Методика выбора параметров аккумуляторных систем накопления электрической энергии для эффективной интеграции электростанций на базе возобновляемых источников энергии в энергосистемы

44

Методика выбора параметров 
аккумуляторных систем 
накопления электрической энергии 
для эффективной интеграции 
электростанций на базе возобновляемых 
источников энергии в энергосистемы

УДК

 621.311:621.354

Данная

статья

посвящена

применению

аккумуляторной

сис

темы

накопления

электроэнергии

 (

СНЭЭ

) 

для

обеспечения

требуемой

выдачи

мощности

электростанций

на

базе

возобновляемых

источников

энергии

 (

ВИЭ

), 

интегрированных

в

энергосистему

. 

В

работе

представлена

модель

литий

-

железо

-

фосфатной

акку

-

муляторной

СНЭЭ

, 

учитывающая

календарную

и

циклическую

деградацию

аккумулирующих

элементов

, 

а

также

ограничения

со

стороны

подсистемы

преобразования

. 

Выбор

номинальной

энергоемкости

и

мощности

СНЭЭ

предлагается

осуществлять

на

основе

двух

уровней

допуска

: 

заданного

диапазона

выдачи

мощности

электростанции

 (

ЭС

) 

на

базе

ВИЭ

и

относительно

-

го

времени

отклонения

от

заявленной

мощности

. 

При

выборе

параметров

СНЭЭ

учитывались

особенности

ее

работы

, 

а

также

ограничения

со

стороны

электроэнергетической

системы

 (

ЭЭС

). 

Разработанная

методика

была

применена

на

модели

ЭЭС

, 

со

-

держащей

солнечные

 (

СЭС

) 

и

ветровые

электростанции

 (

ВЭС

). 

В

конце

статьи

проведен

анализ

полученных

результатов

.

Ключевые

слова

: 

система

накопления

электроэнергии

, 

литий

-

ионная

аккумуляторная

батарея

, 

возобновляемые

источники

энергии

, 

календарная

и

циклическая

деградация

литий

-

ионных

аккумулирующих

элементов

, 

электроэнергетическая

система

В

последние

годы

в

Единую

энергети

-

ческую

систему

России

  (

ЕЭС

России

) 

активно

внедряются

солнечные

 (

СЭС

) 

и

ветроэлектростанции

  (

ВЭС

), 

основ

-

ным

недостатком

которых

является

неравно

-

мерность

выдачи

мощности

 [1, 2]. 

На

рисун

-

ках

 1 

и

 2 

представлены

суточные

графики

выдачи

мощности

СЭС

и

ВЭС

в

объединенной

энергетической

системе

Юга

  (

ОЭС

Юга

) 

на

основе

данных

 [3]. 

Расхождения

в

прогнозных

значениях

в

течение

суток

являются

значи

-

тельными

, 

для

СЭС

ошибка

прогноза

превы

-

шает

 30%, 

для

ВЭС

 — 60%. 

По

состоянию

на

 01.04.2023 

в

рамках

про

-

граммы

ДПМ

ВИЭ

 1.0 

введено

в

эксплуатацию

70 

СЭС

и

 24 

ВЭС

установленной

мощностью

1788,3 

МВт

и

 2200,0 

МВт

, 

соответственно

 [2]. 

В

рамках

программы

ДПМ

ВИЭ

 2.0 

к

 2035 

году

доля

объектов

возобновляемых

источников

энергии

  (

ВИЭ

) 

составит

более

 10 

ГВт

. 

В

от

-

дельных

частях

ЕЭС

России

установленная

мощность

СЭС

и

ВЭС

будет

соизмерима

с

объ

-

емами

традиционной

генерации

. 

Так

, 

напри

-

мер

, 

в

ОЭС

Юга

при

установленной

мощности

генерирующего

оборудования

на

ТЭС

, 

ГЭС

, 

АЭС

и

ГАЭС

в

 24,8 

ГВт

установленная

мощ

-

ность

СЭС

и

ВЭС

к

 2030 

году

составит

 5,8 

ГВт

(23,4%). 

Такая

доля

соответствует

третьему

эта

-

пу

внедрения

ВИЭ

по

классификации

Между

-

народного

энергетического

агентства

и

требует

разработки

и

реализации

организационно

-

тех

-

Булатов

Р

.

В

., 

аспирант

кафедры

Электроэнергетических

систем

ФГБОУ

ВО

 «

НИУ

 «

МЭИ

»

Насыров

Р

.

Р

., 

к

.

т

.

н

., 

доцент

кафедры

Электроэнергетических

систем

ФГБОУ

ВО

 «

НИУ

 «

МЭИ

» 

Бурмейстер

М

.

В

., 

ассистент

кафедры

Электроэнергетических

систем

ФГБОУ

ВО

 «

НИУ

 «

МЭИ

»

н

а

к

о

п

и

т

е

л

и

э

л

е

к

т

р

о

э

н

е

р

г

и

и

накопители  электроэнергии

45

нических

мероприятий

для

пре

-

дотвращения

ограничения

пере

-

даваемой

мощности

, 

ограничения

перегрузки

элементов

электриче

-

ской

сети

и

т

.

п

. [4]. 

Действительно

, 

при

дальнейшем

увеличении

мощ

-

ности

СЭС

и

ВЭС

в

ОЭС

Юга

не

-

равномерность

выдачи

мощности

внутри

часа

и

между

часами

, 

при

схожих

климатических

условиях

работы

 (

рисунки

 1 

и

 2), 

может

до

-

стигнуть

значений

в

несколько

ГВт

.

