66
Нормативные проблемы
разработки схем выдачи
мощности электростанций
на базе возобновляемых
источников энергии
УДК 621.311.1:621.3.05
Дворкин
Д
.
В
.,
к.т.н., ведущий специалист
Отдела развития
энергетических систем
АО «НТЦ ЕЭС Развитие
энергосистем»
Антонов
А
.
А
.,
к.т.н., главный специалист
Отдела развития
энергетических систем
АО «НТЦ ЕЭС Развитие
энергосистем»
Кошкин
И
.
Ю
.,
студент-магистрант кафедры
«Электрические станции»
ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ»
Ключевые
слова
:
качество электроэнергии,
распределенная генерация,
регулирование напряжения,
ветроэнергетические
установки
Ветряные
электростанции
малой
и
средней
мощности
,
подключенные
к
рас
–
пределительным
сетям
,
позволяют
напрямую
снабжать
потребителей
активной
мощностью
в
сетях
до
35
кВ
,
что
потенциально
дает
возможность
исключить
дополнительные
мероприятия
по
развитию
сетевой
инфраструктуры
с
целью
обеспечения
спроса
на
электрическую
мощность
и
электроэнергию
в
будущем
.
Одновременно
это
позволяет
существенно
снизить
потери
активной
мощности
и
электрической
энергии
,
связанные
с
их
передачей
потребителю
.
Однако
труд
–
но
прогнозируемый
характер
выработки
электрической
мощности
ветряными
станциями
может
приводить
к
частым
и
значительным
колебаниям
и
отклоне
–
ниям
напряжения
в
течение
суток
.
Таким
образом
,
фактические
уровни
на
–
пряжения
на
шинах
конечных
потребителей
могут
не
соответствовать
строгим
национальным
и
локальным
нормативам
.
При
этом
локальные
нормативные
документы
РФ
в
области
расчета
прогнозных
режимов
работы
энергосистемы
сформированы
преимущественно
для
анализа
сетей
с
доминирующим
объ
–
емом
традиционных
электростанций
,
что
дополнительно
обусловливает
высо
–
кую
степень
неопределенности
при
проектировании
новых
ветряных
станций
.
В
данной
статье
авторами
рассмотрены
основные
проблемы
по
контролю
уров
–
ня
напряжения
в
распределительных
сетях
с
высокой
концентрацией
ветровых
электростанций
и
предложены
практические
рекомендации
.
возобновляемая энерге
тика
В
узлах сети баланс реактивной мощности и связанный
с ним уровень напряжения определяются суточным гра-
фиком нагрузки, падением напряжения на участках сети,
коэффициентом трансформации трансформаторов и ре-
жимом работы средств компенсации реактивной мощности [1].
Исследования [2–5] показывают, что возрастающее внедрение
ветроэнергетических установок (ВЭУ) на базе асинхронных машин
в распределительные сети ведет к значительному повышению по-
требления реактивной мощности в сети. Рост числа ВЭУ без до-
полнительных мероприятий по регулированию реактивной мощно-
сти приводит к отклонениям напряжений в узлах сети [2]. При этом
устойчивый спрос на внедрение ВЭУ в дальнейшем неизбежно
приведет к выходу фактических уровней напряжения за норматив-
ные пределы, что станет основным ограничительным фактором их
дальнейшего внедрения [3–5].
Наибольшие отклонения напряжения ВЭУ возникают в сетях
со слабыми электрическими связями, которые характеризуются
низкой стабильностью уровня напряжения при колебаниях элек-
трической нагрузки. К таким сетям относятся электрические сети
с большой протяженностью линий электропередачи и малым
значением токов короткого замыкания, в том числе микросети
(microgrid) [6].
Учитывая этот факт и недостаточность мероприятий по ком-
пенсации реактивной мощности, в последние годы широкую по-
67
пулярность приобрело использование ВЭУ на базе
асинхронной машины двойного питания и на базе
синхронной машины на постоянных магнитах, благо-
даря их способности как потреблять, так и вырабаты-
вать реактивную мощность [7].
В свою очередь внедрение ВЭУ на базе асинхрон-
ных машин и их участие в регулировании балансов
реактивной мощности влечет за собой нормативные,
технические и экономические трудности.
