Повышение качества электроснабжения с применением распределенной комбинированной генерации

ХАРАКТЕРИСТИКА И ОЦЕНКА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ РЕСПУБЛИКИ ИРАК
Надежность электроэнергетической системы является первостепенной задачей любого развитого государства. Наличие мощных независимых источников электрической энергии, системы распределительных электрических сетей позволяет обеспечить развитие промышленности, перехода к высокотехнологичному производству и улучшению социальной инфраструктуры.
Электрические сети Республики Ирак имеют в составе 106 источников генерации с преобладающей генерацией на основе паровых турбин [27] с суммарной выработкой 12 МВт, что практически в 3 раза меньше необходимых 30 МВт [28].
В связи с чем возникает необходимость модернизации системы энергообеспечения, в том числе за счет распределенной генерации.
1.1. Географические и климатические особенности Республики Ирак
Республика Ирак расположена в Западной Азии и граничит с Ираном, Иорданией, Кувейтом, Саудовской Аравией и Сирией (рис. 1.1) [29]. Поверхность Ирака разделена на четыре основных участка: аллювиальная равнина, пустынное плато, горная область и волнистая область. Климат Ирака колеблется от умеренного на севере, субтропического на востоке и юго-востоке до континентального пустынного климата на западе и юго-западе. Лето характеризуется засухой и экстремальной жарой, при этом температура в большинстве районов страны может достигать 43 °C, зима же характеризуется обильными осадками и значительным снижением температуры, например, средняя температура в городе Мосул зимой составляет 7 °C, на юге в пустынной местности температура падает еще сильнее, вплоть до 2 °C. Это обусловливает ситуацию, при которой температуры значительно разнятся от региона к региону. Дождевые
осадки редки в большинстве районов Ирака, за исключением северо-восточных 10
районов. Количество осадков колеблется от 100 мм в Бадии и от 350 до 550 мм в горных районах на севере страны [30].
Рисунок 1.1. Географическое расположение Республики Ирак
Ирак является страной богатой нефтью, поэтому там развиты как ее добыча, так и переработка. Недра Ирака также богаты различными минералами, некоторые из которых являются довольно редкими, например, уран, золото, серебро, сера, а также железо, медь, олово, хром, никель, алюминий и другие металлы.
Одним из индикаторов развития отраслей, добывающих полезные ископаемые, является надежное энергообеспечение, а добавленная стоимость тем ниже, чем дешевле источник энергии.
Также основным источником потребления являются охладительные системы, так как охлаждение необходимо в период с апреля и до конца октября.
Существующий энергетический комплекс достаточно сильно страдает из-за периодических войн и большинство источников генерации либо разрушены, либо эксплуатируются на пределе возможностей. Также свыше 70% установленных генерирующих мощностей введены в эксплуатацию до 2000 года, что указывает на моральный износ и низкую эффективность [31].
Источники электроэнергии в энергосистеме Ирака можно классифицировать как по способу производства электроэнергии, так и по организационной структуре. Управление производством электроэнергии в Ираке в основном принадлежит четырем государственным компаниям, принадлежащим Министерству электроэнергетики Ирака: компании по производству электроэнергии на севере, компании по производству электроэнергии на юге, компании по производству электроэнергии в среднем Евфрате и компании по производству электроэнергии в центральном регионе. Каждая из этих компаний отвечает за многие генерирующие станции и подстанции по всей стране.
Рисунок 1.2. Проектная и фактическая мощность иракских электростанций
Классификация и производственные мощности основных источников энергии в Республики Ирак в соответствии с данными Министерства энергетики Ирака за 2020 год представлены на рис. 1.2.
В Республике Ирак существует восемь тепловых электростанций для производства электроэнергии, они расположены в шести городах. Величина производимой ими электроэнергии представлена в табл. 1.1.
Тепловые электростанции в Ираке
Таблица 1.1
Город Багдад Хилле
Салах аль-Дин Басра
Ди Кар Кут
Название станции Юг Багдада Аль-дора Эль-Мусайиб Бейджи Аль-наджибия Харта Насирия Васит
Всего
Объем производства электроэнергии (МВт·ч) 593 150
2 420 009
11 929 470
559 824
1 106 769
3 761 419
18 256 206
30 816 306
К преимуществам тепловых электростанций относятся:
 низкая стоимость используемого топлива;
 малые капитальные вложения, по сравнению с другими электростанциями;
 могут быть построены в любом месте независимо от наличия топлива;
 занимают меньшую площадь по сравнению с гидроэлектростанциями;
 стоимость выработки электроэнергии меньше, чем у дизельных
электростанций.
Процесс работы газотурбинных электростанций можно описать следующим образом. В начале атмосферный воздух поступает в компрессор двигателя, далее под высоким давлением следует в камеру сгорания, где смешивается с природным газом и сжигается. Далее горячий газ, попадая на лопасти турбины, приводит ее во
К недостаткам тепловых электростанций относятся [32, 33]:
 высокий уровень загрязнения атмосферы;
 более высокие эксплуатационные расходы по сравнению с
гидроэлектростанциями.
вращение, в результате чего тепловая энергия переходит в механическую. Затем энергия вращения турбины переходит на генератор, который в свою очередь вырабатывает электроэнергию. Отработавшие дымовые газы поступают в котел- утилизатор, и далее используются для нагрева воды, воздуха или другого агента.
В Ираке существует тридцать восемь газотурбинных электростанций для производства электроэнергии. Объем производства электроэнергии представлен в табл. 1.2.
Газотурбинные электростанции в Ираке
Таблица 1.2
Город
Багдад
Бабал
Дияла Кербала
Наджаф Салах аль-Дин Киркук
Ниневия Миссан
Басра
Название станции
Юг Багдада 1 Юг Багдада 2 Аль-ращид Аль-дора Аль-таджи 1 Аль-таджи 1 Аль-кудс Аль-садир Хиле 1 Хиле 2 Аль-херат Эль-Мусайиб Аль-мансурия Кербала Наджаф 1 Наджаф 2 Аль-хаидария 1 Аль-хаидария 2 Бейджи Аль-дибс Мула абдулла 1 Мула абдулла 2 Мула абдулла 3 Ниневия 1 Ниневия 2 Аль-кахлаа Бизркан 1 Бизркан 1 Аль-имара Аль-щуеба Хор аль-зубер албитро Аль-ремела
Объем производства электроэнергии (МВт·ч) 814,669
756,389
72,200
717,135
683,762 5,385,837 1,199,870 345665 1,344,700 5,349,539 1,311,913 562,426 1,147,660
1,947,120
3,233,811
0 287,340 1,005,767 520,347 2,436,738 0 269,386 68,574
415,474
2,561,687 257,244 2,440,171 0 6,816,216
14

Дикар Аль-мутхана Аль-дивания
Щат аль-басра Аль-наджибия насрия Аль-самава Аль-дивания
Продолжение табл. 1.2
4,688,188 1,771,844 154,722 204,803 2,126,236 50,897,639
Всего
К преимуществам газотурбинных электростанций относятся:
 малые масса и габариты в соотношении на единицу продукции;
 монтаж в относительно малые сроки;
 быстрый пуск и плавная работа;
 обеспечение гибкости, поставляя электроэнергию для производства, а также
путем подачи сжатого воздуха для удовлетворения технологических
потребностей;
 способности использования жидких и газообразных видов топлива, включая
синтетические;
 более экологичны по сравнению с дизельными электростанциями;
 меньшее потребление воды по сравнению с паровой электростанцией.
При большом количестве положительных сторон работы газотурбинных станций, они так же обладают и рядом недостатков [34, 35]:
 для запуска установки необходим надежный пусковой двигатель;
 обладают высокочастотным шумом;
 высокие температуры накладывают серьезное ограничение на условия
обслуживания установки;
 низкий КПД системы из-за того, что две трети общей выходной мощности
используются для привода компрессора;
 несовместимы с твердым топливом.
В Ираке работает восемь гидроэлектростанций для производства электроэнергии плотинного типа. Эти станции расположены в шести иракских городах: Салах-эд-Дин, Дияла, Вавилон, Кербела, Наджаф, Ниневия (табл. 1.3).
Гидроэлектростанции в Ираке
Таблица 1.3
Город Салах аль-Дин Дияла Аль-аибар Кербела Наджаф
Ниневия
Название станции Самараа Химринь Хадита Аль-хиндия Аль-куфа Мусол 1 Мусол 2 Мусол 3
Всего
Объем производства электроэнергии (МВт·ч) 350,140
181,405
998,904
42,188
2,405
290,363
311,038
2,176,083
Для эффективной работы гидроэлектростанций необходимо соблюдать два требования: круглогодичное бесперебойное снабжение водой, наличие резких склонов рек.
Существуют три основных типа гидроэлектростанций, отличающихся по способу подачи воды: плотинные, деривационные и гидроаккумулирующие.
Самые распространенные – плотинные гидроэлектростанции, которые являются самыми мощными электростанциями. Водоем образуется посредством возведения искусственных ограждений для удерживания течения реки. Таким образом регулируется уровень водоема и необходимая выработка электрической энергии. Деривационный вид отличается тем, что не применяет все течение реки, а с помощью труб и системы водоотведения происходит забор нужного объема воды, которая затем отправляется в турбину. Гидроаккумулирующие станции являются установками, которые запасают электрическую энергию и возвращают ее в систему при необходимости, применяются для выравнивания суточной неоднородности графика электрической нагрузки.
К преимуществам гидроэлектростанций относятся:
 гибкость – гидротурбина запускается в течение всего нескольких минут;
 невысокие расходы на электроэнергию;
 использование для обеспечения энергией промышленности и населения;
 минимальные выбросы углекислого газа, только попутные работы;
 польза от создания водохранилища для развития водных культур, орошения полей, создания запасов питьевой воды.
К недостаткам гидроэлектростанций можно отнести следующее:
 нанесение вреда экологии и потеря плодородных участков земли, лесов и
снижение численности животных;
 заиление дна водохранилища;
 увеличение выбросов метана из-за загнивающих на дне растений;
 переселение населения [36].
Дизельная электростанция (подвижная) – энергетическая установка, оборудованная одним или несколькими электрическими генераторами переменного тока с приводом от дизельного двигателя внутреннего сгорания. Дополнительно включает устройства для распределения электроэнергии, устройства автоматики, пульт управления.
В основном дизельные электростанции выступают в роли вспомогательного источника электрической энергии при плановых и аварийных отключениях централизованной сети. Однако в местах, где централизованный источник электрической энергии отсутствует, дизельная электростанция выступает в роли самостоятельного источника электрической энергии [37].
Установка в таких местах дизель-электростанций позволит скомпенсировать сколь угодно длительные нарушения в работе традиционного источника электропитания, при этом она оснащена автоматической системой пуска, которая срабатывает при сбоях в работе электросети.
В Ираке используются десять дизельных электростанций для производства электроэнергии, эти станции расположены в восьми иракских городах (табл. 1.4).
Дизельные электростанции в Ираке
Таблица 1.4
Город Багдад Аль-самва Салах аль-Дин
Название станции Аль-щахид сабба альхурия Аль-самва
Самараа
Объем производства электроэнергии, (МВт·ч) 39,409
11,236
451,731
17

Басра Аль-аибар Миссан
Аль-дивания Кербела
Хондай махлас Щимал аль иммара Аль-щималия Аль-джанубия
Восток Карбалы всего
Продолжение табл. 1.4
24,211 164,368 262,825 202,234 217,128
213,236 1,593,408
Ввиду недостатка собственной генерирующей системы в Республике Ирак, которая не позволяет удовлетворить растущие потребности населения и производства, руководство республики использует импорт электрической энергии из соседних стран, таких, как Исламская Республика Иран и Турецкая Республика (табл. 1.5).
Импорт электроэнергии в Ираке
Таблица 1.5
Город
Дияла Миссан
Басра
Киркука Ниневии
Название линии
Ханакин – Сарбил захаб Дияла – Мирсад Имара – Карха Аль-барижать Аль-харта Аль-Шуеба Импорт Киркука Импорт Ниневии
Всего
Количество импортируемой энергии (МВт·ч)
2 162 001
1 610 499
1 592 130
2 644 617
890 432
996 432
1 998 937
47 275
13 104 203
В связи с растущим спросом на электроэнергию в Ираке и в соответствии с изменениями в энергетике в мире, Министерство энергетики Ирака начало первые шаги по развитию распределенной генерации в начале 2017 года, используя их для производства электроэнергии и способствуя повышению энергоэффективности при производстве электроэнергии, а также для обеспечения баланса между потреблением и производством электроэнергии.
Стоит отметить, что был начат первый в Ираке проект по производству солнечных батарей, который, как ожидается, будет завершен в 2022 году, общая установленная мощность установки составит 755 МВт.
Отдельные проекты в области солнечной энергии также были проведены с целью обеспечения электроэнергий отдельных зданий, относящихся к правительственным учреждениям, например, здание Министерства энергетики, здание Вавилонского университета и здание Технического университета Среднего Евфрата.
Нынешняя программа правительства Ирака считает производство электроэнергии на основе распределенной генерации одним из приоритетных направлений, что обусловливает значительные объемы инвестиций из государственного бюджета на развитие альтернативной энергетики. Считается, что мощность установленных в Ираке альтернативных источников энергии вырастет до 5000 МВт к 2023 году.
В научной работе [38] были проведены исследования применения фотоэлектрических модулей в качестве источника электрической энергии. Сделан вывод о том, что необходимо использовать отдельную линию постоянного тока, что способствует удорожанию комплекса и снижает его эффективность.
Однако в году остается еще 115 пасмурных дней, не охваченных солнцем, а также часы, в которые солнце по определенным причинам не попадает на поверхность земли. В этом случае необходимо компенсировать либо мощными накопительными системами, либо дополнительным стабильным источником энергии, турбинные генераторы, дизель-электростанции, гидроэлектростанции.
Наиболее перспективным с точки зрения совместного применения считается применение солнечных модулей совместно с дизельной электростанцией, что позволит повысить эффективность комплекса, компенсировать падение выработки энергии, а также сделать систему полностью независимой от основной сети.
1.2. Характеристика распределительных сетей Республики Ирак
Электроэнергетика Республики Ирак берет свое начало с 1917 года, когда в здании «Хан Дала» был установлен первый электрогенератор в стране [38]. А уже в 1931 году была введена в эксплуатацию первая система распределения электрической энергии, и затем в 1952 году – полноценная электрическая подстанция.
До войны в Персидском заливе суммарная установленная генерирующая мощность составляла 5 100 МВт, а после снизилась более чем в 2 раза и составила 2300 МВт [39].
Энергетический сектор является неотъемлемой частью иракской экономики и испытывает на сегодня значительную нехватку электроэнергии. Развитие энергетики Республики Ирак включает установку газотурбинных систем суммарной мощностью до 13 МВт с приоритетным использованием газа в качестве основного топлива. Но ввиду особенностей географического расположения в качества топлива предусмотрены варианты использования сырой нефти и мазута [40].
Производство электроэнергии увеличилось почти на 90% в период между 2012 и 2018 годами, но разрыв между предложением и максимальным спросом превышает значения 2012 года. Особенно это проявляется в летние месяцы, когда генерация не удовлетворяет пиковые потребности в электроэнергии (рис. 1.3) [41].
Большая часть электроэнергии в Ираке вырабатывается на крупных электростанциях. Наличие крупных освоенных запасов нефти в Ираке позволяет опереться на собственные энергоносители в процессе производства электроэнергии, и, кроме того, снизить их стоимость. Наличие крупных рек Тигр и Евфрат на территории Ирака позволяет использовать гидроресурсы страны для производства электроэнергии путем строительства гидроэлектростанций.
Рисунок 1.3. Пиковый спрос и максимальное производство электроэнергии
Растущий спрос на электроэнергию в Ираке обусловил необходимость использования большого количества электростанций различных типов, которые в качестве топлива используют в основном углеводороды (рис. 1.4) [42].
Рисунок 1.4. Внешний вид электростанций Ирака
В энергосистеме Ирака для производства электроэнергии используются природные ресурсы (нефть, вода, газ). Производство электроэнергии во всех провинциях Ирака зависит от тех природных ресурсов, которые в них имеются (рис. 1.5).
22%
37%
38%
3%
Природный газ Нефть Мазут Жидкий газ
Рисунок 1.5. Процентное соотношение видов топлива в структуре производства электроэнергии в Республике Ирак
Данная зависимость приводит к необходимости создавать отдельные инфраструктуры в виде трубопроводного транспорта, перекачивающих станций и хранилищ, это значительно повышает стоимость энергосистем и уменьшает их гибкость.
Одним из решений может стать применение распределенной генерации, которая обеспечит локализацию источника генерации непосредственно рядом с потребителем. Климат Ирака, который характеризуется солнечной погодой в течение всего года, послужил важным стимулом для тенденции производства энергии из возобновляемых и нетрадиционных источников энергии.
Наряду с научным прогрессом в области преобразования энергии и сокращения выбросов в соответствии с утвержденными стандартами и внедрением новейших технологий для производства чистой энергии развиваются гибридные комплексы для производства экологически чистой энергии [43].
Электрические сети в Республике Ирак являются основным компонентом электроэнергетической системы, также сети выполняют важную функцию доставки электроэнергии подключенным к ним потребителям. Разделяют сети на распределительные и системообразующие:
 системообразующие сети осуществляют передачу электроэнергии высокого напряжения на большие расстояния, повышение напряжения используется для снижения потерь в сетях, сопротивление которых увеличивается из-за значительной протяженности проводов;
 распределительные сети расположены в городах и других населенных пунктах, выполняют функции передачи электроэнергии от понижающих подстанций к потребителям, а также используются для расширения географического охвата сети.
Иракские распределительные сети и линии электропередачи характеризуются разнообразием в соответствии с их конструктивными особенностями, выполняемыми функциями и местоположением (табл. 1.6) [44].
Таблица 1.6 Количество и протяженность распределительных сетей в Ираке
Область
Багдад
Север
Средний Евфрат
Аль- вассат
Юг
Город
Аль-русафа Аль-карх Аль-садр Ниневия Салах аль- Дин Киркук Бабил Кербела Наджаф Дивания Аль-фнбар Дияла Васить Аль-басра
Линии 33 кВ Линии 11 кВ Воздушные Кабельные Воздушные Кабельные
Количе Длина Количе Длина Количест Длина Количест Длина ство км ство км во км во км
11 160 119 300 361 23 190 160 540 781 9 26 70 322 403 92 832 78 734 646
49 904 27 132 265
38 598 9 35 282 37 442 26 96 290 12 169 48 260 232 20 240 48 226 282 31 555 21 92 222 34 764 6 24 221 30 516 17 46 251 46 818 14 267 3952
142 1306 80 309 936
1,779 351 588 4,847 263 632 2,027 140 274 6,332 107 1133
2,794 14 14
5,073 11 25 3,736 34 76 1,610 46 132 2,210 48 140 3,114 39 95 2,173 16 41 4,659 11 21 3,952 61 6907 5,226 140 274 4,399 20 17 3,006 37 70 2,829 49 152
Дикар 57 Миссан 34 Аль-мутхана 14
778 18 77 423 501 8 31 258 217 23 91 160 9016 772 3370 6280
Всего 679
Иракская электросеть также включает в себя множество подстанций,
59,766 1349 3745
работающих в целях передачи и распределения, эти станции играют важную роль 23

в обеспечении работоспособности всей сети. Системообразующие сети напряжением 400/132 кВ, а также распределительные сети напряжением 33/11 кВ представлены в табл. 1.7.
Подстанции системообразующих сетей Коммутационные станции
Таблица 1.7
Город
Количество Багдад 6 Ниневия 2 Киркук 1 Салах аль-Дин 0 Наджаф 1 Кербела 0 Бабил 1 Дивания 1 Аль-фнбар 0 Дияла 1 Васить 1 Аль-басра 3 Дикар 0 Миссан 1 Аль-мутхана 0
Всего 18 Область
Багдад Север
Средний Евфрат Аль-вассат Юг
400 кВ
Мощность, МВт
6250
2000
1000
0
1000
0
1000
1250
0
1000
500
2500
132 кВ
Количество Мощность, МВт
45 7913 19 2759 9 1318 26 2363 6 1225 6 1255 8 1562 6 1071 18 1175 19 1573 9 1625 42 5556
0 9 1000 7
1625
1008 0 5 882
17500 Город
Аль-русафа Аль-карх Аль-садр Ниневия Салах аль-Дин Киркук Бабил Кербела Наджаф Дивания Аль-фнбар Дияла Васить Аль-басра
234 32717 Подстанции (11/33) кВт
Количество Мощность, МВт 70 3676
70 3676
95 4884
39 2063 79 2592 29 1404 35 1292 27 1770 36 1488 32 1750 37 1450 37 1034 30 1247
110 5455
Всего
Дикар 58 Миссан 32 Аль-мутхана 23
2322
1535
36152
24