На

данный

момент

для

повыше

-

ния

управляемости

электроэнерге

-

тической

системы

  (

ЭЭС

) 

при

зна

-

чительной

доле

генерации

на

базе

ВИЭ

в

основном

применяют

вы

-

сокоманевренные

газотурбинные

установки

  (

ГТУ

) 

с

обеспечением

резервов

пропускной

способности

электрической

сети

. 

В

некоторых

случаях

применение

ГТУ

и

необ

-

ходимое

усиление

существующей

сети

ограничивается

экономиче

-

скими

и

экологическими

фактора

-

ми

, 

в

связи

с

этим

достаточно

ши

-

рокое

применение

нашли

системы

накопления

электрической

энергии

(

СНЭЭ

) [5, 6]. 

СНЭЭ

ввиду

наличия

возможности

накопления

и

выдачи

мощности

способствуют

интегра

-

ции

в

ЭЭС

генерирующих

объектов

на

базе

ВИЭ

. 

Согласно

энергетиче

-

ской

стратегии

Российской

Феде

-

рации

до

 2035 

года

, 

участие

СНЭЭ

должно

быть

обеспечено

в

обращении

электрической

энергии

и

оказании

сопутствующих

услуг

 [7].

Суммарная

установленная

мощность

СНЭЭ

, 

применяемых

для

эффективной

интеграции

ВИЭ

, 

составляет

в

мире

около

 4,18 

ГВт

 [5]. 

Подавляю

-

щее

большинство

проектов

основаны

на

электро

-

химических

накопителях

энергии

  (

более

 80% 

про

-

ектов

), 

в

частности

, 

литий

-

ионных

аккумуляторах

. 

Это

связано

с

тем

, 

что

такие

СНЭЭ

являются

хоро

-

шо

освоенными

современной

промышленностью

, 

масштабируемы

как

с

точки

зрения

мощности

, 

так

и

энергоемкости

, 

имеют

относительно

высокий

КПД

и

способны

работать

в

режиме

ежедневного

заряда

и

разряда

, 

средняя

продолжительность

циклов

ко

-

торых

составляет

несколько

часов

.

Широкомасштабному

внедрению

СНЭЭ

в

ЕЭС

России

препятствует

их

достаточно

высокая

стои

-

мость

. 

В

связи

с

этим

выбор

параметров

СНЭЭ

явля

-

ется

определяющим

, 

так

как

он

лежит

в

основе

эконо

-

мической

эффективности

ее

применения

. 

Основными

параметрами

СНЭЭ

для

решения

задач

управления

потоками

мощности

являются

номинальная

энерго

-

емкость

, 

определяемая

ее

подсистемой

накопления

, 

и

номинальная

выходная

мощность

, 

определяемая

подсистемой

преобразования

.

В

российской

научно

-

технической

литературе

представлен

ряд

публикаций

по

применению

СНЭЭ

. 

Определение

параметров

в

работах

, 

как

правило

, 

производится

для

задач

повышения

эффективности

работы

изолированных

энергосистем

 [8–10], 

сниже

-

ния

затрат

на

мощность

и

электроэнергию

конечных

потребителей

  (

промышленных

предприятий

) [11], 

повышения

эффективности

работы

распредели

-

тельных

электрических

сетей

 [12]. 

В

качестве

це

-

левых

функций

при

этом

выступают

: 

минимизация

ежегодных

расходов

изолированной

энергосистемы

, 

максимизация

доступной

мощности

технологическо

-

го

присоединения

, 

обеспечение

требуемого

уровня

напряжения

в

узлах

сети

. 

В

зарубежной

научно

-

тех

-

нической

литературе

представлено

большое

коли

-

чество

работ

, 

посвященных

способам

выбора

пара

-

метров

аккумуляторных

СНЭЭ

в

задачах

интеграции

электростанции

  (

ЭС

) 

на

базе

ВИЭ

в

ЭЭС

 [13–17]. 

Определение

параметров

СНЭЭ

в

большинстве

ме

-

тодик

выполняется

по

экономическим

критериям

: 

максимизация

прибыли

системы

СНЭЭ

и

ЭС

на

базе

ВИЭ

, 

минимизация

стоимости

хранения

энергии

СНЭЭ

на

жизненном

цикле

, 

максимизация

чистого

дисконтированного

дохода

и

т

.

п

. 

Методы

по

опреде

-

лению

параметров

СНЭЭ

в

работах

можно

подраз

-

делить

на

вероятностные

, 

аналитические

, 

оптимиза

-

ционные

и

гибридные

 [18].

Анализ

вышепредставленных

работ

показал

отсутствие

универсальной

методики

выбора

па

-

раметров

СНЭЭ

для

эффективной

интеграции

ЭС

на

базе

ВИЭ

в

энергосистемы

. 

Решение

конкрет

-

Рис

. 2. 

Выдача

мощности

ВЭС

ОЭС

Юга

в

течение

суток

Рис

. 1. 