В настоящий момент в России в рамках задачи
регулирования напряжения и реактивной мощно-
сти отсутствуют нормативные акты, которые дик-
туют порядок взаимодействия собственника ВЭУ,
сетевой организации, к которой осуществляется
технологическое присоединение (ТУ на ТП) ВЭУ,
и органов диспетчеризации сетей. Формально, тре-
бования [4, 5] диктуют необходимость поддержания
уровня напряжения в узле сети в рамках допусти-
мого диапазона, но эти нормативные акты форму-
лировались для традиционных сетей с предска-
зуемым характером изменения выдачи активной
мощности генерирующим оборудованием, к кото-
рым ВЭУ не относятся.
При осуществлении ТУ на ТП ВЭУ мощность по-
вышающих трансформаторов станции выбирается
исходя из значения cosφ
= 1, то есть по максималь-
ной располагаемой активной мощности генериру-
ющих установок ВЭУ, при допущении, что станция
не участвует в регулировании напряжения и балан-
са реактивной мощности в узлах ее подключения.
Снижение коэффициента мощности без снижения
выдачи активной мощности потребует увеличения
пропускной способности трансформаторного обо-
рудования, то есть потребует дополнительных ка-
питальных вложений.
В ситуациях, когда ВЭУ работают в режимах,
близких к расчетным условиям согласно [8], ручное
регулирование фактической выдачи и потребления
реактивной мощности на основе диспетчерских ко-
манд возможно. Однако данный нормативный акт не
учитывает изменчивость режимов работы ВЭУ в за-
висимости от текущих погодных условий. Решением
проблемы может служить динамическое регулирова-
ние режима работы ВЭУ по реактивной мощности на
базе комплектов автоматики.
Внедрение комплектов автоматики для регули-
рования выдачи реактивной мощности также явля-
ется фактором, увеличивающим капитальные за-
траты на строительство станции с ВЭУ. Причем эти
затраты несет собственник станции. В такой ситуа-
ции не очевидна его мотивация в дополнительных
затратах, если на этапах согласования ТУ на ТП
ВЭУ регулирование напряжения избыточно во всех
схемно-режимных ситуациях согласно [8], а иные
расчетные условия (в которых это регулирование
может оказаться необходимым) не рассмотрены,
поскольку это не требуется существующей норма-
тивной базой.
В данной статье проведено исследование уста-
новившихся режимов (УР) работы распределен-
ной сети 15 кВ при подключении ВЭУ с синхрон-
ной машиной на постоянных магнитах мощностью
1,7 МВт. Основная задача исследования — форму-
лирование рекомендаций по выдаче номинальной
установленной мощности ВЭУ при обеспечении
качества электроэнергии (КЭ) по установившемуся
отклонению напряжения на шинах 0,4 кВ конечных
потребителей.
РАЗРАБОТКА
РАСЧЕТНОЙ
МОДЕЛИ
Расчетная модель включает фидер напряжением
15 кВ района энергосистемы Калининградской об-
ласти, к электрическим сетям которого подключена
ВЭУ, состоящая из одной ВЭУ номинальной мощ-
ностью 1,7 МВт. Суммарная длина магистрального
участка фидера 15 кВ составляет 27,42 км. Суммар-
ная длина фидера с отпайками составляет 50,19 км.
Рассматриваемый фидер в нормальной схеме пита-
ет 56 трансформаторных подстанций (ТП) номиналь-
ным напряжением 15/0,4 кВ мощностью 40–1000 кВА.
Согласно приведенным обобщенным характе-
ристикам фидера, данный участок сети относится
к сетям со слабыми электрическими связями. Кро-
ме того, для рассматриваемого фидера характерны
описанные выше проблемы отклонений уровней на-
пряжения при работе параллельно с ВЭУ [9].
Для достижения цели исследования разработана
расчетная математическая модель фидера 15 кВ,
проведены расчеты УР моделируемой сети при мак-
симальном и минимальном потреблении в период
зимней и летней нагрузки с наложением выдачи ВЭУ
нулевой мощности (отсутствие ветра) и выдачи ВЭУ
установленной мощности 1,7 МВт. По результатам
расчетов предложены мероприятия, обеспечиваю-
щие выдачу установленной мощности ВЭУ.
Для разработки расчетной компьютерной модели
рассматриваемой сети использовался программный
комплекс ETAP.