На рис. 1.6 представлена существующая системообразующая электрическая сеть Республики Ирак, определяемая линиями электропередач напряжением 132 кВ и 400 кВ.
Рисунок 1.6. Существующая электросеть Республики Ирак 400 кВ и 132 кВ
Развитие системы передачи электрической энергии сопровождается развитием генерирующих мощностей, что приводит к переконфигурированию существующих сетей на 132/400 кВ. Одним из решений может быть использование четырех и более проводников в фазе для увеличения пропускной способности [45].
Развитие электроэнергетических систем способствует увеличению проблем, связанных как с организацией жесткого управления (автоуправления), так и с необходимостью вовлечения новых земельных участков. В данном случае, единственным решением является повышение управляемости сетей или переход к технологии Smart Grid (интеллектуальных сетей). Это позволит с меньшими
затратами обеспечить жесткий режим управления и уйти от строительства новых, дорогостоящих линий электропередач [46].
В Республике Ирак, в рамках развития вектора применения интеллектуальных технологий в работе энергетических систем, применяется технология FACTS (Flexible Alternative Current Transmission Systems – гибкие системы передачи переменного тока), которая позволяет значительно повысить управляемость [47]. Технология позволяет гибко менять характеристики передачи или преобразования электроэнергии по нескольким параметрам: устойчивость, уровень технологических потерь, пропускная способность, перераспределение потоков мощности, качество электроэнергии и пр. Применение FACTS способствует повышению пропускной способности линий электропередач до 20 %, достигать заданных параметров сети, обеспечить устойчивую работу энергосистемы, приводит к снижению потерь электроэнергии до 20 % [48].
Технология FACTS является одной из составляющей концепции Smart Grid, которую можно разделить на 4 модуля:
 альтернативные источники, технологии малой и средней генерации;
 устройства автоматизации нового уровня с применением цифровых
технологий;
 программные комплексы и цифровые платформы для центров управления
энергосистемой;
 гибкие системы передачи переменного тока (FACTS).
В самой технологии FACTS можно сгруппировать по решениям:
 статические преобразователи в электропередачах переменного тока;
 вставки постоянного тока в электропередачи постоянного тока;
 электромашинные комплексы, состоящие из электрических машин
переменного тока или трансформаторов в комбинации с устройствами силовой электроники.
Электроэнергия является основным фактором обеспечения устойчивого
социального и экономического развития. Бесперебойный постоянный доступ к 26

электроэнергии является жизненно важным для работы многих промышленных предприятий и учреждений.
Для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения необходимо в условиях роста потребления электроэнергии соответственно увеличивать и его производство для обеспечения экономического роста, и удовлетворения растущего спроса электроэнергии.
Доступность электроэнергии в Ираке оказывает решающее влияние на многие аспекты жизни общества, поэтому иракское правительство уделяет особое внимание данному вопросу. Была значительно увеличена генерация путем ввода в строй новых генерирующих мощностей, при этом доступная мощность увеличилась на 8 ГВт (или 90%) в период с 2012 по 2018 год. Также увеличение генерации сопровождалось улучшением состояния энергосистемы, которое выразилось в снижении потерь в электроэнергетических сетях (технические и нетехнические), однако потери электроэнергии все равно остаются чрезвычайно высокими и составляют до 60%, что является одним из самых высоких показателей в мире. Это означает, что эффективное увеличение мощности составило 4 ГВт. Между тем, пиковый спрос увеличился на 80%, а разрыв между предложением и пиковым спросом сегодня больше, чем в 2012 году [44].
Климат также оказывает значительное влияние на электроэнергетические проблемы в Ираке. Высокие температуры вызывают дополнительный нагрев проводов и оборудования сетей, таким образом, жара, стоящая в Ираке летом, способствует увеличению потерь в сетях, увеличивает риск выхода оборудования из строя, а также создает дополнительные требования к системам охлаждения.
Бытовые потребители составляют около 66 % всей установленной мощности потребителей Ирака, вторым по размеру видом потребителей являются промышленные потребители, за ними следуют сельскохозяйственные и другие потребители (табл. 1.8). В табл. 1.8 также представлена информация по общему потреблению электрической энергии по городам Республики Ирак [44].
Таблица 1.8 Потребление электрической энергии по категориям потребителей
Область Город Всего Домашнее энергии хозяйство
Категории потребителей, МВт·ч
Коммер- Промы- % ческие % шленные
Сельскохоз
% яйственные %
Аль-русафа Аль-карх Аль-садр Ниневия Салах аль- Дин Киркук Бабил Кербела Наджаф Дивания Аль-фнбар Дияла Васить Аль-басра Дикар Миссан Аль-Мутхана
Всего
3,626,324 5,601,790 2,635,128 2,040,600
210,242
2,695,795 2,893,838 1,939,916 2,578,282 1,712,711 1,258,865 1,886,508 2,114,343 4,916,731 2,397,322 1,225,691 736,538 40,770,622
1,509,880 3,145,108 1,902,511 1,304,474
319,480
1,077,739 1,928,804 992,142 1,668,620 1,264,769 900,996 1,585,073 1,666,847 2,357,704 1,982,660 926,562 459,806 24,993,174
Домашнее хозяйство %
199,320 64 35,7087 81 295,620 86 348,179 85
153,205 83
219,244 84 250,723 88 147,842 89 178,989 86 137,785 86 157,431 82 220,349 87 191,604 85 261,815 86 187,184 90
97,259 88
42 680,024 56 504,903 72 173,989 64 47,475
63 18,952
40 91,564 67 91,844 51 170,866 65 169,671 74 59,192 72 51,511 84 52,106 79 68,757 48 205,889 83 67,837 76 16,831 62 12,554 61 2,483,965
19 186,557
5 7 1 25
46
7
5
3
34
3
12
22,440 1 87,880 2 11,507 0,5 46,090 2
31,087 6
58,661 2 34,696 1
9,510 0,4 46,084 2 57,466 3 25,428 2 44,363 2
166,470 8 15,159 1 15,196 1 14,189 1 24,815 3
Багдад Север
Средний Евфрат
Аль- вассат
Юг
9 7 2
3
9
3
3
4
1
6
384,937 23,790 510,221
42,517
1,243,476 51,162 137,193 83,645 92,732 137,464 50,235 72,073 1,673,818 146,188 34,536 59,360 5,029,902
Общее
Область количество продано
709,790 2 Категории потребителей, МВт·ч
Всего потребителей энергии
Коммер- ческие
106,321 6,7031 43,810 50,437
17,838
30,844 25,117 14,783 18,956 15,190 21,734 25,999 24,056 37,448 17,390 9,406 9,956 536,316
Промы- Сельскох
% шленные % озяйствен %
Багдад Север
Средний Евфрат
Аль-вассат Юг
Аль-русафа Аль-карх Аль-садр Ниневия Салах аль- Дин Киркук Бабил Кербела Наджаф Дивания Аль-фнбар Дияла Васить Аль-басра дикар миссан Аль-мутхана
308,203 434,680 340,431 403,259
183,438
256,389 250,723 164,069 178,247 158,718 188,074 249,792 222,089 303,328 205,782 913,30 107,425
34 15 13 12
12
9
9
10
12
8
13
912 0 992 0 826 0
1,817 0
598 0
1,181 1 730 0 1,252 1 615 0 715 0 1,379 0 531 0 365 0 396 0
ные
1,650 1 9,581 2
535 0 2,826 1
1,1797 6
577 0 709 0 508 0
Всего
92,984 85 4,117,977 3,496,611 84
5,724 2 4,725 2 936 1 6,944 3 5,013 3 7,657 4 2,829 1 5,714 3 2,686 1 677 0 2,300 2 4,095 4 14,103 034 75,719 2
28

1.3. Способы повышения качества электроснабжения потребителей распределительных сетей Республики Ирак
В настоящее время повышение качества электроснабжения потребителей распределительных сетей Ирака реализуется с применением технических решений по компенсации реактивной мощности, генерации и накопления электроэнергии.
Необходимая степень компенсации достигается с помощью устройств компенсации реактивной мощности. Для получения требуемого уровня напряжения на зажимах нагрузки применяют регулировку напряжения на трансформаторе (переключение РПН), продольную компенсацию и векторное регулирование, которое обеспечивают устройства силовой электроники на основе IGBT транзисторов или IGCT-тиристоров [49-57].
Для генерации электроэнергии используют дизель-генераторные, газопоршневые и газотурбинные электроустановки различной мощности. Такие источники питания обладают сравнительно высокой маневренностью, что позволяет им оперативно влиять на параметры режима сети, к которой они подключены. Так же всё большее распространение получают электростанции на возобновляемых источниках энергии, но, так как выработка электроэнергии от таких станций непостоянна, возникает необходимость использования накопителей электроэнергии [58-61].
Мероприятия, способствующие снижению потерь электроэнергии в сети и повышению напряжения в узлах нагрузки, приведены на рис. 1.7.
Рисунок 1.7. Технические мероприятия, направленные на повышение качества электроснабжения потребителей распределительных сетей
При установке батарей конденсаторов в узлах нагрузки происходит снижение величины реактивной мощности, протекающей по всем элементам сети, питающей эту нагрузку: линии электропередач, трансформаторы и др. (рис. 1.8).
Рисунок 1.8. Повышение энергоэффективности от работы устройств поперечной компенсации реактивной мощности
За счет это снижается величина полной мощности и тока в элементах распределительной сети, а, следовательно, и величина потерь электроэнергии, что дополнительно разгружает линии электропередач и трансформаторы. Так же происходит увеличение коэффициента мощности в магистральных и распределительных сетях. Всё это позволяет повышать пропускную способность сетей без мероприятий по их реконструкции для увеличения мощности оборудования.
Основными функциями батарей статических конденсаторов являются:
Регулирование напряжения. При передаче электроэнергии по электроэнергетической сети происходит падение напряжения. Величина падения, в основном, зависит от конфигурации схемы сети, протяженности линий электропередач и мощности питающейся от этой сети нагрузки. Предельно допустимая величина отклонения напряжения от номинальных значений не должна превышать ±10 % (согласно IEEE Std 1366-2003) [62], при этом нормально допустимое отклонение составляет ±5%. Конденсаторные батареи обеспечивают генерацию реактивной мощности, за счет чего происходит компенсация реактивной мощности в сети и снижается величина падения напряжения в элементах системы электроснабжения.
Снижение потерь электроэнергии. Технологические потери при транспортировке электроэнергии по сетям могут составлять 8-12 % от всей электроэнергии, отпущенной в сеть. Для установки батарей статических конденсаторов необходимо выбирать наиболее загруженные реактивной мощностью узлы нагрузки. Для этого производят расчет и последующий анализ режимных параметров сети. Это позволяет существенно повысить экономические показатели сетей.
Батареи статических конденсаторов состоят из следующих элементов: сборок конденсаторных батарей, токоограничивающего реактора, коммутационной аппаратуры, устройств защиты и измерения (рис. 1.9).
Рисунок 1.9. Состав и схема подключение батареи статических конденсаторов при поперечной компенсации
На каждую фазу собирают конструкцию, состоящую из статических конденсаторов, реактора и трансформатора тока. Такие конструкции в свою очередь объединяют в трехфазные сборки, которые в зависимости от режима нейтрали, соединяются по схеме «звезда» или «треугольник». Основной элемент батареи статических конденсаторов – косинусный конденсатор. Конденсаторы соединяются последовательно и параллельно и крепятся в металлических рамах. Такие блоки устанавливаются вертикально в несколько уровней на опорных изоляторах.
Основными преимуществами конденсаторных батарей по сравнению с другими видами устройств компенсации реактивной мощности являются:
 длительный срок службы;
 простота эксплуатации;
 возможность подключения батарей статических конденсаторов к шинам как
низкого, так и высокого напряжения;
 малые потери активной мощности;
 сравнительная легкость операций монтажа;
 возможность внутренней и наружной установки.
Еще одним устройством, которое применяют для коррекции режима работы распределительных сетей в Ираке, является устройство регулирования напряжения под нагрузкой силовых трансформаторов.
Изменение напряжения трансформатора при использовании регулирования напряжения под нагрузкой осуществляется за счет изменения количества витков обмотки высокого напряжения с помощью переключающего устройства. Переключения производятся вручную персоналом либо приводами устройств автоматики.
Такое регулирование изменяет величину напряжения у потребителя, но никак не разгружает распределительные сети. Так же к недостаткам можно отнести невысокий ресурс переключающего устройства, из-за чего регулировка напряжения под нагрузкой, в основном, имеет сезонный характер.
Устройства продольной компенсации часто применяются в районах с линиями, имеющими большую протяженность для повышения энергоэффективности электроэнергетической сети. Батареи устройства продольной компенсации состоят из конденсаторов продольной компенсации. При включении конденсаторов последовательно с линиями электропередач снижается реактивная составляющая эквивалентного сопротивления при его индуктивном характере. Благодаря этому уменьшается уровень падения напряжения и потерь электроэнергии. Типовая схема подключения устройства продольной компенсации и состав таких установок показан на рис. 1.10.
33

Рисунок 1.10. Подключение и состав устройства поперечной компенсации
При работе устройств продольной компенсации могут возникать аварийные режимы, связанные с перенапряжениями при расшунтировании конденсаторов (повреждение шунта Rш), резонансом или повреждениями конденсаторов. При возникновении таких режимов ёмкость должна быть разряжена через разрядник F и зашунтирована выключателем (рис. 1.10).
Устройства продольной компенсации помогают поддерживать значения напряжения на протяжении всей длины линий и в узлах нагрузки в допустимых пределах при постоянном росте спроса на электроэнергию. В таком случае пропускная способность линии будет зависеть лишь от ограничения по длительно допустимому току проводников, из которых выполнена эта линия, т.е. от предельно
34

допустимого нагрева проводов. Так же за счет последовательного подключения емкости улучшается динамическая устойчивость режима.
Статический тиристорный компенсатор, в отличие от батарей конденсаторов, способен выполнять плавное регулирование вырабатываемой реактивной мощности и поддерживать её значение на четко заданном уровне. В состав такого компенсатора входят: цепи управления и защиты, фильтрокомпенсирующие цепи и коммутируемые тиристорами реакторы тиристорно-реакторной группы. Фильтр- компенсатор постоянно включен в сеть и применяется для компенсации высших гармоник, что улучшает параметры качества электроэнергии, но почти не влияет на величину потоков мощностей, передаваемых по сети.
Тиристорно-реакторная группа включает в себя высоковольтные тиристорные вентили и коммутируемые этими вентилями реакторы. Из-за нагрева полупроводников при протекании мощности для вентилей применяют систему охлаждения. Типовая конфигурация статического тиристорного компенсатора и схема его включения приведена на рис. 1.11. За счет наличия коммутирующих устройств в тиристорно-реакторной группе достигается плавное регулирование реактивной мощности. Для этого изменяют время и угол коммутации тиристоров.
Статический тиристорный компенсатор применяют для улучшения следующих показателей качества электроэнергии: регулирование уровня напряжения в сети и узлах нагрузки, а также поддержание величины напряжения на нужном уровне; подавление низкочастотных колебаний и асинхронных качаний; подавление колебаний напряжения, вызванных изменением нагрузки. Статический тиристорный компенсатор часто применяется в электроснабжении промышленных предприятий. Их применение приводит к существенной экономии за счет оптимизации расходов электроэнергии при передаче и потреблении, а также снижении штрафов за отклонение от допустимых пределов по коэффициенту мощности для предприятий.
Рис. 1.11. Подключение и состав статического тиристорного компенсатора
Существующие устройства имеют во всех случаях одну основную функцию – компенсация реактивной мощности, так как снижение перетоков реактивной мощности в электрической сети позволяет снизить потери активной энергии и напряжения, регулировать напряжение в энергосистеме, снизить загрузку линий электропередач и трансформаторов. Однако они не позволяют повысить энергоэффективность распределительных сетей Республики Ирак в нужном объеме, так как имеется большой дефицит активной мощности, что говорит о необходимости использования распределенной генерации.
Выводы
1. Аналитический обзор литературных источников показал, что Республика Ирак имеет дисбаланс в генерируемой и потребляемой электрической энергии на 20 %. При этом причина отрицательного баланса в периодических военных действиях и террористических актах. Показано, что на территории Республики Ирак применяются классические системы генерации, тепловые электростанции, гидроэлектростанции. Определено, что в качестве эффективного решения необходимо применение комбинированных источников распределённой генерации.
2. Исследование климатических и географических особенностей Республики Ирак показало, что в течение года на поверхности земли в Ираке мощность солнечной энергии изменяется от 2393 до 6576 Вт·ч/(м2·сут), а в среднем по году мощность составляет 4455 Вт·ч/(м2·сут), а количество солнечных дней превышает двести пятьдесят. Однако в году остается еще дни, не охваченные солнцем, в этом случае необходимо использовать дополнительные стабильные источники энергии.
3. Анализ технических мероприятий, повышающих качество электроснабжения и снижающих потери мощности в распределительных сетях, показал, что с учетом климатических особенностей Республики Ирак и стоимости дизельного топлива наиболее рациональным вариантом снижения потерь мощности и напряжения в ветвях сети является использование распределенной генерации. Учитывая указанные особенности, рациональным и экономически обоснованным решением использования в качестве распределённой генерации являются солнечно-дизельные комплексы, подключенные к шинам низкого напряжения трансформаторных подстанций 33/11 кВ как дополнительные источники мощности, так и автономные электростанции для удаленных населенных пунктов.
2. ОЦЕНКА РЕЖИМОВ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ РЕСПУБЛИКИ ИРАК
2.1. Характеристика потребляемых нагрузок распределительной сети Республики Ирак
Объектом исследования в диссертационной работе является распределительная сеть 33 кВ Республики Ирак с подстанциями 33/11 кВ, к шинам низкого напряжения которых присоединяется местная нагрузка. В качестве примера для дальнейших исследований выбран участок распределительной сети, однолинейная схема которого представлена на рис. 2.1.
Рассматриваемый участок распределительной сети имеет пять источников питания, которыми являются шины 33 кВ крупных узловых подстанций. В схеме содержится 14 понизительных потребительских подстанций 33/11 кВ. Местная нагрузка присоединена к шинам низкого напряжения этих подстанций. Из 14 понизительных подстанций 12 являются двухтрансформаторными, и только две из общего числа – однотрансформаторные (ПС-11 и ПС-14).
Участки распределительной сети рассматриваемой схемы между источниками питания представляют собой радиальные схемы с двусторонним питанием и подключением подстанций по двум линиям. По способу присоединения к электрической распределительной сети 33 кВ подстанции являются проходными, за исключением подстанции ПС-14, которую можно считать тупиковой.
На подстанциях установлены силовые трансформаторы номинальной мощностью от 2500 до 6300 кВА. Все трансформаторы имеют масляное охлаждение и тропическое климатическое исполнение (рис. 2.1).
Рис. 2.1. Однолинейная схема участка распределительной сети Республики Ирак
Потребительские подстанции 33/11 кВ соединены между собой и присоединены к источникам электрической энергии неизолированными сталеалюминевыми проводами марки АС сечением от 70 до 95 мм2 различной протяженности (рис. 2.1).
Большинство подстанции 33/11 кВ распределительной сети Республики Ирак являются проходными, поэтому распределительные устройства 33 кВ двухтрансформаторных потребительских подстанций выполнены с выключателями в цепях трансформаторов по схемам мостик. Такие схемы позволяют сохранять переток мощности через подстанцию при ремонте выключателей в цепях трансформатора. Вывод линии в ремонт выполняется двумя выключателями. При этом выключатели мостиков в нормальном режиме работы находятся как во включенном, так и в отключенном положении. Выключатели мостиков отключены на тех подстанциях, распределительные устройства высшего напряжения которых являются границей раздела мощности на участках распределительной сети 33 кВ. На подстанциях, где предусмотрен транзит мощности через их распределительные устройства высшего напряжения в нормальном режиме работы, выключатели мостиков нормально включены [63, 64].
Распределительные устройства 11 кВ
потребительских подстанций выполнены
секционированной системы сборных шин на базе комплектных распределительных устройств. Секции в этих схемах на всех подстанциях работают раздельно, т. е. секционные выключатели нормально отключены. Это необходимо по условиям ограничения токов короткого замыкания в схемах подстанций.
Состояние выключателей схемы формирует режим работы рассматриваемого участка электрической распределительной сети. Для расчета режимов работы участка распределительной сети необходимы параметры всех элементов схемы. Используются значения длин линий и характеристики проводников, типы и мощности силовых трансформаторов.
двухтрансформаторных по схеме одиночной