Выдача

мощности

 C

ЭС

ОЭС

Юга

в

течение

суток

650

600

550

500

450

400

350

300

250

150

100

50

0

Ошибка

прогноза

:

22 

МВт

 (4%) — 

в

сутки

 X

Фактическая

нагрузка

СЭС

ОЭС

Юга

Заявленная

нагрузка

внутри

суток

Заявленная

нагрузка

в

сутки

 X-1

Время

, 

часы

Ак

тивная

мощность

, 

МВ

т

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00 12:00 14:00 16:00

18:00

20:00 22:00

136 

МВт

 (33%) — 

в

сутки

 X-1

1300

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Ошибка

прогноза

в

сутки

 X 

и

 X-1

450 

МВт

 (61%)

Время

, 

часы

Ак

тивная

мощность

, 

МВ

т

0:00

4:00

8:00

12:00 16:00

20:00

0:00

4:00

8:00

12:00

16:00 20:00

Фактическая

нагрузка

ВЭС

ОЭС

Юга

Заявленная

нагрузка

внутри

суток

Заявленная

нагрузка

в

сутки

 X-1

№

 5 (80) 2023

46

НАКОПИТЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ных

задач

требует

разработки

новых

методик

или

адаптации

имеющихся

. 

Важным

допущением

в

зна

-

чительном

количестве

работ

является

отсутствие

модели

деградации

электрохимического

накопи

-

теля

, 

что

может

привести

к

ошибочному

выбору

параметров

СНЭЭ

для

достижения

желаемого

эф

-

фекта

. 

Таким

образом

, 

целью

данного

исследова

-

ния

являлась

разработка

методики

определения

параметров

СНЭЭ

для

эффективной

интеграции

ЭС

на

базе

ВИЭ

, 

учитывающей

стохастический

ха

-

рактер

выдачи

мощности

генерирующими

источ

-

никами

, 

требования

системного

оператора

в

точке

подключения

, 

потокораспределение

мощностей

в

прилегающей

электрической

сети

, 

деградацию

электрохимического

накопителя

, 

фактическую

за

-

грузку

сетевого

электрооборудования

, 

а

также

по

-

тери

энергии

в

СНЭЭ

.

ВЫБОР

ТИПА

ЛИТИЙ

-

ИОННОЙ

АККУМУЛЯТОРНОЙ

БАТАРЕИ

Относительное

сравнение

наиболее

перспектив

-

ных

литий

-

ионных

катодных

материалов

, 

к

которым

относят

фосфат

лития

-

железа

 (LFP), 

никель

-

марга

-

нец

-

кобальтовый

оксид

 (NMC), 

никель

-

кобальтовый

оксид

алюминия

 (NCA), 

оксиды

лития

-

марганца

(LMO) 

с

применением

титаната

лития

в

качестве

анода

вместо

графита

 (LTO), 

представлено

на

ри

-

сунке

 3 [19–21].

Наиболее

широко

применяемыми

типами

литий

-

ионных

аккумуляторов

, 

которые

отличаются

катод

-

ным

материалом

, 

являются

литий

-

железо

-

фосфат

-

ные

 (LFP) 

и

литий

-

никель

-

марганец

-

кобальтовые

(NMC) [5]. NMC-

аккумуляторы

обладают

большей

удельной

плотностью

энергии

, 

что

делает

их

более

эффективными

при

наличии

малой

площади

раз

-

мещения

СНЭЭ

, 

однако

стоимость

модулей

хра

-

нения

ввиду

наличия

кобальта

выше

. 

Наличие

ко

-

бальта

также

наносит

вред

окружающей

среде

при

некорректной

утилизации

накопителей

 [20]. 

У

 LFP-

аккумуляторов

более

высокий

температурный

по

-

рог

теплового

выброса

 (

около

 270°

С

) 

по

сравнению

с

 NMC-

аккумуляторами

, 

для

которых

это

значение

составляет

около

 210°

С

, 

к

тому

же

полный

заряд

NMC-

аккумулятора

способствует

его

тепловому

пробою

. 

Стоит

отметить

, 

что

максимальная

глуби

-

на

разряда

 LFP-

аккумуляторов

составляет

 100%, 

хоть

это

и

уменьшает

их

ресурс

, 

в

то

время

как

NMC-

аккумуляторы

допустимо

разряжать

только

на

 90%. 

С

точки

зрения

количества

циклов

заряда

и

разряда

, 

обе

литий

-

ионные

технологии

достиг

-

ли

значений

, 

превышающих

 5000 

циклов

. 

Данное

количество

циклов

отражает

снижение

энергоем

-

кости

аккумуляторов

на

 20% 

от

номинальной

, 

что

считается

критерием

окончания

срока

службы

акку

-

мулятора

 [22].

Профиль

нагрузки

СНЭЭ

в

задачах

регулирова

-

ния

мощности

ЭС

на

базе

ВИЭ

требует

от

накопи

-

теля

работы

в

режиме

ежедневного

заряда

и

раз

-

ряда

, 

средняя

продолжительность

циклов

которых

может

составлять

несколько

часов

. 

В

отсутствие

стесненных

условий

размещения

СНЭЭ

наиболее

значимыми

факторами

выбора

типа

аккумулято

-

ра

являются

стоимость

, 

срок

службы

и

безопас

-

ность

эксплуатации

. LFP-

аккумуляторы

в

таком

случае

являются

более

уместными

, 

чем

 NMC-

аккумуляторы

. 

Действительно

, 

анализ

послед

-

них

проектов

применения

и

рынка

СНЭЭ

 [5, 6, 11] 

показывает

значительное

смещение

в

сторону

 LFP-

аккумуляторов

, 

которые

, 

по

мнению

участников

мирового

рынка

, 

обладают

повышенной

пожаро

-

безопасностью

и

эксплуатационными

преимуще

-

ствами

 (

большая

глубина

разряда

), 

а

также

более

низкой

стоимостью

. 

В

связи

с

вышеописанным

, 

в

данной

работе

описана

разработанная

методика

для

выбора

параметров

СНЭЭ

, 

основанной

на

 LFP-

аккумуляторах

.

