Зразок роботи
РОЗДІЛ 1. АНАЛІТИЧНИЙ ОГЛЯД ПРОБЛЕМ ВІТРОЕНЕРГЕТИКИ ТА СПОСОБІВ ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ВІТРОЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ
1.1 Сучасні тенденції розвитку вітроенергетики
Збільшення частки використання відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) у світовому енергетичному балансі та їх інтеграція в енергосистеми є однією з основних траєкторій розвитку сучасної електроенергетики. Основними перевагами відновлюваної енергетики є екологічна чистота, невичерпність та повсюдна поширеність енергоресурсів. Стимулюючими факторами розвитку ВДЕ для більшості країн є необхідність забезпечення енергетичної безпеки в умовах залежності від імпорту енергоресурсів, а також зниження антропогенного впливу на навколишнє середовище, пов'язане зі зростанням викидів парникових газів і шкідливих речовин паливоспалювальними установками в атмосферу [1].
Стрімкому впровадженню нових потужностей сприяють як технологічні вдосконалення, досягнуті в цій галузі, так і програми державного стимулювання, прийняті в багатьох розвинених країнах. Розвиток технологій і накопичений досвід дозволяють використовувати сучасні і більш ефективні і дешеві матеріали, що дає можливість збільшення одиничної потужності генеруючого обладнання, скорочення виробничих витрат і забезпечення конкурентоспроможності енергоустановок на основі ВДЕ у порівнянні з традиційними технологіями виробництва електроенергії.
За минулі десятиліття найвищі темпи розвитку демонструє вітроенергетика. Згідно з попередніми оцінками Міжнародного енергетичного агентства (МЕА), у 2020 році на ВДЕ припало майже 90% нових встановлених генеруючих потужностей у світі. З 200 ГВт нових введених потужностей відновлюваної генерації 65 ГВт припало на вітроелектростанції, що на 8% більше ніж 2019 [2]. За оцінками Всесвітньої вітроенергетичної асоціації за підсумками 2020 року прогнозується новий глобальний рекорд введення вітроелектростанцій на рівні понад 90 ГВт, що на 50% більше потужностей, встановлених у 2019 році [3].
В останні роки спостерігається тенденція переходу від наземного використання енергії вітру до побудови великих вітроенергетичних комплексів на вільних ділянках морських акваторій. Згідно з даними Global Offshore Wind Energy Council, у 2020 році сукупна встановлена потужність морських ВЕС у глобальному масштабі досягла 35,5 ГВт [4].
Сукупна встановлена потужність електростанцій на основі ВДЕ різного типу показана на рис. 1.1.
Рисунок 1.1 – Динаміка зростання встановленої потужності: a – електростанції на основі ВДЕ, б – морські вітроелектростанції [5]
Згідно з наведеними оцінками [6], потенціал морської вітроенергетики становить 420 000 ТВт∙год/рік, що у 18 разів перевищує глобальне споживання електроенергії. За прогнозами МЕА, морська вітроенергетика стане найбільшим виробником електрики в ЄС вже в 2027 році.
Для більшості європейських країн, інтерес у використанні морської вітрової енергії полягає у високому ступені приватизації та вартості землі, а також екологічних обмеженнях. За рахунок високої щільності енергії та стабільності морського вітрового режиму, подібні вітроелектростанції мають більшу енергоефективність і дозволяють виробляти більшу кількість електроенергії за рахунок можливості використання великогабаритних ВЕУ, що допустимо через менші габаритні обмеження на розміщення енергетичного обладнання в морі [7].
Розміщення вітроустановок на прибережних ділянках морських акваторій вирішує існуючі проблеми, характерні для материкової вітрогенерації, до яких відносяться шумове забруднення, візуальна зміна ландшафту, а також ефект мерехтіння, через тінь, що відкидається, лопатей вітроустановок, що обертаються.
Близько 90% глобальної встановленої потужності морських ВЕС посідають країни Європи (86%), серед яких лідируючі позиції займають: Великобританія (45%), Німеччина (33%) і Данія (9%). Більшість європейських МВЕС розміщена в Північному морі, а також акваторіях Балтійського та Ірландського морів. Інші 14% встановленої потужності складають МВЕС, що експлуатуються в мілководних прибережних районах країн Азії та США [8].
Карта місць розташування європейських МВЕС та розподіл встановленої потужності країнами і акваторіями зображені рис. 1.2.
Великобританія займає лідируючу позицію у розвитку морської вітроенергетики, загальна встановлена потужність вітроелектростанцій якої становить близько 9,3 ГВт, за нею йдуть Німеччина (6,7 ГВт), Данія (1,7 ГВт), Нідерланди (1,1 ГВт), Бельгія ( 0,8 ГВт), Швеція (0,2 ГВт), Фінляндія (0,08 ГВт) та Ірландія (0,03 ГВт). Лідируючою країною на азіатському континенті є Китай з 2,5 ГВт встановленої потужності. Діючі МВЕС є у В'єтнамі (0,2 ГВт), Японії (0,04 ГВт), Південній Кореї (0,04 ГВт) та Тайвані (0,008 ГВт). Крім того, у стадії проектування та будівництва на даний момент знаходяться 53 МВЕС, загальна встановлена потужність яких становить 16,7 ГВт [8].
Рисунок 1.2 – Карта розміщення європейських МВЕС: a – географічне розташування МВЕС; б – гістограма розподілу встановленої потужності по країнах та акваторіям
1.2 Поточний рівень розвитку вітроенергетики та перспективи реалізації морських вітроенергетичних проектів в Україні
Світовий банк у 2020 році проаналізував технічний потенціал офшорної вітроенергетики в країнах Чорного моря, включно з Україною. До цього часу у світі фактично не піднімалася тема розвитку офшорної вітроенергетики у водах Чорного моря. Наразі акваторію відзначили як потенційну для вітрогенерації морського базування.
Розвиток вітроенергетики може розв'язати питання дефіциту електроенергії у країнах Чорноморського регіону, яке особливо гостро стоїть в зимові періоди та стимулювати транскордонну торгівлю, тобто підвищити статус країн регіону як експортерів.
Рисунок 1.3 – Потенціал вітрової енергетики морського базування в Україні за даними світового банку
За результатами дослідження, технічний потенціал вітроенергетики в країнах Чорного моря сягає 435 ГВт, з яких 251 ГВт припадає саме на морську територію України.
У березні 2021 року експерти представили дослідження "Вітроенергетика та "зелений" водень: відкриття нових меж енергетичної потужності України". Потенціал українських морських вод аналізували УВЕА та Інститут відновлюваної енергетики НАН України (ІВЕ НАНУ) у співпраці з профільними організаціями.
Рисунок 1.4 – Презентаційний матеріал дослідження: “Вітроенергетика та “зелений” водень: відкриття нових меж енергетичної потужності України”
Додаткові розрахунки, які провів ІВЕ НАНУ, представляють можливості вітроенергетики в Україні на мілководних територіях великих акваторій – Азовського та Чорного морів, затоки Сиваш, водосховищ Дніпровського каскаду ГЕС, лиманів.
Автори дослідження разом з експертами асоціації "Українська воднева рада" визначили потенціал вітроенергетики в Україні з прив’язкою до виробництва "зеленого" водню. Специфікою сучасної "зеленої" водневої енергетики, що виробляє Н2 шляхом електролізу води, є значні питомі витрати електроенергії. Експерти впевнені, що одним з найбільш ефективних шляхів отримання "зеленого" водню в Україні є використання енергії вітру.
За результатами досліджень ІВЕ НАНУ, Україна має потенціал для створення на своїй території 250 ГВт потужностей ВЕC з середньорічним виробництвом електроенергії 984 млрд кВт∙год і може забезпечити середньорічне виробництво 19,5 млн тонн "зеленого" водню методом електролізу.
Україна має значні технічні можливості з розвитку вітроенергетики, проте відкриття цього ринку потребує внесення значних змін до чинного та створення нового законодавства, а також вирішення питань безпеки в місцях майбутнього будівництва, зауважили експерти.