Эти данные определяются по паспортным данным этих элементов или по справочникам. Более сложной и важной задачей является определение эквивалентных нагрузок потребительских понизительных подстанций на стороне низкого напряжения.
Данные о нагрузках понизительных потребительских подстанции схемы получены при проведении измерений электрических параметров в распределительных устройствах низкого напряжения. Нагрузочные параметры измерялись на шинах 11 кВ трансформаторных подстанций 33/11 кВ. Годовые графики нагрузки строились с учетом общего годового периода работы, поскольку разделения электрических нагрузок по климатическим сезонам в Республике Ирак не существует. Для оценки максимальной мощности использовался суточный график нагрузки одного из режимных дней, когда электрические нагрузки имеют максимальные значения.
По полученным значениям активной, реактивной и полной мощности составлены данные о нагрузках на шинах 11 кВ трансформаторных подстанций. Измерения выполнены с временным интервалом равным 30 мин.
Например, данные суточных нагрузок в режимный день на шинах 11 кВ подстанции ПС-6 представлены в табл. 2.1.
Таблица 2.1 Электрические нагрузки подстанции 33/11 кВ ПС-6 на шинах 11 кВ
No 11 кВ
ступени
i
1 3,724 2,194
2 3,705 2,139
3 3,737 2,176
4 3,647 2,102
5 3,647 2,084
6 3,647 2,194
7 3,712 2,342
8 3,660 2,176
9 3,647 1,992
11 кВ
Т1+Т2
6,849 4,226 6,600 4,071 6,594 4,108 6,504 4,114 6,485 4,116 6,485 4,226 6,453 4,334 6,402 4,228 6,370 3,964
11 кВ
Т1+Т2
Qсумм,
Мвар
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Т1 P1, МВт
11 кВ Т1 Q1, Мвар
11 кВ Т1 S1, МВА
11 кВ Т2 P2, МВт
11 кВ Т2 Q2, Мвар
11 кВ Т2 S2, МВА
Pсумм, МВт
11 кВ
Т1+Т2
Sсумм,
МВА
4,323 3,125 4,278 2,895 4,325 2,856 4,210 2,856 4,201 2,837 4,257 2,837 4,389 2,741 4,258 2,741 4,156 2,722
2,032 3,727 1,932 3,480 1,932 3,449 2,012 3,494 2,032 3,490 2,032 3,490 1,992 3,389 2,052 3,424 1,972 3,361
8,048 7,755 7,769 7,696 7,680 7,740 7,773 7,672 7,502
41

Продолжение табл. 2.1
10 3,673 2,010
11 3,705 2,065
12 3,712 2,010
13 3,846 2,121
14 4,457 2,102
15 4,701 2,010
16 4,906 2,287
17 4,579 2,176
18 4,431 2,250
19 4,508 2,453
20 4,399 2,416
21 4,283 2,305
22 4,270 2,342
23 4,213 2,139
24 4,302 2,563
25 4,148 2,287
26 4,052 1,899
27 4,058 1,955
28 4,187 2,194
29 4,123 2,028
30 4,148 2,139
31 4,270 2,342
32 4,302 2,803
33 4,328 2,655
34 4,392 2,323
35 5,041 2,139
36 5,137 2,084
37 5,079 2,065
38 5,137 2,139
39 5,079 2,213
40 4,996 2,231
41 4,893 2,194
42 4,816 2,084
43 4,739 2,176
44 4,694 2,028
45 4,656 2,010
46 4,585 2,102
47 4,424 2,084
48 3,776 2,121
4,187 2,780 2,012 4,242 2,799 1,872 4,221 3,086 1,833 4,392 3,700 1,952 4,927 4,390 2,012 5,112 4,658 1,932 5,413 5,099 1,992 5,069 4,850 1,952 4,969 4,869 2,291 5,132 5,023 2,550 5,018 4,927 2,550 4,864 4,793 2,490 4,870 4,658 2,530 4,724 4,601 2,530 5,008 4,447 2,311 4,737 3,911 1,813 4,475 3,661 1,773 4,505 3,757 1,773 4,727 3,776 1,892 4,595 3,930 2,311 4,667 3,930 2,311 4,870 3,892 2,211 5,135 4,026 2,191 5,078 4,332 2,291 4,969 4,467 1,952 5,476 5,368 2,191 5,544 5,732 2,291 5,483 5,598 2,112 5,565 5,636 2,251 5,540 5,617 2,231 5,472 5,636 2,251 5,363 5,387 2,131 5,248 5,310 1,952 5,215 5,310 1,932 5,114 5,023 1,952 5,071 4,850 1,932 5,044 4,677 1,972 4,891 4,332 2,012 4,331 3,546 1,992
3,431 6,453 4,022 3,367 6,504 3,938 3,589 6,798 3,843 4,183 7,546 4,073 4,829 8,846 4,114 5,043 9,359 3,942 5,474 10,005 4,279 5,228 9,429 4,128 5,381 9,300 4,540 5,633 9,530 5,002 5,547 9,325 4,965 5,401 9,076 4,795 5,301 8,929 4,872 5,250 8,813 4,669 5,012 8,750 4,874 4,310 8,059 4,099 4,068 7,713 3,672 4,155 7,816 3,728 4,224 7,963 4,087 4,559 8,052 4,339 4,559 8,078 4,450 4,476 8,162 4,553 4,583 8,328 4,994 4,901 8,661 4,946 4,875 8,859 4,276 5,798 10,408 4,330 6,173 10,869 4,375 5,983 10,677 4,177 6,069 10,773 4,390 6,044 10,696 4,444 6,069 10,632 4,482 5,793 10,280 4,326 5,658 10,126 4,036 5,651 10,049 4,108 5,389 9,717 3,981 5,221 9,506 3,942 5,076 9,262 4,074 4,777 8,757 4,096 4,068 7,322 4,113
7,604 7,603 7,809 8,575 9,756 10,155 10,882 10,293 10,349 10,763 10,565 10,264 10,171 9,974 10,016 9,042 8,543 8,659 8,951 9,147 9,223 9,346 9,711 9,973 9,837 11,273 11,716 11,465 11,633 11,583 11,538 11,153 10,901 10,856 10,500 10,291 10,119 9,667 8,398
На основании представленных результатов измерения мощности (табл. 2.1), получены суточные графики нагрузки по активной и реактивной мощности. Суточные графики представлены отдельно по каждому из силовых трансформаторов, ввиду раздельной их работы в нормальном режиме на данной подстанции. Суточный график нагрузок по первому (а) и второму (б)
силовому трансформатору представлен на рис. 2.2.
P, МВт; Q, Мвар
5,5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0
P, МВт
Q, Мвар
t, ч
а)
P, МВт; Q, Мвар
6 5,5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0
P, МВт
Q, Мвар
t, ч
б)
Рис. 2.2. Суточный график нагрузки подстанции ПС-6 по трансформатору Т1 – а; Т2 – б
0:30 0:30 1:00 1:00 1:30 1:30 2:00 2:00 2:30 2:30 3:00 3:00 3:30 3:30 4:00 4:00 4:30 4:30 5:00 5:00 5:30 5:30 6:00 6:00 6:30 6:30 7:00 7:00 7:30 7:30 8:00 8:00 8:30 8:30 9:00 9:00 9:30 9:30
10:00 10:00 10:30 10:30 11:00 11:00 11:30 11:30 12:00 12:00 12:30 12:30 13:00 13:00 13:30 13:30 14:00 14:00 14:30 14:30 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 16:00 16:30 16:30 17:00 17:00 17:30 17:30 18:00 18:00 18:30 18:30 19:00 19:00 19:30 19:30 20:00 20:00 20:30 20:30 21:00 21:00 21:30 21:30 22:00 22:00 22:30 22:30 23:00 23:00 23:30 23:30
0:00 0:00

Анализ значений мощностей нагрузок по трансформаторам показал, что оба силовых трансформатора находятся в работе. При этом силовой трансформатор No 2 (Т2) в отдельные моменты времени загружен немного больше первого (Т1) примерно на 10 %. Максимальная нагрузка подстанции 33/11 кВ ПС-6 по трансформатору Т1 составляет 5,565 МВА, по трансформатору Т2 – 6,173 МВА. Суммарная полная максимальная мощность подстанции ПС-6 – 11,716 МВА (табл. 2.2).
Таблица 2.2 Максимальные нагрузки подстанции 33/11 кВ ПС-6
Параметр
Т1 ПС 33/11 кВ ПС-6 Т2 ПС 33/11 кВ ПС-6
Pmax, МВт 5,137 5,732
10,869
Qmax, МВар
2,803 5,002 2,550
Smax, МВА 5,565 6,173
Smaxпс, МВА 11,716
В табл. 2.3 представлены рассчитанные значения потребляемой активной энергии для каждого интервала времени суточного графика нагрузки трансформаторной подстанции. По выражению (2.1) рассчитаны значения всех ступеней графика нагрузки активной энергии [65]:
Wi = Piti, (2.1) где t – продолжительность одной ступени суточного графика потребления
активной мощности на подстанции 33/11 кВ ПС-6, ti = 0,5 ч.
Суммарная электроэнергия за сутки на трансформаторной подстанции
ПС-6 определяется по выражению:
Wсут  Wi . (2.2)
Таблица 2.3 Потребление активной мощности на подстанции 33/11 кВ ПС-6 за сутки
n i1
Номер ступени
Время Активная мощность,
Электрическая энергия, МВт∙ч
ступени,
ч Т1
МВт
Т2 3,125 2,895 2,856 2,856
Т1
1,862 1,562 1,853 1,447 1,869 1,428 1,824 1,428
Т2
Тобш 3,425
3,300 3,297 3,252
1 0,5 2 0,5 3 0,5 4 0,5
3,724 3,705 3,737 3,647
44

5 0,5
6 0,5
7 0,5
8 0,5
9 0,5
10 0,5
11 0,5
12 0,5
13 0,5
14 0,5
15 0,5
16 0,5
17 0,5
18 0,5
19 0,5
20 0,5
21 0,5
22 0,5
23 0,5
24 0,5
25 0,5
26 0,5
27 0,5
28 0,5
29 0,5
30 0,5
31 0,5
32 0,5
33 0,5
34 0,5
35 0,5
36 0,5
37 0,5
38 0,5
39 0,5
40 0,5
41 0,5
42 0,5
43 0,5
44 0,5
45 0,5
46 0,5
47 0,5
48 0,5
Суточное потребление электрической энергии Wсут, кВт∙ч
Продолжение табл. 2.3
1,419 3,242 1,419 3,242 1,371 3,226 1,371 3,201 1,361 3,185 1,390 3,226 1,399 3,252 1,543 3,399 1,850 3,773 2,195 4,423 2,329 4,679 2,550 5,003 2,425 4,714 2,435 4,650 2,511 4,765 2,463 4,663 2,396 4,538 2,329 4,464 2,300 4,407 2,224 4,375 1,955 4,029 1,831 3,857 1,879 3,908 1,888 3,982 1,965 4,026 1,965 4,039 1,946 4,081 2,013 4,164 2,166 4,330 2,233 4,429 2,684 5,204 2,866 5,435 2,799 5,339 2,818 5,387 2,808 5,348 2,818 5,316 2,693 5,140 2,655 5,063 2,655 5,025 2,511 4,858 2,425 4,753 2,339 4,631 2,166 4,378 1,773 3,661
3,647 2,837 1,824 3,647 2,837 1,824 3,712 2,741 1,856 3,660 2,741 1,830 3,647 2,722 1,824 3,673 2,780 1,837 3,705 2,799 1,853 3,712 3,086 1,856 3,846 3,700 1,923 4,457 4,390 2,228 4,701 4,658 2,350 4,906 5,099 2,453 4,579 4,850 2,289 4,431 4,869 2,215 4,508 5,023 2,254 4,399 4,927 2,199 4,283 4,793 2,142 4,270 4,658 2,135 4,213 4,601 2,106 4,302 4,447 2,151 4,148 3,911 2,074 4,052 3,661 2,026 4,058 3,757 2,029 4,187 3,776 2,093 4,123 3,930 2,061 4,148 3,930 2,074 4,270 3,892 2,135 4,302 4,026 2,151 4,328 4,332 2,164 4,392 4,467 2,196 5,041 5,368 2,520 5,137 5,732 2,569 5,079 5,598 2,540 5,137 5,636 2,569 5,079 5,617 2,540 4,996 5,636 2,498 4,893 5,387 2,447 4,816 5,310 2,408 4,739 5,310 2,370 4,694 5,023 2,347 4,656 4,850 2,328 4,585 4,677 2,292 4,424 4,332 2,212 3,776 3,546 1,888
103,088 100,997
204,085
45

На основании данных таблицы 2.3 потребление электрической энергии за сутки на трансформаторной подстанции 33/11 кВ ПС–6 составляет Wсут = 204,085 МВт∙ч.
На основании рассчитанных величин выполним построение годового графика нагрузки. Он позволяет оценить время работы подстанций с различными нагрузками в течении года. Для построения годового графика нагрузки по продолжительности производится расчет продолжительности действия нагрузок:
TΔt n, (2.3) i iС С
где nС – число дней в сезоне (году), принимается 365 дней; tiС – время действия нагрузок на i-той ступени в сезоне.
Продолжительность действия нагрузок на каждой ступени в сезон определяется по выражению:
T Δt n 0,5365182,5ч. iС iС С
Например, на рис. 2.3 представлен годовой график нагрузки по активной мощности трансформатора Т1 подстанции ПС-6.
P, МВт
5,5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0
P, МВт
1000 2000
3000 4000
5000 6000
7000 8000
8760 t, ч
Рис. 2.3. График годовой нагрузки по трансформатору Т1 46

По выражению (2.4) рассчитывается годовое потребление активной электроэнергии, проходящей через силовые трансформаторы подстанции ПС- 6 за год:
(2.4)
W  P T ;
i1i i
W1 37626,96МВтч;
W2 36863,96МВтч; W 74490,91МВтч.
Среднее потребление активной мощности равно:
Pср  W ; 8760
Pср1  37626,96  4,295 МВт; 8760
Pср2 36863,964,208МВт; 8760
Pср 74490,918,503МВт. 8760

(2.5)
Аналогичным образом определено среднее потребление реактивной мощности:
Qср1  2,186 Мвар; Qср2 2,094Мвар; Qср 4,280Мвар.
По выше представленной методике определялись средние значения потребляемой активной и реактивной мощностей на всех подстанциях исследуемого участка распределительной сети Республики Ирак. Расчетные средние значения потребляемых мощностей на подстанциях участка распределительной сети за год представлены в табл. 2.4.
Таблица 2.4 Средние значения потребления активной и реактивной мощности
на подстанциях участка распределительной сети Республики Ирак
ПС Pср1, МВт Qср1, Мвар Pср2, МВт Qср2, Мвар PсрΣ, МВт QсрΣ, Мвар 1234567
ПС-1 8,458
ПС-2 3,392
ПС-3 2,711
ПС-4 1,693
ПС-5 5,25
ПС-6 4,295
ПС-7 3,146
ПС-8 3,285
ПС-9 2,692
ПС-10 3,314
ПС-11 1,613
ПС-12 1,702
ПС-13 3,128
ПС-14 1,611
4,312 –– 1,785 –– 1,209 2,787 1,292 0,836 1,623 0,799 2,622 – – 2,186 4,208 2,094 1,674 – – 1,804 – – 1,385 1,711 0,879 1,724 – – 0,821 – – 0,789 1,667 0,642 1,598 –– 0,622 ––
8,458 4,312 3,392 1,785 5,498 2,501 3,316 1,635
5,25 2,622 8,503 4,28 3,146 1,674 3,285 1,804 4,403 2,264 3,314 1,724 1,613 0,821 3,369 1,431 3,128 1,598 1,611 0,622
Средние значения потребления активной и реактивной мощностей за год на подстанциях исследуемого участка распределительной сети являются исходными данными для расчета параметров нормальных и послеаварийных режимов распределительных сетей Республики Ирак.
2.2. Аналитический расчет нормальных и послеаварийных режимов в распределительных сетях Республики Ирак в программном комплексе Raster Win
Для оценки эффективности распределительной сети Республики Ирак в нормальном и послеаварийном режимах выполнен аналитический расчет режимов. Фрагмент исследуемой схемы распределительной сети изображен на рис. 2.1. На ней указаны номера подстанций и источников питания, номинальные напряжения, длины линий и марки их проводов, номинальные мощности трансформаторов, а также обозначены состояния выключателей.
Расчет режима произведём с помощью программного комплекса Rastr Win. Он предназначен для расчета, анализа и оптимизации режимов электрических сетей и систем.
Рисунок 2.4. Рабочая область программного комплекса Rastr Win
Рабочая область Rastr Win представляет собой табличный процессор, поддерживающий возможность ввода группового или одиночного редактирования данных, сортировку, а также графические средства анализа результатов расчета (рис. 2.4) [66, 67].
Исходными данными для расчетов режимов в программном комплексе Rastr Win являются: топология схемы (направленный граф); параметры ветвей и трансформаторов схемы замещения; мощности в узлах нагрузок; номинальное напряжение источника энергии; коэффициенты трансформации.
Программный продукт выполняет расчет режима методом Ньютона в форме небаланса мощностей. Идея метода Ньютона состоит в последовательной замене на каждой итерации системы нелинейных
уравнений некоторой линейной системой, решение которой дает значения неизвестных, более близкие к решению нелинейной системы, чем исходное приближение. Для линеаризации нелинейных уравнений их раскладывают в ряд Тейлора [68].
На каждой итерации k метода Ньютона выполняют несколько шагов, вычисляется вектор балансов токов W U ( k )  по формуле:
где i и j – номера узлов; Si – нагрузка i-го узла;
Ui – напряжение i-го узла;
Y – собственная проводимость i-го узла;
Y – взаимная проводимость узлов i и j; ij
ii
i
ji

n1 w(U) i YU YU ,
S
i U ii i l1 ij j
(2.6)
n – количество узлов.
Если достигнута заданная точность сведения баланса, то итерации
завершаются. Вычисляются элементы матрицы Якоби:
w w … w 111
U1 U2 Un  w2 w2 … w2 
поправок U .
W 
U U U . 12n
(2.7)
12n
Решается система уравнений методом Гаусса и определяется вектор
 U   U
(k)
 … … … …  ww w
n n…n UU U
W UWU(k). U   U(k)
(2.8) (2.9)
Определяются напряжения узлов по выражению: U(k1) U(k) U.
Для расчета режима сформирована схема замещения фрагмента распределительной сети Республики Ирак (рис. 2.5).
На первом этапе рассчитаны параметры схемы замещения. Активное сопротивление Rл и индуктивное сопротивление X л линии определяются по выражениям соответственно [69]:
Rл R0L; (2.10) n
Xл X0L; (2.11) n
где L – длина линии, км; R0 и X0 – удельные активное и реактивное сопротивления линии электропередач, соответственно, Ом/км; n – число цепей линии электропередач.
Двухобмоточные трансформаторы представляют в виде Г-образной схемы замещения. Поперечная ветвь схемы соответствует потерям мощности холостого хода трансформатора. Поскольку полная мощность трансформатора в режиме холостого хода приближенно равна потерям реактивной мощности, можно учитывать только индуктивную проводимость, которая определяется по выражению [69]:
B Iхх%SН n, (2.12) Т 100U2
где Iхх – ток холостого хода трансформатора; UВН – номинальное напряжение первичной обмотки, кВ; SH – номинальная мощность, кВА; n – число параллельно работающих трансформаторов.
Активное и реактивное сопротивления трансформаторов в продольной ветви схемы замещения определяются по выражениям:
(2.13) (2.14)
P U2 RК ВН;
ВН
Т n  SН2 u U2
XК ВН;
Т 100nS
где ΔPK – активные потери мощности короткого замыкания, кВт; uк –
напряжение короткого замыкания, %. 51
Н