МОДЕЛЬ

СНЭЭ

НА

ОСНОВЕ

ЛИТИЙ

-

ЖЕЛЕЗО

-

ФОСФАТНЫХ

АККУМУЛИРУЮЩИХ

ЭЛЕМЕНТОВ

Типовая

структурная

схема

аккумуляторной

СНЭЭ

представлена

на

рисунке

 4. 

Подсистема

накопле

-

ния

состоит

их

аккумуляторных

батарей

  (

АБ

), 

со

-

ставленных

из

параллельно

и

последовательно

со

-

единенных

единичных

аккумулирующих

элементов

. 

Подсистема

преобразования

включает

конвертор

, 

представляющий

собой

двунаправленный

пре

-

образователь

на

 IGBT-

транзисторах

, 

управление

которым

осуществляется

с

помощью

широтно

-

импульсной

модуляции

  (

ШИМ

). 

На

стороне

пере

-

менного

тока

конвертора

установлен

 L-C-

фильтр

для

получения

снижения

уровня

гармонических

составляющих

тока

и

напряжения

. 

На

стороне

по

-

стоянного

тока

установлен

конденсатор

 C 

для

устранения

пульсаций

, 

вызванных

переключени

-

ем

 IGBT-

транзисторов

при

работе

ШИМ

. 

Подсисте

-

ма

контроля

и

управления

реализует

алгоритмы

управления

СНЭЭ

, 

ее

защиты

, 

осуществляет

связь

с

вышестоящими

системами

, 

запись

и

передачу

данных

. BMS (Battery Management System), 

или

сис

-

тема

управления

АБ

, 

контролирует

процесс

заря

-

да

и

разряда

АБ

, 

температуру

, 

фиксирует

количе

-

ство

циклов

, 

осуществляет

мониторинг

состояния

аккумуляторов

. 

На

основе

данных

о

напряжении

и

сопротивлении

каждого

элемента

АБ

система

распределяет

токи

между

ними

во

время

зарядно

-

го

и

разрядного

процесса

. 

Таким

образом

, 

основ

-

ной

задачей

 BMS 

является

максимизация

срока

службы

АБ

.

Подключение

мощных

накопителей

к

электри

-

ческой

сети

высокого

класса

напряжения

осущест

-

Рис

. 3. 

Сравнение

наиболее

перспективных

катодных

материалов

для

литий

-

ионных

аккумуляторов

 NCA
 NMC
 LMO
 LTO
 LFP

Стоимость

Надежность

Удельная

мощность

Удельная

энергия

Срок

службы

47

вляется

через

двунаправленные

силовые

двухобмоточные

транс

-

форматоры

или

двухобмоточные

трансформаторы

с

расщепленной

обмоткой

 (

рисунок

 4).

При

моделировании

работы

ак

-

кумуляторной

СНЭЭ

обязательно

необходимо

учитывать

изменение

уровня

заряда

, 

выраженного

в

ко

-

эффициенте

состояния

заряда

(

КСЗ

), 

который

в

зарубежной

ли

-

тературе

обозначается

, 

как

 SOC 

(State of Charge). 

КСЗ

определя

-

ется

как

:

E

тек

.

СНЭЭ

КСЗ

 = 

, (1)

E

ном

.

СНЭЭ

где

E

тек

.

СНЭЭ

 — 

текущее

фактическое

значение

энер

-

гии

, 

запасенное

в

подсистеме

накопления

 (

аккумуля

-

торной

батарее

); 

E

ном

.

СНЭЭ

 — 

номинальная

энергоем

-

кость

СНЭЭ

.

Изменение

заряда

эффективно

рассчитывать

через

энергию

, 

запасенную

или

отданную

при

реа

-

лизации

управляющего

воздействия

от

подсистемы

контроля

и

управления

СНЭЭ

. 

Запасенная

энергия

в

подсистеме

накопления

определяется

на

основе

текущего

заряда

КСЗ

i 

и

номинальной

энергоемкости

на

шаге

i

:

E

СНЭЭ

,

i

 = 

E

ном

.

СНЭЭ

∙

КСЗ

i

. (2)

При

разряде

накопителя

 (P

СНЭЭ



 0) 

на

временном

шаге



t

новое

значение

запасенной

энергии

на

сле

-

дующем

шаге

i 

+ 1 

на

основе

запасенной

энергии

на

предыдущем

шаге

i

определится

как

:

P

СНЭЭ

,

i

СР

%

E

СНЭЭ

,

i

+1

 = 

E

СНЭЭ

,

i 

∙



t 

– 

∙

E

ном

.

СНЭЭ

, (3)



СНЭЭ

100

где



СНЭЭ

 — 

КПД

СНЭЭ

, 

учитывающее

потери

в

 LFP-

аккумуляторах

, 

в

элементах

подсистемы

преоб

-

разования

и

силовом

трансформаторе

; C

Р

%

 — 

са

-

моразряд

АБ

на

временном

шаге



t

, 

выраженный

в

процентах

от

номинальной

энергоемкости

СНЭЭ

.

При

заряде

накопителя

 (

P

СНЭЭ



 0):

СР

%

E

СНЭЭ

,

i

+1

 = 

E

СНЭЭ

,

i

 – 

P

СНЭЭ

,

i

∙



СНЭЭ

∙



t

 – 

∙

E

ном

.

СНЭЭ

.

 (4)

100

Таким

образом

, 

новое

значение

КСЗ

на

шаге

i 

+ 1 

будет

определено

аналогично

по

выражению

 (1). 

