52
Исследование влияния крупной
СЭС на переходные процессы при
возмущениях во внешней сети
УДК
620.9:621.316
Скурихина
К
.
А
.,
аспирант
кафедры
гидроэнергетики
и
возобновляемых
источников
энергии
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»,
ведущий
специалист
группы
консалтинга
и
моделирования
АО
«
РТСофт
»
Тягунов
М
.
Г
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
кафедры
гидро
-
энергетики
и
возобновляемых
источников
энергии
ФГБОУ
ВО
«
НИУ
«
МЭИ
»
Чумаченко
В
.
В
.,
к
.
т
.
н
.,
ведущий
эксперт
группы
больших
энергосистем
АО
«
РТСофт
»
Субботин
А
.
В
.,
эксперт
группы
консалтинга
и
моделирования
АО
«
РТСофт
»
Широкий
практический
опыт
использования
возобновляемых
источников
энергии
(
ВИЭ
)
в
электроэнергетических
системах
(
ЭЭС
)
различных
стран
в
настоящее
время
позволяет
сформулировать
общие
принципы
эффективной
работы
такого
рода
энергоустановок
.
С
ростом
доли
ВИЭ
,
характеризующихся
существенной
нерегулярностью
и
слабой
предсказуемостью
производства
электроэнергии
,
возникает
ряд
задач
в
части
управления
ЭЭС
как
в
нормальных
,
так
и
в
аварийных
режимах
работы
.
В
первую
очередь
должно
быть
соблюдено
требование
по
выдаче
установленной
мощности
во
внешнюю
сеть
при
подключении
крупных
солнечных
электрических
станций
(
СЭС
)
или
ветроэлектрических
станций
(
ВЭС
).
В
настоящее
время
при
проектировании
и
учете
объектов
СЭС
динамическая
устойчивость
не
рассматривается
,
а
источники
генерации
при
математическом
моделировании
представляются
в
виде
нагрузки
с
отрицательной
мощностью
[1, 2].
Однако
работа
СЭС
с
большой
установленной
мощностью
может
изменить
динамические
характеристики
отдельных
частей
энергорайонов
и
в
отдельных
случаях
даже
привести
к
нарушению
устойчивой
работы
смежных
станций
.
В
настоящей
статье
на
примере
строительства
СЭС
мощностью
15
МВт
в
Забайкальском
крае
были
рассмотрены
особенности
влияния
ввода
объектов
ВИЭ
на
динамические
характеристики
энергосистемы
,
которые
необходимо
учитывать
при
проектировании
и
эксплуатации
.
Ключевые
слова
:
возобновляемые
источники
энергии
,
солнечная
электростанция
,
инверторные
установки
,
переходные
процессы
,
динамическая
устойчивость
Keywords:
renewable energy sources, solar power
plant, Inverter device, transient process,
transient stability
ВВЕДЕНИЕ
Главная
особенность
ВИЭ
,
в
частности
солнечных
электри
-
ческих
станций
,
заключается
в
способе
их
подключения
к
электрической
сети
,
а
именно
посредством
конверторных
систем
(
рисунок
1).
Элементной
базой
этих
конверторных
систем
являются
управляемые
устройства
силовой
элек
-
троники
,
которые
в
отличие
от
привычных
генераторов
,
реализуемых
в
виде
синхронных
(
или
подобных
им
вра
-
щающихся
)
электрических
машин
,
не
обладают
инерцией
вращающейся
массы
.
В
свою
очередь
ветро
электрические
установки
(
ВЭУ
),
оборудованные
асинхронным
генератором
двойного
питания
,
также
присоединяются
к
внешней
сети
посредством
преобразователей
мощности
на
базе
сило
-
вой
электроники
со
сложной
системой
управления
,
которые
определяют
независимость
работы
вращающейся
машины
от
внешней
сети
.
В
итоге
подключение
объектов
ВИЭ
посредством
кон
-
вер
тор
ных
систем
приводит
к
уменьшению
запаса
кинети
-
ческой
энергии
вращающихся
масс
энергосистемы
и
изме
-
нению
динамических
характеристик
в
целом
.
На
начальных
стадиях
развития
ВИЭ
в
России
,
когда
доля
возобновляемой
генерации
мала
,
изменения
динами
-
ческих
характеристик
энергосистемы
не
столь
существен
-
ны
.
Однако
при
подключении
крупных
СЭС
или
ВЭС
(
более
10
МВт
)
на
параллельную
работу
с
энергосистемой
тяжелые
возмущения
во
внешней
сети
могут
привести
к
нарушению
устойчивости
,
что
в
свою
очередь
потребует
дополнитель
-
ных
технических
решений
.