Таблиця 1.1 – Оцінка потенціалу встановленої потужності ВЕС на території України
Акваторія Площа мілководдя, км2 Експертна оцінка частки території зони, придатної для ВЕС, % Площа для ВЕС, км2 Щільність розстановки, МВт/км2 Потужність ВЕС, ГВт
Азовське та Чорне море 19000 30 5700 35 199,5
Залив Сиваш 2500 25 625 30 18,8
Дніпровський каскад 6888 15 1033 25 25,8
Лимани 1500 15 225 25 5,6
Разом 29888 25 7583 249,7
Потенційна привабливість відновлюваної енергетики для України та можливості, які вона відкриває для соціально-економічного розвитку прибережних регіонів, на жаль, стикаються з напруженою геополітичною ситуацією. Незаконна анексія частини української держави – Кримського півострова, частини Херсонської та Запорізької областей – має свої наслідки: втрата контролю над територією та прилеглою акваторією; економічні збитки та постійна геополітична напруга в регіоні.
1.3 Основні проблеми та стримуючі фактори розвитку морської вітроенергетики
В цілому сьогодні морська вітроенергетика в країнах світу отримує додаткові переваги завдяки зниженню вартості технологій (у період 2012 – 2020 рр. це зниження склало 67%) [18], проте, як і раніше, морські вітряні електростанції обходяться значно дорожче, ніж наземні еквівалентної потужності. Початкові інвестиційні витрати МВЕС становлять приблизно 75% від суми витрат протягом терміну служби (LCC), що є надзвичайно високим показником у порівнянні з іншими технологіями виробництва електроенергії на основі ВДЕ (рис. 1.5).
Рисунок 1.5 – Співвідношення техніко-економічних показників електростанцій на основі ВДЕ різного типу: a – собівартість виробництва електроенергії; б – розподіл витрат на будівництво та основні компоненти материкових та морських ВЕС [20,21]
У середньому вартість будівництва 1 кВт МВЕС коштує 3800 доларів, порівняння 1 кВт проекту наземної станції – 1473 долара [18]. Незважаючи на те, що початкові витрати певною мірою стримуються за рахунок більш високої продуктивності МВЕС, нормована собівартість виробництва електроенергії (LCOE) суттєво перевищує аналогічний показник для наземних вітроелектростанцій.
Великий обсяг капітальних витрат на морські вітроенергетичні комплекси обумовлений великими масогабаритними показниками використовуваного енергетичного обладнання, складною логістикою та процедурою встановлення. Крім інвестиційних витрат, витрати на експлуатацію та технічне обслуговування (OPEX) можуть становити 25-50% LCOE [22]. Найдорожчим компонентом МВЕС є вітроустановки, на які припадають близько 40-60% від загальних витрат, при чому їх установка становить приблизно 1/4 від вартості будівництва. Як правило, морські ВЕУ на 20% дорожчі, а вежі та фундаменти коштують більш ніж у 2,5 рази дорожчі для наземного проекту аналогічного розміру [32].
Передбачається, що укрупнення вітропарків сприятиме зниженню витрат на встановлення турбін і витрати на фундаменти можуть бути знижені за рахунок економії на масштабі МВЕС. Однак, як показує аналіз техніко-економічних показників експлуатованих МВЕС, питомі витрати на одиницю встановленої потужності в цілому збільшуються, незважаючи на перехід до використання більших вітроустановок і очікувану економію за рахунок масштабу , що насамперед пов'язано зі збільшенням відстані від берега та глибини на ділянці розміщення МВЕС (рис. 1.6).
Великі багатотурбінні МВЕС повинні бути розташовані на достатній відстані від берега, щоб відповідати вимогам, що регламентують рівень зашумлення та мінімізувати візуальний вплив. Збільшення відстані до берега впливає витрати на встановлення та підключення до мережі, які пов'язані з довжиною експортуючого кабелю підводної лінії електропередачі. Оскільки вітроустановки розподілені на великій території, необхідна велика кількість підводних кабелів та електричних компонентів для збору енергії та передачі енергії на берегову підстанцію. Капітальні витрати на компоненти електричної системи МВЕС (кабелі підводної прокладки, трансформатори, розподільчі пристрої) становлять близько 20% від загальних інвестицій [32].
Рисунок 1.7 – Тенденції укрупнення морських вітроелектростанцій: а – збільшення питомих витрат за 1 МВт встановленої потужності зі збільшенням номінальної потужності ВЕУ; б – збільшення масштабів МВЕС, займаної площі акваторій та кількості вітроустановок зі збільшенням номінальної потужності ВЕУ
Передбачається, що в міру розвитку морської вітроенергетики та вдосконалення технологій вартість вітропарків буде знижена за рахунок використання турбін більшої потужності, технологічних інновацій та стандартизації конструкцій фундаментів. Крім того, комплексна оптимізація та автоматизація процесу проектування може сприяти мінімізації загальних витрат за допомогою виконання пошуку найкращих рішень в частині планування та компонування МВЕС.
1.4 Конструктивні особливості обладнання та систем морських вітроелектростанцій
Морська вітроелектростанція являє собою сукупність двох і більше вітроенергетичних установок (ВЕУ), об'єднаних між собою в групи з метою виробництва електроенергії та подальшої її передачі в єдину мережу або живлення відокремленої групи споживачів електроенергії.
Склад устаткування типових конфігурацій МВЕС схематично показаний рис. 1.7.
Рисунок 1.7 – Склад устаткування МВЕС різних конфігурацій: 1 – ВЕУ; 2 – кабелі системи збирання потужності; 3 – кабелі системи електропередач; 4 – морська трансформаторна підстанція; 5 – морська перетворювальна підстанція; 6 – метеомачта; 7 – берегова розподільча підстанція енергосистеми
Типова конфігурація МВЕС складається з наступних компонентів та систем [13, 14]:
– комплексу вітроустановок (1), згрупованих між собою і розміщених на обмеженій ділянці акваторії;
– системи збору потужності, що складається з груп силових кабелів (2), що забезпечують передачу електроенергії на напрузі, що виробляється ВЕУ до приймального пункту – збірних шин морської трансформаторної підстанції (4, 5), або безпосередньо до берегового пункту прийому та розподілу електроенергії – берегової трансформаторної підстанції (6);
– морської трансформаторної підстанції (МТП) або морської перетворювальної підстанції (МПП), розташованої в безпосередній близькості до комплексу вітроустановок і призначеної для підвищення рівня напруги для подальшої передачі електроенергії від МВЕС до віддаленої берегової підстанції;
– системи передачі електроенергії, що складається з силових кабелів, що передають вироблювану всім комплексом вітроустановок електроенергію до берегової трансформаторної підстанції, що забезпечує інтеграцію МВЕС до електричної мережі енергосистеми.
1.4.1 Вітроенергетичні установки
Основним компонентом будь-якої вітроелектростанції є вітроенергетичні установки, за допомогою яких кінетична енергія повітряних мас, що рухаються, перетворюється в механічну енергію обертання вітроколеса, а потім електричну енергію, за допомогою електричного генератора.
У складі морських ВЕС використовуються переважно горизонтально-осьові вітроустановки з трилопатевою конструкцією вітроколеса, обладнані системою орієнтування на вітер та активним регулюванням кроку лопатей. Морські ВЕУ оснащені асинхронними генераторами подвійного живлення (DFIG), середньошвидкісними синхронними генераторами на постійних магнітах (PMSG) або низькошвидкісними PSMG з прямим приводом. Переважна більшість морських ВЕУ потужністю менше 4 МВт мають конфігурацію DFIG, що становить приблизно 25% з усіх представлених на ринку моделей [14, 15].
ВЕУ морського виконання мають великі, порівняно з ВЕУ наземного типу, масогабаритні показники, що обумовлено прагненням забезпечити більш високий рівень вихідної потужності та ефективність використання високопотенційного морського вітру. Потужність морських ВЕУ вища, ніж у берегових ВЕУ, і в середньому становить від 2 до 5 МВт, при номінальному діаметрі вітроколеса від 80 до 130 м [16].
За останні 20 років одинична потужність вітроустановок морського типу збільшилася більш ніж у 40 разів і до теперішнього часу досягла 20 МВт при діаметрі ротора 252 м (рис. 1.8) [24].
Рисунок 1.8 – Вітроенергетичні установки: а – тенденція укрупнення розмірів морських ВЕУ; б – співвідношення номінальної потужності ВЕУ різного виконання
Фундаменти ВЕУ мають різний тип конструкції і поділяються на: встановлювані на морському дні (стаціонарні), а також плавучі платформи, які кріпляться до морського дна за допомогою розтяжок і призначені для використання на глибоководних ділянках.