КСЗ

при

работе

накопителя

должен

находиться

в

до

-

пустимом

диапазоне

во

избежание

перезаряда

или

глубокого

разряда

АБ

:

КСЗ

мин



КСЗ

i



КСЗ

макс

. (5)

При

достижении

минимального

или

максимально

-

го

КСЗ

ограничивается

разряд

и

заряд

СНЭЭ

, 

соот

-

ветственно

.

При

моделировании

работы

накопителя

, 

пред

-

ставляющего

собой

АБ

, 

также

необходимо

учесть

календарную

и

циклическую

деградацию

. 

Общепри

-

нято

, 

что

календарная

деградация

связана

с

ростом

поверхностного

твердоэлектролитного

слоя

  (

ПТС

), 

который

защищает

анод

от

разложения

и

коррозии

и

, 

в

основном

, 

образуется

в

процессе

первого

за

-

ряда

АБ

. 

С

течением

времени

ПТС

подвергается

структурной

деформации

, 

а

его

толщина

увеличи

-

вается

. 

Циклическая

деградация

в

основном

связа

-

на

с

покрытием

анода

слоем

лития

, 

с

разложением

электролита

и

структурными

изменениями

катодно

-

го

и

анодного

материала

. 

Все

вышеперечисленные

процессы

, 

в

конечном

счете

, 

приводят

к

потере

ак

-

тивных

ионов

лития

и

снижению

энергоемкости

АБ

. 

На

скорость

деградации

при

этом

влияют

температу

-

ра

, 

сила

тока

/

токоотдача

, 

глубина

разряда

и

состоя

-

ние

заряда

 [22, 23].

Общую

потерю

энергоемкости

АБ

принято

опре

-

делять

суммированием

утерянной

энергоемкости

в

процессе

календарной

и

циклической

деграда

-

ции

. 

Таким

образом

, 

утерянная

энергоемкость

на

временном

шаге



t

будет

определяться

следую

-

щим

образом

:



дегр

(



E

календ

,

i

 + 



E

цикл

,

i

)



E

СНЭЭ

,

i

 = 

E

ном

.

СНЭЭ

, (6)

 100

где



E

календ

и



E

цикл

 — 

утрата

энергоемкости

АБ

в

 % 

от

номинальной

энергоемкости

в

результате

календар

-

ной

и

циклической

деградации

, 

соответственно

.

Тогда

остаточная

энергоемкость

накопителя

на

следующем

шаге

i 

+ 1 

будет

определяться

как

:

дегр

.

E

ост

.

СНЭЭ

,

i

+1

 = 

E

ост

.

СНЭЭ

,

i

 – 



E

СНЭЭ

,

i

.

 (7)

В

первый

момент

времени

E

ост

.

СНЭЭ

,0

равна

номи

-

нальной

энергоемкости

накопителя

. 

Определение

выражений

для

утраты

энергоемко

-

сти

АБ

является

комплексной

задачей

и

зависит

от

большего

числа

факторов

. 

Анализ

работ

в

области

деградации

литий

-

железо

-

фосфатных

аккумулято

-

ров

показывает

, 

что

наибольший

эффект

на

цикли

-

ческую

деградацию

оказывает

глубина

разряда

на

цикле

, 

количество

циклов

, 

сила

тока

/

токоотдача

, 

а

также

температура

окружающей

среды

. 

На

кален

-

дарную

деградацию

 — 

температура

и

состояние

заряда

 [22–25]. 

Некоторые

исследователи

на

осно

-

ве

проведенных

ими

экспериментов

заявляют

, 

что

фактором

силы

тока

/

токоотдачи

при

циклической

деградации

можно

пренебречь

либо

его

эффект

ми

-

нимален

 [26]. 

Действительно

, 

результаты

анализа

моделей

 [24] 

также

показывают

, 

что

эффект

силы

тока

проявляется

при

токоотдаче

от

  6

С

. 

Для

реше

-

Рис

. 4. 

Типовая

структурная

схема

аккумуляторной

СНЭЭ

№

 5 (80) 2023

48

НАКОПИТЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ния

задач

регулирования

потоками

мощности

ЭС

на

базе

ВИЭ

не

требуется

больших

значений

токоотда

-

чи

, 

поэтому

в

работе

было

принято

решение

не

учи

-

тывать

этот

фактор

. 

Так

как

глубина

разряда

играет

значительную

роль

в

деградации

АБ

, 

то

эффективно

учесть

этот

фактор

можно

с

помощью

контроля

чис

-

ла

циклов

и

глубины

разряда

на

каждом

цикле

либо

подсчетом

заряда

, 

прошедшего

через

аккумулятор

. 

Исходя

из

вышеизложенного

, 

наиболее

подходящей

для

решения

задач

данной

работы

является

модель

циклической

деградации

из

работы

 [23], 

преобразо

-

ванная

к

виду

:



E

цикл

,

i

 = 7,16 

∙

 10

–6

∙

 exp(0,02717 

∙

 (

T

i

 + 273,15) 



P

СНЭЭ

,

i

∙



t



СНЭЭ



, (8)

2

∙

E

ном

.

СНЭЭ

где

T

i

 — 

температура

окружающей

среды

в

 °

С

.

При

выводе

выражения

 (8) 

было

принято

, 

что

прой

-

денная

энергия

через

аккумулятор

определяется

на

основе

глубины

разряда

при

условии

возврата

к

исход

-

ному

состоянию

заряда

 (

полный

эквивалентный

цикл

), 

поэтому

выражение

 (8) 

учитывает

только

процесс

раз

-

ряда

накопителя

. 