Усугубляет
положение
тот
факт
,
что
на
сегодняшний
день
нет
нормативно
-
технических
до
-
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
53
кументов
,
определяющих
требования
к
характери
-
стикам
силового
оборудования
и
системам
регули
-
рования
ВЭС
и
СЭС
при
их
параллельной
работе
с
ЕЭС
России
.
С
учетом
возрастающей
тенденции
строитель
-
ства
ВИЭ
необходима
разработка
общих
подхо
-
дов
при
планировании
ввода
объектов
генерации
,
в
том
числе
в
части
определения
допустимого
объема
ВИЭ
в
балансе
энергорайона
с
целью
со
-
хранения
его
динамических
характеристик
,
на
-
Рис
. 1.
Упрощенная
схема
конверторной
системы
Напряжение
сети
U
C
I
AC
I
DC1
I
I
DC2
I
DC
V
DC
V
m
Конденсатор
Преобразователь
напряжения
(
конвертер
ШИМ
IGBT)
DC-DC
преобразователь
пример
,
посредством
использования
кинетиче
-
ской
энергии
ВЭУ
,
резервов
мощности
СЭС
при
наличии
гарантированного
источника
—
накопи
-
теля
энергии
,
искусственного
создания
инерции
системами
управления
инверторным
оборудова
-
нием
[3].
ОСОБЕННОСТИ
СЭС
,
УЧИТЫВАЕМЫЕ
ПРИ
МОДЕЛИРОВАНИИ
ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ
РАБОТЫ
С
ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ
Нормативно
-
правовая
база
различных
стран
в
отношении
подключения
объектов
генерации
на
параллельную
работу
с
ЭЭС
закреплена
в
до
-
кументах
Grid Codes [4, 5],
основными
аспектами
которых
являются
поддержание
напряжения
на
шинах
станций
,
требования
к
устойчивости
при
переходных
процессах
,
регулирование
активной
мощности
и
частоты
,
требования
к
качеству
элек
-
трической
энергии
.
В
документах
Grid Codes
так
-
же
сформулированы
требования
в
части
влияния
ВЭС
и
СЭС
на
устойчивость
и
надежность
функ
-
ционирования
ЭЭС
,
на
качество
регулирования
параметров
электрического
режима
в
точке
их
подключения
,
на
уровень
токов
короткого
замы
-
кания
(
КЗ
),
в
том
числе
требования
к
основному
оборудованию
и
системам
регулирования
ВЭУ
и
солнечных
СЭУ
.
После
анализа
зарубежных
нормативных
и
нор
-
мативно
-
технических
документов
в
таблицах
1
и
2
были
сопоставлены
выдержки
и
уставки
времени
при
выделении
на
изолированный
режим
работы
и
восстановлении
параллельной
работы
с
сетью
соответственно
.
В
настоящей
работе
при
иссле
-
довании
переходных
режимов
работы
СЭС
были
учтены
уставки
защиты
инверторов
при
снижении
и
превышении
напряжения
,
с
соответствующими
выдержками
времени
в
соответствии
со
стандар
-
том
IEEE 1547 [6],
поскольку
российские
стандар
-
ты
,
устанавливающие
соответствующие
требова
-
ния
,
отсутствуют
.
Табл
. 1.
Уставки
при
выделении
на
изолированный
режим
работы
IEEE
1547
IEC
61727
RD 661/
RD1663
BDEW-MSRL/
FGW TR8
Превышение
напряжения
Уставка
, %
120
140
130
140
Выдержка
,
с
0,11
3
0,15
3
Снижение
напряжения
Уставка
, %
50
50
20
25
Выдержка
,
с
0,11
0,05
1
1
Превышение
частоты
Уставка
, %
50,5
51
51
51,5
Выдержка
,
с
0,11
0,15
3
0,1
Снижение
частоты
Уставка
, %
47
49
47
47,5
Выдержка
,
с
0,11
0,15
0,2
0,1
Табл
. 2.
Уставки
при
восстановлении
параллельной
работы
с
внешней
сетью
IEEE
1547
IEC
61727
RD 661/
RD1663
BDEW-MSRL/
FGW TR8
После
превышения
напряжения
Уставка
, %
105
108
105
110
После
снижения
напряжения
Уставка
, %
95
90
95
95
После
превышения
частоты
Уставка
, %
50,5
50,9
50,7
50,5
После
снижения
частоты
Уставка
, %
49,8
49,1
48,5
47,5
Выдержка
времени
(
для
всех
случаев
),
с
300
20
180
20
№
3 (48) 2018
54
На
рисунке
2
наглядно
отражены
характеристи
-
ки
и
выдержки
времени
срабатывания
устройств
релейной
защиты
при
нарушении
нормальных
ус
-
ловий
работы
по
напряжению
.