Стаціонарні опорні конструкції поділяються на гравітаційні, моносваї, триноги, каркаси та інші [17]. Деякі типи стаціонарних опорних конструкцій МВЕУ показані рис. 1.9.
Рисунок 1.9 – Типи стаціонарних фундаментів ВЕУ: а – залежність вибору типу фундаменту від глибини та віддалення від берега; б – розподіл та частка використання певних типів фундаментів: 1 – гравітаційна (gravity based); 2 – перевернутий (вакуумний) ківш (suction bucket); 3 – моносвая (monopile); 4 – тринога (tripod); 5 – тринога з можливістю забивання свай (tripile); 6 – кручений каркас (twisted jacket); 7 – каркас (jacket) [34]
Вибір певного типу фундаменту залежить від глибини у місці встановлення турбіни, рельєфу дна та характеристики придонного шару.
Особливості деяких опорних конструкцій, їх переваги та недоліки наведені у таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 – Переваги та недоліки опорних конструкцій морських вітроустановок [18,19]
Опорна конструкція
Глибинам
Потужність ВЕУ, МВт
Переваги і недоліки
1 2 3 4
Гравітаційні 20-30 до 5 – простота технічного рішення;
– використовуються в місцях, що не підходять для забивання свай;
Продовження табл. 1.2
1 2 3 4
– використовуються тільки на мілководних ділянках;
– необхідна попередня підготовка придонного шару перед встановленням
Моносвая 5-50 до 4 – найпростіше технічне рішення;
– низька вартість;
– серійне виробництво
Тринога до 50 до 5 – висока міцність;
– висока вартість;
– більш складний процес встановлення
Каркас до 80 – – застосовні на ділянках з глибиною до 80 м;
– висока вартість конструкції та витрати на монтаж
Згідно з діаграмами, що показують залежність типу використовуваного фундаменту від глибини в місці установки турбіни і віддалення від берега (рисунок 1.9-б), найбільш поширеними є моносваї.
1.4.2 Система збирання потужності
Основним компонентом системи збору потужності ВЕС є кабелі підводної прокладки, які забезпечують передачу електроенергії, що виробляється вітроустановками, до приймального пункту – збірним шинам морської трансформаторної підстанції, або безпосередньо до берегового пункту прийому і розподілу електроенергії (берегової підстанції). Для зниження втрат потужності в системі, вихідна напруга вітрогенераторів, яка зазвичай становить 450-690В, за допомогою силових трансформаторів, встановлених на кожній ВЕУ, підвищується до рівня напруги системи збору потужності, яка становить 10-35 кВ [6]. Залежно від розмірів МВЕС та бажаного рівня надійності можуть бути запропоновані кілька різних конфігурацій системи збору потужності: радіальна (нерозгалужена), радіальна розгалужена, кільцеві (односторонні та двосторонні) та зірко-подібна [13,16], схеми яких зображені на рис 1.10-а.
Рисунок 1.10 – Основні конфігурації системи збору потужності (а) та статистика, що відображає поширеність застосування в МВЕС різної встановленої потужності (б)
Згідно зі статистичними даними (рисунок 1.10-б) найбільш поширеними є радіальні (розгалужені) та кільцеві конфігурації.
1) Радіальна (нерозгалужена) конфігурація є найпростішим варіантом і передбачає послідовне з'єднання вітроустановок групи і приєднання їх до вступного розподільного пристрою трансформаторної підстанції по радіальній лінії. Перевагою такої схеми є низька вартість та простота обслуговування. Однак, при цьому істотним недоліком через послідовне з'єднання є великі втрати потужності, а також відсутність резервування і як наслідок низький рівень надійності, оскільки несправність кабелю або розподільного пристрою може призвести до відключення всієї групи турбін.
2) Радіальна (розгалужена) конфігурація дозволяє підвищити надійність схеми за рахунок виконання відгалужень, і крім того в деяких випадках істотно скоротити капітальні витрати та електричні втрати за рахунок зниження протяжності кабелів. Однак, вибір подібної конфігурації вимагає врахування додаткових витрат, оскільки стандартною комплектацією електроустаткування вітроустановок не передбачено додаткових апаратів захисту, необхідних для підключення додаткового кабелю [10].
3) Кільцеві схеми дозволяють забезпечити високий рівень надійності за рахунок перемички сполучного кінця ліній, що дозволяє у разі несправності на ділянці мережі забезпечити працездатність всієї групи вітроустановок. Вартість такої конфігурації вдвічі вища за вартість радіального компонування, однак, такий варіант є найбільш надійним.
Порівняння надійності схем трьох конфігурацій, з прикладу випадку пошкодження ділянки кабелю продемонстровано рис. 1.11.
Рисунок 1.11 – Надійність систем збирання потужності: a – радіальна; б – радіальна з відгалуженнями; в – кільцева
Очевидно, що найбільшу надійність має кільцева схема, в якій при ушкодженні ділянки кабелю між 4 і 3 ВЕУ в роботі залишається весь ланцюжок турбін. У разі використання радіальної схеми, аналогічна ситуація призведе до відключення більшої частини турбін у ланцюжку, що у свою чергу призведе до порушення стійкої роботи та економічних втрат. З іншого боку радіальна розгалужена конфігурація (б) являє собою компромісне рішення між надійністю і вартістю, чим зумовлена її більша поширеність.
1.4.3 Система електропередачі та інтеграції МВСЕ з електричною мережею енергосистеми
Система електропередачі призначена для транспортування електроенергії, що виробляється від пункту збору потужності до берегової трансформаторної підстанції енергосистеми за допомогою підводних кабельних ліній. Основними факторами, що визначають вибір типу системи електропередачі, є встановлена потужність вітропарку та відстань між точкою збору потужності та береговою підстанцією. Залежно від відстані від берега, електропередача може бути виконана за допомогою кабельних ліній змінного струму середньої напруги (MVAC), змінного струму високої напруги (HVAC) або високовольтною лінією постійного струму (HVDC).
Структурні схеми систем електропередачі МВЕС зображені рис. 1.12.
При невеликий встановленій потужності і розміщення вітроелектростанції на відстані до 20 км від берега, доцільним може бути застосування системи електропередачі змінного струму середньої напруги (MVAC). Така конфігурація передбачає передачу електроенергії безпосередньо від вітроустановок до берегової трансформаторної підстанції без проміжної трансформації напруги. Перевагою такого варіанту є можливість істотного зниження капітальних витрат на спорудження МВЕС за рахунок виключення необхідності встановлення МТП і супутнього обладнання.
Рисунок 1.13 – Основні структурні схеми систем прийому та передачі електричної енергії МВЕС: 1 – вітропарк; 2 – кабельні лінії середньої напруги змінного струму; 3 – шунтуючий реактор; 4 – розподільні пристрої середньої напруги; 5 – берегова підстанція; 6 – морська трансформаторна підстанція; 7 – кабельні лінії високої напруги змінного струму; 8 – розподільний пристрій високої напруги; 9 – модульний багаторівневий перетворювач; 10 – кабельні лінії високої напруги постійного струму; 11 – струмообмежуючий реактор
При віддаленні від берега (від 10-20 до 60 км) суттєво зростають втрати потужності під час передачі, що зумовлює необхідність застосування додаткової трансформації напруги. Найбільш поширеним рішенням для більшості діючих МВЕС є системи електропередачі високої напруги змінного струму (HVAC). У такому разі передбачається встановлення однієї або декількох морських трансформаторних підстанцій, призначенням яких є перетворення рівня напруги внутрішньої системи збору потужності МВЕС до напруги, достатньої для забезпечення передачі електроенергії до берегового пункту прийому з мінімальними втратами потужності [14].