При

определении

выражения

для

циклической

деградации

эксперименты

проводились

с

токоотдачей

 4

С

, 

что

выступит

ограничением

в

рабо

-

те

. 

Модель

календарной

деградации

для

того

же

типа

аккумулятора

взята

из

работы

 [22], 

что

позволит

адек

-

ватно

учесть

оба

процесса

деградации

.

Выражение

для

определения

календарной

дегра

-

дации

:

 

E

календ

,

i

 = 0,0025 

∙

 exp(0,1099 

∙

T

i

) 

∙

 exp(0,0169 

∙

КСЗ

i

) 





t

i

(–3,866 

∙

 10–13 

∙

Ti

 6,635 – 4,853 

∙

 10–12 

∙

КСЗ

i

5,508 + 0,9595)

 + 0,7,  (9)

где

t

i

 — 

время

работы

накопителя

в

днях

.

Так

как

энергоемкость

накопителя

уменьшается

на

каждом

шаге

, 

то

КСЗ

на

следующем

шаге

i 

+ 1 

будет

определяться

на

основе

остаточной

энергоемкости

:

с

уч

дегр

E

СНЭЭ

,

i

+1

КСЗ

i

+1

        = 

. (10)

E

ост

.

СНЭЭ

,

i

+1

Конвертор

накладывает

огра

-

ничение

на

полную

выдаваемую

мощность

СНЭЭ

. 

Типовая

PQ

-

диаграмма

широко

применяемых

на

данный

момент

двунаправлен

-

ных

преобразователей

представ

-

лена

на

рисунке

 5. 

При

повышен

-

ном

напряжении

U

AC

на

стороне

переменного

тока

конвертора

вы

-

дача

реактивной

мощности

огра

-

ничивается

, 

так

как

это

может

при

-

вести

к

дальнейшему

повышению

напряжения

как

на

стороне

пере

-

менного

, 

так

и

постоянного

тока

до

недопустимых

значений

  (

мак

-

симальное

напряжение

на

сто

-

роне

постоянного

и

переменного

тока

указывается

заводом

-

изго

-

товителем

). 

Так

как

преобразова

-

тельное

оборудование

СНЭЭ

, 

как

правило

, 

комплектуется

совмест

-

но

с

силовым

трансформатором

(

рисунок

 4), 

то

в

PQ

-

диаграмме

находят

отражение

ограничения

на

перегрузку

силового

трансформато

-

ра

. 

Значение

максимально

допустимого

коэффици

-

ента

мощности

 cos

φ

, 

как

правило

, 

составляет

 0,9.

Таким

образом

, 

при

необходимости

выдать

ре

-

активную

мощность

в

соответствии

с

управляющим

воздействием

необходимо

проверить

, 

выполняется

ли

соотношение

:

S

преобр



2

√

P

2

СНЭЭ

,

i

 + 

Q

2

СНЭЭ

,

i

, (11)

где

P

СНЭЭ

,

i

и

Q

СНЭЭ

,

i

 — 

значение

активной

и

реактив

-

ной

мощности

, 

требуемое

для

выдачи

или

потребле

-

ния

соответственно

. 

Если

соотношение

 (11) 

не

выполняется

, 

то

выдан

-

ная

активная

и

реактивная

мощность

будет

опреде

-

ляться

следующими

выражениями

:

P

СНЭЭ

,

i

P

СНЭЭ

,

i

 = 

S

преобр

∙

, (12)

2

P

2

СНЭЭ

,

i

 + 

Q

2

СНЭЭ

,

i

Q

СНЭЭ

,

i

Q

СНЭЭ

,

i

 = 

S

преобр

∙

. (13)

2

P

2

СНЭЭ

,

i

 + 

Q

2

СНЭЭ

,

i

При

этом

необходимо

отслеживать

, 

чтобы

коэф

-

фициент

мощности

не

превышал

допустимый

в

со

-

ответствии

с

PQ

-

диаграммой

, 

то

есть



P

СНЭЭ

,

i



 = 



cos

φ

i



cos

φ

доп

. (14)

2

P

2

СНЭЭ

,

i

 + 

Q

2

СНЭЭ

,

i

АЛГОРИТМ

ВЫБОРА

ПАРАМЕТРОВ

СНЭЭ

Определение

параметров

СНЭЭ

в

данной

работе

осуществляется

для

решения

задачи

обеспечения

выдачи

мощности

ЭС

на

базе

ВИЭ

в

заданном

диа

-

пазоне

. 

Предполагается

, 

что

оператор

ЭС

на

базе

ВИЭ

каждый

день

на

сутки

вперед

обязуется

предо

-

ставлять

с

помощью

СНЭЭ

график

выдачи

заявлен

-

ной

гарантированной

мощности

на

часовом

интер

-

вале

. 

Заявленная

мощность

в

определенный

час

определяется

:

Рис

. 5. 

PQ

-

диаграмма

двунаправленного

силового

преобразователя

с

учетом

ограничений

на

перегрузку

трансформаторного

оборудования

49

P

заяв

,

i

 = 

P

прогноз

,

i

 ± 

k 

∙

P

прогноз

,

i

 =

 = 

P

прогноз

,

i

 ± 



P

доп

,

i

, (15)

где

i

 = 1…24; 

коэффициент

k

определяет

диапазон

мощности

, 

которая

будет

выдана

в

сеть

.