Так
,
при
изменении
напряжения
в
пределах
зоны
нечувствительности
от
порога
низкого
напряжения
(
U
Н
)
и
до
порога
вы
-
сокого
напряжения
(
U
В
)
инвертор
поддерживает
выходной
ток
для
сохранения
параллельной
рабо
-
ты
с
внешней
сетью
.
Если
напряжение
выходит
за
порог
U
Н
или
U
В
в
течение
определенного
времени
(
на
графике
выдержки
времени
t
НН
и
t
ВН
),
проис
-
ходит
отключение
инвертора
.
Аналогичный
прин
-
цип
работы
инвертора
—
при
достижении
порога
сверхнизкого
напряжения
(
U
СН
)
или
сверхвысокого
напряжения
(
U
СВ
)
с
выдержками
времени
t
СНН
и
t
СВН
,
соответственно
[7].
ОПИСАНИЕ
МОДЕЛИ
СЭС
За
последние
годы
в
России
уже
реализован
целый
ряд
проектов
по
вводу
СЭС
и
ВЭС
,
а
на
сайте
АТС
представлены
результаты
конкурсных
отборов
ин
-
вестиционных
проектов
по
строительству
генериру
-
ющих
объектов
на
базе
ВИЭ
.
Одним
из
таких
объектов
настоящего
исследования
в
работе
выступает
СЭС
мощностью
15
МВт
,
плани
-
руемая
к
вводу
в
2018
году
в
Забайкальском
крае
.
Для
исследования
влияния
СЭС
на
протекание
переходных
процессов
при
аварийных
возмущени
-
ях
в
ЭЭС
в
ПВК
EUROSTAG
была
сформирована
математическая
модель
СЭС
и
прилегающей
энер
-
госистемы
.
Достоинства
ПВК
EUROSTAG
заключа
-
ются
в
большом
спектре
решаемых
задач
,
разви
-
той
математической
модели
,
поддержке
большого
количества
типовых
сетевых
элементов
,
а
также
в
возможности
создания
моделей
регуляторов
или
нетиповой
автоматики
,
что
необходимо
при
анализе
поведения
энергосистемы
при
различных
аварий
-
ных
возмущениях
[8].
В
расчетной
модели
источ
-
ники
солнечной
энергии
подробно
смоделированы
с
детальным
представлением
инверторов
напряже
-
ния
с
широтно
-
импульсной
модуляцией
.
Каждый
ин
-
вертор
включает
систему
управления
с
контролем
напряжения
в
месте
их
подключения
.
Необходимо
особо
отметить
схему
присоедине
-
ния
станции
к
внешней
сети
,
выполненную
через
трансформаторную
подстанцию
ПС
110/35/6,3
кВ
(
рисунок
3).
Часть
энергорайона
,
которую
питает
СЭС
,
включает
30%
асинхронных
двигателей
(
АД
),
а
также
крупные
синхронные
двигатели
(
СД
)
мощно
-
стью
по
2
МВт
.
Балансирующим
узлом
была
выбрана
удален
-
ная
от
объекта
исследования
станция
—
Читин
-
ская
ТЭЦ
-1
установленной
мощностью
452,8
МВт
и
связью
220/500
кВ
,
с
целью
нивелирования
вли
-
яния
на
объект
исследования
балансирующего
узла
.
В
расчетной
модели
учтена
внешняя
элек
-
трическая
сеть
220
и
110
кВ
Забайкальского
края
(
рисунок
4).
Стоит
заметить
,
что
энергорайон
,
где
планирует
-
ся
ввод
СЭС
,
является
дефицитным
и
баланс
мощ
-
ности
и
потребления
обеспечивается
за
счет
меж
-
системных
перетоков
мощности
из
Бурятской
ЭС
и
Амурской
ЭС
[9].
Кроме
того
,
высокую
долю
в
элек
-
тропотреблении
занимает
железнодорожный
транс
-
порт
и
добыча
полезных
ископаемых
.
Таким
обра
-
Рис
. 2.
Уставки
с
выдержками
времени
инвертора
по
напряжению
Нормальная
работа
U
,
кВ
U
НОМ
,
кВ
U
xx
—
уставка
по
напряжению
t
xx
—
выдержка
времени
U
В
U
Н
U
СВ
t
СВН
t
НН
t
СНН
t
ВН
U
СН
t
, c
Р
Н3
Р
Н4
1 С
СШ
Р
Н1
М
СД1
Р
Н2
М
СД2
Рис
. 3.