В качестве исходных данных при разработке мо-
дели использованы:
1) нормальная схема фидера 15 кВ;
2) тип провода (кабеля), сечение и длина участков
воздушных и кабельных линий фидера;
3) количество и мощность трансформаторов транс-
форматорных подстанций 15/0,4 кВ, получающих
питание от рассматриваемого фидера;
4) результаты замеров максимальной и минималь-
ной потребляемой мощности на головном участке
фидера 15 кВ, снятые на районной подстанции
(ПС) 110/15 кВ, к которой подключен рассматри-
ваемый фидер;
5) данные о генераторе, инверторе и повышающем
трансформаторе станции ВЭУ.
Для проведения исследования в целях упроще-
ния при построении модели сети были введены до-
пущения, не влияющие на результаты расчетов:
– балансирующим узлом принята секция шин (СШ)
110 кВ районной ПС, питающей фидеры 15 кВ;
– шины 0,4 кВ конечных потребителей модели-
ровались подробно только для ТП 15/0,4 кВ,
подключенных электрически близко к точке под-
ключения ВЭУ;
– ТП 15/0,4 кВ промежуточных участков фидера
и тупиковые участки фидера 15 кВ, удаленные от
места подключения ВЭУ, заменены обобщенным
отбором мощности;
№
6 (69) 2021
68
– нагрузка других фидеров 15 кВ ПС моделирова-
лась отбором мощности на СШ 15 кВ районной ПС;
– уровень напряжения на шинах 110 кВ, которые
приняты в качестве балансирующего режима при-
няты равными 119,4 кВ и 120,6 кВ для зимнего
и летнего режима соответственно (согласно изме-
ренным уровням напряжения в момент снятия
нагрузок на головном участке фидера 15 кВ).
Следует отметить, что при разработке расчет-
ной модели отсутствовали данные о положениях
устройств ПБВ трансформаторов ТП 15/0,4 кВ, а так-
же о значениях электрической нагрузки по каждой
ТП 15/0,4 кВ. В связи с этим фактом электрическая
нагрузка каждой ТП 15/0,4 кВ определялась исходя
из суммарной нагрузки фидера на головном участке
пропорционально установленной мощности транс-
форматоров каждой ТП. Топология моделируемой
сети представлена на рисунке 1. Параметры нагруз-
ки представлены в таблице 1.
К одним из мероприятий по обеспечению КЭ по
установившимся отклонениям уровня напряжения от-
носится регулирование напряжения трансформатора-
ми. В отношении способа регулирования трансфор-
маторы условно можно разделить на четыре группы:
трансформаторы без регулирования под нагрузкой,
трансформаторы с регулированием напряжения под
нагрузкой, линейные регуляторы и автотрансфор-
маторы связи. На трансформаторных подстанциях
0,4–20 кВ, как правило, используются трансформато-
ры первого типа (переключаемые без возбуждения —
ПБВ). Такие трансформаторы изготавливают с основ-
ным и четырьмя дополнительными ответвлениями.
Положения устройств ПБВ трансформаторов ТП
необходимо подобрать так, чтобы при их неизменном
положении в пределах одного сезона (зимнего или
летнего) обеспечивались уровни напряжения у по-
требителей, соответствующие [8] как при различных
уровнях нагрузки по-
требителей, так и при
различной выработке
активной
мощности
ВЭУ (от 0 до
P
ном
). При
смене сезона года по-
Табл. 1. Параметры нагрузки на шинах 15 кВ (на всех
шинах 15 кВ значение
cos
принято равным 0,95)
Потре-
битель
Активная мощность нагрузки, кВт
Зима
максимум
Зима
минимум
Лето
максимум
Лето
минимум
ТП № 1
173,8
116,4
92,96
53,31
ТП № 2
76,13
51,01
40,73
30,68
ТП № 3
80,58
53,99
43,11
24,72
ТП № 4
58,54
39,22
31,32
17,96
ТП № 5
47,88
32,08
25,62
14,69
P
1
3149
2110
1658
966
P
2
380
254,6
203,3
116,6
P
3
338,5
226,8
181,1
103,8
P
4
329,4
220,7
176,2
101
P
5
260,2
174,3
139,2
79,83
Рис
. 1.