Таблиця 1.3 – Зміни систем електропередачі [21 – 23]
Тип системи електропередач U, кВ Пункт збирання потужності d, км
Pwf, МВт Примітки
MVAC (6)10 – 35(66) Берегова трансформаторна підстанція 0-20
до 200 – не потрібне встановлення МТП;
– великі втрати електроенергії
HVAC 110-220 Морська трансформаторна підстанція 20-60
200-800 – найбільш поширене рішення для більшості морських проектів;
– потрібна компенсація реактивної потужності
HVDC 150-320 Морська перетворювальна підстанція >80
500-1000 – доцільні для МВЕС розміщених на значній відстані від берега;
– не потрібна компенсація реактивної потужності;
– висока вартість
Конструктивно МТП являють собою стаціонарну платформу, на якій розміщується комплекс силового і технологічного обладнання, а також побутові приміщення обслуговуючого персоналу. Крім основного обладнання МТП – силового трансформатора і розподільчих пристроїв СН / ВН, передбачені додаткові компоненти, до яких відносяться дизельний генератор, що забезпечує електроживлення в умовах відключення МВЕС від мережі енергосистеми, а також обладнання, призначене для регулювання напруги і компенсації реактивної потужності, призначенням якого є підтримка якості напруги, що віддається МВЕС в мережу [6].
Зовнішній вигляд платформи морської трансформаторної підстанції показано рис. 1.13.
Рисунок 1.14 – Платформа морської трансформаторної підстанції
В залежності від кількості ВЕУ та встановленої потужності МВЕС кількість МТП може змінюватись від 1 до 3 і більше. Вибір необхідної кількості МТП залежить здебільшого від розмірів МВЕС, рівня напруги системи збору потужності та системи електропередачі, номінальної потужності силових трансформаторів МТП та кількості відхідних кабелів електропередачі.
При віддаленні від берега понад 60-80 км до 100 км економічно доцільним варіантом можливо застосування високовольтної кабельної лінії електропередачі постійного струму (HVDC). Перевагою HVDC є те, що подібна система не вимагає компенсації реактивної потужності, має нижчі електричні втрати, але через необхідність використання перетворювачів і фільтрів AC/DC і DC/AC на обох кінцях лінії електропередачі, капітальні витрати на реалізацію такого варіанту суттєво збільшуються.
Зазвичай до однієї підстанції можна підключити кілька груп ВЕУ до 500 МВт вихідної потужності [16], проте згідно з технічними даними діючих МВЕС число МТП також залежить від загальної кількості ВЕУ, що входять до складу МВЕС, що продемонстровано на рис. 1.14.
Рисунок 1.11 – Статистичні дані: a – залежність типу електропередачі від віддалення від берега та потужності МВЕС; б – залежність числа МТП від встановленої потужності МВЕС; в – залежність числа МТП від кількості ВЕУ у складі вітропарку
1.5 Питання проектування та оптимізації МВЕС
Для досягнення високої ефективності та рентабельності морської вітроелектростанції, на етапі опрацювання проекту необхідне вирішення низки оптимізаційних завдань, основною метою яких є пошук проектних рішень, що дозволяють підвищити продуктивність МВЕС і забезпечити максимально можливе зниження інвестиційних витрат. До таких завдань відносяться вибір оптимальної схеми розміщення вітроустановок на ділянці будівництва МВЕС, а також проектування електричної системи, що включає вибір оптимальної конфігурації кабельної системи збору потужності, пошук місця розташування пункту збору потужності (МТП) і оптимального шляху прокладання експортуючої кабельної лінії, що загалом визначається як проблема оптимального компонування енергетичного обладнання ВЕС.
Як з інженерної, так і з економічної точки зору пошук оптимальної схеми розміщення обладнання є ключовим аспектом проектування, оскільки вітроустановки є найбільш дорогим компонентом ВЕС і виникаючі втрати, викликані аеродинамічним ефектом, можуть значно знизити ефективність вітроелектростанції.
Проектування вітряної електростанції, що складається з декількох турбін, пов'язане з широким колом міркувань, які не мають значення для однотурбінних ВЕС для яких основним фактором, що визначає типорозмір турбіни, а також її місцезнаходження є швидкість вітру на заданій ділянці будівництва. При проектуванні вітропарків, необхідна оцінка аеродинамічного взаємовпливу турбін (ефекту аеродинамічного затінення), яке залежить від конструктивних параметрів вітроустановок, схеми розміщення турбін на майданчику МВЕС і параметрів вітрового режиму – швидкості і напряму вітру, а також, які впливають на формування аеродинамічного сліду.
Отже, при виконанні оцінки впливу аеродинамічного ефекту важливим є забезпечення надійного прогнозування швидкості вітру та зміни його спрямування, оскільки від даних факторів безпосередньо залежать втрати потужності, які у разі вибору неоптимального компонування можуть досягати 10-15% і більше [15]. Крім того, висока турбулентність повітряного потоку в області аеродинамічного сліду створює додаткові механічні навантаження на вузли ВЕУ, що призводить до інтенсивного зношування і передчасного виходу з ладу її компонентів.
Спостерігається турбулентний слід у повітряному потоці, що йде, за вітроустановками МВЕС, зображений на рис. 1.15.
Рисунок 1.15 – Візуально спостерігаєтмий шлейф турбулентного потоку, що викликається аеродинамічним слідом за вітроенергетичними установками (ВЕС «Horns Rev 1»)
Зі збільшенням дистанції між турбінами, аеродинамічний взаємовплив слабшає, що дозволяє підвищити продуктивність, але при цьому може істотно зрости вартість системи збору потужності за рахунок збільшення протяжності міжтурбінних кабельних ліній, що з'єднують вітроустановки з підстанцією. При цьому, збільшення видачі потужності ВЕУ призведе до підвищення струму який протікає в кабелях, що тягне за собою зростання електричних втрат або необхідність вибору кабелів більшого перерізу. З іншого боку, якщо вітроустановки будуть розміщені на мінімально можливій відстані один від одного, з метою зниження електричних втрат і економічних витрат на кабелі, аеродинамічний ефект надаватиме сильний вплив на вироблення електроенергії. Вартість підводних кабелів становить значну частину загальних капітальних витрат на МВЕС (до 9%), що робить завдання оптимізації електричної інфраструктури критично важливим у проектуванні сучасної вітрової електростанції. Розташування морської підстанції також надає значний вплив на загальну вартість електричної системи – чим ближче до центру електричних навантажень ВЕУ розташовується МТП, тим менше будуть витрачені на кабелі збору потужності, але при цьому вартість і електричні втрати в експортуючому кабелі, що зв'язує МТП із береговою підстанцією збільшуватимуться. Отже, для досягнення загальної високої ефективності ВЕС доцільно одночасно виконувати оптимізацію компонування ВЕУ, побудова оптимальної конфігурації кабельної системи спільно з пошуком оптимального місця розміщення МТП.
Взаємозв'язки між завданнями оптимізації розстановки ВЕУ та оптимізації електричної системи, а також фактори та обмеження показані на рис. 1.16.
Рисунок 1.16 – Структурна схема взаємозв'язків задачі комплексної оптимізації МВЕС
Основні завдання проектування МВЕС, під час вирішення яких потрібно виконання оптимізації, наведено у таблиці 1.4.
Таблиця 1.4 – Завдання проектування МВЕС: змінні, що впливають фактори, обмеження та цілі [14]
Проектні параметри Чинники, що впливають на вибір варіантів Межі області пошуку Обмеження
Вироблення
електроенергії Вартість
Вітроустановки
Кількість / модель ВЕУ – ККД;
– аероди-намічні втрати – вартість ВЕУ;
– витрати на кабелі – максимальна кількість ВЕУ, відповідно до технічного завдання;
– попередньо обрані моделі ВЕУ – ККД МВЕС;
– КВВП;
– встановлена потужність;
Схема розміщення – аеродинамічні втрати – витрати на опорні конструктції;
– витрати на кабелі – площа ділянки розміщення вітроустановок – дистанція між ВЕУ;
– глибина на ділянці акваторії;
– інші природні та технічні обмеження
Морські трансформаторні підстанції
Кількість Електричні втрати – вартість компонентів МТП;
– витрати на кабелі;
– витрати на РП. максимум визначений технічним завданням кількість ВЕУ/встановлена потужність МВЕС;
Розміщення – вартість компонентів МТП; межі ділянки розміщення МВЕС – мінімальна дистанція
Продовження табл. 1.4
– витрати на кабелі між МТП і ВЕУ;
– глибина на ділянці акваторії;
– інші природні та техногенні обмеження
Тип – вартість компонентів МТП;
– витрати на опорні конструкції;
– витрати на кабелі технічні рішення, визначені технічним завданням -
Система збору потужності та система електропередачі
Конфігурація системи збирання потужності електричні втрати – витрати на кабелі;
– витрати на РП – попередньо вибрані кабелі за перерізами;
– номінальна напруга; – номінальна потужність вітроустановок;
– природні та техногенні обмеження
Конфігурація системи електропередачі – витрати на кабелі;
– витрати на устрій КРП – попередньо вибрані кабелі за перерізами;
– номінальна напруга; – встановлена потужність ВЕС;
– природні та техногенні обмеження
1.6 Аналітичний огляд методик оптимізації компонування морських ВЕС
У роботах присвячених питанням оптимізації морських ВЕС в цілому можна виділити два основних напрямки: розробка методик і алгоритмів оптимізації місця розташування вітроустановок МВЕС і дослідження, зосереджені на оптимізації конфігурації електричної системи МВЕС [16].