Схема
подключения
СЭС
установленной
мощностью
15
МВт
ЧТЭЦ1
ТЭЦ ППГХО
(СГ 6 – СГ 11)
ХГРЭС ТГ-2,3
(СГ1, СГ 2)
414+J95.4
Чита 220 кВ
ХГРЭС ТГ-1
(СГ 15)
206+J27.1
ШГТЭЦ (СГ 3)
10
ПриарТЭЦ
(СГ 4, СГ 5)
10+J15.8
ПТЭЦ (СГ 12)
14+J1
ЧТЭЦ2
(СГ 13, СГ 14)
ПС №2
ПС №1
СЭС 15 МВт
110 кВ
220 кВ
6 кВ
35 кВ
Бурятская ЭС
Амурская ЭС
ЧТЭЦ , — Читинская ТЭЦ 1 и 2
ПТЭЦ — Первомайская ТЭЦ
ХГРЭС — Харанорская ГРЭС
ШГТЭЦ — Шерловогорская ТЭЦ
ПриарТЭЦ — Приаргунская ТЭЦ
1 2
Рис
. 4.
Схема
внешней
сети
и
подключения
СЭС
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
55
220
кВ
110
кВ
6
кв
ПС
№
1
ПС
№
2
ПС
№
1
ПС
№
2
12
МВт
зом
,
обеспечение
надежного
электроснабжения
промышленных
потребителей
и
снижение
дефици
-
та
мощности
является
одной
из
важнейших
задач
при
строительстве
новых
объектов
генерации
.
РЕЗУЛЬТАТЫ
МОДЕЛИРОВАНИЯ
Для
оценки
влияния
ввода
СЭС
на
режимы
ра
-
боты
энергорайона
в
работе
были
проведены
расчеты
III
группы
нормативных
возмущений
для
двух
случаев
:
без
учета
работы
СЭС
(
рисунок
5
а
)
и
при
параллельной
работе
СЭС
с
энерго
-
системой
(
рисунок
5
б
).
В
качестве
нормативно
-
го
возмущения
III
группы
выступает
отключение
ВЛ
110
кВ
действием
УРОВ
при
трехфазном
КЗ
с
отказом
одного
выключателя
,
нормативного
возмущения
II
группы
—
отключение
ВЛ
110
кВ
основными
защитами
при
трехфазном
КЗ
вбли
-
зи
шин
ПС
с
успешным
/
неуспешным
ТАПВ
[10].
Расчетная
модель
соответствует
режиму
лет
-
него
максимума
нагрузки
,
при
этом
выдаваемая
в
сеть
мощность
СЭС
равна
12
МВт
.
На
рисунке
5
показана
пунктиром
ВЛ
110
кВ
,
на
которой
возни
-
кает
трехфазное
КЗ
вблизи
1
СШ
110
кВ
ПС
№
2.
В
результате
отказа
одного
из
выключателей
на
поврежденной
ВЛ
(
вблизи
ПС
№
2)
действием
УРОВ
происходит
отключение
КЗ
,
поврежденной
ВЛ
и
соответствующей
СШ
.
На
рисунках
6
и
7
приведены
результаты
моде
-
лирования
,
а
именно
,
изменение
напряжения
на
шинах
110
кВ
ПС
№
2
и
относительного
угла
ротора
генераторов
исследуемой
энергосистемы
без
СЭС
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
-0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
s
kV
напряжение 1 СШ ПС 110/35/6 Unit : kV
напряжение 2 СШ ПС 110/35/6 Unit : kV
0
5
10
15
20
40
60
80
100
120
140
s
deg
относительный угол ротора СГ 1 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 2 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 3 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 4 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 5 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 6 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 7 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 8 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 9 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 10 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 11 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 12 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 13 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 14 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 15 Unit : deg
Рис
. 6.
Переходные
процессы
при
отключении
ВЛ
110
кВ
действием
УРОВ
при
трехфазном
КЗ
с
отказом
одного
выключателя
(
модель
без
СЭС
):
а
)
изменение
напряжения
на
шинах
110
кВ
ПС
№
2,
кВ
;
б
)
изменение
относительного
угла
ротора
генераторов
,
град
Рис
. 5.
Расчетная
схема
при
отключении
ВЛ
110
кВ
действием
УРОВ
при
трехфазном
КЗ
с
отказом
одного
выключателя
:
а
)
модель
без
СЭС
;
б
)
модель
с
СЭС
б
)
а
)
б
)
а
)
№
3 (48) 2018
56
0
1
2
3
4
5
-0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
s
kV
напряжение 110 кВ ПС 110/35/6 СЭС Unit : kV
[модель] VOLTAGE AT NODE : 911970 Unit : kV
0
1
2
3
4
5
-0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
7.0
s
kV
напряжение нагрузки 1 СШ Unit : kV
напряжение нагрузки 2 СШ Unit : kV
0
1
2
3
4
5
-0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
s
deg
относительный угол ротора СГ 1 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 2 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 3 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 4 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 5 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 6 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 7 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 8 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 9 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 10 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 11 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 12 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 13 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 14 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 15 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 15
0
1
2
3
4
5
0.798
0.800
0.802
0.804
0.806
0.808
0.810
0.812
0.814
0.816
s
активная мощность группы инверторов 7
активная мощность группы инверторов 1
активная мощность группы инверторов 2
активная мощность группы инверторов 3
активная мощность группы инверторов 4
активная мощность группы инверторов 5
активная мощность группы инверторов 6
активная мощность группы инверторов 8
Рис
. 7.