Схема
исследуемой
модели
сети
и
параметры
нагрузки
присо
–
единений
в
зимний
и
летний
сезон
:
на
всех
шинах
15
кВ
значение
cos
φ
нагрузки
принят
равным
0,95
4 км
P
1
P
2
P
3
P
4
16 000
кВА
2 км
3 км
P
5
1 км
0,03 км
P
ТП № 4
0,07 км
P
ТП № 5
0,03 км
P
ТП № 3
0,07 км
P
ТП № 2
1,6 км
0,25 км
0,07 км
2,06 км
P
ТП № 1
G
ВЭУ
СШ 110 кВ
СШ 15 кВ
1875
кВА
2500
кВА
25
кВА
250
кВА
160
кВА
100
кВА
ЭЭС
110 кВ
4 км
0,9 км
ложения устройств ПБВ трансформаторов могут быть
переключены действиями оперативного персонала
электрических сетей, однако на практике переключе-
ния положений устройств ПБВ трансформаторов про-
водят по факту поступления жалоб от потребителей
на уровень напряжения.
Изначально были рассмотрены УР зимнего и лет-
него максимума и минимума нагрузки при фиксиро-
ванном положении ПБВ трансформаторов. В зимний
сезон было зафиксировано III положение устройств
ПБВ, в летний — IV. Режимы были рассчитаны при
P
ВЭУ
= 0 МВт и при
P
ВЭУ
= 1,7 МВт. Результаты расче-
тов при
cos
= 1 представлены на рисунке 2.
Согласно результатам расчета, представленным
на рисунке 2, зафиксированные положения устрой-
ства ПБВ трансформаторов и коэффициент мощ-
ности ВЭУ
cos
= 1 не обеспечивают приемлемый
уровень напряжения при номинальной выработке
мощности ВЭУ как в летнем, так и в зимнем сезоне.
Следует отметить, что при отключенном состоянии
ВЭУ не наблюдается превышения уровней напряже-
ний в узлах сети над нормативными значениями.
Характерно, что во всех режимах
при выдаче ВЭУ номинальной мощ-
ности 1,7 МВт уровни напряжения на
шинах 0,4 кВ потребителей существен-
но выходят за допустимые значения.
Наибольшие
отклонения
напряже-
ния — в режимах зимнего и летнего ми-
нимума нагрузки. Иными словами, для
нормального функционирования ВЭУ
в рассмотренной распределительной
сети следует либо:
1) подобрать такие положения ПБВ
трансформаторов ТП 15/0,4 кВ, ко-
торые обеспечивают непревышение
напряжений на шинах 0,4 кВ конеч-
ных потребителей во всех режим-
ных условиях согласно [8] — следу-
ет отметить, что подобное решение
теоретически возможно именно для
рассмотренных случаев выработки
ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ
ЭНЕРГЕТИКА
69
активной мощности ВЭУ (номиналь-
ной и нулевой), но с учетом резко-
переменного характера выработки
активной мощности ВЭУ регулиро-
вание напряжения на шинах конеч-
ных потребителей с помощью ПБВ
для всех «промежуточных режимов»
работы не представляется возмож-
ным;
2) при наличии автоматики регулирова-
ния коэффициента трансформации
(АРКТ) на районной ПС рассмотреть
возможность ее применения для
регулирования напряжения в авто-
матическом режиме — при данном
подходе возникает проблема обес-
печения напряжения на шинах дру-
гих ПС в сети 15 кВ транзита от ПС
110 кВ до ТП № 5 (рисунок 1). По-
скольку для рассмотренного случая
характерно превышение напряже-
ния в режимах минимальных нагру-
зок на шинах ТП № 1–5, изменение
положения РПН трансформатора
ПС 110 кВ может быть неприемле-
мым, так как приводит к недопусти-
мому снижению напряжения на ТП,
электрически удаленных от ВЭУ.
Исходя из сказанного, теоретически,
возможно применение комбинирован-
ного подхода, который подразумевает
определение уникального положения
ПБВ для каждого ТП 15 кВ при вво-
де АРКТ трансформатора ПС 110 кВ
для различных значений выработки
активной мощности ВЭУ. Это означа-
ет применение сеточной оптимизации
или, иными словами, метода подбора.