На основі попередніх досліджень, проведено аналіз методик оптимізації компоновки вітроелектростанцій, реалізованих із застосуванням різних моделей аеродинаміки вітропарків, різнорідних алгоритмів і способів пошуку оптимального компонування ВЕУ, алгоритмів оптимізації конфігурацій електричної системи, а також цільових функцій [7 – 9].
На рис. 1.17 зображені діаграми, що показують статистику використання різних моделей аеродинамічного сліду, сценаріїв вітрового режиму та цільових техніко-економічних показників ефективності застосовуваних у методиках оптимізації МВЕС.
Рисунок 1.17 – Моделі аеродинамічного сліду (а), використовувані дані вітрового режиму (б) та цільові функції (в), які використовуються при оптимізації МВЕС
У багатьох дослідженнях використовувалися спрощені способи моделювання вітрового режиму – один напрямок швидкості вітру з постійною швидкістю (12 м/с), середня швидкість вітру та кілька напрямків (від 0 до 360 град), кілька напрямків зі змінною швидкістю (8, 12 і 17 м/с) і ймовірнісне моделювання за допомогою функції розподілу Вейбула [10]. Варто зазначити, що подібні підходи застосовувалися в основному в ранніх дослідженнях, зосереджених на підвищенні ефективності алгоритмів оптимізації та не мали на меті розробки комплексної методики оптимізації МВЕС. Застосування таких сценаріїв у реальній проектній задачі навряд чи дозволить досягти оптимального результату, оскільки через нелінійність енергетичної характеристики ВЕУ і випадкового характеру вітрового енергоресурсу даний підхід призведе до некоректної оцінки продуктивності і як результат неефективного проектного рішення.
Більш того, при аналізі ефективності ВЕС важливим є також моделювання як випадкових, так і систематичних варіацій швидкості та напрямки вітру [11, 12] у різних інтервалах часу, для чого необхідне використання стохастичних імовірнісних моделей, що враховують фактор невизначеності енергоресурсу.
Оптимізаційні моделі, цільові функції та техніко-економічні показники ефективності
При оптимізації МВЕС часто використовується послідовний підхід, який передбачає почергове вирішення оптимізаційних завдань, кожне з яких має власну цільову функцію, в якості яких використовуються типові показники, засновані на розрахунку середньорічного вироблення електроенергії (AEP), капітальних витратах (CAPEX) і експлуатаційних витрат (OPEX) [14].
Максимізація річного виробництва енергії (AEP) є однією з найбільш поширених цілей оптимізації, і спрямована на збільшення вироблення електроенергії вітроустановками ВЕС за рахунок зниження втрат потужності у всій системі, включаючи аеродинамічні втрати ВЕУ, а також електричні втрати в кабелях та силових трансформаторах під час виконання оптимізації електричної системи.
Проте, задля забезпечення рентабельності МВЕС, важливо як максимізувати продуктивність, а й знизити собівартість виробництва електроенергії (LCOE). Таким чином, мета оптимізації компонування являє собою досягнення балансу між максимізацією вироблення електроенергії та мінімізацією витрат.
В основному застосовуються методики, як правило, не включають до розрахунку всі проектні обмеження і не забезпечують детальну оцінку впливу зміни МВЕС на показник собівартості електроенергії. Простим прикладом є виконання оптимізації без докладного розрахунку інвестиційних витрат, наприклад, на компоненти системи збору потужності та передачі електроенергії або вартості опорних конструкцій, витрати на які залежать від рельєфу морського дна та глибини в місці встановлення.
Фактор втрат електроенергії в системі електропередачі, як правило, не враховується, зважаючи на незалучення параметра протяжності експортуючого кабелю в процес оптимізації при виконанні компонування ВЕУ. Однак, у разі виконання спільної компоновки, яка включає пошук оптимальної позиції МТП, потрібно включення даного фактора в цільову функцію.
Порівняння послідовного підходу з комплексною методикою оптимізації, де всі компоненти МЗЕЗ оптимізуються одночасно з мінімізацією показника нормованої собівартості електроенергії як глобальна цільова функція, наведено в роботі [13]. Аналіз результатів оптимізації регулярних та нерегулярних схем компоновок показав, що найкращий результат досягається, коли одночасно враховуються продуктивність (вироблення електроенергії) та загальносистемні витрати, що дозволяє забезпечити досягнення більш низької собівартості виробництва електроенергії, ніж при послідовній оптимізації, шляхом знаходження оптимального балансу між продуктивністю та вартістю електричної системи та опорних конструкцій вітроустановок.
Основною перешкодою застосування комплексної методики оптимізації донедавна була висока обчислювальна складність подібної оптимізаційної моделі, що вимагає одночасного моделювання аеродинамічного взаємовпливу з розрахунком втрат потужності в компонентах МВЕС і детального розрахунку витрат за кожним компонентом. В даний час розробки подібного роду моделей є, але методики оптимізації, реалізовані на їх основі, як правило, адаптовані під будь-яку певну конфігурацію МВЕС. Проте, з погляду оптимального проектування, важливою є оцінка безлічі різних варіантів побудови МВЕС. Отже, однією з пріоритетних завдань є розробка універсальної розрахункової моделі, що забезпечує можливість детального прорахунку різних конфігурацій МВЕС з урахуванням різного роду факторів і обмежень за адекватний час.
До проектних обмежень входять: мінімальна відстань між сусідніми вітроустановками, яка становить від 5 до 7 діаметрів ротора [11], а також заборонені зони, в яких ВЕУ не можуть бути розміщені з фізичних чи інших причин [14]. До заборонених зон відносяться ділянки акваторії поза межами встановленої ділянки майданчика МВЕС, місця пролягання підводних комунікацій та трубопроводів, глибоководні зони в яких установка ВЕУ неможлива з технічних чи економічних причин.
З боку електричної системи МВЕС основною вимогою є відповідність електричних параметрів обладнання параметрам номінального режиму роботи, тобто не повинні порушуватися умови по допустимому тривалому струмовому навантаженню кабелів, допустимому перевантаженню трансформаторів, падінню напруги в експортуючій кабельній лінії і т.д. Крім того, бажано щоб у схемі прокладки були відсутні кабелі, що перетинаються, оскільки такий варіант побудови мережі більш дорогий, вимагає великих ресурсних витрат при виконанні ремонту, а також через підвищений нагрів кабелів в точці їх перетину, призводить до інтенсивного старіння ізоляції і супутнім ризикам.
Результати проведеного аналізу методик та алгоритмів, що використовуються в задачах оптимізації компонування вітроелектростанцій, зведені в таблиці 1.5.
Алгоритми оптимізації
Для великих електростанцій, що складаються з десятків і сотень турбін, пошук оптимальної схеми компонування з безлічі можливих варіантів, нездійсненний без залучення спеціальних оптимізаційних алгоритмів.
В силу великої кількості обмежень, дискретних змінних, задіяних у рішенні, і недиференційованої цільової функції з безліччю локальних екстремумів, розглянута проблема відноситься до класу NP-важких математичних завдань [16], для яких алгоритми повного перебору неефективні і способу швидкого знаходження точного рішення не існує. Для знаходження наближеного рішення можуть використовуватись методи математичного програмування, а також різні евристичні (детерміновані) та метаевристичні (стохастичні) алгоритми [13].
Зведена статистика алгоритмів, застосовуваних для виконання оптимізації компонування вітроелектростанцій, наведено рис. 1.18.