Переходные
процессы
при
отключении
ВЛ
110
кВ
действием
УРОВ
при
трехфазном
КЗ
с
отказом
одного
выключателя
(
модель
с
СЭС
):
а
)
изменение
напряжения
на
шинах
110
кВ
ПС
№
2,
кВ
;
б
)
изменение
относительного
угла
ротора
генераторов
,
град
Рис
. 8.
Переходные
процессы
при
отключении
ВЛ
110
кВ
действием
УРОВ
при
трехфазном
КЗ
с
отказом
одного
выключателя
(
модель
с
СЭС
):
а
)
изменение
напряжения
на
шинах
6,3
кВ
ПС
№
2,
кВ
;
б
)
изменение
активной
мощности
инверторов
,
МВт
б
)
а
)
б
)
а
)
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
57
и
с
учетом
введенной
в
работу
СЭС
соответственно
.
Анализ
результатов
показывает
,
что
нарушения
ди
-
намической
устойчивости
в
случае
работы
энергоси
-
стемы
без
СЭС
после
возникновения
КЗ
и
отключе
-
ния
ВЛ
110
кВ
действием
защит
не
происходит
.
При
работе
СЭС
происходит
нарушение
устой
-
чивости
одного
из
генераторов
смежных
станций
энергорайона
.
Это
означает
,
что
установка
СЭС
су
-
щественно
изменяет
динамические
характеристики
энергорайона
и
требует
перенастройки
устройств
противоаварийной
автоматики
.
В
данном
случае
не
-
обходима
работа
автоматики
ОГ
,
что
приведет
к
до
-
полнительному
дефициту
мощности
и
загрузке
меж
-
системной
связи
.
Для
анализа
переходных
процессов
и
оценки
вли
-
яния
СЭС
на
рисунке
8
представлены
изменения
на
-
пряжения
на
шинах
6
кВ
и
активной
мощности
групп
инверторов
.
При
этом
отключение
инверторов
про
-
исходит
с
выдержкой
времени
0,11
с
после
снижения
напряжения
ниже
50%
от
номинала
(
таб
ли
ца
1),
без
восстановления
параллельной
работы
по
причине
возникающих
колебаний
параметров
электрического
режима
в
результате
асинхронного
хода
генератора
.
Для
демонстрации
процесса
восстановления
па
-
раллельной
работы
СЭС
с
внешней
сетью
был
вы
-
полнен
расчет
II
группы
нормативных
возмущений
:
отключение
ВЛ
110
кВ
(
показана
пунктиром
на
ри
-
сунке
5)
основными
защитами
при
трехфазном
КЗ
вблизи
1
СШ
ПС№
2
с
успешным
ТАПВ
.
Результаты
моделирования
представлены
на
рисунках
9
и
10.
0
5
10
15
20
25
30
-0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
s
kV
напряжение1 СШ ПС 110/35/6 Unit : kV
напряжение 2 СШ ПС 110/35/6 Unit : kV
0
5
10
15
20
25
30
30
40
50
60
70
80
90
100
110
s
deg
относительный угол ротора СГ 1 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 2 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 3 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 4 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 5 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 6 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 7 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 8 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 9 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 10 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 11 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 12 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 13 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 14 Unit : deg
относительный угол ротора СГ 15 Unit : deg
Рис
. 9.
Переходные
процессы
при
отключении
ВЛ
110
кВ
основными
защитами
при
трехфазном
КЗ
с
успешным
ТАПВ
:
а
)
изменение
напряжения
на
шинах
110
кВ
ПС
№
2,
кВ
;
б
)
изменение
относительного
угла
ротора
генераторов
,
град
Из
представленных
графиков
переходного
про
-
цесса
на
рисунке
9
можно
сделать
вывод
,
что
нару
-
шения
динамической
устойчивости
в
исследуемой
энергосистеме
при
возникновении
рассмотренной
аварии
II
группы
нормативных
возмущений
не
про
-
исходит
.
При
восстановлении
параллельной
работы
СЭС
с
энергосистемой
происходит
скачкообразное
повы
-
шение
напряжения
до
6,7
кВ
в
месте
подключения
инверторных
групп
через
повышающий
трансформа
-
тор
,
что
видно
из
рисунка
10
а
.