На практике такой подход может быть
крайне затруднителен ввиду большо-
го числа возможных сочетаний. Пусть
устройствами ПБВ оснащен каждый
трансформатор ТП 15 кВ (5 положений),
РПН трансформатора ПС 110 кВ обла-
дает 13 положениями, рассмотрена вы-
работка ВЭУ от нуля до максимальной
выработки с шагом 10% (11 состояний).
Для 4 рассмотренных режимов это со-
ответствует 510 ∙ 13 ∙ 11 ∙ 4
= 5,58 ∙ 10
9
комбинаций, для каждой из которых
требуется проверить выполнение усло-
вия нахождения напряжений в каждом
узле сети 0,4 кВ в пределах допусти-
мых значений. В упрощенной форме
возможно сократить число уникальных
наборов данных для анализа. Напри-
мер, для рассматриваемого случая от-
брасываются из рассмотрения режимы
летних и зимних максимальных нагру-
зок, а положение ПБВ всех ТП фикси-
руются на значении III для зимнего
периода и IV для летнего, как это пока-
зано на рисунке 3. В таком случае число
398
408
418
428
ТП № 1
ТП № 2
ТП №3
ТП № 4
ТП № 5
U
, В
Режим зимнего минимума (ПБВ III)
P
вэу
= 0 МВт
P
вэу
= 1,7 МВт
395
420
415
405
400
410
425
ТП № 1
ТП № 2
ТП №3
ТП № 4
ТП № 5
U
, В
Режим зимнего максимума (ПБВ III)
P
вэу
= 0 МВт
P
вэу
= 1,7 МВт
398
408
418
428
ТП № 1
ТП № 2
ТП №3
ТП № 4
ТП № 5
U
, В
Режим летнего максимума (ПБВ IV)
P
вэу
= 0 МВт
P
вэу
= 1,7 МВт
ТП № 1
ТП № 2
ТП №3
ТП № 4
ТП № 5
U
, В
Режим летнего минимума (ПБВ IV)
P
вэу
= 0 МВт
P
вэу
= 1,7 МВт
398
403
408
413
418
423
428
Рис
. 2.
Установившиеся
значения
напряжения
на
стороне
0,4
кВ
ТП
в
режиме
максимума
и
минимума
нагрузок
для
зимнего
сезона
при
за
–
фиксированном
положении
ПБВ
на
ТП
15/0,4
кВ
398
408
418
428
438
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
U
, В
Режим зимнего минимума (ПБВ III)
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
ТП № 5
398
408
418
428
438
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
U
, В
Режим летнего минимума (ПБВ IV)
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
ТП № 5
Рис
. 3.
Установившиеся
значения
напряжения
на
стороне
0,4
кВ
ТП
в
режиме
минимума
нагрузок
для
летнего
и
зимнего
сезонов
при
зафик
–
сированном
положении
ПБВ
на
ТП
15/0,4
кВ
(III
и
IV
положение
для
лет
–
него
и
зимнего
периода
соответственно
)
при
различной
выработке
активной
мощности
ВЭУ
№
6 (69) 2021
70
возможных сочетаний серьезно сокращается, но по-
прежнему остается слишком большим для анализа
(0,89 ∙ 10
3
сочетаний).
Таким образом, справедливо суждение о прак-
тической невыполнимости данной задачи даже без
учета возможности различной выработки реактивной
мощности ВЭУ и без учета рассмотрения «промежу-
точных режимов», не включенных в [8].
Альтернативным решением может являться уста-
новка на ВЭУ устройств автоматического регули-
рования выдачи и потребления реактивной мощно-
сти с уставкой по напряжению на шинах 15 кВ ВЭУ.
При этом для нормального функционирования ВЭУ
и всей сети в целом необходимо определить закон
соответствия между напряжением на шинах 15 кВ
и шинах 0,4 кВ ТП № 1–5:
U
ТП № 1
=
f
(
S
ВЭУ
),
U
ТП № 2
=
f
(
S
ВЭУ
),
U
ТП № 3
=
f
(
S
ВЭУ
),
(1)
U
ТП № 4
=
f
(
S
ВЭУ
),
U
ТП № 5
=
f
(
S
ВЭУ
).
Форма зависимостей в (1) подразумевает, что из-
менения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП 15/0,4 кВ
ввиду статических характеристик нагрузок не учи-
тываются, а зависят только от режима работы ВЭУ.
Данное допущение вводится сугубо в целях упроще-
ния и может быть исключено при необходимости.
Такой подход подразумевает решение задачи
поиска границ допустимой области режимов работы
сети с применением конвексной (выпуклой) оптими-
зации, при которой в качестве целевой функции вы-
ступает зависимость между выработкой активной
мощности ВЭУ и режимными параметрами. В каче-
стве ограничений целевой функции выступают до-
пустимые пределы напряжения в узлах сети:
P
ВЭУ
=
f
(
x
1
…
x
i
…
x
n
) →
max
,
U
ТП №
j
=
g
j
(
x
1
…
x
i
…
x
n
) ≥
U
min
,
U
ТП №
j
=
g
j
(
x
1
…
x
i
…
x
n
) ≤
U
max
,
(2)
I
k
=
h
k
(
x
1
…
x
i
…
x
n
) ≤
I
ДТНН
k
,
I
k
=
l
k
(
x
1
…
x
i
…
x
n
) ≤
I
АДТНдтн
k
,
где
x
i
— рассматриваемый режимный или схем-
ный параметр;
I
k
— значение тока в элементе сети;
I
ДТНН
k
/
I
АДТН
k
— соответственно длительно и аварий-
но допустимая токовая загрузка сетевых элементов.
Преимуществом такого подхода является свой-
ство выпуклой оптимизации, когда найденный
локальный максимум гарантированно является
глобальным, то есть для заданного сочетания рас-
сматриваемых параметров мощность ВЭУ макси-
мально возможная. К очевидному преимуществу
такого подхода следует отнести его недискретность,
то есть возможность определить область допусти-
мых режимов сети для любого уровня потребления
в энергосистеме, а не только для тех режимов, кото-
рые описаны в [8] без рассмотрения инструменталь-
но необрабатываемого числа возможных сочетаний
режимных и схемных параметров.
В свою очередь, при таком подходе возможно огра-
ничение выработки активной мощности ВЭУ до зна-
чения ниже желаемого ввиду режимных ограничений
в условиях, которые не описаны в [8], но возможны
для исследуемой энергосистемы («промежуточные
режимы»). В таком случае необходимо провести по-
вторно задачу конвексной оптимизации с учетом из-
менения схемных параметров
x
i
, что буквально озна-
чает реконструкцию существующего оборудования
или внедрение комплектов автоматики (в зависимо-
сти от того, что экономически разумнее). Следует от-
метить, что это не является недостатком конвексной
оптимизации, а является объективной причиной для
снижения выработки активной мощности при отказе
от дополнительных мероприятий в исследуемой сети.
При использовании метода подбора результат должен
быть аналогичным, но в силу большого объема ана-
лизируемой информации конечный исполнитель про-
сто может не заметить этой необходимости.
Таким образом на примере простейшего случая,
показанного на рисунке 2, можно сделать следую-
щие выводы:
1. Многолетний опыт проектирования показывает,
что существующая нормативная база в области
расчета электроэнергетических режимов полно-
стью соответствует проблемам разработки схем
выдачи мощности электростанций на традицион-
ных источниках энергии.
2. Существующая нормативная база в области рас-
чета электроэнергетических режимов частично
соответствует проблемам разработки схем выда-
чи мощности источников электрической энергии
на базе солнца и ветра.
3. Конвексная оптимизация в задаче поиска макси-
мально возможной мощности ВЭУ с учетом огра-
ничения повышения уровней напряжения у по-
требителей распределительной сети наиболее
предпочтительна.
ВЛИЯНИЕ
РЕГУЛИРОВАНИЯ
ВЫРАБОТКИ
РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
ВЭУ
Рассмотрен аналогичный расчет УР максимальной
и минимальной нагрузки в зимний и летний сезон при
выработке ВЭУ номинальной мощности. Задачей рас-
чета было провести анализ влияния работы ВЭУ на
значения напряжений в рассматриваемых узлах в ре-
жимах недовозбуждения и перевозбуждения. Значе-
ние генерации и потребления реактивной мощности
ВЭУ изменялось в диапазоне
cos
= [–0,89; 1,0] в со-
ответствии с
PQ
-диаграммой, обеспечиваемой харак-
теристиками инвертора ВЭУ (рисунок 4).
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
-0,5
-0,4
-0,2
-0,1
0,0
0,1
0,4
0,5
P
Г
, о.е.
Q
Г
, о.е.