Рисунок 2.5. Схема замещения участка распределительной сети Республики Ирак
Коэффициент трансформации KT вычисляется по формуле:
KT UНН , (2.15)
UВН
где UНН – номинальное напряжение вторичной обмотки, кВ.
Результаты расчета параметров схемы замещения фрагмента распределительной сети Республики Ирак представлены в табл. 2.5.
Таблица 2.5 Параметры схемы замещения распределительной сети Республики Ирак
Ветвь
1-1′
2-2′ 3.1-3.1′ 3.2-3.2′ 4.1-4.1′ 4.2-4.2′ 5-5′ 6.1-6.1′ 6.2-6.2′ 7-7′ 8-8′ 9.1-9.1′ 9.2-9.2′ 10-10′ 11-11′ 12.1-12.1′ 12.2-12.2′ 13-13′ 14-14′
R, Ом
0,64 2,05 2,28 2,28 4,09 4,09 1,14 1,28 1,28 2,05 1,14 2,28 4,09 2,05 0,64 4,09 4,09 2,05 1,14
X, Ом
6,48 14,16 20,42 20,42 28,31 28,31 10,21 12,96 12,96 14,16 10,21 20,42 28,31 14,16 6,48 28,31 28,31 14,16 10,21
B, мкСм
46,28 22,96 33,06 33,06 22,96 22,96 33,06 46,28 46,28 22,96 33,06 33,06 22,96 22,96 46,28 22,96 22,96 22,96 33,06
Ветвь R, Ом
ИП2-1 3,91 1-2 10,00
2-3.1 7,30 ИП3-3.2 10,47 ИП1-4.1 12,41
4.2-5 9,71 ИП3-5 7,60 ИП3-6.1 8,44 6.2-7 4,73 7-8 7,68 ИП5-8 4,70 ИП3-9.1 3,91 ИП4-10 3,91 10-9.2 7,26
ИП5-11 10,68 11-12.1 11,39 12.2-14 9,33
12-13 10,38 ИП5-13 9,09
X, Ом
5,62 10,24 7,47 10,71 12,70 9,94 7,78 8,64 4,84 7,86 6,74 5,62 5,62 7,43 10,93 11,66 9,55 10,63 13,05
Параметры ввода исходных данных ветвей и узлов, графический интерфейс распределительной сети Республики Ирак, а также фрагменты результатов расчета в программном комплексе Rastr Win представлены на рис. 2.6.-2.8.
Рис. 2.6. Параметры ввода «Узлов» в программном комплексе Rastr Win
Рис. 2.7. Параметры ввода «Ветви» в программном комплексе Rastr Win
Рис. 2.8. Модель участка распределительной сети Республики Ирак в программном комплексе Rastr Win
Результаты расчета напряжения в узлах и отклонение напряжения от номинального, выраженное в процентах в нормальном и послеаварийном режимах работы, приведены в табл. 2.6. Под послеаварийным режимом работы понимается отключение наиболее загруженной линии распределительной сети Республики Ирак.
Таблица 2.6 Расчет параметров узлов схемы замещения сети Республики Ирак
Узел
1 1′ 2 2′ 3,1 3,1′ 3,2 3,2′ 4,1 4,1′ 4,2 4,2′ 5 5,5 6,1 6,1′ 6,2 6,2′ 7 7,7 8 8,8 9,1 9,1′ 9,2 9,2′ 10 10′ 11 11′ 12,1 12,1′ 12,2
Нормальный
Послеаварийный
Pр, МВт Qр, Мвар ––
8,5 4,31 – –
3,392 1,79 – –
U, кВ 29,01 9,24 25,02 7,87 23,71 7,41 31,54 10,13 31,95 10,30 29,24 9,38 30,10 9,62 31,11 9,98 24,51 7,67 25,82 8,18 29,42 9,53 32,39 10,41 31,19 10,02 31,84 10,26 31,19 10,32 30,18 9,70 27,65
δU, % -12,10 -16,01 -24,17 -28,47 -28,14 -32,68
U, кВ 18,41 5,50 22,45 6,98 25,93 8,19
δU, % -44,21 -50,00 -31,98 -36,53 -21,42 -25,51
2,711 1,21 -4,41 – – – –
-7,92 -3,18 -6,37 -11,40 -14,75 -8,78 -12,51 -5,73 -9,31 -25,73 -30,29 -21,76 -25,67 -10,83 -13,32 -1,84 -5,40 -5,47 -8,88 -3,52 -6,69 -5,50 -6,22 -8,55 -11,81 -16,21
2,787 1,29 – –
1,693 0,84 – – – –
– 29,25 9,38
– -11,36 -14,70
– – 27,12 -17,81 8,60 -21,82 28,81 -12,71 9,19 -16,46
1,623 0,80 – –
5,525 2,62 – –
4,295 2,19 – – – –
– 27,93 8,93 27,07 8,74 31,64 10,22
– -15,35 -18,85 -17,97 -20,58 -4,13 -7,13
4,208 2,09 – –
3,146 1,67 – –
3,285 1,80 – –
2,692 1,39 – – – –
– 30,59 9,84 30,13 9,96 27,39 8,77
– -7,29 -10,55 -8,70 -9,43 -16,99 -20,25
1,711 0,88 – –
3,314 1,72 – –
1,613 0,82 – –
1,702 0,79 ––––
57

12,2′ 8,88 13 29,42
13′ 9,45 14 26,88
14′ 8,85
-19,26 – -10,84 25,98 -14,13 8,26 -18,55 27,13 -19,57 8,93
– -21,27 -24,89 -17,78 -18,78
Продолжение табл. 2.6
1,667 0,64 – –
3,128 1,60 – –
1,611 0,62
В табл. 2.7 приведены результаты расчета параметров режима в ветвях распределительной сети Республики Ирак в нормальном и послеаварийном режиме работы.
Таблица 2.7 Расчет параметров ветвей схемы замещения сети Республики Ирак
Нормальный
Послеаварийный
Ветвь Pнач, Qнач, МВт Мвар 1-2 15,673 10,32 1-1′ 5,968 3,749 2-3.1 2,580 1,385 2-2′ 2,917 1,641 5-5′ 1,755 1,012 8-7 1,657 0,936 7-7′ 7,694 4,526 8-8′ 4,545 2,782 10-9.2 4,094 2,408 10-10′ 7,294 4,712 11-12.1 11,317 7,611 11-11′ 2,750 1,665 13-13′ 5,218 3,179 14-14′ 1,754 1,041 3.1-3.1′ 3,465 1,956 3.2-3.2′ 1,750 0,955 4.1-4.1′ 1,455 0,583 4.2-4.2′ 6,644 3,823 5-4.2 3,057 1,452 7-6.2 3,165 2,052 6.1-6.1′ 8,427 5,048 6.2-6.2′ 2,459 1,455 9.1-9.1′ 2,810 1,533 9.2-9.2′ 1,708 0,965 100-4.1 1,620 0,929
I, А ΔP, ΔU, Pнач, кВт % МВт
Qнач, Мвар 3,234 5,140 4,886 2,063 3,060 0,816 1,877 1,955 1,473 1,934 2,438 0,879 1,810 0,671
I, А ΔP, ΔU, кВт %
171,7 884,4 12,23 260,1 129,2 5,73 197,8 857,0 10,56
93,5 53,5 4,54 130,0 57,6 3,93 50,8 59,4 2,62 73,9 33,4 3,42 78,7 21,0 2,53 61,7 82,8 3,16 72,0 31,6 3,25 102,9 362,0 8,29 34,8 2,3 0,64 77,0 36,2 3,53 35,6 4,3 0,91
133,5 60,5 4,00
74,0 33,3 3,26
96,8 273,2 6,45 79,3 89,3 2,64
194,3 71,9 3,74 92,8 32,7 2,90
328,3 138,3 64,8 58,6 35,4 36,4 156,2 93,2 102,5 167,9 238,6 56,2 106,9 37,0 69,6 36,8 32,2 134,1 65,8 83,4 192,8 66,0 58,6 35,4 36,8 121,3 75,9
1264,1 10,84 5,839 573,8 10,06 6,510 91,9 10,14 7,421 107,7 0,00 2,992 46,8 3,18 5,285 38,6 7,64 2,318 556,1 0,00 3,045 220,1 0,00 3,131 149,1 10,52 3,041 649,6 28,25 3,286 802,8 9,52 4,786 37,1 0,00 1,590 134,0 3,50 2,955 29,8 5,84 1,532
155,2 5,35 46,4 9,03 29,0 6,17 490,5 10,00
5,185 3,014 3,251 1,868
134,8 14,38 4,528 42,6 1,32 3,570
1,889 1,710
70,8 1,24
29,6 1,33
23,2 1,14
15,3 1,03
16,4 1,08 6,584 50,1 1,20
35,2 1,19 58
8,312 4,991
4,390 2,568 3,376 3,241 1,682
129,5 624
77,0 36,1 3,17
11,36
12.1-12.1′ 12.2-12.2′
5,534 3,094 2,961 1,900

12.2-14 4,325 13-12.2 3,861 200-1 3,247 300-3.2 2,713 300-5 1,725 300-6.1 3,342 300-9.1 1,608 400-10 1,705 500-8 1,612 500-11 3,106 500-13 1,524
2,566 93,3
2,472 103,4
1,989 73,6
1,611 56,2
1,016 37,1
1,955 70,2
0,887 33,9
0,924 37,0
0,768 36,7
1,818 70,0
0,676 35,1 4,2 0,30
0,776 2,527 – 12,967
– 10,375 6,521
–
Продолжение табл. 2.7
16,4 7,5 0,79
58,9 107,9 4,28 – –––
209,5 1111 12,71
129,7 197,2 4,13 – ––– – –––
33,0 1,19 40,7 1,37 18,4 0,78 21,4 1,15 16,7 1,10 30,1 1,05
-0,003 1,190
278,2 2431 21,42
9,207
– –––
2,2 0,21 16,7 1,05 16,4 0,96 29,9 1,05
5,977 3,520
– 5,729
114,0 416,5 8,70
3,106 –––––
По результатам расчета установившегося режима сети видно, что отклонения от номинальных напряжений в большей части узлов превышает значение 10%, а в ряде узлов превышает значение 30%. Максимальное значение потери мощности составляет 1264 кВт. Всё это свидетельствует о перегрузке распределительной сети и необходимости принятия соответствующих технических решений, направленных на снижение вышеуказанных параметров. Учитывая географические и климатические особенности Республики Ирак и анализ, проведенный в первой главе, одним из вариантов технических решений повышения качества электроснабжения потребителей является использование фотоэлектрических модулей совместно с дизельными электростанциями в общей структуре солнечно- дизельного комплекса.
2.3. Способы подключения установок солнечно-дизельных комплексов к распределительной сети Республики Ирак
Объекты распределенной генерации в виде солнечно-дизельных комплексов могут функционировать в разных рабочих режимах [70–73]:
− в составе сети;
− отдельно от сети, как независимые или автономные источники энергии;
− в совместном режиме.
59

Когда объекты распределенной генерации в виде солнечно-дизельных комплексов работают в составе электрической сети, то они присоединяются к нагрузочным узлам схемы, например, к сборным шинам центров питания – подстанций. При таком режиме работы обеспечение потребителей электрической энергией происходит от центров питания по линиям электропередач к нагрузке, направление потока мощности не изменяется, устройства релейной защиты и автоматики не требуют дополнительной настройки. Но такой режим работы имеет недостаток в надежности электроснабжения. При аварийных режимах в центрах питания могут одновременно отключаться как основные источники энергии, так и источники распределенной генерации. Соответственно прекращается электроснабжение всех потребителей от шин центра питания [74, 75].
При работе объектов распределенной генерации в виде солнечно-дизельных комплексов изолировано от сети или в виде независимых источников энергии надёжность электроснабжения потребителей значительно выше. Подключение дополнительных источников в виде объектов распределенной генерации производится не к шинам центров питания, а к отходящим линиям электропередач. Источники могут работать даже при полном аварийном отключении всего центра питания. Однако в таком режиме в сетях могут возникать изменения направлений потоков мощности, которые зависят от режимов работы объектов распределённой генерации и от действующих графиков электрических нагрузок потребителей. В этом случае требуется дополнительная настройка устройств релейной защиты и автоматики, а возможно и реконструкция системы защит. Кроме этого в отдельных случаях возможно изменение структуры сети, установка дополнительных устройств управления, коммутационного оборудования [73, 76].
Третий режим предполагает комбинацию первых двух режимов работы объектов распределенной генерации в виде солнечно-дизельных комплексов. Первоначально дополнительные источники распределенной генерации могут работать в составе электрической сети, а при определенных режимах, например, при ремонтных, послеаварийных или аварийных, могут переводиться к изолированной работе от сети в виде независимых источников энергии. Этот
режим требует дополнительных автоматических устройств коммутации источников распределенной генерации в виде солнечно-дизельных комплексов в зависимости от режима работы участка сети, а также дополнительную настройку или реконструкцию систем релейной защиты и автоматики.
Таким образом, в зависимости от возможных рабочих режимов функционирования объектов распределенной генерации в виде солнечно- дизельных комплексов, от их мощности, мест установки и от других факторов возможны различные способы подключения установок солнечно-дизельных комплексов к распределительной сети, которые представлены на рис. 2.9.
ВЛ1 ВН
T1
ВЛ2 ВН
ВН
ПС ВН/СН
T2
T3
G1
G3
G2
СН
T4
НН
ПС СН/НН
ВЛ (КЛ) СН (потребители)
ВЛ (КЛ) НН (потребители)
G5
G4
Рисунок 2.9. Варианты подключения объектов распределенной генерации
Важным моментом при переходе из режима работы объектов распределенной генерации в составе электрической сети в режим изолированной работы от сети или в виде независимых источников энергии является обеспечение процесса перехода гибридной электростанции в автономный режим работы при аварии, а также обеспечение такого режима без дефицита мощности продолжительное время и без критических значений электрических параметров у потребителей. Также важным является вопрос синхронизации объектов распределенной генерации при обратном переходе к совместному режиму работы в составе сети после ликвидации аварийного режима [77].
Объекты распределенной генерации дополняют централизованную систему новыми элементами с новыми динамическими характеристиками и возможностями управления, что дает как положительные эффекты, так и обусловливает немало проблем, которые могут существенно осложнить эксплуатацию сетей.
Основная причина – возрастание токов короткого замыкания, что может приводить к значительным электродинамическим и термическим повреждениям элементов электроустановок, отключениям источников питания, некорректной работе оборудования систем внутреннего электроснабжения и вызывать кратковременные отклонения и провалы напряжения [78–80].
Из-за высокого уровня солнечного излучения в некоторых странах, таких, как Ирак, а также из-за доступных и стабильных цен на дизельное топливо применение современных технологий в объектах распределенной генерации в виде солнечно- дизельных комплексов будет только расширяться и совершенствоваться. Применение объектов распределенной генерации является одним из способов покрытия дефицита мощности в электрических сетях, снижения потерь электроэнергии и загрузки элементов сетей, а также повышения эффективности работы традиционных электрических станций. Показателем улучшения эффективности традиционных электрических станций и повышения пропускной способности распределительных сетей может стать применение объектов распределенной генерации в виде солнечно-дизельных комплексов. На основе современных исследований можно сделать вывод, что применение объектов
распределенной генерации на основе фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций ведет к снижению эксплуатационных затрат электрических станций на традиционном топливе, уменьшению финансовых расходов на поставляемое твердое топливо, повышению энергоэффективности распределительных сетей.
Использование фотоэлектрических модулей в сочетании с дизельными электростанциями также позволяет дополнительно экономить дизельное топливо за счет оптимизированного комбинированного режима работы такой гибридной электростанции. Для точной оптимизации режима работы комбинированного солнечно-дизельного комплекса необходимо иметь точные данные по потреблению электроэнергии в узлах нагрузки в виде графиков электрических нагрузок. Важным направлением исследования является определение закономерностей между графиками потребляемой мощности, оптимальной структурой и режимами работы комбинированного солнечно-дизельного комплекса. Ввиду высокой стоимости фотоэлектрических модулей актуальной является задача выбора оптимальной мощности солнечных установок для достижения индикаторов энергетической и экономической эффективности в распределительных сетях Республики Ирак [81].
С другой стороны, выбор оптимальной мощности и конструкции солнечных установок должен быть согласован с основными параметрами работы дизельных электростанций. Мощность фотоэлектрических модулей должна быть согласована с режимами работы солнечно-дизельного комплекса, а емкость систем накопления электроэнергии должна быть согласована с графиками электрических нагрузок.
Присоединение установок солнечно-дизельных комплексов к распределительной электрической сети возможно с применением различных схем [82-85]:
− дизельная электростанция и фотоэлектрические модули с системой накопления электроэнергии работают раздельно (рис. 2.11, а);
− фотоэлектрические модули работают совместно с электрической сетью, образованной дизельной электростанцией (рис. 2.11, б);
− комбинированный режим работы, при котором возможна как совместная, так и раздельная работа фотоэлектрических модулей с системой накопления электроэнергии и дизельной электростанцией (рис. 2.12, в).
Представленные схемы имеют свои плюсы и минусы.
В случае, когда дизельная электростанция и фотоэлектрические модули с системой накопления электроэнергии работают раздельно (рис. 2.2 а), достигается минимальный расход дизельного топлива, значительно возрастает срок службы элементов дизельной электростанции за счет покрытия пиков потребляемой мощности энергией из систем накопления электроэнергии. Определенная на этапе проектирования номинальная мощность фотоэлектрических модулей должна покрывать дефицит мощности потребителей в дневной период и аккумулировать избыток мощности в систему накопления электроэнергии. Дизельная электростанция должна покрывать часть нагрузки в ночной период и подзаряжать аккумуляторные элементы системы накопления электроэнергии при нехватке их заряда от фотоэлектрических модулей.
Рисунок 2.12. Схемы подключения солнечно-дизельных комплексов: ДЭС – дизельная электростанция; ФЭМ – фотоэлектрические модули; НЭЭ – накопитель электрической энергии; БИ – батарейный инвертор;
СИ – сетевой инвертор; ГИ – гибридный инвертор
Такая схема построения находит применение для солнечно-дизельных комплексов малой и средней мощности от 100 до 150 кВт. Ограничениями по применению являются высокая стоимость современных систем накопления электрической энергии, а также большая площадь для установки комплексов.
В случае, когда фотоэлектрические модули работают совместно с электрической сетью, образованной дизельной электростанцией (рис. 2.12, б), происходит постоянная работа дизельной электростанции и лишь часть её генерируемой электроэнергии покрывается за счет мощности, вырабатываемой фотоэлектрическими модулями. Плюсом такого варианта исполнения схемы солнечно-дизельного комплекса является максимальное использование номинальной мощности фотоэлектрических модулей без применения дорогостоящих систем накопления электрической энергии. Поэтому такой вариант схемы подключения установок солнечно-дизельных комплексов является наиболее выгодным с экономической точки зрения по капитальным затратам на сооружение.
Отрицательным моментом в таком схемном решении является требование по ограничению мощности сетевого инвертора фотоэлектрических модулей до величины меньше 50 % мощности дизельной электростанции. Таким образом, за счет такого ограничения мощности сетевого инвертора уровень замещения генерации дизельной электростанции не очень значительный и может составлять не более 50 % от среднего потребления электрической мощности в дневное время.
Несмотря на недостатки такого варианта присоединения солнечно- дизельного комплекса к электрической сети, такое схемное решение является наиболее применимым в районах с невысокой интенсивностью солнечного излучения за счет минимальных затрат на сооружение и последующую эксплуатацию. Кроме того, данное техническое решение применимо в случае, когда потребляемая потребителями мощность превышает 1000 кВт [86]. Но такой вариант построения и подключения солнечно-дизельных комплексов к электрической сети не применим в районах с высокими показателями солнечного излучения, например, в южных странах.
Вариант присоединения солнечно-дизельного комплекса к электрической сети для работы в комбинированном режиме с гибридным инвертором (рис. 2.12) является наиболее гибким и сочетает достоинства схемных решений с раздельной и совместной работой фотоэлектрических модулей и дизельной электростанции. Он позволяет комбинировать режимы работы солнечно-дизельного комплекса в зависимости от режимов работы и графиков электрических нагрузок. Однако является более технически сложным вариантом и дорогостоящим за счет наличия гибридного инвертора.
Таким образом, принятие окончательного варианта структуры солнечно- дизельного комплекса и схемы присоединения его установок к электрической сети зависит от множества параметров и является многокритериальной задачей. Основными критериями выбора являются: стоимость дизельного топлива, интенсивность солнечного излучения, характер изменения электрических нагрузок, величина напряжения распределительной электрической сети, место подключения источника распределенной генерации, величина капитальных вложений, влияние на внешнюю электрическую сеть.
Выводы
1. На основании представленных результатов измерения мощности, получены суточные графики активной и реактивной нагрузки трансформаторных подстанций участка распределительной сети Республики Ирак, позволяющие оценить время работы подстанций с различными нагрузками в течении года. Поученные значения являются исходными данными для расчёта режимов работы.
2. Аналитический расчет нормального и послеаварийного режимов работы распределительной сети Республики Ирак напряжением 33/11 кВ показал загруженность сети, что приводит к возникновению потери напряжения и мощности в ветвях и снижению напряжения в узлах. Так, например, в результате расчетов выявлено, что в нормальном режиме отклонение напряжения, в узле 3.1′ δU = 32,68 %, потери напряжения в ветви 1-2 ΔU = 10,84 %, потери мощности в ветви 1-2 ΔP = 1264 кВт. В послеаварийном режиме – отклонение напряжения в узле 1′ δU = 50 %, потери напряжения в ветви 1-2 ΔU = 12,23 %, потери мощности в ветви 1-2 ΔP = 884,4 кВт. Это свидетельствует о перегрузке распределительных сетей и необходимости принятия соответствующих технических решений по изысканию резервных мощностей. Снижение потерь мощности на участке 1-2 в послеаварийном режиме обусловлено переключением головного участка ИП2-1 на ИП3-3.1.
3. Рассмотрены различные структурные схемы солнечно дизельных комплексов, установлено, что окончательный вариант структуры и схемы присоединения его установок к электрической сети зависит от множества параметров и является многокритериальной задачей.
3. ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОПТИМИЗАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ РЕСПУБЛИКИ ИРАК
3.1. Разработка имитационной модели распределительной сети Республики Ирак в пакете Matlab Simulink
Моделирование является сложным процессом, предназначенным для получения информации о поведении моделируемой системы при различных её параметрах [87-89]. Использование компьютерных технологий при моделировании дает ряд преимуществ:
 уменьшение времени математических расчетов;
 удешевление процесса разработки. Нет необходимости проводить
натурный эксперимент, так как необходимые данные рассчитывает
электронная вычислительная машина;
 с помощью компьютерного моделирования можно учесть влияние
большего числа факторов, влияющих на развитие аварийного
процесса.
При разработке имитационных моделей систем электроснабжения часто
используются различные программные средства. Кратко рассмотрим некоторые из них.
Scilab – мощная интерактивная система автоматизации инженерных, научных и математических расчетов, построенная на расширенном представлении и применении матричных операций. Главным достоинством данной программной среды является бесплатность и свобода распространения. Недостатками являются «бедная» библиотека стандартных блоков и низкая стабильность работы программы [90].
Fazonord – программный комплекс, предназначенный для моделирования систем электроснабжения с линиями электропередач различного конструктивного исполнения. В программе достаточно точно учитываются
влияния различных металлоконструкций. Недостатками программного комплекса являются закрытость и объектно-ориентированность [91].
MexBios – программная среда для моделирования различных систем и управления автоматизированными комплексами. Имеет достаточно большое число разнообразных блоков, которые могут быть использованы в электроэнергетике. Программа обладает низкой ценой и при моделировании использует относительно небольшой ресурс вычислительной мощности [92].
Matlab Simulink – одна из самых распространенных сред для моделирования, использующая принцип визуального программирования. Пакет Simulink включает в себя комплекс библиотек блоков, необходимых для создания моделей систем управления и связи, цифровых, электротехнических и энергетических устройств. Имеется возможность редактировать имеющиеся блоки и создавать собственные [93]. Библиотека SimPowerSystems включает в себя набор блоков для моделирования активных и пассивных компонентов электротехнических систем. Данная библиотека позволяет моделировать работу системы во времени и проводить анализ большого количества её параметров. Главным недостатком является высокая цена лицензии [94, 95].
Ввиду большой распространенности огромного числа стандартных блоков и наличию большого количества руководств по работе в программном комплексе для имитационного моделирования распределительной сети Республики Ирак был выбран программный комплекс Matlab Simulink.
Была разработана имитационная модель фрагмента распределительной сети 11- 33 кВ Республики Ирак, которая включает в себя источники питания 33 кВ, воздушные линии и подстанции 33/11 кВ. Имитационная модель представлена на рис. 3.1. Модель позволяет проводить анализ режимов работы сети, определять величину потоков мощностей в её ветвях и определять напряжения в узлах, изучать различные переходные процессы в схеме. С помощью блоков Three-Phase Breaker можно переводить линии в нормальный и аварийный режимы работы. В дальнейшем можно дополнить имитационную модель объектами распределённой генерации [96].
Рис. 3.1. Имитационная модель участка распределительной сети Республики Ирак
В качестве источников питания используются блоки AC Voltage Source – идеальный источник синусоидального напряжения. Каждый источник питания содержит 3 таких блока, соединенных по схеме «звезда» с глухозаземленной нейтралью. Параметры блока представлены на рис. 3.2.
В параметрах задаются следующие величины:
1. Peak amplitude (V) – амплитуда напряжения, В.
2. Phase (deg) – начальная фаза, град.
3. Frequency (Hz) – частота напряжения.
4. Sample time – шаг дискретизации при создании дискретных моделей. 5. Measurements – измеряемые переменные.
Рис. 3.2. Окно редактирования параметров блока AC Voltage Source
Линии электропередач представлены блоками Three-Phase Series RLC Branch – последовательная RLC ветвь с возможностью выбора её состава. Для моделирования воздушных линий 33 кВ в состав ветви входят активное
сопротивление и индуктивность, параметры которых определяются по схеме замещения. Параметры блока представлены на рис. 3.3.
В параметрах задаются следующие величины:
1. Branch type – выбор состава ветви.
2. Resistance R (Ohms) – активное сопротивление ветви, Ом. 3. Inductance L (H) – индуктивность ветви, Гн.
4. Measurements – измеряемые переменные.
Рис. 3.3. Окно редактирования параметров блока Three-Phase Series RLC Branch
Измерения напряжений и токов в схеме производятся с помощью блоков Three-Phase VI Measurement. В параметрах блока (рис. 3.4) можно задать тип измеряемого напряжения (фазное или линейное), включить измерение величины тока и включить измерение величин в относительных единицах.
Рис. 3.4. Окно редактирования параметров блока Three-Phase VI Measurement
Измерения мощностей осуществляются с помощью блоков Power (3ph, Instantaneous). Блок вычисляет трехфазную активную и реактивную мощность по полученным значениям трехфазного напряжения и тока. При протекании тока по RL цепи блок вычисляет положительную активную и реактивную мощность.
Трансформаторная подстанция 33/11 кВ с подключенной нагрузкой на шинах 11 кВ объединена в подсистему. Блок-диаграмма подсистемы показан на рис. 3.5.
Рис. 3.5. Блок-диаграмма подсистемы ПС
В состав подсистемы входят измерители напряжения, тока и мощности, а также трансформатор 33/11 кВ и нагрузка на стороне 11 кВ.
Моделирование трансформаторов происходит с помощью блоков Three- Phase Transformer (Two Windings). Во вкладке Configuration (рис. 3.6) окна редактирования параметров блока можно задать с помощью схемы соединения первичной и вторичной обмоток трансформатора (параметры Winding 1 connections и Winding 2 connections) и включить учет насыщаемого сердечника [97].
Для подключения к фазам A, B и C первичной обмотки трансформатора используются терминалы блока A, B и C соответственно. Аналогично для подключения ко вторичной обмотке используются терминалы a, b, c.
Рис. 3.6. Окно редактирования параметров блока Three-Phase Transformer (Two Windings), вкладка Configuration
Во вкладке Parameters (рис. 3.7) задаются параметры схемы замещения трансформатора:
1. Номинальная мощность (ВА) и частота (Гц) трансформатора.
2. Номинальное напряжение (В), активное сопротивление (Ом) и
индуктивность (Гн) первичной обмотки.
3. Номинальное напряжение (В), активное сопротивление (Ом) и
индуктивность (Гн) вторичной обмотки.
4. Активное сопротивление ветви намагничивания (Ом).
5. Индуктивность ветви намагничивания (Гн).
6. Характеристики насыщения сердечника трансформатора.
7. Начальный магнитный поток в сердечнике трансформатора.
Характеристики под номером 6 и 7 доступны для редактирования только
при включенном учете насыщения сердечника во вкладке Configuration. 75

Рис. 3.7. Окно редактирования параметров блока Three-Phase Transformer (Two Windings), вкладка Parameters
Расчет параметров трансформатора производится согласно выражениям, представленным в табл. 3.1 [99]. В качестве примера в данной таблице представлены полученные расчетные значения для трансформаторов, установленных на ПС No 1.
Параметр
Расчет параметров трансформатора Формула
Результаты расчета 0,638 Ом
6,48 Ом
6,45 Ом
0,07 Гн
50,40 кВА 49,82 квар
143,29 Ом 21,86 Ом 0,07 Гн
Таблица 3.1
Активное сопротивление обмоток
Полное сопротивление обмоток
Индуктивное сопротивление обмоток
Индуктивность обмоток
Полные потери мощности холостого хода
Намагничивающая мощность трансформатора
Активное сопротивление цепи намагничивания
Индуктивное сопротивление цепи намагничивания
Индуктивность цепи намагничивания
P U 2 кз н
2S2 нт
UU2  к% н
100 2Sнт X  X  Z 2  R2
R1  R2 
Z  Z 12
1211
L  L  X1
1 2 2  f
S  Iхх% S хх 100 нт
Q  S2 P2 хх хх хх
R  X 
L 
U2 н
P хх
U2 н
Qхх X 2  f
Нагрузка моделируется с помощью блоков Three Phase Series RLC Load. Блок моделирует ветвь из последовательно включенной RLC нагрузки.
Параметры блока представлены на рис. 3.8.
В параметрах задаются следующие величины:
1. Configuration – схема соединения ветвей нагрузки.
2. Nominal phase-to-phase voltage Vn (Vrms) – номинальное
среднеквадратичное линейное напряжение (В).
3. Nominal frequency fn (Hz) – номинальная частота нагрузки (Гц).
4. Active power P (W) – потребляемая активная мощность (Вт).
5. Inductive reactive power QL (positive var) – потребляемая
индуктивностью реактивная мощность.
6. Capacitive reactive power QC (negative var) – потребляемая емкостью
реактивная мощность.
7. Measurements – измеряемые переменные.
Рис. 3.8. Окно редактирования параметров блока Three Phase Series RLC Load
Полученные в результате моделирования напряжения в узлах схемы представлены в виде потенциальных диаграмм, которые даны на рис. 3.9, 3.10. На диаграммах наглядно отображается уровень потери напряжения в линиях электропередач при передачи электроэнергии на каждом участке
изолированных ветвей сети.
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
33,00
28,89
ИП2 1 2 3.1
24,82
23,50
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
24,27
33,00
29,28
ИП5 8 7 6.2
25,59
аб
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
33,00
ИП3 3,2
31,48
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
32,33
33,00
ИП3 9.1
вг
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
33,00
ИП1 4.1
31,88
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
31,13
33,00
31,78
ИП4 10 9.2
де
Рис. 3.9. Потенциальная диаграмма для участка схемы: а – ИП2–1–2–3.1; б – ИП5–8–7–6.2;
в – ИП3–3.2; г – ИП3–9.1; д – ИП1–4.1; е – ИП4–10-9.2.
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
29,17
33,00
30,04
ИП3 5 4.2
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
30,11
33,00
31,12
ИП5 11 12.1
аб
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
31,05
33,00
ИП3 6.1
U, кВ 34,00
32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
26,65
12.2 14
33,00
ИП5 13
29,28
27,45
вг
Рис. 3.10. Потенциальная диаграмма для участка схемы:
а – ИП3–5–4.2; б – ИП5–11–12.1; в – ИП3–6.1; г – ИП5–13–12.2–14.
Результаты моделирования распределительной сети Республики Ирак представлены в табл. 3.2 и 3.3. В этих же таблицах представлено сравнение полученных при моделировании значений со значениями, полученными при расчетах с помощью программного комплекса RastrWin. В табл. 3.2 приведены значения напряжений в точках подключения трансформаторных подстанций.
На рисунке 3.9 дана гистограмма потерь активной мощности в каждой ветви схемы.
ΔP, МВт 1,800
1,600 1,400 1,200 1,000 0,800 0,600 0,400 0,200 0,000
Рисунок 3.9. Гистограмма потерь активной мощности в ветвях распределительной сети Республики Ирак
1-2 1-1′ 2-3.1 2-2′ 5-5′ 8-7 7-7′ 8-8′ 10-9.2 10-10′ 11-12.1 11-11′ 13-13′ 14-14′ 3.1-3.1′ 3.2-3.2′ 4.1-4.1′ 5-4.2 4.2-4.2′ 6.1-6.1′ 7-6.2 6.2-6.2′ 9.1-9.1′ 9.2-9.2′ 100-4.1 12.1-12.1′ 12.2-14 13-12.2 12.2-12.2′ 200-1 300-3.2 300-5 300-6.1 300-9.1 400-10 500-8 500-11 500-13
0,825
0,075 0,126
0,052 0,041 0,051
0,188 0,041
0,019 0,030 0,030
0,048 0,002
0,170 0,031
0,005 0,038
0,023 0,016 0,017
0,033 0,050
0,021 0,017
0,047 0,017
0,038 0,018
0,108
0,037 0,136
0,584 0,222
0,164
0,578
0,876
1,032
1,556

Таблица 3.2 Сравнение напряжений, полученных при расчетах и моделировании
Узел
RastrWin3 U, кВ
Модель Simulink U, кВ
Расхождение результатов ΔU, %
1 29,01
2 25,02
3,1 23,71
3,2 31,54
4.1 31,95
4.2 29,24
5 30,10
6.1 31,11
6.2 24,51
7 25,82
8 29,42
9,1 32,39
9,2 31,19
10 31,84
11 31,19
12.1 30,18
12.2 27,65
13 29,42
14 26,88
28,89 0,41 24,82 0,81 23,50 0,90 31,48 0,20 31,88 0,22 29,17 0,23 30,04 0,20 31,05 0,19 24,27 0,98 25,59 0,88 29,28 0,49 32,33 0,19 31,13 0,21 31,78 0,19 31,12 0,21 30,11 0,22 27,45 0,73 29,28 0,48 26,65 0,85
В табл. 3.3 приведены значения потоков мощностей в ветвях сети при имитационном моделировании и аналитических расчетах.
Таблица 3.3 Сравнение потоков мощностей, полученных при расчетах и при моделировании
RastrWin3
Ветвь Pнач, МВт Qнач, Мвар
1-2 6,985 4,511 1-1′ 8,541 5,105 2-3.1 2,828 1,630 2-2′ 3,359 2,144 5-5′ 5,576 3,109 8-7 8,281 5,455 7-7′ 3,104 1,961 8-8′ 3,285 2,003 10-9.2 1,758 1,048 10-10′ 3,344 1,956 11-12.1 1,767 0,975 11-11′ 1,615 0,888
Модель Simulink
Pнач, МВт
7,010 8,571 2,788 3,370 5,594 8,331 3,114 3,297 1,765 3,355 1,773 1,621
Qнач, ΔP, % Мвар
4,713 -0,36 5,136 -0,36 1,689 1,41 2,151 -0,31 3,119 -0,33 5,704 -0,60 1,967 -0,33 2,010 -0,36 1,052 -0,41 1,963 -0,33 0,979 -0,36 0,891 -0,38
ΔQ, %
-4,47 -0,61 -3,65 -0,34 -0,32 -4,56 -0,29 -0,36 -0,42 -0,38 -0,41 -0,33
82

Продолжение табл. 3.3
13-13′ 3,141 1,830
14-14′ 1,580 0,684 3.1-3.1′ 2,654 1,556 3.2-3.2′ 2,810 1,533 4.1-4.1′ 1,708 0,965
5-4.2 1,680 0,976 4.2-4.2′ 1,640 0,935 6.1-6.1′ 4,328 2,567
7-6.2 4,370 2,716 6.2-6.2′ 4,103 2,602 9.1-9.1′ 2,713 1,611 9.2-9.2′ 1,728 1,017 100-4.1 1,755 1,013
3,151 1,836 -0,32 1,585 0,686 -0,29 2,662 1,561 -0,29 2,820 1,539 -0,35 1,702 1,001 0,37 1,687 0,980 -0,39 1,646 0,938 -0,38 4,565 2,803 -5,47 4,306 2,805 1,47 4,116 2,610 -0,32 2,723 1,617 -0,35 1,734 1,021 -0,36 1,749 1,049 0,34 1,725 0,930 -0,38 1,624 0,726 -0,67 3,467 1,693 -1,78 1,663 0,782 -0,32
17,170 12,130 -0,65 2,929 1,650 -0,37 7,867 4,700 -0,38 4,565 2,803 -0,35 2,760 1,671 -0,34 5,256 3,210 -0,36
12,690 9,241 -1,00 3,559 2,040 -0,42 7,212 4,382 -1,45
-0,31 -0,29 -0,34 -0,38 -3,74 -0,36 -0,27 -9,20 -3,29 -0,32 -0,35 -0,40 -3,57 -0,30 -9,18 -6,23 -0,20 -2,72 -0,40 -0,43 -0,36 -0,38 -0,39 -4,00 -0,62 -3,95
12.1-12.1′
12.2-14 1,613 0,665 13-12.2 3,407 1,594
1,719 0,927
12.2-12.2′
200-1 17,059 11,809
300-3.2 2,918 1,643 300-5 7,838 4,680 300-6.1 4,549 2,793 300-9.1 2,751 1,665 400-10 5,237 3,198 500-8 12,564 8,886 500-11 3,544 2,027 500-13 7,109 4,215
1,658 0,780
Исходя из сравнения полученных в результате моделирования значений напряжений в узлах и потоков мощности в ветвях с расчетными значениями, можно сделать вывод, что созданная модель может быть использована для исследования режимов работы распределительной сети Республики Ирак. Также имитационное моделирование подтвердило высокий уровень потерь активной мощности и напряжения в ветвях распределительной сети Республики Ирак.
3.2. Решение задачи оптимизации выбора оптимальных узлов установки и мощности солнечно-дизельных комплексов
Учитывая высокую стоимость солнечно-дизельного комплекса, не рационально устанавливать их во всех узлах распределительной сети Республики Ирак, так как они могут не окупиться даже за весь период эксплуатации. Целесообразно выбрать минимальное количество узлов для установки объектов генерации. Таким образом, возникает задача выбора таких узлов, при установке в которые будет достигнут максимальный эффект снижения падения напряжения и потери активной мощности в элементах распределительной сети Республики Ирак.
Величина потерь активной мощности в линиях электропередач и напряжения в узлах зависит от величины протекаемого по этой линии тока нагрузки. В представленной схеме имеются участки, где несколько потребителей соединены последовательно. Следовательно, по некоторым линиям протекает ток сразу нескольких потребителей. С целью уменьшения потерь на протяжении всего участка целесообразно использовать дополнительные источники питания в узлах потребителей, которые максимально удалены от основного источника питания.
Выбор мощности и места установки гибридных солнечно-дизельных комплексов произведен на основании минимизации потерь активной мощности в элементах распределительной сети Республики Ирак [99-103]. Оценка эффективности выбора узлов установки выполняется для фрагмента распределительной сети Республики Ирак, представленного на рис. 2.1 в главе 2.
С целью выбора узлов подключения солнечно-дизельных комплексов к распределительным сетям Республики Ирак решается задача оптимизации. За критерий оптимальности выбирается минимум потерь активной мощности в распределительных сетях Республики Ирак 33 кВ [104, 107].
Постановка оптимизационной задачи заключается в определении объекта, параметров и критериев оптимизации, а также ограничений для целевой функции.
Одним из общих подходов, в котором реализуется стремление свести задачу условной оптимизации к более простой задаче безусловной оптимизации, является
метод неопределенных множителей Лагранжа. Он позволяет находить условный экстремум нелинейной функции [108]:
f x,x ,…,x ,b0; 112n1
f2 x1,x2,…,xn,b2 0;
В соответствии с данным методом вместо относительного экстремума целевой функции при заданных ограничениях определяется абсолютный экстремум функции Лагранжа:
обращения в нуль ее частных производных:
Zx,x ,…,x extr 12n
(3.1) где n – число переменной при m ограничениях, определяемой по формуле:
……………………………..
(3.2)
f x,x,…,x,b 0. m12nm
m
LZx,x,…,x fx,x,…,x,bmin
где λi – множители Лагранжа.
Один из путей поиска абсолютного экстремума функции Лагранжа является
12n
 i1
ii12 ni
(3.3)