Таким
образом
,
результаты
расчетов
динамиче
-
ской
устойчивости
показывают
,
что
строительство
нового
объекта
ВИЭ
существенно
изменяет
дина
-
мические
характеристики
энергорайона
и
приводит
к
нарушению
устойчивости
генерирующих
агрега
-
тов
смежных
станций
.
Это
позволяет
сделать
вывод
о
необходимости
проведения
подобного
рода
иссле
-
дований
при
проектиро
вании
.
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО
УЧЕТУ
ВЛИЯНИЯ
ВВОДА
ОБЪЕКТОВ
ВИЭ
НА
ДИНАМИЧЕСКУЮ
УСТОЙЧИВОСТЬ
СМЕЖНЫХ
СТАНЦИЙ
В
качестве
дополнительного
требования
при
про
-
ектировании
и
выполнении
расчетов
электрических
режимов
,
статической
и
динамической
устойчивости
должно
выступать
требование
о
сохранении
дина
-
мической
устойчивости
смежных
станций
при
вводе
объекта
ВИЭ
.
Для
этого
необходимо
учитывать
:
б
)
а
)
№
3 (48) 2018
58
•
в
установившемся
режиме
:
–
минимально
и
максимально
допустимые
зоны
работы
СЭС
/
ВЭС
при
различных
диапазонах
отклонения
частоты
в
энергосистеме
;
–
минимально
и
максимально
допустимые
зоны
работы
СЭС
/
ВЭС
при
различных
диапазонах
отклонения
напряжения
в
энергосистеме
;
–
требования
к
регулированию
активной
и
реактив
-
ной
мощности
;
–
требования
по
участию
в
регулировании
час
тоты
;
•
в
режиме
короткого
замыкания
:
–
реакция
силового
оборудования
на
типовые
воз
-
мущения
в
энергосистеме
,
сопровождающиеся
кратковременными
снижениями
напря
жения
;
–
участие
в
регулировании
частоты
.
При
разработке
соответствующих
требований
к
работе
генерирующего
оборудования
на
базе
ВИЭ
в
составе
ЕЭС
России
,
а
также
при
оценке
влияния
вновь
вводимого
объекта
необходимо
опираться
как
на
методические
указания
по
устойчивости
[10],
так
и
на
требования
международных
стандартов
,
на
-
стройки
защиты
оборудования
конкретного
произво
-
дителя
.
В
зарубежных
сетевых
кодексах
требования
к
реакции
объектов
генерации
ВИЭ
на
типовые
воз
-
мущения
в
энергосистеме
заключаются
в
способно
-
сти
поддержания
непрерывного
электроснабжения
при
возмущениях
во
внешней
сети
Fault Ride-Through
(FRT)
или
провалах
напряжения
— Low Voltage Ride-
Through (LVRT).
На
основании
результатов
расчетов
для
обе
-
спечения
допустимых
параметров
электроэнерге
-
тического
режима
должны
быть
определены
техни
-
ческие
решения
по
устройствам
противоаварийной
автоматики
(
ПА
)
с
соответствующим
обоснованием
объемов
управляющих
воздействий
.
При
нарушении
устойчивости
необходима
разработка
технических
требований
по
модернизации
существующей
ПА
или
установке
новой
,
структура
которой
должна
опреде
-
ляться
с
учетом
особенностей
выработки
электриче
-
ской
энергии
от
станций
на
базе
ВИЭ
.
Кроме
того
,
с
целью
повышения
надежности
ра
-
боты
ЭЭС
крупные
СЭС
и
ВЭС
могут
участвовать
в
регулировании
режимных
параметров
,
что
пред
-
ставляется
возможным
благодаря
современным
устройствам
силовой
электроники
,
оснащенным
средствами
автоматического
управления
.
Для
до
-
стижения
требуемой
точности
на
СЭС
и
ВЭС
долж
-
ны
быть
предусмотрены
специализированные
системы
группового
управления
,
решающие
зада
-
чи
ввода
режима
в
допустимую
область
с
учетом
индивидуальных
ограничений
по
длительно
до
-
пустимым
нагрузкам
инверторов
и
зоны
нежела
-
тельной
работы
в
соответствии
с
документацией
завода
-
изготовителя
.
Система
группового
управ
-
ления
на
СЭС
и
ВЭС
с
целью
регулирования
ак
-
тивной
мощностью
и
частотой
,
реактивной
мощно
-
стью
и
напряжением
должна
осуществлять
выдачу
частных
управляющих
воздействий
контроллерам
СЭУ
/
ВЭУ
.
