Текст книги "Основы интеллектуальной энергетики"

Василий Сташко
Основы интеллектуальной энергетики: Учебно-методическое пособие для студентов направления 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника» (квалификация (степень) «магистр») всех форм обучения

Издание сертифицировано (№ 20017) и рекомендовано к использованию «Межрегиональным центром электронных образовательных ресурсов» – http://mceor.ru/

Утверждено на заседании

Методической школы им. О. И. Хомутова

Протокол № 2 от 2 марта 2020 г.

Рецензент: д.т.н., профессор

А. А. Багаев (АлтГАУ)

1. Цели и задачи освоения дисциплины «Основы интеллектуальной энергетики»

В дисциплине «Основы интеллектуальной энергетики» рассматриваются условия трансформации, технические и технологические принципы функционирования электроэнергетики и систем электроснабжения путем повышения их интеллектуальности на основе масштабного внедрения инноваций. Всё чаще встречающийся термин «Smart Grid», трактует энергосистему, электрическую сеть или систему электроснабжения как инфраструктурный элемент соответствующей системы, обеспечивающий эффективное взаимодействие остальных ее технологических элементов, сегментов и т. д.

В данном учебно-методическом пособии рассмотрены вопросы повышения энергоэффективности систем электроснабжения построенных на основе использования рынка оборудования, программного обеспечения, инжиниринговых и сервисных услуг Энерджинет (EnergyNet), предназначенных для разномасштабных комплексных систем и сервисов интеллектуальной энергетики.

Особое внимание при изучении дисциплины «Основы интеллектуальной энергетики» уделяется системам электроснабжения, которые построены на основе использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ), где применены технологии интеллектуальной энергетики.

Целью освоения дисциплины «Основы интеллектуальной энергетики» является формирование знаний, умений и владений в области организации работы по эксплуатации электрических сетей, электрооборудования станций и подстанций, а также систем удаленного мониторинга объектов микрогенерации на основе ВИЭ. Кроме того, при изучении данной дисциплины формируются способности в части эксплуатации технических средств автоматизированных систем управления технологическим процессом передачи и распределения электрической энергии. Ниже в таблице приведены компетенции и индикаторы их достижения.

Изучаемый в данном учебно-методическом пособии материал включает 8 тем, объединенных в 4 модуля. Общий объем практических занятий по дисциплине «Основы интеллектуальной энергетики» – 72 часа, как для очной, так и заочной форм обучения.

2. Содержание курса практических занятий

Модуль 1.

Тема 1.1. Повышение энергоэффективности и надежности электрооборудования станций и подстанций.

Тема 1.2. Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды цифровой подстанции.

Тема 1.3. Расчет оборудования и нагрузок собственных нужд подстанции.

Тема 1.4. Применение объектов микрогенерации на основе ВИЭ для снижения расхода электроэнергии на собственные нужды цифровой подстанции.

Модуль 2.

Тема 2.1. Применение интеллектуальных систем при комплексной автоматизации районной электрической сети (РЭС).

Тема 2.2. Активно адаптивные воздушные и кабельные сети.

Тема 2.3. Энергомониторинг и автоматизация линий электропередачи напряжением 6-10 кВ.

Тема 2.4. Технологии EnergyNet при автоматизации систем электроснабжения и основные требования к «Цифровым РЭС».

Модуль 3.

Тема 3.1. Интеллектуальные системы электроснабжения с активно-адаптивной сетью Smart Grid.

Тема 3.2. Возобновляемые источники электроэнергии в системах Smart Grid.

Тема 3.3. Расчеты электрических режимов в интеллектуальных системах электроснабжения.

Тема 3.4. Применение интеллектуальных систем учета электроэнергии (ИСУЭ) и автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ).

Модуль 4.

Тема 4.1. Инновационные системы резервного электроснабжения предприятия на основе использования ВИЭ.

Тема 4.2. Повышение эффективности систем микрогенерации на основе использования ВИЭ. Оценка эффективности микрогенерации на основе ВИЭ.

Тема 4.3. Системы автономного электроснабжения на основе использования ВИЭ.

Тема 4.4. Мониторинг параметров электропотребления и удаленный контроль и управление системами интеллектуальной энергетики.