L/  f x,x ,…,x ,b 0 i=1,m.
m
L/xk Z/xk  f /x 0, k=1,n
iik ii12n1
(3.4)
Решение полученных уравнений дает координаты абсолютного минимума функции Лагранжа при заданных ограничениях.
Для фрагмента распределительной сети Республики Ирак данного на рис. 2.1 сформулирована целевая функция минимума потерь активной мощности. Расчетные потери мощности представляются в виде источников распределённой генерации, представленной солнечно-дизельным комплексом.
 i1

iU2 i

 i2 
52 3.1 RP P
RP P  8 6.1 СДК 6.1
7 3.2 СДК 3.2 
8 2  7 2
P  R  P  P  СДКi106,2 7
PRP P RPP P P   1 4.1 СДК4.1 2 5 4.2 СДК5 СДК4.2
2  3 2 RPP RPPPP 
3 4,2 СДК4,2 4 1 2 32 2
СДКi  RPP P RPP 
102 2 RPP P RPP 

 i9 
139.2 10
122 2
СДКi  14 9.2 СДК9.2 RPPP RPP 

 i11 
15 11 12.1
 14 2
СДКi  16 12.1 СДК12.1 RPPPP 

 i12 

 i1 
3.1
СДКi  6 3.1 СДК3.1 22

 i6   i6 
R  P  P  P  96.2 7 8

P  СДКi 
(3.5)
R P P R P P  11 6.2 СДК 6.2 12 9.1 СДК 9.1
17 12.1 13
R P P P P R P P min,
СДКi 
17 12.2 14 СДК12.2 СДК14 18 14 СДК14
i
где R  r – отношение активного сопротивления i-го участка сети к квадрату
напряжения i-го узла сети;
Pi – величина активной мощности i-го участка сети;
PСДКi – генерируемая активная мощность солнечно-дизельным комплексом на
i-м участке сети
На основании расчета установившегося режима выявлено, что суммарные
потери мощности в элементах сети составили 4468 кВт. На основании этого сформированы условия ограничения для целевой функции, которые принимают следующий вид:
14
P 44680;
СДКi i1
P  0, i = 1, 2, …, 14;  СДКi
0U 10%. 
Абсолютный экстремум целевой функции находится методом Лагранжа, в результате которого функция, подлежащая минимизации, принимает следующий вид:
LRP P RPP P P  1 4.1 СДК4.1 2 5 4.2 СДК5 СДК4.2
2  3 2 RPP RPPPP 
3 4,2 СДК4,2 4 1 2 32 2
СДКi  RPP P RPP 

 i2 
52 3.1 RP P
RP P  8 6.1 СДК 6.1
7 3.2 СДК 3.2 
8 2  7 2
P  R  P  P  СДКi106,2 7

 i1 
3.1
СДКi  6 3.1 СДК3.1 22

 i6   i6 
R  P  P  P  96.2 7 8

P  СДКi 
R P P R P P  11 6.2 СДК 6.2 12 9.1 СДК 9.1
(3.6)
102 2 RPP P RPP 

 i9 
139.2 10
122 2
СДКi  14 9.2 СДК9.2 RPPP RPP 

 i11 
15 11 12.1
 14 2
СДКi  16 12.1 СДК12.1 RPPPP 

 i12 
17 12.1 13
RP PP P
 14 P
17 12.2 14 СДК 12.2 СДК 14
RPP  18 14 СДК 14
СДКi 

4468 min. 
СДКi
для формирования частных производных по всем неизвестным переменным:
 i1
Подставляя числовые значения в функцию Лагранжа, получаем выражение

22
 0,0077580P P  
L0,01141763P
СДК 4.1 СДК 4.2 СДК 5
2  3 2 0,009 1665P 0,0036 16305 P 
 СДК 4.2   
 i1 
СДКi  32 2
0,00926698P  0,00672808P   СДКi СДК 3.1
 i2  22
0,00962919P  0,007754503P   СДК 3.2 СДК 6.1
 8 2  7 2 0,0043111591P 0,0105 7823 P 
СДКi   
 i6   i6 
СДКi  22
0,004344347P  0,008222786P   СДК 6.2 СДК 9.1
 10 2 0,010545463P 0,006672786P
   12 2 2
СДКi  СДК9.2  i9 
0,0098 3528 P 0,01046 1769P  
СДКi  СДК12.1  i11 
 14 2
0,01177278P  0,00953465P P
СДКi СДК 12.2 СДК 14  i12 
 
0,00856 1661P   СДК14 
  i1
P 4468 min. СДКi 
214 
На основании полученной целевой функции минимума потерь активной мощности сформированы частные производные по всем неизвестным переменным, которые примут следующий вид:
)  ;
L P
)  ; P 0,01086(7580 P );
 0,01736  (1763  P
СДК 4.1

СДК 4.1
L 
СДКi СДК5 i4
L 
 0, 01086  (7580  СДК 4.2 i4
СДКi
СДК 4.2
5
P )  0, 0093  (1665  P
P
L 
P 0,00718(16305 P );
СДКi СДК1 i1
L   СДКi
P 0,00718(16305 P )0,01836(6698 P );
СДКi СДК2 i1 i2
L
СДК3.1 i1 i2
P 0,00718(16305P )0,01836(6698 P )
L P
СДК 3.1 0,01612(2919P );
СДК 3.2
L P
0,01106(4503P ); СДК 6.1
СДКi 0,0103(2808P );

СДКi
СДК 3.2
СДК 6.1 L
P 0,0053(11591P );
СДКi СДК8 i6
L
P 0,0053(11591P )0,00784(7823 P );
 СДК7 i6 i7
L
СДК 6.2 i6 i7
СДКi
СДКi
P 0,0053(11591P )0,00784(7823 P )
L P
СДК 6.2 0,00868(2786P );
СДКi 0,0062(4347P );

СДКi
СДК 9.1 L
СДК 9.1 10
P 0,02108(5463P ); СДКi
СДК10 i9
L
P 0,02108(5463P )0,00558(2786P );
СДК9.2 i9
L
СДК11 i11
P 0,01398(3528P );
P 0,0234(7278 P ); СДКi
СДКi СДК 9.2
СДК12.1
L 
СДКi
i11
L 
P 0,01398(3528 P )0,01628(1769P );
СДКi СДК 12.1 14
СДК13 i12 L 
P 0,0234(7278 P )0,0114 3465P P ; 14  
СДК12.2 i12 L 
СДКi СДК 12.2 СДК 14
P 0,0234(7278 P )0,0114 3465P P  14  
СДК14
i12 СДК14
L 
i1
 
P  4468. СДКi
СДКi СДК 12.2 СДК 14 0,00941661P ;
На основании решения полученных уравнений определены рекомендуемые мощности солнечно-дизельных комплексов в узлах распределительной сети Республики Ирак, представленные в табл. 3.4.
Таблица 3.4 Рекомендуемая мощность солнечно-дизельных комплексов
в узлах распределительной сети Республики Ирак
No п.п 1.
2.
3.
No узла 4.1
5 4.2
PСДК, кВт 0 65,4 55,3 262,6
δU, % 3,3 8,5 9,1 6,4 8,1 5,5 4,5 5,9 5,2 9,3 9,9 3,8 9,5 9,7 55,8 8,9
No ветви 10–4.1 30 – 5 4.2 – 5 20 – 1
ΔP, кВт 48,7 541,2 40,8 534,2
δU, % 3,3 8,5 2,6 6,4 1,7 2,6 4,4 5,9 5,1 4,1 0,5 3,7 8,5 2,1 4,8 3,1 6,1 0,9 1,35
4.
5. 2 701,2
1–2 51,3
6. 3.1
7. 3.2
8. 6.1
9. 8 10. 7 11. 6.2 12. 9.1 13. 10 14. 9.2 15. 11 16. 12.1 17. 13 18. 12.2 19. 14
1206,7 0 17,5 205,2 419,5 820,4 0 94,9 110,2 0
0 333,9
2 – 3.1 30–3.2 30–6.1 4–8 7–8 6.2 – 7 30–9.1 40 – 10 9.2–10 4 – 11 11 – 12.1
42,2 108,1 231,6 288,9 152,2 10,1 91,3 423,3 35,2 175,3 50,1 246,6 18,5 12,5
6,9 4–13 529,5 7,9 12.2 – 13 625,3 6,5 12.2 – 14
Как следует из табл. 3.4., рациональным местом установки солнечно- дизельных комплексов являются узлы 2, 3.1, 6.2, 12.2, 14. Укрупняя значения активных мощностей в узлах потребления, предлагается подключать установки распределенной генерации в узлах 3.1, 6.2, 14.
В результате решения задачи оптимизации по выбору узлов подключения солнечно-дизельных комплексов к шинам 11 кВ подстанции 33/11 кВ предложено их размещение в узлах 3.1, 6.2, 14 суммарной мощностью 4500 кВт.
3.3. Анализ элементов структуры солнечно-дизельного комплекса
Сочетание гарантированного источника питания в виде дизельной электростанции и фотоэлектрического модуля позволяет построить надежные универсальные гибридные электростанции с неплохими технико-экономическими показателями. В настоящее время наибольшее распространение получили следующие структурные схемы построения таких электростанций [109-111]:
 с согласованием фотоэлектрического модуля по шине переменного тока;
 с дублирующей дизельной электростанцией;
 с согласованием фотоэлектрического модуля и дизельной
электростанции по шине постоянного тока.
Вне зависимости от выбранной схемы, в структуру разрабатываемого
комплекса входят следующие элементы [112-114]:
 фотоэлектрические преобразователи (ФЭП);
 устройство отбора максимальной мощности (УОММ);
 аккумуляторные батареи (АКБ);
 контроллер заряда АКБ – зарядное устройство (ЗУ);
 дизельная электростанция (ДЭС);
 инвертор напряжения (ИН);
 повышающий силовой трансформатор (Т);
 внешняя сеть электроснабжения;
 нагрузка.
Электроэнергия, вырабатываемая фотоэлектрическими преобразователями,
поступает в аккумуляторные батареи через устройство отбора максимальной мощности и контроллер заряда батарей, которые используются для создания необходимого резерва электроэнергии в периоды, когда выработка электроэнергии превышает потребление, и ее расходования в ином случае. Поскольку питание нагрузки происходит на переменном токе, в систему включен инвертор для преобразования постоянного тока в переменный.
Для обеспечения надежности и бесперебойной работы системы предусматривается подключение к централизованной электросети и к резервному источнику энергии (дизель-генератору). При недостаточном потенциале фотоэлектрических модулей для покрытия необходимой мощности потребителей, происходит включение дизельной электростанции, и она работает параллельно фотоэлектрическим модулем. При этом с повышением нагрузки и меньших установленных мощностях установок фотоэлектрических модулей увеличивается нагрузка на дизельную электростанцию. При высоких значениях потенциала модуля дизельная электростанция отключается, и отбор мощности происходит только от панелей. Колебания потребляемой и генерированной мощности от фотоэлектрических модулей демпфируется за счёт энергии, накопленной в аккумуляторной батареи. В зависимости от погодных условий и характера потребляемой мощности, а также заряда аккумуляторной батареи, возможно использование всех или некоторых установок из состава фотоэлектрических модулей.
Рисунок 3.10. Структурная схема с согласованием фотоэлектрических модулей с дизельной электростанцией по шине постоянного тока
Поскольку получение напряжения на солнечных панелях свыше 48 В невозможно по технологическим причинам, для присоединения проектируемого комплекса к сети 11 кВ в схему включен согласующий силовой повышающий трансформатор Т.
В схеме, представленной на рис. 3.10, помимо указанных элементов, присутствует активный выпрямитель напряжения, служащий для преобразования переменного тока на выходе дизель-генератора в постоянный.
Учитывая тот факт, что работа аккумуляторных батарей и генерация энергии от фотоэлектрических модулей происходит на постоянном токе, согласование по шине постоянного тока является конкурентно-способным вариантом также ввиду простоты реализации.
Однако схема не лишена недостатков, к которым относится, во-первых, дополнительная ступень преобразования электроэнергии: переменное напряжение на выходе дизельной электростанции преобразовывается в постоянное для согласования с возобновляемыми источниками энергии, затем в инверторе снова происходит преобразование в переменное напряжение для питания нагрузки. Во- вторых, такое решение приводит к завышению мощности инвертора, поскольку он должен быть рассчитан и на мощность дизельной электростанции, и на мощность фотоэлектрического модуля, что усложняет реализацию такой системы, когда требуется обеспечить питание мощных нагрузок.
Также использование полупроводниковых инверторов для представленной структуры приводит к необходимости установки дополнительных компенсирующих устройств для поддержания требуемого напряжения на шинах электростанций.
Следовательно, для распределенной генерации предложенный вариант построения системы является нецелесообразным. Рассмотрим структурные схемы гибридной электростанции с согласованием по шине переменного тока. Первый вариант такой схемы представлен на рис. 3.11.
В данной схеме отсутствует выпрямитель напряжения, следовательно, исключается лишняя ступень преобразования напряжения. Также возможно
применение инвертора меньшей мощности, поскольку теперь требуется преобразование напряжения только от фотоэлектрической установки, а дизель- генератор подключается напрямую на шины переменного тока.
Рисунок 3.11. Структурная схема с согласованием фотоэлектрических модулей с дизельной электростанцией по шине переменного тока низкого напряжения
Недостатком предложенной схемы является усложнение системы управления, поскольку для согласования инвертора и дизельной электростанции по шине переменного тока требуется выполнение следующих условий: равенство напряжений, равенство частоты и синхронизация по фазе. Однако для построения мощных систем данный вариант является предпочтительным ввиду возможности применения меньшей мощности инвертора по сравнению со схемой на рис. 3.10.
На представленной схеме можно исключить еще одну ступень преобразования, выбрав дизельную электростанцию на требуемое напряжение, на котором осуществляется питание нагрузки. Предложенный вариант показан на рис. 3.12.
Рисунок 3.12. Структурная схема с согласованием фотоэлектрических модулей с дизельной электростанцией по шине переменного тока высокого напряжения
В данном случае дизельная электростанция подключается на шины высокого напряжения электростанции, за счет чего возможна установка повышающего трансформатора меньшей мощности, чем в схеме на рис. 3.11. Поскольку возможны такие режимы работы, при которых нагрузка получает питание и от фотоэлектрических модулей, и от дизельной электростанции, то трансформатор на структурной схеме 3.11 должен быть рассчитан на их суммарную мощность. Это решение приведет к тому, что при питании от одного из источников (длительный режим работы) трансформатор будет работать с низким коэффициентом загрузки, при котором потери холостого хода трансформатора начинают играть значительную роль. При подключении дизельной электростанции на шины высокого напряжения отпадает необходимость в увеличении мощности силового трансформатора, что позволяет выбрать трансформатор с оптимальными параметрами.
В дальнейшем в данной работе будет рассматриваться работа гибридной электростанции, согласованной по шине переменного тока на стороне высокого напряжения.
Выводы
1. Имитационная модель участка распределительной сети Республики Ирак, реализованная в пакете Matlab&Simulink, позволяет учесть реальную конфигурацию сетей, особенности их построения, избежать ошибок на этапе проектирования и выбора технических мероприятий, способствующих повышению качества электроснабжения потребителей. Сравнение результатов имитационного моделирования и аналитического расчета, показали их хорошую сходимость, не превышающую расхождения в 10 %, что говорит о возможности использования разработанной имитационной модели для исследования режимов работы распределительной сети Республики Ирак. Результаты имитационного моделирования подтвердили значительное отклонение напряжения в узлах нагрузки, которое достигает значения δU = 32,3 %, для послеаварийного режима работы и значения увеличиваются в 2 раза, что говорит о необходимости использования дополнительных источников электроэнергии в виде распределенной генерации.
2. В результате решения задачи оптимизации по минимуму потерь активной мощности выявлены оптимальные узлы установки солнечно-дизельных комплексов. Предложено размещение солнечно-дизельных комплексов в трех характерных узлах 3.1, 6.2, 14. номинальной мощностью 2; 1,5 и 1 МВт соответственно. Суммарная мощность установок распределенной генерации задается исходя из того, что мощность потерь в ветвях распределительной сети Республики Ирак составляет 4468 кВт.
3. Выбрана схема подключения к распределительной сети солнечно- дизельного комплекса, согласованного по шине переменного тока на стороне высокого напряжения. Она позволяет исключить еще одну ступень преобразования, выбрав дизельную электростанцию на требуемое напряжение, за счет чего возможна установка повышающего трансформатора меньшей мощности.
4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СОЛНЕЧНО- ДИЗЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ РЕСПУБЛИКИ ИРАК
4.1. Решение задачи оптимизации структуры солнечно-дизельных комплексов методом нечетких множеств
Для повышения энергоэффективности при наименьших затратах возникает необходимость выбора оптимального соотношения мощностей фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций в общей структуре солнечно-дизельного комплекса с учетом основных элементов.
Одной из основных задач при использовании распределенной генерации является выбор установленных мощностей составных частей фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций в общей структуре солнечно-дизельного комплекса. С этой целью определяются основные факторы, влияющие на технико-экономические показатели распределенной генерации. К ним следует отнести: себестоимость производимой электроэнергии; капитальные затраты и эксплуатационные издержки; количество моточасов, вырабатываемых солнечно- дизельным комплексом на протяжении срока службы; снижение производительности фотоэлектрических модулей от времени эксплуатации; потери электроэнергии в элементах солнечно-дизельных комплексах; площадь отчуждаемой территории под установку элементов солнечно-дизельных комплексов; влияние на показатели качества электроэнергии в распределительных сетях Республики Ирак; влияние на экологическую обстановку окружающей среды.
Выбор соотношения мощностей фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций в общей структуре солнечно-дизельного комплекса – это типичная задача оптимизации. Однако построить целевую функцию классическими методами математики невозможно из-за неточной информации о
перечисленных факторах. Справиться с этой проблемой поможет область математики, которая получила название нечетких множеств [115-117].
Для выбора оптимального соотношения фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций в общей структуре предлагается использовать шесть нечетких критериев, соответствующих вышеперечисленным факторам: Т1 – капитальные затраты с учетом установки и монтажа солнечно-дизельных комплексов и эксплуатационных издержек (Куд, о.е.); Т2 – потери электроэнергии в элементах солнечно-дизельных комплексов (ΔW, о.е.); Т3 – площадь отчуждаемой территории для установки элементов солнечно-дизельных комплексов (S,о.е); Т4 – влияние на качество электрической энергии в энергосистеме (ПКЭ, %); Т5 – стоимость дизельного топлива с учетом его доставки (Суд, о.е.); Т6 – влияние на экологическую обстановку окружающей среды (Э, о.е.).
Единицы измерения представленных критериев задаются в относительных единицах, для удобства построения функций принадлежности лингвистических переменных. Количественная оценка каждого критерия производится на основании экспертных оценок и статистических данных о диапазоне их изменения. Решение поставленной задачи произведено двумя вариантами: 1-й – критерии равной степени важности; 2-й – критерии различной степени важности.
При критериях равной важности, если имеется j критериев Т1, Т2, и …, и Тj, то лучшей считается альтернатива, удовлетворяющая критерию Т1, и Т2, и …, и Тj. Наилучшая альтернатива записывается в виде пересечения соответствующих нечетких множеств [118]:
M T T …T . (4.1) 12j
Так как выражение (4.1) соответствует операции минимум, то выбирается альтернатива, имеющая наибольшее значение функции принадлежности. Степень принадлежности соотношения структур солнечно-дизельного комплекса к заданным критериям описывается лингвистическими переменными с помощью функций принадлежности μj(Тj) = [0; 1]. Принимаем лингвистические переменные, соответствующие каждому критерию Tj и имеющие такое же
название. Диапазон возможных соотношений фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций в общей структуре солнечно-дизельных комплексов представлен отношением n/N, (где N – количество возможных вариантов, N= 10; n – номер конкретного варианта, n = 1, 2, …9).
Рассмотрим выбор оптимального варианта структуры солнечно-дизельного комплекса при равноценной степени важности критериев. Нечеткое множество для каждого критерия Тj запишется следующим образом:
Т   Т    / F ;  Т    / F ; 1 1 1 11 1 1 1 21 2
Т   Т    / F ;  Т    / F ; 2 2 2 12 1 2 2 22 2
Т Т /F;Т /F; 3 3 3 13 1 3 3 23 2
ТjjТj/F;Т/F; ;Т/F;. 
;  Т    / F ; ; 1 1 i1 i
;  Т    / F ; ; 2 2 i2 i
;Т /F;; 3 3 i3 i
(4.2)
1j 1 j j 2j 2 j j ij i
где βij
лингвистических переменных;
i и j – номер строки и столбца соответственно; i, j = 1…n.
Применим правило выбора соответствующих минимальных значений функции принадлежности, из которых затем выбирают максимальное, оно и будет указывать на вариант оптимального соотношения мощностей в общей структуре солнечно-дизельного комплекса.
min1Т111;2Т212; ;jТj /F;  1j1
–возможные числовые значения для соответствующих терм
minТ ;Т ; ; Т  /F ;
 MmaxminТ;Т; ;Т /F;
 


 
11212222 j 11312232 j
j j
2j2 3j3
 
 minТ;Т; ;Т /F;
 Т /F;Т /F; 
 
(4.3)

11i122i2 j
j

ij i
maxj j 1j 1 j j 2j 2 .