0
5
10
15
20
25
30
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
6.5
s
kV
напряжение нагрузки 1 СШ Unit : kV
напряжение нагрузки 2 СШ Unit : kV
0
5
10
15
20
25
30
0.76
0.77
0.78
0.79
0.80
0.81
0.82
s
активная мощность группы инверторов 1
активная мощность группы инверторов 2
активная мощность группы инверторов 3
активная мощность группы инверторов 4
активная мощность группы инверторов 5
активная мощность группы инверторов 6
активная мощность группы инверторов 7
активная мощность группы инверторов 8
Рис
. 10.
Переходные
процессы
при
отключении
ВЛ
110
кВ
основными
защитами
при
трехфазном
КЗ
с
успешным
ТАПВ
:
а
)
изменение
напряжения
на
шинах
6,3
кВ
СЭС
,
кВ
;
б
)
изменение
активной
мощности
группы
инверторов
СЭС
,
МВт
б
)
а
)
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
59
ЛИТЕРАТУРА
1.
Отчет
об
участии
в
заседаниях
со
-
вместной
рабочей
группы
комите
-
тов
CIGRE
С
4,
С
6
и
CIRED «
Мо
-
делирование
и
динамические
ха
-
рактеристики
генерации
с
исполь
-
зованием
выпрямителей
в
иссле
-
дованиях
передающей
и
распре
-
делительной
сети
энергосистемы
»
в
2014
году
. URL: http://www.cigre.ru/
research_commitets.
2.
Ярош
Д
.
Н
.
Об
изменении
методо
-
логического
подхода
к
разработке
схемы
выдачи
мощности
ВЭС
/
СЭС
/
Материалы
7-
го
Всероссийского
совещания
главных
инженеров
-
энергетиков
в
рамках
VIII
Между
-
народной
выставки
по
промышлен
-
ной
безопасности
и
охране
труда
SAPE–2017.
Сочи
, 14.04.2017. URL:
http://digitenergy.ru/wp-content/
themes/energy/img/materials-2017/
generation/6.pdf.
3. Tielens P., Van Hertem D. The rele-
vance of inertia in power systems,
Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 2016. Vol. 55,
рр
. 999–1009.
4. Schwartfeger L., Santos-Martin D.
Review of Distributed Generation In-
terconnection Standards. Conference
& Exhibition 2014, 18–20 June, Auck-
land.
5. Bründlinger Roland. Grid Codes in
Europe for Low and Medium Voltage.
AIT Austrian Institute of Technology
6th International Conference on Inte-
gration of Renewable and Distributed
Energy, November 18, 2014.
6. IEEE 1547-2003. IEEE Standard for
Interconnecting Distributed Resourc-
es with Electric Power Systems.
7. Grid Support Guide. Conext™ Core
XC and XC-NA Series Grid Tie Pho-
tovoltaic Inverter, 2016. URL: http://
www.SEsolar.com.
8. Tutorial EUROSTAG. URL: http://
www.eurostag.be/en/products.
9.
Схема
и
программа
развития
элек
-
троэнергетики
Забайкальского
края
на
2017–2021
годы
. URL: http://
мин
-
тер
.
забайкальскийкрай
.
рф
.
10.
СО
153-34.20.576-2003.
Методичес
-
кие
указания
по
устойчивости
энер
-
госистем
.
Утверждены
приказом
Минэнерго
РФ
от
30
июня
2003
г
.
№
277.
М
.:
Изд
-
во
НЦ
ЭНАС
, 2004.
REFERENCES
1. Report on participation in the
meetings of the joint working group
of CIGRE C4, C6 and CIRED
committees «Modelling and dynamic
performance of inverter based
generation in power system trans-
mission and distribution studies»
2014 URL: http://www.cigre.ru/re-
search_ commitets.
2. Yarosh D.N. On the change of
the methodological approach to
the development of power output
schemes PV power station / wind
power station / SAPE–2017. Sochi,
14.04.2017. URL: http://digitenergy.
ru/wp-content/ themes/energy/img/
materials-2017/ generation/6.pdf.
3. Tielens P., Van Hertem D. The rel-
evance of inertia in power systems,
Renewable and Sustainable Energy
Reviews, 2016. Vol. 55,
рр
. 999–1009.
4. Schwartfeger L., Santos-Martin D.
Review of Distributed Generation
Interconnection Standards. Confer-
ence & Exhibition 2014, 18–20 June,
Auckland.
5. Bründlinger Roland. Grid Codes in
Europe for Low and Medium Voltage.
AIT Austrian Institute of Technology
6th International Conference on Inte-
gration of Renewable and Distributed
Energy, November 18, 2014.
6. IEEE 1547-2003. IEEE Standard
for Interconnecting Distributed Re-
sources with Electric Power Sys-
tems.