3. Эффективность цифровых станций и подстанций

3.1 Список основных сокращений обозначения

ЭЭС– электроэнергетическая система;

ВИЭ– возобновляемые источники энергии;

ВДЭС– ветродизельная электростанция;

СН– собственные нужды;

ЭЭ– электрическая энергия;

ТП– трансформаторная подстанция;

СЭС– солнечная электростанция;

АСУ– автоматизированная система управления;

ПУЭ– правила устройства электроустановок;

ОПУ– общеподстанционный пункт управления;

УЗИП– устройство защиты от импульсных перенапряжений;

СГЭ– система гарантированного электропитания;

СВ– секционный выключатель;

ГЗШ– главная заземляющая шина;

ВРУ– вводно распределительное устройство;

УТВР– устройство тиристорного ввода резерва;

УЗО– устройство защитного отключения;

КЗ– короткое замыкание;

ЩПТ– щит постоянного тока;

ЩСН– щит собственных нужд;

КПД– коэффициент полезного действия;

ТСН– трансформатор собственных нужд;

НТП– нормы технологического проектирования;

СК– синхронный компенсатор;

АДЭС– автоматизированная дизельная электростанция;

РМН– реле минимального напряжения;

АВР– автоматический ввод резерва.

3.2 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды цифровой подстанции за счет собственной микрогенерации

Ежегодно на рынке электрической энергии (ЭЭ) наблюдается тенденция роста цен на ЭЭ, что беспокоит, как ее потребителей, так и производителей.

Цена на потребляемую электрическую энергию складывается, во-первых, из затрат, произведенных поставщиком ЭЭ на покупку средств труда, которые долговременно участвуют в процессе производства и переносят свою цену в виде ежегодных амортизационных отчислений. Данные затраты идут на: покупку оборудования, последующий ремонт и модернизацию данного оборудования; реализацию мероприятий по повышению эффективности оборудования и обеспечения энергосбережения; содержание зданий и сооружений, которые прямо или косвенно участвуют в производстве ЭЭ.

Во-вторых, не менее важной составляющей цены на электрическую энергию являются затраты на предметы труда, которые используются в процессе производства единовременно и переносят всю свою стоимость на готовую продукцию. В энергетике основную часть затрат на покупку предметов труда составляют затраты на приобретение топлива, которым в большинстве случаев является уголь, нефть, природный газ (т. е. топливо, получаемое из месторождений ископаемых природных ресурсов).

Обеспечение устойчивости работы электростанций и энергосистем является одной из важнейших задач электроэнергетики. Нарушение их устойчивости могут приводить к отключению большого числа потребителей электроэнергии, недовыпуску продукции и прочим экономическим потерям, а также повреждению оборудования как самой электростанции, так и связанных с ней сетей.

В настоящее время, на трансформаторных подстанциях (ТП) различного напряжения, внедряются современные средства измерений и управления. Появление новых международных стандартов и развитие современных информационных технологий открывает возможности инновационных подходов к решению задач автоматизации и управления энергообъектами, позволяя создать подстанцию нового типа – цифровую подстанцию (ЦПС). ЦПС будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети SMART GRID.

Внедрение систем автоматизации началось с появления систем телемеханики. Устройства телемеханики позволяли собирать аналоговые и дискретные сигналы с использованием модулей УСО и измерительных преобразователей. На базе систем телемеханики развивались первые АСУ ТП электрических подстанций и электростанций. АСУ ТП позволяли не только собирать информацию, но и производить её обработку, а также представлять информацию в удобном для пользователя интерфейсе. С появлением первых микропроцессорных релейных защит информация от этих устройства также стала интегрироваться в системы АСУ ТП. Постепенно количество устройств с цифровыми интерфейсами увеличивалось (противоаварийная автоматика, системы мониторинга силового оборудования, системы мониторинга щита постоянного тока и собственных нужд и т. д.). Вся эта информация от устройств нижнего уровня интегрировалась в АСУ ТП по цифровым интерфейсам. Потребность в унификации разрозненных сигналов и стандартов передачи данных привело к разработке единого стандарта: МЭК 61850.