Параметр



P

доп

определяет

допустимое

отклоне

-

ние

от

заявленной

мощности

, 

которое

может

быть

со

-

гласовано

с

системным

оператором

. 

Таким

образом

, 

мощность

, 

выдаваемая

ЭС

на

базе

ВИЭ

в

диапазоне

[

P

прогноз

 – 



P

доп

, 

P

прогноз

 + 



P

доп

], 

принимается

в

качестве

первого

уровня

допуска

и

может

быть

использована

в

качестве

параметра

принятия

решения

в

процессе

торгов

на

оптовом

рынке

электроэнергии

. 

В

качестве

второго

уровня

допуска

можно

принять

долю

времени

t

откл

,%

, 

в

течение

которого

итоговая

мощность

ЭС

на

базе

ВИЭ

и

СНЭЭ

P

комб

, 

выдаваемая

в

сеть

, 

не

соответ

-

ствует

заявленной

мощности

в

пределах

допуска

пер

-

вого

уровня

. 

Значение

t

откл

,%

можно

принять

в

качестве

показателя

надежности

связанных

СНЭЭ

и

ЭС

на

базе

ВИЭ

. 

Доля

времени

отклонения

от

заявленной

мощно

-

сти

t

откл

,%

может

быть

определена

следующим

образом

:

1

t

откл

,%

 = 



T



t

=1

P

*

комб

,

t

,

 (16)

N

где

N

 — 

количество

временных

интервалов

, 

P

*

комб

,

t

 = 1, 

если

P

комб

,

t

 – 



P

доп



P

комб

,

t



P

комб

,

t

 + 



P

доп

, 

P

*

комб

,

t

 = 0 

во

всех

остальных

случаях

.

Таким

образом

, 

задача

состоит

в

том

, 

чтобы

для

фиксированного

коэффициента

k

при

различных

t

откл

,%

определить

минимальную

энергоемкость

и

мощность

  C

НЭЭ

с

учетом

ограничений

, 

накла

-

дываемых

подсистемами

СНЭЭ

и

ограничениями

со

стороны

ЭЭС

  (

отсутствие

перегрузок

элемен

-

тов

сети

, 

требуемый

уровень

напряжения

в

узлах

сети

и

т

.

п

.).

ПРАКТИЧЕСКАЯ

РЕАЛИЗАЦИЯ

МЕТОДИКИ

ВЫБОРА

ПАРАМЕТРОВ

СНЭЭ

Вышеописанная

методика

была

применена

на

фрагменте

схемы

сети

Ставропольского

края

по

данным

из

 [27]. 

Предполагается

установка

СНЭЭ

для

регулирования

выдачи

мощности

СЭС

и

ВЭС

установленной

мощностью

 100 

МВт

и

 210 

МВт

соот

-

ветственно

. 

СЭС

подключена

к

сети

 110 

кВ

, 

ВЭС

 — 

к

сети

 35 

кВ

с

дальнейшим

преобразованием

на

330 

кВ

 (

рисунок

 6). 

Для

указанных

ВЭС

и

СЭС

были

получены

прогнозные

  (

почасовые

) 

и

фактические

(10-

минутные

) 

графики

выдачи

мощности

на

не

-

дельном

интервале

времени

 [28]. 

На

их

основе

в

за

-

висимости

от

величины

допуска

первого

k

и

второго

уровня

t

откл

,%

были

определены

мощности

и

энерго

-

емкости

СНЭЭ

.

Расчеты

установившихся

режимов

проводились

методом

Ньютона

-

Рафсона

для

смоделированной

сети

и

осуществлялись

на

 10-

минутных

интервалах

с

учетом

работы

СНЭЭ

в

программном

комплексе

DigSilent PowerFactory. 

Значение

КПД

СНЭЭ

принято

0,9, 

значение

минимального

и

максимального

КСЗ

 — 

10% 

и

 90% 

соответственно

, 

саморазряд

АБ

состав

-

ляет

 0,1%/

день

. 

Номинальная

мощность

и

энергоем

-

кость

СНЭЭ

связаны

через

параметр

токоотдачи

C

согласно

выражению

:

P

ном

.

СНЭЭ

 = 

E

ном

.

СНЭЭ

∙

C

. (17)

Результаты

выбора

параметров

СНЭЭ

для

СЭС

и

ВЭС

представлены

в

таблицах

 1 

и

 2 

соответствен

-

но

. 

Для

каждого

расчетного

случая

были

соблюдены

ограничения

на

работу

накопителя

, 

перетоки

мощно

-

стей

в

ветвях

и

напряжения

в

узлах

также

находились

в

допустимом

диапазоне

. 

В

таблицах

не

представле

-

Рис

. 6. 

Фрагмент

расчетной

модели

ЭЭС

СЭС

ВЭС

№

 5 (80) 2023

50

НАКОПИТЕЛИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ны

значения

экономически

неце

-

лесообразных

параметров

СНЭЭ

(

завышенные

значения

мощности

и

энергоемкости

).

На

рисунках

 7 

и

 9 

представле

-

ны

графики

выдачи

мощности

ЭС

на

базе

ВИЭ

, 

СНЭЭ

и

заявленные

диапазоны

выдачи

мощности

для

случаев

k

 = 15% 

и

t

откл

 = 10%. 

На

рисунках

 8 

и

 10 — 

графики

состо

-

яния

заряда

и

остаточной

энерго

-

емкости

СНЭЭ

. 

Применение

СНЭЭ

позволило

снизить

долю

времени

отклонения

от

заявленной

мощно

-

сти

в

 7,7 

раз

для

ВЭС

и

в

 3,8 

раз

для

СЭС

. 

Утрата

энергоемкости

в

процессе

работы

СНЭЭ

при

рабо

-

те

с

ВЭС

составила

около

 0,04% 

от

изначальной

, 

при

работе

с

СЭС

 — 

0,09%. 

При

допущении

о

том

, 

что

рассматриваемые

режимы

работы

ЭС

и

ВИЭ

являются

типовыми

, 

АБ

достигнет

критического

значения

энергоемкости

в

 80% 

при

работе

с

ВЭС

через

 9,25 

лет

, 

а

при

рабо

-

те

с

СЭС

через

 4 

года

, 

что

являет

-

ся

недопустимым

. 

При

увеличении

мощности

аккумуляторной

СНЭЭ

до

20 

МВт

и

энергоемкости

до

 40 

МВт∙ч

срок

службы

АБ

составит

 7,9 

лет

.

Анализ

полученных

результатов

показывает

, 

что

прогнозирование

выдачи

мощности

ВЭС

и

СЭС

яв

-

ляется

принципиально

важным

при

определении

параметров

СНЭЭ

. 

Значительное

отклонение

фактиче

-

ской

мощности

от

прогнозируемой

приводит

к

завышению

мощности

и

энергоемкости

СНЭЭ

. 

В

связи

с

этим

в

рамках

дальнейших

иссле

-

дований

планируется

оптимизиро

-

вать

совместную

работу

ЭС

на

базе

ВИЭ

и

СНЭЭ

.

Рис

. 7. 

Графики

активной

мощности

СЭС

, 

заявленной

мощности

и

мощно

-

сти

СНЭЭ

Рис

. 8. 

Графики

зависимости

состояния

заряда

и

остаточной

энергоемко

-

сти

при

работе

СНЭЭ

и

СЭС

Рис

. 9. 

Графики

активной

мощности

ВЭС

, 

заявленной

мощности

и

мощно

-

сти

СНЭЭ

Рис

. 10. 

Графики

зависимости

состояния

заряда

и

остаточной

энергоемко

-

сти

при

работе

СНЭЭ

и

ВЭС

Табл

. 1. 

Параметры

СНЭЭ

, 

необходимые

для

поддержания

выдаваемой

мощности

СЭС

t

откл

 = 0%

t

откл

 = 5%

t

откл

 = 10%

t

откл

 = 15%

t

откл

 = 20%

P

ном

.

СНЭЭ

, 

МВт

 / 

E

ном

.

СНЭЭ

, 

МВт∙ч

k

 = 0%

–

30/120

25/50

25/25

15/15

k

 = 5%

–

27,5/110

20/40

10/20

10/10

k

 = 10%

–

25/100

15/30

10/10

5/5

k

 = 15%

–

25/50

10/20

5/5

4/2

k

 = 20%

–

20/40

5/10

5/1,25

2/0,5

Табл

. 2. 

Параметры

СНЭЭ

, 

необходимые

для

поддержания

выдаваемой

мощности

ВЭС

t

откл

  = 0%

t

откл

  = 5%

t

откл

  = 10%

t

откл

  = 15%

t

откл

  = 20%

P

ном

.

СНЭЭ

, 

МВт

 / 

E

ном

.

СНЭЭ

, 

МВт∙ч

k

 = 10%

–

–

–

35/140

30/120

k

 = 15%

–

–

35/140

25/125

40/80

k

 = 20%

–

40/160

25/100

40/80

30/60

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

–10

Ак

тивная

мощность

, 

МВ

т

Фактическая

мощность

СЭС

Заявленная

мощность

СЭС

 – 



P

доп

Мощность

СНЭЭ

Заявленная

мощность

СЭС

 + 



P

доп

Мощность

СЭС

 + 

СНЭЭ

16 17 18 19 20 21 22 23

Время

, 

дни

Состояние

заряда

СНЭЭ

, %

Остаточная

энергоемкость

СНЭЭ

, %

Сост

ояние

зар

яда

, %

100

90
80
70
60
50
40
30
20
10

0

Время

, 

дни

16 17 18 19 20 21  22 23

Ост

ат

очная

энерг

оемк

ость

, %

100,000
99,990
99,980
99,970
99,960
99,950
99,940
99,930
99,920
99,910
99,900

Ак

тивная

мощность

, 

МВ

т

140
120
100

80
60
40
20

0

–20
–40

Время

, 

дни

Фактическая

мощность

ВЭС

Заявленная

мощность

ВЭС

 + 



P

доп

Заявленная

мощность

ВЭС

 – 



P

доп

Мощность

ВЭС

 + 

СНЭЭ

Мощность

СНЭЭ

16 17 18 19 20 21 22 23

Ост

ат

очная

энерг

оемк

ость

, %

Сост

ояние

зар

яда

, %

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Состояние

заряда

СНЭЭ

, %

Остаточная

энергоемкость

СНЭЭ

, %

100,000
99,995
99,990
99,985
99,980
99,975
99,970
99,965
99,960
99,955

Время

, 

дни

16  17 18  19  20 21 22  23

51

ЛИТЕРАТУРА

 / REFERENCE

1.  Renewable capacity statistics 2023. 

The International Renewable Energy 
Agency (IRENA), 2023. URL: https://
www.irena.org/Publications/2023/
Mar/Renewable-capacity-statistics-
2023.

2. 

Информационный

обзор

рынка

ВИЭ

в

России

 (

январь

-

март

 2023 

г

.) /