7. Grid Support Guide. Conext™ Core
XC and XC-NA Series Grid Tie Pho-
tovoltaic Inverter, 2016. URL: http://
www.SEsolar.com.
8. Tutorial EUROSTAG. URL: http://
www.eurostag.be/en/products.
9. Scheme and program of development
of electric power industry of the Za-
baykalsky Krai for 2017-2021. URL:
http://
минтер
.
забайкальскийкрай
.
рф
.
10. SO 153-34.20.576-2003. Procedural
Guidelines for Stability of Energy Sys-
tems. Russian Federation Minenergo
30 June 2003
№
277.
ВЫВОДЫ
1.
В
настоящее
время
отсутствуют
регламенты
для
ЕЭС
России
,
которые
определяли
бы
требования
к
работе
крупных
СЭС
и
ВЭС
при
возникновении
возмущений
во
внешней
сети
,
а
также
к
участию
станций
на
базе
ВИЭ
в
регулировании
активной
мощности
и
частоты
,
реактивной
мощности
и
на
-
пряжения
.
Необходимо
сформулировать
не
толь
-
ко
условия
и
требования
к
подключению
и
синхро
-
низации
крупных
СЭС
/
ВЭС
с
энергосистемой
,
но
и
определить
требования
нормальной
работы
та
-
кого
рода
станций
во
время
возникающих
в
энер
-
госистеме
возмущений
.
2.
В
виду
специфики
технологии
производства
элек
-
трической
энергии
СЭС
и
ВЭС
,
не
оснащенных
си
-
стемами
группового
управления
,
при
параллель
-
ной
работе
с
ЕЭС
России
не
могут
обеспечить
всех
требований
без
наличия
гарантированного
источника
питания
,
а
именно
,
систем
накопления
энергии
большой
мощности
или
дизель
-
генера
-
торных
установок
.
В
итоге
сложившиеся
условия
не
позволяют
в
полной
мере
реализовать
потен
-
циал
объектов
генерации
на
базе
ВИЭ
.
3.
Исследования
показали
,
что
влияние
на
динами
-
ческие
характеристики
энергорайона
при
введе
-
нии
новых
объектов
генерации
на
базе
ВИЭ
в
зна
-
чительной
степени
сказываются
при
наложении
ряда
факторов
,
в
том
числе
и
величине
установ
-
ленной
мощности
СЭС
/
ВЭС
(
более
10
МВт
),
ха
-
рактеристик
энергорайона
,
где
планируется
ввод
станций
.
4.
Исследования
влияния
установки
объектов
СЭС
/
ВЭС
требуют
подробного
моделирования
инвер
-
торных
установок
с
учетом
работы
устройств
РЗА
и
ПА
.
5.
При
проектировании
новых
крупных
объектов
СЭС
/
ВЭС
необходимо
выполнение
расчетов
электрических
режимов
,
статической
устойчиво
-
сти
и
анализ
динамической
устойчивости
смеж
-
ных
станций
и
энергорайона
в
целом
.
6.
Дальнейшая
работа
будет
направлена
на
ис
-
следование
переходных
процессов
с
учетом
из
-
менения
частоты
в
сети
при
различном
составе
источников
энергии
с
целью
создания
алгоритмов
управления
крупными
СЭС
/
ВЭС
,
что
позволит
ис
-
точникам
энергии
на
базе
ВИЭ
стать
поставщи
-
ком
широкого
спектра
вспомогательных
и
систем
-
ных
услуг
.
№
3 (48) 2018
Оригинал статьи: Исследование влияния крупной СЭС на переходные процессы при возмущениях во внешней сети
Широкий практический опыт использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в электроэнергетических системах (ЭЭС) различных стран в настоящее время позволяет сформулировать общие принципы эффективной работы такого рода энергоустановок. С ростом доли ВИЭ, характеризующихся существенной нерегулярностью и слабой предсказуемостью производства электроэнергии, возникает ряд задач в части управления ЭЭС как в нормальных, так и в аварийных режимах работы. В первую очередь должно быть соблюдено требование по выдаче установленной мощности во внешнюю сеть при подключении крупных солнечных электрических станций (СЭС) или ветроэлектрических станций (ВЭС). В настоящее время при проектировании и учете объектов СЭС динамическая устойчивость не рассматривается, а источники генерации при математическом моделировании представляются в виде нагрузки с отрицательной мощностью. Однако работа СЭС с большой установленной мощностью может изменить динамические характеристики отдельных частей энергорайонов и в отдельных случаях даже привести к нарушению устойчивой работы смежных станций. В настоящей статье на примере строительства СЭС мощностью 15 МВт в Забайкальском крае были рассмотрены особенности влияния ввода объектов ВИЭ на динамические характеристики энергосистемы, которые необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации.