint-Petersburg, 1989.
7. Елистратов В.В., Денисов Р.С. Методика выбора электроэнергетического оборудования ВЭУ. Неделя науки СПбГПУ: материалы научно-практич. конференции с междунар. участием. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2014.
8. Muhando B., Keith K., and Lundsage P. Best Practices in Implementation of WIND-DIESEL SYSTEMS. Alaska: Alaska Center for Energy and Power, 2012.
9. VTT Technical Research Centre of Finland. Recommendations for wind energy projects in cold climates, 2012.
energy in North: state, efficiency conditions and prospects. Nauka: Saint-Petersburg, 1989.
7. Elistratov V.V., Denisov R.S. Metodika vybora èlektroènergeticeskogo oborudovaniâ VÈU. Nedelâ nauki SPbGPU: materialy naucno-praktic. konferencii s mezdunar. ucastiem. SPb.: Izd-vo Politehn. un-ta, 2014.
8. Muhando B., Keith K., and Lundsage P. Best Practices in Implementation of WIND-DIESEL SYSTEMS. Alaska: Alaska Center for Energy and Power, 2012.
9. VTT Technical Research Centre of Finland. Recommendations for wind energy projects in cold climates, 2012.
Транслитерация по ISO 9:1995
oo
- TATA -
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 11 (151) 2014 © Научно-технический центр «TATA», 2014