Метаевристичні алгоритми досліджують дуже широкий простір рішень, ефективні при вирішенні комбінаторних завдань, але вимагають суттєвих обчислювальних витрат. Популярність цих алгоритмів обумовлена їх універсальністю, можливістю легко адаптувати алгоритм практично під будь-яке завдання, здатністю забезпечити пошук прийнятного рішення складних оптимізаційних завдань з високою ймовірністю збіжності до глобального оптимального рішення.
Таблиця 1.5 – Методи, алгоритми та моделі, що використовуються при виконанні оптимізації компонування обладнання ВЕС [10]
Основні компоненти
оптимізаційного завдання Методи та алгоритми Примітки
1 2 3
Алгоритми оптимізації – евристичні (детерміновані) алгоритми;
– математичне програмування (LP, MILP, MINLP);
– метаевристичні алгоритми (еволюційні, роєві інтелекти і т.д.);
– гібридні алгоритми У кожного алгоритму є свої переваги і недоліки. Найбільш ефективні рішення можуть бути отримані при використанні гібридних алгоритмів, при цьому пошук розташування вітроустановок і побудова схеми кабельних з'єднань необхідно виконувати одночасно.
Дані про швидкість та напрям вітру – середні значення (одне або кілька напрямків вітру з постійною швидкістю вітру);
– імовірнісні моделі (розподіл Вейбула);
– стохастичне моделювання Спрощений метод полягає у використанні середніх значень швидкості вітру на одному або декількох напрямках.
Точний метод полягає у використанні реальних часових рядів з метеостанції або синтезованих даних за допомогою методик аналізу часових рядів.
Продовження табл. 1.5
1 2 3
Цільові функції – максимізація показника річного вироблення електроенергії AEP або КВВП;
– максимізація чистої наведеної вартості NPV;
– мінімізація CAPEX, OPEX, втрат потужності, собівартості електроенергії (COE, LCOE) У більшості робіт в якості цільової функції використовується показники AEP або COE. Проте для досягнення оптимального балансу між продуктивністю та інвестиційними витратами рекомендується використовувати показник LCOE
Обмеження – межі ділянки вітропарку;
– дистанція між вітроустановками;
– заборонені зони;
– конструктивні та електричні параметри обладнання;
– перетин кабельних ліній. Для отримання компоновок задовольняючим технічним умовам побудови МВЕС в процесі оптимізації необхідно враховувати безліч обмежень, що визначає високу складність оптимізаційної задачі
Рисунок 1.19 – Статистика частоти застосування різних алгоритмів оптимізації, у роботах присвячених оптимізації компонування ВЕС
До метаевристичних алгоритмів, які успішно використовуються при вирішенні завдання компонування ВЕС, відносяться еволюційні алгоритми (наприклад, генетичний алгоритм) [15 – 18], алгоритми роєвого інтелекту (такі, як алгоритм рою частинок) [19,20], випадковий пошук [11,12], імітація відпалу (SA), градієнтний пошук (GSA), алгоритм пошуку за шаблоном та інші [13].
У вирішенні завдань проектування схем кабельної системи збору потужності, знаходять застосування детерміновані евристичні алгоритми, засновані на принципі «жадібної» логіки, основна ідея яких полягає у виборі найкращого варіанту на кожній ітерації, тобто вибирається локальне оптимальне рішення, унаслідок чого глобальне оптимальне рішення може бути знайдено. Однак, на відміну від метаевристичних алгоритмів, вони мають дуже високу швидкодію та дозволяють виконати розв'язання задачі за короткий час. Фактор швидкодії алгоритму особливо важливий при комплексній оптимізації, що передбачає спільно з побудовою схеми кабельних з'єднань, здійснення пошуку оптимального розташування вітроустановок на ділянці передбачуваного будівництва МВЕС [10].
Для досягнення більшої ефективності оптимізації застосовуються гібридні алгоритми, реалізовані за допомогою поєднання двох або більше різних алгоритмів з метою досягнення більш якісних рішень та адаптації під конкретну оптимізаційну задачу.
Оптимізація схеми розміщення вітроустановок
Аналізуючи минуле та сьогодення морської вітроенергетики, в частині проектування та вибору схем компонування можна спостерігати явну тенденцію переходу від використання простих симетричних прямолінійних схем до складних криволінійних конфігурацій зі знаним збільшенням розмірів вітропарку (рисунок 1.19).
Рисунок 1.19 – Схеми компоновок експлуатованих МВЕС
Ускладнення геометричних форм схем пов'язано насамперед із прагненням як можна ефективніше використовувати виділений під будівництво майданчик та розмістити на ньому якнайбільше ВЕУ. З іншого боку, особливістю криволінійних схем є більш рівномірна характеристика розподілу втрат потужності, що викликаються аеродинамічним затіненням залежно від кута напряму вітру. Оскільки швидкість та напрям вітру є випадковими факторами, вибір компоновок з нестандартною геометрією, ймовірно, обумовлений прагненням знизити ресурсні ризики та гарантувати досягнення планового вироблення електроенергії.
Аналізуючи еволюцію методик оптимізації, в частині застосовуваних способів побудови схем розміщення турбін, можна виділити три основні підходи: пошук місць розміщення ВЕУ по сітці, координатний спосіб і методика оптимізації на основі застосування геометричних перетворень (рисунок 1.20).
Рисунок 1.20 – Способи пошуку місць розміщення вітроустановок: a – спосіб пошуку по рівномірнійї сітці; б – координатний спосіб; в – спосіб на основі геометричних трансформацій розрахункової сітки
У числі перших робіт [15,16], використовувався сітковий метод (рисунок 1.20 а), принцип якого полягає в дискретизації координатної площини пошуку шляхом побудови ортогональної регулярної розрахункової сітки, у вузлах якої визначаються потенційно можливі місця розміщення турбін. У процесі оптимізації, що виконується за допомогою мета-евристичного алгоритму, позиції ВЕУ, що додаються в схему, кодуються одиницями у векторі бінарних змінних, розмір якого дорівнює вузлам розрахункової сітки. З огляду на те, що можливі місця розміщення турбін зумовлені й у процесі виконання пошуку параметри сітки залишаються постійними, тобто відстані між вузлами не змінюються, це призводить до суттєвого звуження простору можливих рішень задачі, що виключає з розгляду потенційно ефективніші варіанти.
Відповідно до існуючої тенденції, безліч сучасних досліджень має на меті розробку методик синтезу нестандартних геометричних форм вітропарку, які на практиці можуть дозволити досягти більш високої продуктивності [14]. У відповідність з поставленим завданням, використовується координатний спосіб, що дозволяє в процесі оптимізації визначати точки розміщення турбін довільним чином в межах допустимої області. З одного боку, такий підхід є максимально гнучким і теоретично дозволяє обчислити найбільш ефективну унікальну конфігурацію вітропарку, але з іншого боку для отримання відповідного технічним вимогам компонування необхідно введення додаткових обмежень, що може суттєво ускладнити завдання. В іншому випадку, отримані даним способом схеми компонування матимуть неструктурований, хаотичний вигляд (рис. 1.20 б).
Очевидно, що подібний результат не задовольняє існуючим приписам та вимогам щодо допустимої геометрії схем розміщення турбін у складі морських вітропарків. Подібні стохастичні схеми розміщення цілком прийнятні для наземних ВЕС, але що стосується морських проектів, то на практиці перевага надається структурованим симетричним компоновкам зважаючи на істотні переваги при монтажі і технічному обслуговуванні обладнання. Крім того, наприклад, у Великій Британії розробникам проектів рекомендується використовувати симетричні схеми, де турбіни розміщені вздовж прямої лінії, що регламентується вимогами навігаційної безпеки [17]. Більше того, у дослідженні [14] показано, що використання стохастичного компонування дозволяє лише незначно підвищити продуктивність МВЕС, що загалом незрівнянно у порівнянні з недоліками такого рішення.
Для сіткового і координатного способу характерний один загальний недолік, що обмежує їх застосування для оптимізації великих вітропарків. Місця розташування кожної турбіни окремо задаються або індексом вузла розрахункової сітки (сітковий метод), або парою координат (координатний метод). Таким чином, вектор шуканого рішення залежить від розмірності конфігурації, що оптимізується (тобто кількості вітроустановок, що розміщуються на схемі), що тягне за собою збільшення обчислювальних витрат.
Щоб скоротити кількість ступенів свободи і забезпечити симетричність схем, використовують метод на основі геометричних трансформацій розрахункової сітки (рисунок 1.20 в). Крім, дотримання умови симетричності і структурованості схеми, такий підхід дозволяє обмежити вектор шуканих параметрів, якими задаються пропорції комп'ютерної сітки, що дозволяє знизити обчислювальну складність.
Переваги та недоліки використовуваних способів оптимізації компоновок наведені у таблиці 1.6.
Таблиця 1.6 – Переваги та недоліки способів оптимізації компоновок МВЕС
Спосіб Переваги Недоліки
Оптимізація
по сітці – менша кількість обмежень – залежність вектора шуканого рішення від розмірності задачі;
– дискретна область пошуку
Координатний – безперервна область пошуку – стохастичні схеми компонування;
– залежність вектора шуканого рішення від розмірності задачі
Геометричні трансформації розрахункової сітки – симетричні схеми;
– розмір вектора шуканих параметрів не залежить від розміру компоновки – менша гнучкість у порівнянні з координатним методом
В існуючих методиках, реалізованих на основі подібного способу [19, 21], використовувалися виключно регулярні розрахункові сітки із застосуванням до них лінійних перетворень, що дозволяють змінювати масштаб (відстань між вузлами), а також паралельний нахил осей, що дозволяє надавати схемам компонування форму паралелограма. Проте очевидною є можливість використання розрахункових сіток іншої топології, наприклад, радіальних (кругових) із застосуванням нелінійних геометричних перетворень. Зважаючи на те, що в експлуатованих МВЕС є приклади використання нерегулярних схем розміщення вітроустановок, введення такої опції в інструмент оптимізації, ймовірно, може забезпечити досягнення більш ефективних результатів.
Оптимізація електричної системи МВЕС
Завдання оптимізації електричної системи морської вітрової електростанції можна розділити на два типи: оптимальний вибір електричних компонентів і параметрів системи (рівня напруги, роду струму, типу обладнання) та оптимізація топології кабельної системи (проектування схеми прокладання кабелів з вибором необхідної площі перерізу та пошук оптимального місця розташування морської підстанції). Обидві проблеми тісно пов'язані між собою та в сукупності впливають на економічні показники МВЕС, що робить проектування електричної системи комплексним завданням оптимізації.
У загальному випадку проблема побудови оптимальної схеми прокладання кабелів може бути зведена до широкого класу завдань оптимізації на графах – пошуку найкоротших маршрутів (завдання комівояжера – TSP) [15], побудови мінімального кістякового дерева (MST) [16] або задачі маршрутизації транспорту (VRP) [17].
Найпростішим варіантом рішення є застосування детермінованих евристичних алгоритмів Краскала (Kruskal) і Пріма (Prim) для побудови простого мінімального кістякового дерева без обмежень [18]. Подібні алгоритми можуть використовуватися для мінімізації загальної протяжності зв'язків мережі, що, проте не гарантує досягнення мінімальної вартості. У ранніх дослідженнях, подібна методика була застосовна з огляду на те, що побудова схем компонування виконувалась за рівномірними розрахунковими сітками, і дистанції між турбінами були постійними, що в цілому давало можливість оцінити приблизну вартість кабельної системи. Насправді, MST-подібна конфігурація мережі можлива переважно для невеликих МВЕС, що складаються з деякого числа турбін, які можна з'єднати кабелем одного перерізу без перевищення максимально допустимого струмового навантаження кабелю. При оптимізації великих МВЕС, що складаються з великої кількості вітроустановок, використання такого підходу не може забезпечити виконання цієї умови через відсутність обмеження на провідність зв'язку.
Більш того, в такому випадку, цільовий фактор протяжності кабельних ліній відходить на другий план, оскільки на вартість мережі, крім сумарної довжини ділянок кабельних ліній, впливатиме також тип (перетин) використовуваних кабелів, а також витрати на розподільні пристрої, залежні від конфігурації електричної системи (числа підключень до певних вузлів мережі).
На рис. 1.21 продемонстрована схема кабельної мережі МВЕС, що технічно реалізується, і схема, побудова якої виконано за допомогою MST-алгоритму без обмеження допустимого струму кабелю.
Очевидно, що, незважаючи на меншу загальну довжину ділянок кабельних ліній, схема (б) не може бути реалізована, оскільки з'єднання всіх турбін в одній кабельній лінією неможливе.
Виконання синтезу схеми кабельної системи з урахуванням обмеження за допустимим струмом кабелю можна здійснити двома шляхами.
Перший варіант – сформулювати завдання як проблему апроксимації мінімального кістякового дерева з обмеженням на провідність зв'язків (CMST) [19] або проблему маршрутизації транспорту з відкритими (OVRP) або закритими маршрутами (VRP) і обмеженням числа вузлів у маршрутах. Дані оптимізаційні моделі реалізують радіальну розгалужену (CMST), радіальну (OVRP) і кільцеву (VRP) топології системи.
Рисунок 1.22 – Приклад виконаного синтезу схеми прокладання кабельної системи збору потужності: a – схема, побудована з урахуванням обмеження на провідність кабелю; б – схема, побудована із застосуванням MST-алгоритму без обмеження на провідність
Другий варіант – використання методів кластеризації (таких як k-means, «sweep»), що дозволяють згрупувати вузли схеми, що характеризують вітроустановки в блоки, з максимальним числом турбін, сумарний струм яких менше або дорівнює струму кабелю максимального перерізу, і потім для кожного блоку виконується побудова простого кістяка (MST), що об'єднує вузли кожного блоку між собою і підстанцією.
Математична постановка проблеми оптимізації кабельної системи збору потужності, як завдання цілісного програмування, сформульована в роботах [10, 11], де наведено опис моделей для побудови різних конфігурацій мережі (радіальної, радіальної з відгалуженнями, кільцевої). У дослідженні [12] автори використовують симплекс-метод (алгоритм CPLEX) для пошуку оптимальних схем прокладання кабельних ліній з радіальною (нерозгалуженою та розгалуженою) конфігурацією при використанні декількох типів кабелів.
Для вирішення задачі синтезу радіальної (нерозгалуженої) топології кабельної системи, сформульованої як OVRP, розроблена евристика Planar Open Savings (POS) [13], що є модифікацією алгоритму маршрутизації транспорту Clarke-Wright з незамкнутими маршрутами. Отримані результати порівняння рішень з результатом оптимізації симплекс-методом (CPLEX) показали незначну похибку за значно менших часових витрат. Можливості алгоритму обмежені побудовою радіальної мережі з кабелем одного типу.
Синтез схем з радіальною (розгалуженою) топологією може бути виконаний за допомогою алгоритму Esau-Williams (EW) [14], призначеного для апроксимації CMST-завдання. Проведені дослідження показують, що методики, реалізовані на основі даного алгоритму, дозволяють знайти більш збалансоване рішення між інвестиціями та електричними втратами порівняно з іншими евристичними алгоритмами [18]. Однак, як і у випадку з POS, алгоритм EW не пристосований для побудови мережі мінімальної вартості і мінімізує тільки загальну протяжність зв'язків мережі, внаслідок чого не дозволяє здійснити побудову оптимальної кабельної системи із вибором кабелів різних перерізів. Крім того, вихідний варіант даного алгоритму (EW) не враховує обмеження на перетин зв'язків.
У роботі [15] алгоритм EW використовується для побудови схеми кабельної мережі спільно з вибором кількості та пошуком оптимального розміщення турбін. У статті [16] запропоновано алгоритм побудови динамічного кістяка (з урахуванням змінних витрат на кабелі під час оптимізації), який дозволяє враховувати різницю у вартості для кабелів різних перерізів і таким чином мінімізувати загальну вартість системи збору потужності. Для вирішення проблеми оптимізації кабельної системи МВЕС із різним набором кабелів використовується методика кластеризації («Sweep») спільно з метаевристичними алгоритмами оптимізації [17]. При побудові мережі алгоритм вибирає оптимальний перетин кабелю, враховуючи його вартість, вартість підключення до підстанції із забезпеченням відсутності перетину кабелів на схемі.
Загальним недоліком евристичних алгоритмів, заснованих на використанні «жадібної» стратегії пошуку, є проблема зниження якості рішень зі збільшенням розмірності завдання, а також на заключних етапах побудови острівного дерева, при тому, що першочергові рішення на перших ітераціях у більшості випадків виявляються зазвичай вдалими.
У статті [18] запропоновано методику покращення результатів алгоритму побудови MST шляхом створення додаткових вузлових точок (місць стикування кабельних ліній, розміщених окремо від місць розташування вітряних турбін), що дозволяє скоротити протяжність кабельних ліній, і таким чином знизити вартість мережі в середньому на 1%. У роботах [79, 20] досліджено можливість поліпшення евристик Clarke-Wright і EW шляхом модифікації розрахункової функції без значного збільшення обчислювальної складності і проведено дослідження параметризованого алгоритму (EW) для налаштування параметрів якого використовувався генетичний алгоритм [11]. Результати показали суттєве покращення рішень порівняно з результатами, отриманими при використанні стандартного алгоритму.
У більшості робіт оптимізація кабельної системи виконувалася за фіксованого розташування МТП. Однак, залежно від розташування трансформаторної підстанції та схеми розміщення вітроустановок, які повинні бути підключені до неї, оптимальна схема кабельної розводки може змінюватися. Морська підстанція може бути встановлена в центральній точці масиву вітроустановок, що може бути найбільш сприятливим місцезнаходженням, або відповідне місце може бути вибрано з ряду заданих допустимих позицій. Однак, найкращий результат може бути отриманий при виконанні пошуку одночасно з виконанням трасування кабельних ліній системи збору потужності.
Методика спільної оптимізації кабельної системи з пошуком місця розміщення підстанції та вибором відповідної площі перерізу кабелів реалізована на основі адаптивного алгоритму рою частинок із побудовою MST (APSO-MST) [12]. У статті [13] пропонується комплексна методика оптимізації, що дозволяє виконувати одночасний пошук оптимального розташування підстанції і виконати проектування кабельної системи з виконанням побудови схеми без кабельних ліній, що перетинаються, і вибором необхідного перерізу кабелів з докладним розрахунком втрат потужності. У роботі [14] запропонована методика оптимізації кабельної системи, реалізована на основі генетичного алгоритму з k-кластеризацією та алгоритму побудови MST з вибором кабелю необхідного перерізу з виконанням пошуку місця розміщення морської підстанцій за допомогою застосування алгоритму пошуку за шаблоном (Pattern Search).
У роботі [15] реалізована методика оптимального проектування МВЕС з мінімізацією витрат і втрат потужності при обліку реальних обмежень. Інструмент оптимізації реалізований на основі модифікованого алгоритму кластеризації (kmeans++) використовуваного для визначення оптимального місця розташування підстанції при врахуванні обмежень за потужністю та заборонених зон для розміщення. Синтез конфігурації кабельної системи виконується шляхом побудови CMST, сформульованого як завдання цілісного лінійного програмування (MILP) для вирішення якої використовується комерційне програмне забезпечення Gurobi.
Методика спільної оптимізації з одночасним пошуком місць розміщення ВЕУ та підстанцій, а також побудови схеми прокладання кабелів системи збору потужності трьох різних топологій, представлена в роботі [16]. Запропонований підхід дозволяє виконати пошук оптимального компонування з урахуванням аеродинамічного ефекту, електричних втрат у кабелях та оцінки вартості компонентів системи з мінімізацією собівартості виробництва електроенергії.
Варто зазначити, що при проектуванні схем розгалуженої топології необхідно враховувати вартість додаткових апаратів захисту та комутації ВЕУ, оскільки стандартна комплектація електрообладнання не передбачає приєднання більше 1 вхідного кабелю до розподільчого пристрою вітроустановки [20]. Однак, у більшості досліджень даний фактор не враховувався.
ВИСНОВКИ ДО РОЗДІЛУ 1:
Проведений аналіз показав, що одним з основних факторів, що перешкоджають розвитку морської вітроенергетики в Україні, є великі інвестиційні витрати, і як наслідок потенційно низька рентабельність подібних проектів. При цьому наявний вітровий енергетичний потенціал на ділянках морських кордонів і фактична наявність широкої області застосування такого виду енергетичних об'єктів актуалізують завдання проведення попередніх досліджень у цій сфері відновлюваної енергетики.
Для досягнення високої ефективності та забезпечення економічної доцільності будівництва МВЕС, необхідне вирішення низки оптимізаційних завдань, до яких відносяться:
– вибір найкращої схеми розташування вітроустановок на передбачуваній ділянці будівництва МВЕС з метою зниження втрат потужності, що викликаються впливом аеродинамічного ефекту, що задовольняє вимогам безпеки і забезпечує мінімальну вартість опорних конструкцій;
– вибір оптимальної конфігурації та параметрів обладнання електричної системи (перетинів кабелів, кількості та потужності трансформаторів, пристроїв компенсації реактивної потужності та регулювання напруги, комутаційного обладнання та розподільних пристроїв), яка включає в себе завдання синтезу оптимальної топології кабельної системи збору потужності, визначення місця розташування морської трансформаторної підстанції та пошуку оптимальних шляхів прокладання підводних кабельних ліній електропередачі, що задовольняють вимогам надійності та економічності електричної системи.
В усталеній практиці проектування використовується послідовний (поетапний) підхід вирішення даних завдань, проте для отримання найкращого результату необхідно застосування комплексної методики, коли всі перелічені завдання вирішуються одночасно з використанням в якості глобальної цільової функції показника собівартості виробництва електроенергії. Зважаючи на безліч різних варіантів побудови МВЕС, конфігурацій і типів систем, необхідне використання універсальної розрахункової моделі, що дозволяє виконувати оцінку продуктивності та вартості проектного рішення з урахуванням кліматичних факторів, топографії місцевості та батиметрії ділянки акваторії, що в багатьох дослідженнях не береться до уваги.
РОЗДІЛ 2 МЕТОДИКА КОМПЛЕКСНОЇ ОПТИМІЗАЦІЇ КОМПОНУВАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНОГО ОБЛАДНАННЯ МВЕС
У розділі описана методика комплексної оптимізації компонування МВЕС, що дозволяє виконувати одночасний пошук оптимальної схеми розміщення вітроустановок, побудова кабельного розведення системи збору потужності та визначення оптимального розташування морської трансформаторної підстанції, а також пошук найкоротшого шляху прокладання кабелю.
Методика заснована на використанні способу генерації розрахункових сіток з параметрами, що динамічно змінюються, в процесі оптимізації, безліч вузлів яких визначає геометрію масиву вітроустановок. На відміну від раніше запропонованих методик подібного типу, запропонований спосіб не обмежується традиційними регулярними топологіями і дозволяє за допомогою застосування геометричних трансформацій різного типу, виконувати, у тому числі побудову нерегулярних (криволінійних і кругових) симетричних схем компонування.
2.1 Загальний опис алгоритму оптимізації
Алгоритм пошуку параметрів реалізований на основі методу оптимізації роєм частинок (PSO), за допомогою якого здійснюється одночасний пошук оптимальних значень параметрів, які задають геометрію розрахункової сітки, координат розміщення морської підстанцій і параметрів алгоритму, що виконує синтез структури кабельної системи для кожного оптимізованого компонування МВЕС.
Алгоритм виконується ітеративно і на кожній ітерації генерується певна кількість варіантів схем розміщення ВЕУ, для кожної з яких виконується пошук точки розміщення морської підстанції, побудова схеми кабельних з'єднань і трасування шляху прокладання експортуючого кабелю. Координати точки розміщення МТП і параметри алгоритму також оптимізуються змінними.
Топологія розрахункової сітки визначається 12 параметрами, що визначають просторову орієнтацію масиву вітроустановок та їх взаємне розташування. Даними параметрами визначається кількість поздовжніх і поперечних рядів місць установки турбін, дистанції між турбінами, кути паралельного зсуву по осях, інтервали чергуємого зсуву рядів, а також кут повороту на площині, кут кругового заповнення, кут і радіус криволінійної (радіальної) деформації масиву.
Загальна блок-схема алгоритму з деталізацією параметрів, що оптимізуються, і цільової функції показана на рис. 2.1.
Рисунок 2.1 – Блок-схема методики оптимізації компонування МВЕС
Таким чином, оптимізаційна задача вибору компонування МВЕС обмежена пошуко