Если всё это современное оборудование совместимо со стандартами МЭК-61850 (IEC 61850), то такую подстанцию можно назвать цифровой. По мнению специалистов, модернизацию подстанций с установкой нового оборудования в соответствии с новыми стандартами, необходимо проводить комплексно.

Стандарт МЭК 61850 – это универсальный стандарт, который позволяет упорядочить разрозненные решения различных производителей устройств релейной защиты и систем передачи данных, применяемых на подстанциях. Все информационные связи на таких ЦПС выполняются цифровыми, образующими единую шину процесса. Это открывает возможности быстрого прямого обмена информацией между устройствами, что в конечном счёте даёт возможность сокращения числа медных кабельных связей, и числа устройств, а также более компактного их расположения.

Согласно программе энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «ФСК ЕЭС», снижение расхода электрической энергии на собственные нужды ТП, является одним из основных механизмов реализации данной программы. Поэтому, решение задачи снижения расхода электроэнергии на ТП – является достаточно актуальным.

Одним из наиболее перспективных способов снижения потребление электроэнергии – это применения инноваций, причем, реализовать этот способ можно с минимальными финансовыми затратами. Решить такую задачу возможно за счет применения своей собственной микрогенерации на основе использования ВИЭ. Т. е., для электропитания собственных нужд ТП, можно использовать солнечную мини-электростанцию (миниСЭС) мощностью 1-15 кВт и выше, отдающую все 100 % вырабатываемой электроэнергии во внешнюю сеть. (рисунок 3.1).

Дополнительно в системе микрогенерации требуется установка трехфазного сетевого инвертора с солнечным контроллером, соответствующего суммарной мощности массива солнечных батарей, и двунаправленного счетчика электроэнергии.

Рисунок 3.1

Схема питания собственных нужд от миниСЭС

1 – внешняя сеть; 2 – солнечная электростанция; 3 – двунаправленный электросчетчик; 4 – трехфазный сетевой инвертор; 5 – трансформаторная подстанция

Таким образом, в зависимости от мощности миниСЭС, при затратах в 0,1–2 млн. руб., экономия электроэнергии может составить от 10-100 %. В случае, если генерация будет превышать потребление, излишки электроэнергии можно будет реализовывать по ценам ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности).

При построении миниСЭС для обеспечения собственных нужд ТП, в первую очередь необходимо выбрать тип и мощность солнечных панелей. Необходимо задать исходные параметры, т. е., каким будет отношение вырабатываемой миниСЭС и потребляемой нагрузкой мощности.

Например, если выбрать мощность солнечных панелей таким образом, чтобы их мощность была максимальной при их наименьшем количестве при достижении установленной мощности миниСЭС 15 кВт, то для нормального функционирования станции необходимы определённое количество солнечных модулей.

Для расчета генерируемой электрической энергии необходимо выбрать тип модулей для солнечной электростанции.

Так, если выбрать для миниСЭС к установке монокристаллические солнечные модули номинальной мощность 310 Вт, то для 15 кВт потребуется 49 (округляем в большую сторону до 50) таких модулей.

Далее необходимо рассчитать годовую выработку данных солнечных модулей. Модуль мощностью Р_м в течение выбранного периода времени выработает количество энергии, которое будет зависеть от следующих данных:

Е – значение инсоляции за выбранный промежуток времени (час, сутки, месяц, год);

k=0,85 – коэффициент, учитывающий поправку на потерю мощности солнечных элементов при нагреве на солнце и наклонное падение лучей на поверхность модуля;

Р_м – мощность солнечного модуля, Вт;

1000 – интенсивность, при которой модуль способен вырабатывать полную мощность. Если разделить значение инсоляции на 1000, получим количество пикочасов, в течение этого времени Солнце светит как бы с интенсивностью 1000 Вт/м².

Таким образом, зная среднее значение ежемесячной инсоляции, рассчитается мощность, вырабатываемая одним солнечным модулем, а также общая годовая выработка электроэнергии миниСЭС. Результаты расчетов лучше всего свести в таблицу и построить годовой график выработки.

На рисунке 3.2 представлен график годовой выработки электроэнергии на солнечной электростанции, который показывает количество ежемесячно сгенерированной энергии.

Рисунок 3.2

Годовая выработка электроэнергии СЭС

Для выбора солнечного сетевого инвертора необходимо, в первую очередь, обратить внимание на его максимальную мощность и установленную мощность миниСЭС. При этом необходимо учитывать, что у сетевого инвертора, как правило, имеются 2 встроенных контроллера MPPT (англ. maximum power point tracking) – электронного устройства, которое отслеживает так называемую точку максимальной мощности. Благодаря контроллеру MPPT, солнечные панели вырабатывают максимально возможное количество электроэнергии, при любой интенсивности солнечного излучения, частичном или полном затенении, и т. д. С выхода встроенных в инвертор контроллеров MPPT1 и MPPT2, напряжение подается непосредственно на схему, преобразующую постоянное напряжение в трехфазное переменное 380 В. Далее, переменное напряжение пофазно, через автоматические выключатели PQ5-PQ7 соединяется с сетью предприятия (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3

Cхема подсоединения солнечной электростанции к трехфазной сети предприятия

В случае, если нагрузка Р_п предприятия меньше мощности Р_и, которую выдает инвертор, то возможны два варианта работы инвертора:

1. Избыток вырабатываемой электроэнергии отдается во внешнюю сеть. В этом случае, на предприятии должен быть установлен двунаправленный счетчик электроэнергии. В противном случае, обычными (однонаправленными) приборами учета, отдаваемая во внешнюю сеть будет учитываться как потребленная.

2. В случае, если отдача излишков во внешнюю электрическую сеть запрещена или невозможна по каким-либо причинам, то инвертор может быть настроен только лишь на компенсацию мощности, которая потребляется из внешней сети.

В случае, если Р_п > Р_и, то недостающая мощность берется из сети. Например, нагрузка предприятия составляет 35 кВт, а солнечная электростанция генерирует максимальную мощность – 15 кВт. В этом случае, из сети предприятие будет потреблять Р_с = Р_п – Р_и, т. е., 20 кВ.

3.3 Расчет нагрузок собственных нужд ТП

Пример исходных данных для расчета собственных нужд приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1

Исходные данные для расчета нагрузки собственных нужд

В результате, суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд ТП будет равна:

где κ_с– коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности, который принимается равным 0,8.

4. Интеллектуальные системы в распределительных сетях 6-35 кВ

Создание новых систем электроснабжения требует применения таких методов анализа и расчета надежности, которые позволили бы объективно учесть опыт эксплуатации, данные экспериментов, рассчитать надежность, проанализировать варианты по обеспечению надежности, обосновать ее повышение, прогнозировать надежность и исключить возможность катастрофического исхода аварий для людей и окружающей среды.

4.1 Надежность активно адаптивных воздушных и кабельных сетей

Надежность электрической системы является комплексным показателем, определяющим ее свойства длительно сохранять во времени и устойчиво воспроизводить в процессе эксплуатации свои рабочие характеристики и параметры.

Надежность электрической системы обеспечивается такими свойствами как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, работоспособность, управляемость, живучесть, безопасность.

Безотказность электрической системы – ее свойство непрерывно сохранять работоспособность в течение заданного интервала времени.

Работоспособность электрической системы – выполнение ею функций с заданными параметрами электрической энергии.

Долговечность электрической системы – сохранение ею работоспособности до предельного состояния (т. е. снижения качества передаваемой энергии, эффективности ее транспорта, снижения безопасности эксплуатации).

Управляемость электрической системы – приспособленность ее к управлению с целью поддержания в ней установившегося режима работы.

Ремонтопригодность электрической системы – приспособленность к предупреждению и обнаружению причин отказа (события, заключающегося в нарушении работоспособности) отдельных элементов и их устранения.

Безопасность электрической системы – недопуск в ней ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Живучесть электрической системы – свойство системы противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей.

Существенное влияние на надежность оказывает снижение показателей качества электроэнергии:

– понижение напряжения в распределительных сетях из-за местных дефицитов реактивной мощности приводит к уменьшению пропускной способности сети, когда она ограничена предельными токовыми нагрузками;

– уменьшение напряжения в основных сетях пропускная способность которых определяется условиями устойчивости приводит к уменьшению пределов передаваемой мощности по электрическим связям;

– при работе с пониженной частотой из-за общего дефицита мощности в энергетической сети «резерв по частоте» уменьшается по мере ее приближении к аварийному значению. Здесь работа АЧР может быть вызвана небольшими дефицитами мощности (аварии, утяжеление условий работы);

– количественными показателями, характеризующими уровень надежности электроснабжения потребителей и узлов нагрузки, могут быть средние и максимальные значения частоты и продолжительность перерыва электроснабжения.