Т /F; ;Т/F; jj3j3 jjiji
оптимальной структуры солнечно-дизельного
Выбор
производится на основании сравнения девяти соотношений мощности
комплекса

фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций. Каждое соотношение получает соответствующие оценки альтернатив по представленным критериям (табл. 4.1).
Таблица 4.1 Функции принадлежности для рассматриваемых критериев
No Соотношение
мощностей μ1(Т1) μ2(Т2) ФЭМ и ДЭС, Fj
μ3(Т3) μ4(Т4) β13 β14
β23 β24 β33 β34 β43 β44 β53 β54 β63 β64 β73 β74 β83 β84 β93 β94
μ5(Т5) μ6(Т6) β15 β16
β25 β26 β35 β36 β45 β46 β55 β56 β65 β66 β75 β76 β85 β86 β95 β96
1 1/10
2 2/10
3 3/10
4 4/10
5 5/10
6 6/10
7 7/10
8 8/10
9 9/10
β11 β12 β21 β22 β31 β32 β41 β42 β51 β52 β61 β62 β71 β72 β81 β82 β91 β92
В результате статистической и экспертной оценки выбраны термы для лингвистических переменных и диапазон их возможных значений. Для описания критериев Т1 – Т6 вводятся четыре функциональные входные лингвистические переменные (термы). Диапазоны лингвистических переменных заданы в относительных единицах для каждого критерия Tj и представлены в табл. 4.2.
Таблица 4.2 Диапазон изменения лингвистических переменных каждого критерия
No Лингвистические переменные
1 Т1, К
2 Т2, ΔW
3 Т3,S
4 Т4, ПКЭ
5 Т5, Суд
6 Т6, Э
Термы
ZP
[0; 0,1; 0,25] –
[0; 0,05; 0,5] –
–
–
PS
[0,15; 035; 0,55] [0; 0,1; 0,4] [0,2; 0,4; 0,6] [0; 0,05; 0,3] [0; 0,2 0,5] [0; 0,1; 0,35]
PM
[0,45; 0,65; 0,85]
[0,25; 0,5; 0,75] [0,4; 0,6; 0,8] [0,15; 0,45; 0,75]
[0,35; 0,6; 0,85] [0,15; 0,45; 0,75]
PВ [0,75; 0,9; 1] [0,6; 0,9; 1] [0,75; 0,95; 1] [0,6; 0,85; 1] [0,7; 0,9; 1] [0,5; 0,9; 1]
ZP – «положительное близкое к нулю; PS – «положительное малое»; PM – «положительное среднее»; PВ – «положительное большое»
На рис. 4.1 представлены графики функции принадлежности для всех лингвистических переменных Т1 – Т6.
μ1(Т1)
а)
μ2(Т2)
б)
μ3(Т3)
в)
К, о.е.
ΔW, о.е.
Рис. 4.1. Графики функции принадлежности лингвистических переменных а – T1; б – T2; в – T3; 101
S, о.е.

μ4(Т4)
г)
μ5(Т5)
д)
μ6(Т6)
е)
ПКЭ, о.е.
Суд, о.е.
Рис. 4.1. Графики функции принадлежности лингвистических переменных г – T4; д – T5; е – T6; (окончание)
Э, о.е.

Для определения функции принадлежности предлагаемых комбинаций солнечно-дизельных комплексов, на основании их функциональных особенностей составлена табл. 4.3, характеризующая каждую комбинацию структуры по каждому критерию в относительных единицах.
Таблица 4.3 Оценка критериев для разных типов солнечно-дизельных комплексов
No Тип структуры
1 ФЭП и ДЭС 1/10
2 ФЭП и ДЭС 2/10
3 ФЭП и ДЭС 3/10
4 ФЭП и ДЭС 4/10
5 ФЭП и ДЭС 5/10
6 ФЭП и ДЭС 6/10
7 ФЭП и ДЭС 7/10
8 ФЭП и ДЭС 8/10
9 ФЭП и ДЭС 9/10
К, о.е. 0,71 0,75 0,79 0,82 0,85 0,88 0,91 0,93 0,95
Δ W, о.е. 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
S, о.е 0,25 0,29 0,36 0,52 0,65 0,73 0,86 0,95
ПКЭ, % 25 30 45 50 60 80 85 90 95
Суд, о.е. Э 1 0,97
0,95 0,9 0,75 0,8 0,65 0,7 0,55 0,65 0,35 0,55 0,30 0,45 0,25 0,35 0,15 0,25
11
Используя оценки альтернатив, определяем функции принадлежности каждой переменной по полученным зависимостям лингвистических переменных (рис. 4.1). Записываем для каждого критерия Тj нечеткое множество:
Т 0,72/F; 0,5/F;0,38/F;0,36/F;0,68/F;0,9/F;1/F;1/F;1/F; 1123456789
Т 0,68/F; 0,57/F;0,55/F;1/F;0,6/F;0,56/F;0,68/F;1/F;1/F; 2123456789
Т 0,43/F; 0,48/F;0,8/F;0,53/F;0,78/F;0,07/F;0,26/F;1/F;1/F; 3123456789
Т 0,28/F; 0,5/F;1/F;0,83/F;0,5/F;0,8/F;1/F;1/F;1/F; 4123456789
Т 1/F;1/F;0,35/F;0,8/F;0,8/F;0,5/F;0,68/F;0,84/F;1/F; 5123456789
Т 1/F;1/F;0,74/F;0,5/F;0,37/F;0,67/F;1/F;0,38/F;0,35/F. 6123456789
В соответствии с правилами нахождения оптимального варианта определяем соответствующие минимальные значения, из которых затем выбирают максимальное, оно и будет указывать на оптимальный вариант структуры солнечно-дизельных комплексов для данного узла.
min0,72; 0,68; 0,43; 0,28; 1; 1;/ F ; min0,5; 0,57; 0,48; 0,5; 1; 1/ F ;  12
min 0, 38; 0, 55; 0,8; 1; 0,35; 0,74 / F ; min 0, 36; 1; 0,53; 0,83; 0,8; 0,5 / F ; 34
M  maxmin0,68; 0,6; 0,78; 0,5; 0,8; 0,37 / F ; min0,9; 0,56; 0,07; 0,8; 0,5; 0,67 / F ;  56
min1; 0,68; 0,26; 1; 0,68; 1/ F ; min1; 1; 1; 1; 0,84; 0,38/ F ;  78
min 1; 1; 1; 1; 1; 0,35 / F ;  9
0,28/F; 0,48/F;0,35/F; 0,36/F 0,37/F;  max1 2 3 4 5.
0,07/F;0,26/F; 0,38/F; 0,35/F 6789
Таким образом, наилучшим вариантом является вторая структура солнечно-дизельного комплекса:
F 0,5; 0,57; 0,48; 0,5; 1; 1. 2
Наглядное отображение каждой степени влияния критериев нечеткого множества на выбор типа солнечно-дизельного комплекса представлено на рис. 4.2.
Рисунок 4.2. Оценка функции принадлежности структуры при различных критериях с одинаковой степенью важности
μj(Tj)
1 0,9 0,8
0,7 0,6 0,5
0,4 0,3 0,2
0,1 0
F1
Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 Т6
Т4 Т3
Т2
F6 F7 Т1
Т6 Т5
F2
F3
F4
F5
Альтернатива F
F8
F9
i
На основании решения с равной степенью важности критериев, оптимальным является второй вариант структуры солнечно-дизельного комплекса (соотношение фотоэлектрических панелей и дизельной электростанции 2/10).
В действительности критерии Тj имеют разную степень важности, так как степень их значимости в общей структуре критериев различна. Так, например, критерии Т2, Т3 и Т4 зависят не только от мощности распределённой генерации для данного узла схемы, но и от конфигурации сети, места расположения потребителя и функциональных особенностей различных типов солнечно-дизельных электростанций. Когда критерии Тj имеют различную важность, то каждому из них присваивается степень важности αj ≥ 0, (чем важнее критерий, тем больше α), и правило выбора принимает вид:
M T1 T2 …Tn , 12j
где αj ≥ 0; j = 1..n; n
Коэффициенты относительной важности определяются на основе процедуры парного сравнения критериев. Вначале формируется матрица парных сравнений K, элементы которой находятся из табл. 4.4 и удовлетворяют следующим условиям: mii = 1; mij = 1/mij:
m m ..m  11 12 1n 
1n
 j1
 1, n – количество критериев. j
K m m21 m22 .. m2n . (4.8)
.. .. .. ..  n1 n2 nn
ij
m m ..m
Для целей экспертного оценивания принята 9-бальная шкала соответствий на основании метода анализа иерархии Саати [119].
Далее определяется собственный вектор матрицы K – w, соответствующий максимальному собственному значению zmax.
(4.7)

Шкала относительной важности критериев
Таблица 4.4
Интенсивность относительной важности критериев балах
Степень значимости критериев
Объяснение оценки экспертов важности критериев
1 3
5 7
2, 4, 6, 8
Равная важность Умеренное
превосходство одного над другим Существенное превосходство Очень сильное превосходство
Абсолютное превосходство
Промежуточные решения между двумя соседними суждениями
Важность критерия (факторов) Тi=Тj Опыт и суждения дают легкое превосходство одному критерию над другим
Имеющиеся данные свидетельствуют о заметном превосходстве Тi над Тj Превосходство критерия Тi над Тj очевидно
Очевидность превосходства Тi над Тj подтверждается всеми имеющимися признаками
Применяются в компромиссных случаях
Искомые коэффициенты αj получаются умножением элементов wi (вектор приоритетов Тj) на n (количество рассматриваемых критериев n = 6) для выполнения условия [120]:
 nw. (4.9) ji
Построение функций принадлежностей для каждого критерия начинается с оценочного расчета возможного диапазона изменения количественных оценок в сопоставимых ценах, и результаты сводятся в таблицу. Затем производится статистическая обработка и определяется количество попаданий расчетных значений в один из интервалов ((vij), i =1÷6, j = 1÷9). Значения функций принадлежности вычисляются по формуле [121]
ij  ij , (4.10) imax
где νimax – максимальное значение элемента в i-ой строке.
Произведем выбор оптимальной структуры солнечно-дизельной
электростанции вторым способом с учетом различной важности критериев.
В соответствии со шкалой относительной важности сформирована
матрица K представленных выше требований, предъявляемых к структуре: 106

137531 0,333 1 5 3 1 0,333
 0,143 0,2 1 0,333 0,2 0,143
K mij  0,2 0,333 3 1 0,333 0,2 . 
0,333 1 5 3 1 0,2 
137551 
 принято умеренное превосходство критериев Т1 и Т6 над критериями Т2 и Т5;
 существенное превосходство критериев Т1, Т6 над критерием Т4 и Т2, Т5 над Т3;
 очень сильное превосходство критериев Т1 и Т6 над критерием Т3;
 умеренное превосходство критериев Т2 и Т5 над критерием Т4;
 умеренное превосходство критерия Т4 над критерием Т3;
 равная важность критериев Т1 и Т6, Т2 и Т5.
На основании полученной матрицы K определяется собственный вектор парных сравнений этой матрицы: требований:
Здесь коэффициенты относительной важности равны:  nw 60,6153,689;
0,615 0,257
 w   0, 062  ;
 0,118  
0,242 
0,693 
11
 nw 60,2571,541;
22
 nw  60,062  0,374;
3 3
 nw 60,1180,706;
4 4
5 nw5 60,2421,452;
 nw 60,6934,156. 6 6
Отсюда получаются функции принадлежности с модифицированным множеством требований:
Т1 Т3,689  11
Т2 Т1,541  22
Т3 Т0,374  33
0,298/ F; 0,078/ F ; 0,028/ F ; 0,023/ F ;  1234;
0,241/F; 0,678/F; 1/F; 1/F;1/F  5 6789
0,551/F; 0,42/F; 0,397/F; 1/F;  1234;
0,454 / F ; 0,408 / F ; 0,551 / F ; 1 / F ; 1 / F  5 6 789
0,73/F; 0,761/F; 0,92/F; 0,789/F;  1234
; ;
0,912/F;0,372/F;0,606/F;1/F;1/F 5 6 789
0,388/ F; 0,597/ F ; 1/ F ; 0,871/  123
Т4 Т0,706 44
Т5 Т1,452  55
Т6 Т4,156  66
Наглядное отображение модифицированного множества требований при разной важности критериев, из которого наглядно видна степень влияния каждого критерия на выбор оптимальной структуры солнечно-дизельного комплекса, представлено на рис. 4.3.
Рис. 4.3. Оценка функций принадлежности типов структур при различных критериях с разной степенью важности
F ; 0,597 / F ; 0,847 / F ; 1/ F ; 1/ F ; 1/ F  4 5 6789
1 / F ; 1 / F ; 0,217 / F ; 0,723 / F ;  1234;
0,723 / F ; 0,364 / F ; 0,57 / F ; 0,776 / F ; 1 / F  56789
1/F; 1/F; 0,287/F; 0,056/F;  1234;
0,016 / F ; 0,19 / F ; 1 / F ; 0,018 / F ; 0, 013 / F  56789
μ(Tj)
1 0,9 0,8
0,7 0,6 0,5
0,4 0,3 0,2
0,1 0
Т1 Т2 Т3 Т4 Т5
Т5 Т3
Т4
F1 F2
F3
Т2
F4 F5
F6F7 Т1
Альтернатива F F8 F9 i
108

Используя предложенное правило сначала определяем минимальные значения функции принадлежности, из которых выбираем максимальное. На основании решения по предложенному выше алгоритму, оптимальным вариантом с учетом разной важности критериев является третья структура солнечно-дизельного комплекса (соотношение фотоэлектрических панелей и дизельной электростанции 3/10),
F *  0, 028; 0,397; 0,92; 1; 0,217; 0,287. 3
Учитывая, что второй вариант решения позволяет более точно учесть влияние критериев, принимаем структуру солнечно-дизельного комплекса с номинальной мощностью фотоэлектрических моделей 400 кВт и дизельной электростанции 1600 кВт.
4.2. Имитационное моделирование распределительной сети Республики Ирак с использованием солнечно-дизельных комплексов
Для изучения эффекта повышения качества электроснабжения за счет гибридных солнечно дизельных комплексов и оценки влияния на параметры режима работы распределительной сети Республики Ирак была разработана имитационная модель в программе Matlab Simulink. Модель получена путём дополнения ранее разработанной модели распределительной сети: в выбранные узлы нагрузки были подключены блоки FDES, которые включают в себя имитационные модели выбранной структуры фотоэлектрического модуля и дизельной электростанции [122, 123].
Подключение блока FDES моделирующего солнечно-дизельный комплекс к шинам напряжения 11 кВ распределительной сети Республики Ирак на примере подстанции No 3.1, показано на рис. 4.4. Аналогично выполнено подключение для двух других подстанций под номерами 6.2 и 14.
Рисунок 4.4. Блок-диаграмма модели участка распределительной сети с подключением солнечно-дизельного комплекса
Имитационная модель дизельной электростанции, а также графики изменения выходного напряжения и тока при изменении нагрузки представлены на рис. 4.5 и 4.6 соответственно. Из осциллограммы видно, что дизельная электростанция выдает в сеть необходимое стабильное напряжение в 11 кВ при изменении мощности потребления системой.
Рисунок 4.5. Имитационная модель подключения дизельной электростанции к шинам 11 кВ трансформаторной подстанции
Рисунок 4.6. Осциллограмма изменения выходного напряжения и тока дизельной электростанции при изменении нагрузки
Разработанная имитационная модель фотоэлектрического модуля показана на рис. 4.7, она состоит из фотоэлектрического модуля, MPPT контроллера и нагрузки [124].
Рисунок 4.7. Блок-диаграмма модели фотоэлектрического модуля
Стандартный встроенный блок PV Array позволяет моделировать работу панелей с разными параметрами и при различных условиях. Для задания
параметров панели, помимо ручного ввода, можно воспользоваться имеющейся базой предустановок.
Характеристики моделируемой панели AU Optronics SunBravo PM072MW2 приведены в табл. 4.5. Вольт-амперная характеристика (ВАХ) и характеристика мощности панели показана на рис. 4.8.
Рисунок 4.8. ВАХ и характеристика мощности для одной панели при различных значениях интенсивности излучения
Параметры фотоэлектрического модуля
Таблица 4.5
Параметр
Максимальная мощность Напряжение при максимальной мощности
Единица измерения Вт
В
Значение 400 39,77
112

Ток при максимальной мощности Напряжение холостого хода Ток короткого замыкания Количество ячеек Максимальное напряжение системы Габариты
Продолжение табл. 4.5
А 10,06 В 48,44 А 10,59
шт 72 В 1000
мм 2024х1022
Для получения мощности 500 кВт будут использоваться 1260 таких панелей: 90 параллельных рядов из 14 последовательно соединенных панелей. На рис. 4.9 показана ВАХ такой сборки.
Рисунок 4.9. ВАХ и характеристика мощности для сборки из панели при различных значениях интенсивности излучения
Отбор мощности реализован с помощью MPPT контроллера. В состав контроллера входит блок MPPT и блок DC-DC. Блоком MPPT (рис. 4.7) реализуется алгоритм Perturb & Observe (отклонение и наблюдение), который отслеживает точку максимальной мощности на вольт-амперной характеристике фотопанели и выдает скважность ШИМ-сигнала для DC-DC преобразователя [125]. Блок-схема алгоритма показана на рис. 4.10.
Рисунок 4.10. Блок-схема алгоритма Perturb & Observe Реализация алгоритма осуществлена с помощью стандартных блоков Matlab Simulink (рис. 4.11). Названия блоков соответствуют блок-схеме. MPPT принимает значения напряжения и тока из фотопанели, по которым вычисляет мощность на текущем шаге k. Значения мощности и напряжения на предыдущем шаге k-1 получаются с помощью блоков Delay. Операторы «если» реализуются блоками Switch. Константой dD задается значение шага для изменения скважности. Вычисление нового значения скважности происходит с помощью цепи с обратной связью, которая содержит блок Memory. Ограничение скважности в пределах 0,6-0,4 выполняется блоком Saturation. На выходе системы установлен блок PWM Generator, который
генерирует ШИМ-сигнал с заданной скважностью. 114