Значения этих показателей получают по результатам испытаний или эксплуатации. Применяются также комплексные показатели. Основные показатели надежности представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Основные показатели надежности

4.2 Технологии EnergyNet в системах электроснабжения

Специфика продуктов и сервисов, востребованных на перспективных рынках в сфере энергетики, определяется следующими технологическими и социальными трендами:

– «цифровизация» инфраструктуры – разворачивание систем интеллектуального учета энергетических потоков, систем распределенной автоматизации, систем контроля оперативного состояния оборудования и качества энергоснабжения, формирования цифровых моделей для оптимального управления функционированием и развитием энергосистемы;

– глубокая децентрализация производства энергии – вовлечение в энергосистему распределенных энергетических ресурсов (в т. ч. ВИЭ), оптимальное сочетание большой, распределенной и автономной энергетики, появление эффективных систем хранения энергии, использование потенциала многофункциональных энергетических объектов. При этом ожидается существенное снижение доли топливной энергетики в пользу использования возобновляемых источников и «зеленой» энергетики;

– переход к интеллектуальному управлению и инжинирингу – внедрение интеллектуальных киберфизических устройств, использование методов и инструментов «слабого» искусственного интеллекта для автоматического управления технологическими процессами и коммерческими отношениями, а также для автоматического инжиниринга, настройки, восстановления систем управления;

– расширение инвестиционной базы, масштабное привлечение частных инвестиций – обеспечивается за счет снятия регуляторных барьеров для бизнеса, распределения системного экономического эффекта среди субъектов рынка, стимулирования перехода к новому энергетическому укладу, внедрении нового поколения экономических инструментов и технологий;

– переход к новым социальным практикам, определяющим новые возможности для конечных потребителей, сервисных организаций, регуляторов – использование открытых данных и открытых сервисных платформ, развитие практики Интернета вещей для инженерной инфраструктуры.

Указанные выше тренды и ожидаемые качественные изменения в энергетике относятся к той ее части, которая находится «в соприкосновении» с потребителями энергии.

В этой связи были определены три крупноблочных сегмента рынка, комплексно «покрывающих» целевые системы и сервисы интеллектуальной энергетики (рисунок 4.1):

– надёжные и гибкие распределительные сети;

– интеллектуальная распределённая энергетика;

– потребительские сервисы.

В рамках стратегии EnergyNet не рассматриваются решения для большой энергетики (электрических станций большой мощности, передающих сетей высокого напряжения). Это связано с тем, что соответствующие сегменты рынка менее динамично растут (средний ежегодный прирост менее 5 %), на них более жесткая конкуренция и более высокие барьеры для входа новых игроков.

Рисунок 4.1

Архитектора EnergyNet

К рынку EnergyNet в «узком смысле» можно отнести следующие продукты и сервисы:

– управление нагрузками, распределенной генерацией и распределенными накопителями;

– агрегация распределенных энергетических ресурсов на основе концепции «виртуальная электростанция» (Virtual Power Plant);

– управление подключением электромобиля в общую энергосеть для подзарядки автомобиля и отдачи лишней электроэнергии обратно в сеть (Vehicle-to-grid);

– управление активами на базе распределенных сенсоров и датчиков;

– интеллектуальный учет;

– аналитические приложения, алгоритмы обработки данных и принятия решений;

– управление микроэнергетическими системами (MicroGrid);

– энергосервис и энергоменеджмент для потребителей на базе удаленного доступа, мониторинга и управления;

– интеллектуальное управление сетью, основанные на использовании большого количества датчиков, интеллектуальных киберфизических устройств, алгоритмов и методов обработки данных, принятия решений (управление напряжением, управление качеством, управление энергетическими потоками, управление в аварийных ситуациях, управление электросетевыми активами);

– другие сервисы для конечных потребителей.