Рисунок 4.11. Блок-диаграмма блока MPPT
Блок DC-DC моделирует работу повышающего преобразователя постоянного тока. Состав блока показан на рис. 4.12. При поступлении импульса на затвор транзистора VT1 он открывается, большая часть тока от источника питания протекает по катушке L1 и при этом в ней накапливается энергия. При отсутствии напряжения на затворе транзистора и его закрытии накопленная в катушке энергия поступает в нагрузку и конденсатор C2 через диод VD1. В конденсаторе происходит накопление энергии, при следующем открытии транзистора в катушке будет накапливаться энергия от источника, а энергия, накопленная в конденсаторе, будет отдаваться в нагрузку. Диод VD1
предотвращает протекание тока в источник питания [126].
Рисунок 4.12. Блок-диаграмма блока DC-DC
На рис. 4.13 показано изменение выходной мощности (P mean, кВт) и напряжения панели (V mean, В) при изменении интенсивности солнечного излучения (Irradiance, Вт/м2).
Рисунок 4.13. Графики изменения освещенности панели, выходного напряжения и мощности
Модель инвертора напряжения показана на рис. 4.14. Модель состоит из блоков Invertor, Control и нагрузки, роль которой выполняют блоки Three- Phase Series RLC Branch.
Рисунок 4.14. Блок-диаграмма модели инвертора напряжения
Блок Invertor (рис. 4.15) представляет собой трехфазный мостовой инвертор, выполненный на IGBT транзисторах. Схема преобразует
постоянное напряжение от источника питания в трехфазное синусоидальное напряжение [127].
Рисунок 4.15. Состав блока Invertor
Управляющий ШИМ сигнал, промодулированный по синусоидальному закону, инвертор получает от блока Control (рис. 4.16).
Рисунок 4.16. Состав блока Control
Требуемое напряжение на нагрузке задается на контур напряжения, контур тока подчинен контуру напряжения. В блоке abc to dq (рис. 4.17) с помощью прямого преобразования Парка рассчитываются составляющие d и q векторов напряжения и тока, которые затем подаются на сумматоры контуров:
Ud 3 sinэ2Uab Ubc  3Ubc cosэ ; 1  
Uq 3 cosэ2Uab Ubc 3Ubc sinэ , 1  
где: Ud – d составляющая напряжения; Ud – q составляющая напряжения.
Рисунок 4.17. Состав блока abc to dq
Задание угла и синхронизация с сетью выполняется блоком PLL.
Обратное преобразование Парка осуществляется в блоке dq to abc, чего в блоке PWM Generator формируется ШИМ сигнал.
(4.11) (4.12)
Ua Ud sintUq cost;
U U sint2U cost2;
после
(4.13) (4.14)
(4.15)
bdq 33
U U sint2U cost2. cdq
33
На рис. 4.18 показаны осциллограммы выходных напряжений и
токов инвертора при изменении величины нагрузки. В момент времени 0,05 с
происходит двукратное увеличение нагрузки.
Рисунок 4.18. Изменение выходного напряжения и тока инвертора при изменении нагрузки
Из графиков следует, что при увеличении нагрузки амплитуда напряжения не изменяется, что свидетельствует о правильной работе схемы управления инвертором.
Объединение имитационных моделей фотоэлектрических модулей и дизельной электростанции в общей структуре солнечно-дизельного комплекса в общий блок FDES и подключение его к шинам 11 кВ на подстанции 3.1, 6.2 и 14 показало эффект увеличения напряжения в узлах распределительной сети Республики Ирак. Результаты имитационного моделирования с использованием разработанной имитационной модели показаны на рис. 4.19- 4.20.
Как следует из потенциальных диаграмм, использование объектов распределенной генерации в виде солнечно-дизельного комплекса в узлах нагрузки значительно повышает уровень напряжения во всех узлах изолированной ветви, где были подключены эти объекты.
U, кВ
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
30,60
29,64
33,00
29,42
28,
24,82
23,50
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
ИП2 1 2 3.1
U, кВ
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
33,00
33,00
31,
29,
28
ИП5 8 7 6.2
29,85
29,51
25,
24,27
а) б)
U, кВ
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
ИП3
3,2
33,00
33,00
31,54
31,48
U, кВ
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
32,39
33,00
32,33
ИП3
9.1
в) г)
U, кВ
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
31,95
33,00
31,88
ИП1
4.1
U, кВ
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
31,85
31,21
33,00
31,78
31,13
ИП4
10 9.2
д) е) Рисунок 4.19. Потенциальная диаграмма для участка схемы
U, кВ
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
30,20
33,00
29,36
30,04
29,17
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
ИП3
5 4.2
U, кВ
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
33,00
ИП5
31,40
11 12.1
30,43
33,00
31,
30,11
ж) з)
U, кВ
34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
33,00
31,11
31,05
ИП3
6.1
U, кВ
34,00 32,00
33,00
30,00 28,00 26,00 24,00 22,00
Без использования ФДЭС
С использованием ФДЭС
33,00
31,56
31,67
32,40
ИП5 13
12.2 14
29,
27,
26,65
и) к) Рисунок 4.19. Потенциальная диаграмма для участка схемы:
а – ИП2–1–2–3.1; б – ИП5–8–7–6.2; в – ИП3–3.2; г – ИП3–9.1; д – ИП1–4.1; е – ИП4–10-9.2; ж – ИП3–5–4.2;
з – ИП5–11–12.1; и – ИП3–6.1; к – ИП5–13–12.2–14
Помимо эффекта повышения напряжения в узлах, за счет использования солнечно-дизельного комплекса достигается уменьшение потерь мощности в ветвях схемы, что показано на рис. 4.20. Тут приведена гистограмма потерь мощности до использования распределенной генерации и после их подключения. Наблюдается снижение величины потери активной мощности. Общее снижение потерь мощности составляет 2,616 МВт (58,57%).
ΔP, МВт
1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 0,800 0,600 0,400 0,200 0,000
С СисипсоплоьлзьозвоавнаинеимемФСДЭДСК
БеБзезисипсоплоьлзьозвоавнаниияяФСДДЭКС
Рисунок 4.20. Гистограмма потерь активной мощности в ветвях сети
1-2 1-1′ 2-3.1 2-2′ 5-5′ 8-7 7-7′ 8-8′ 10-9.2 10-10′ 11-12.1 11-11′ 13-13′ 14-14′ 3.1-3.1′ 3.2-3.2′ 4.1-4.1′ 5-4.2 4.2-4.2′ 6.1-6.1′ 7-6.2 6.2-6.2′ 9.1-9.1′ 9.2-9.2′ 100-4.1 12.1-12.1′ 12.2-14 13-12.2 12.2-12.2′ 200-1 300-3.2 300-5 300-6.1 300-9.1 400-10 500-8 500-11 500-13

4.3. Оценка экономической эффективности предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления
С целью оценки экономической эффективности установки разработанных систем распределенной генерации в узлах потребления распределительной сети Республики Ирак производится расчет срока окупаемости капиталовложений в проект и возможный экономический рост показателей экономической эффективности.
Оценка экономической эффективности производится путем расчета и анализа экономических индикаторов предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления [128]:
− финансовые поступления от реализации предлагаемого технического решения (Фj);
− затраты на реализацию проекта (Kj);
− коэффициент дисконтирования (Dj);
− чистый денежный поток (FCFj);
− чистая дисконтированная стоимость (NPVj);
− суммарная дисконтированная стоимость (NPVΣ);
− индекс рентабельности вложения финансовых средств (PI);
− срок окупаемости технического решения (Tpb).
Финансовые поступления от реализации предлагаемого технического
решения возникают за счет уменьшения потерь электрической энергии в нормальном режиме работы распределительной сети Республики Ирак при установке разработанных систем распределенной генерации в узлах потребления.
Потери активной электрической мощности для участка распределительной электрической сети Республики Ирак были рассчитаны в подразд. 2.2 для нормального установившегося режима работы до установки разработанных систем распределенной генерации в узлах потребления. Данные суммарные потери мощности в элементах участка распределительной сети составили
ΔPbefore = 4468 кВт. Потери активной мощности для участка распределительной электрической сети Республики Ирак после установки разработанных систем распределенной генерации в узлах потребления были определены в подразделе 4.2 для нормального установившегося режима работы и соответственно составили ΔPafter = 1852 кВт. Таким образом, наблюдается снижение величины потерь активной мощности в элементах участка распределительной сети Республики Ирак на 58,57% после установки разработанных систем распределенной генерации в узлах потребления. Общее снижение (компенсация) потерь мощности от внедрения предлагаемого технического решения составило ΔPreduct = 2616 кВт.
Скомпенсированные за год потери электрической энергии в элементах участка распределительной сети Республики Ирак определялись по формуле:
W P , (4.16) reuct reduct
где τ – это время максимальных потерь, определенное на основании графиков электрических нагрузок подстанций участка распределительной сети Республики Ирак.
Время максимальных потерь показывает длительность временного промежутка, при котором в элементах рассматриваемой сети, функционирующей с максимальной нагрузкой, выделяются такие же потери, что и при работе по действующему графику нагрузки за год.
Например, среднее потребление активной мощности за год на подстанции ПС-6 участка распределительной сети (подраздел 2.1):
P  74490910  8503 кВт.
ср
Число часов использования максимальной нагрузки подстанции ПС-6
участка распределительной сети за год:
ПС-6 участка распределительной, W = 74 490 910 кВт·ч (подраздел 2.1), 124
8760
Tmax  W ; P
(4.17) где W – годовое потребление электрической энергии потребителями подстанции
max

Pmax – максимальная потребляемая мощность на шинах подстанции ПС-6 участка распределительной сети, Pmax = 11 716 кВт (подраздел 2.1).
Tmax  74490910  6358 ч. 11716
Время максимальных потерь:
 T2
 0,124 max  8760,
(4.18)
Обобщенное значение временного параметра τ для всех элементов участка распределительной сети Республики Ирак на основе анализа графиков электрических нагрузок всех подстанций принимается равным τ = 5100 ч.
Скомпенсированные за год потери электрической энергии в элементах участка распределительной сети Республики Ирак:
W  P = 5100 · 2616 = 13341600 кВт·ч. reuct reduct
Стоимость электрической энергии в Республике Ирак составляет Cee = 2,87 руб/кВт·ч. Величина финансовых поступлений за год от реализации предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления:
Фj  Wreduct Cee . (4.19)
Годовые финансовые поступления от реализации предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления за счет экономии затрат на скомпенсированные потери электроэнергии:
Фj 133416002,8738290 тыс. руб.
Затраты на реализацию предлагаемого технического решения по внедрению систем распределенной генерации в узлах потребления можно подразделить на следующие основные части:
 капитальные расходы;


 0,124
10000  6358 2

 87605057. 10000 
 эксплуатационные расходы;  амортизационные расходы.
На рассматриваемом участке распределительной сети Республики Ирак приняты к установке три системы распределенной генерации в различных узлах потребления, состоящие из фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций с различными сочетаниями мощностей:
− ДЭС 0,8 МВт — 7000 тыс. руб;
− ДЭС 1,2 МВт — 9000 млн руб;
− ДЭС 1,5 МВт — 12000 млн руб;
− фотопанели 500 кВт — 18000 тыс. руб;
− фотопанели 300 кВт — 10000 тыс. руб;
− фотопанели 200 кВт — 7000 тыс. руб.
Суммарные капитальные затраты на основное электрооборудование систем распределенной генерации составили K1 = 63000 тыс. руб.
Капитальные затраты в первый год на реализацию предлагаемого технического решения по внедрению систем распределенной генерации в узлах потребления:
K’K K K K K K , (4.20) 1 2 3 4 amort 1
где K1 – капитальные затраты на основное электрооборудование систем распределенной генерации, тыс. руб;
K2 – транспортные расходы, тыс. руб;
K3 – расходы на монтаж электрооборудования, тыс. руб.;
K4 – расходы на наладку и опробование электрооборудования, тыс. руб.; Kamort – ставка амортизации основного электрооборудования систем
распределенной генерации, Kamort = 0,1.
Максимальный срок службы основного электрооборудования систем
распределенной генерации составляет около 10 лет.
Определение капитальных затрат в первый год на реализацию предлагаемого технического решения по внедрению систем распределенной генерации в узлах потребления приведено в табл. 4.6.
Таблица 4.6 Капитальные затраты на реализацию предлагаемого технического решения по
внедрению систем распределенной генерации в узлах потребления
Параметр K1 K2,
(10 % от K1)
K3,
(10 % от K1)
6300
K4, Kamort·K1 K’ (5 % от K1)
3150 6300 85050
Значение, тыс. руб
63000 6300
Затраты на эксплуатацию основного электрооборудования систем распределенной генерации в каждый последующий год определяются как сумма амортизационных отчислений от суммы капитальных вложений на основное электрооборудование систем распределенной генерации и затрат на техническое обслуживание оборудования с учетом годовой ставки амортизации:
Ki AK1K5,
где K1 – капитальные затраты на оборудование, тыс. руб.;
K5 – затраты на техническое обслуживание, K  K  K , тыс. руб.; 5 mt 1
Kmt – процент отчислений на техническое обслуживание, Kmt = 6,4 %;
(4.21)
А – годовая ставка амортизации, величина обратная сроку службы основного электрооборудования систем распределенной генерации.
Чистый денежный поток за каждый год эксплуатации основного электрооборудования систем распределенной генерации представляет собой разность между годовыми финансовыми поступлениями и годовыми затратами, связанными с реализацией предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления:
CFC Ф K . (4.22) iii
Чистая текущая дисконтированная стоимость технической реализации в i-м году с учетом коэффициента дисконтирования:
NPV CFC D CFC  1 , (4.23) i ii i(1r)i
где Di – коэффициент дисконтирования в i-м году реализации предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления; r – ставка дисконтирования, r = 0,1.
Накопленная дисконтированная стоимость:
n
NPVn NPVi , (4.24)
i 1
где n – количество лет реализации предлагаемого технического решения по
внедрению распределенной генерации в узлах потребления, n = 10 лет.
Индекс рентабельности PI определен как отношение дисконтированных финансовых поступлений к дисконтированным затратам на реализацию предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации
в узлах потребления:
Индекс рентабельности составил PI = 1,38.
Результаты расчета показателей экономической
реализации предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления представлены в табл. 4.7.
Таблица 4.7 Значения экономических индикаторов предлагаемого технического решения по
внедрению распределенной генерации в узлах потребления
12 1 F  
i1 1r PI i i.
(4.25)
12 1 Q  
i1 1r i i
эффективности
Год реализации Ежегодня экономия, тыс. руб. Ежегодные затраты, тыс. руб. Капитальные
Год No1
38290
85050
Год Год Год Год No2 No3 No4 No5
38290 38290 38290 38290 7448 8379 9576 11172 0 0 0 0
Год Год Год Год No6 No7 No8 No9
38290
38290 38290 38290 13406 16758 22343
затраты, тыс. 78750 руб.
33515 0 0 0 0
128

Продолжение табл. 4.7
Амортизационные отчисления, тыс. руб.
11172
13406 16758
22343
33515
6300 7448 8379 9576 Чистый денежный –
поток CFCi, тыс. руб. Коэффициент дисконтирования
46760 30842 29911 28714
0,909 0,826 0,751 0,683 0,621 0,564 0,513 0,467 0,424
27118
24884 21533
15947 4775
Чистая текущая дисконтированная стоимость NPVi, тыс. руб.
– 42509
25489
22473
19612
16838
14046
11050
7439
2025
Накопленная дисконтированная стоимость NPVΣ, тыс. руб.
– 42509
– 17020
5453
25065
41904
55950
67000
74439
76464
По результатам расчета значений экономических индикаторов предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления показателей построен финансовый профиль, который представлен на рис. 4.21.
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
NPV, тыс. руб.
t, го
0
-100000 1 2 3 4 5 6 7 8 9
-20000 -30000 -40000 -50000
д
Рисунок 4.21. Финансовый профиль предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления
Период возврата инвестиций – это период времени, за который суммарные инвестиции сравняются с суммой доходов от эксплуатации внедрения разработки:
Твоз tx  NPVtx , (4.26) NPVitx1
где tх – количество лет с отрицательной накопленной дисконтированной стоимостью;
NPVΣtx – значение накопленной дисконтированной стоимости, с отрицательным эффектом, в году tx, взятое по модулю;
NPVi(tx+1) – значение чистой текущей дисконтированной стоимости в году tx+1.
Период возврата инвестиций в предлагаемое техническое решение по внедрению распределенной генерации в узлах потребления составил 2,76 года. По результатам расчета индикаторов экономической эффективности предлагаемого технического решения и на основании финансового профиля можно сделать вывод об эффективности предлагаемого технического решения по внедрению распределенной генерации в узлах потребления и о целесообразности реализации данного проекта на практике.
Выводы
1. Решение многокритериальной задачи оптимизации методом нечеткой логики позволило выбрать соотношение мощности фотоэлектрических модулей и дизельной электростанции в общей структуре. Для узлов 3.1, 6.2 и 14 выбраны следующие соотношения мощностей 600/1400, 400/1100 и 300/700 кВт соответственно.
2. Имитационное моделирование солнечно-дизельных комплексов с учетом выбора места установки и соотношения мощности в общей структуре показало повышения качества электроснабжения в распределительной сети Республики Ирак. Установка технических устройств способствует повышению напряжения в узлах нагрузки до номинального значения и снижение потерь активной мощности в элементах распределительной сети на 58,6 %.
3. Произведена технико-экономическая оценка эффективности повышения качества электроснабжения потребителей Республики Ирак. Технико-экономический расчет с учетом эксплуатационных затрат показал, что срок окупаемости проекта не превышает 3 года, при капитальных затратах по ценам, действующим в настоящее время, 548 тыс. долларов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Аналитический расчет нормального и послеаварийного режимов работы распределительной сети Республики Ирак напряжением 33/11 кВ показал загруженность сети, так, например, отклонение напряжения в узле 3.1′ составляют δU = 32,68 %, потери напряжения в ветви 1-2 – ΔU = 10,84 %, потери мощности в ветви 1-2 – ΔP = 1264 кВт, что свидетельствует о необходимости использования технических устройств. Учитывая климатические особенности Республики Ирак и стоимость дизельного топлива наиболее рациональным вариантом повышения качества электроснабжения является использование солнечно-дизельных комплексов.
2. В результате решения задачи оптимизации по минимуму потерь активной мощности выявлены оптимальные узлы установки солнечно- дизельных комплексов. Предложено размещение солнечно-дизельных комплексов в трех характерных узлах 3.1, 6.2, 14 номинальной мощностью 2; 1,5 и 1 МВт соответственно. Суммарная мощность установок распределенной генерации задается исходя из того, что мощность потерь в ветвях распределительной сети Республики Ирак составляет 4468 кВт.
3. Предложена методика выбора оптимального соотношения мощностей фотоэлектрических модулей и дизельных электростанций в составе солнечно- дизельных комплексов, основанная на решении многокритериальной задачи с использованием нечетких множеств и критериев, характеризующих солнечно- дизельные комплексы, учитывающих особенности системы электроснабжения Республики Ирак. Методика может быть использована при любом составе распределённой генерации и различных критериях. В результате решения многокритериальной задачи нечеткой оптимизации проведен выбор структуры солнечно-дизельных комплексов для каждого из выбранных узлов при равной и разной степени важности рассмотренных критериев. Выбрана структура солнечно-дизельного комплекса, содержащая фотоэлектрические модули и дизельную электростанцию в пропорции 3/10 с номинальной мощностью
фотомодулей и дизельной электростанции для узла 3.1: 600 и 1400 кВт, для узла 6.2: 400 и 1100 кВт и для узла 14: 300 и 700 кВт.
4. Произведена технико-экономическая оценка эффективности повышения качества электроснабжения потребителей Республики Ирак. На основании имитационного моделирования установлено, что подключение солнечно-дизельных комплексов в указанных местах с выбранным соотношением мощностей приводит к снижению потерь активной мощности в элементах распределительной сети на 2616 кВт (58,6 %). Технико- экономический расчет с учетом эксплуатационных затрат показал, что срок окупаемости проекта не превышает 3 года, при капитальных затратах по ценам, действующим в настоящее время, 548 тыс. долларов.