Рис
. 4.
Диаграмма
мощности
ВЭУ
ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ
ЭНЕРГЕТИКА
71
В проведенных расчетах
положение устройств ПБВ
трансформаторов зафиксиро-
ваны в положении III для зим-
него сезона и IV для летнего.
Результаты расчета представ-
лены на рисунке 5.
Согласно результатам, при-
веденным на рисунке 5, регули-
рование режима возбуждения
ВЭУ является достаточным
мероприятием по обеспече-
нию КЭ по установившимся
значениям напряжения в узлах
нагрузки при параллельной
работе ВЭУ с рассматривае-
мой сетью, так как при потреб-
лении ВЭУ предельного зна-
чения реактивной мощности
(
cos
= –0,9) во всех режимах
удается обеспечить КЭ в узлах
присоединений. Следует отме-
тить, что ввод АРКТ для дина-
мического регулирования по-
ложения РПН трансформатора
ПС 110 кВ частично позволяет
компенсировать эффект от
включения ВЭУ, но в узком ди-
апазоне, так как во всех режи-
мах при снижении напряжения
на шинах 15 кВ ТП № 1–5 до
допустимого уровня наблюда-
ется недопустимое снижение
напряжения на шинах 15 кВ
транзита от ПС 110 кВ до ТП
№ 5, электрически удаленных
от шин 15 кВ ВЭУ.
При этом, даже если в обя-
зательных режимах согласно
[8] удастся обеспечить уровни
напряжения во всех узлах сети
15 кВ в пределах допустимых,
это не гарантирует допусти-
мости напряжений при ином
уровне выработки активной
мощности ВЭУ в «промежуточ-
ных режимах», то есть решение
задачи методом подбора оста-
ется инструментально трудоем-
ким и сопряжено с возможным
недоучетом большого числа
ситуаций, когда необходимо
ограничение выработки ВЭУ.
В конечном итоге конвексная оптимизация в решении
поставленной задачи предпочтительнее даже в усло-
виях устранения неопределенностей, то есть в боль-
шей степени способствует учету требований [9].
На следующем этапе было проанализирова-
но влияние положения ПБВ трансформаторов ТП
15/0,4 кВ на значения напряжений в узлах нагрузки
при регулировании выработки реактивной мощно-
сти ВЭУ. При различных значениях коэффициента
мощности ВЭУ были проведены расчеты напря-
Рис
. 5.
Установившиеся
значения
напряжения
на
стороне
низшего
напряжения
ТП
в
режиме
максимума
и
минимума
нагрузок
для
летнего
и
зимнего
сезонов
при
зафиксированном
положении
ПБВ
,
P
вэу
=
P
ном
и
при
различных
значениях
cos
ВЭУ
398
408
418
428
438
448
U
, В
408
418
428
438
448
U
, В
Режим зимнего минимума (ПБВ III)
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
ТП № 5
Режим летнего минимума (ПБВ IV)
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
ТП № 5
408
418
428
438
448
U
, В
398
418
438
U
, В
Режим зимнего максимума (ПБВ III)
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
ТП № 5
Режим летнего максимума (ПБВ IV)
ТП № 1
ТП № 2
ТП № 3
ТП № 4
ТП № 5
cos
= – 0,89
cos
= – 0,89
cos
= – 0,89
cos
= – 0,88
cos
= – 0,89
cos
= – 0,90
cos
= – 0,90
cos
= – 0,90
cos
= – 0,90
cos
= – 0,91
cos
= – 0,91
cos
= – 0,91
cos
= – 0,91
cos
= – 0,92
cos
= – 0,92
cos
= – 0,92
cos
= – 0,92
cos
= – 0,93
cos
= – 0,93
cos
= – 0,93
cos
= – 0,93
cos
= – 0,94
cos
= – 0,94
cos
= – 0,94
cos
= – 0,94
cos
= – 0,95
cos
= – 0,95
cos
= – 0,95
cos
= – 0,95
cos
= – 0,96
cos
= – 0,96
cos
= – 0,96
cos
= – 0,96
cos
= – 0,98
cos
= – 0,98
cos
= – 0,98
cos
= – 0,98
cos
= – 0,99
cos
= – 0,99
cos
= – 0,99
cos
= – 0,99
cos
= 1,0
cos
= 1,0
cos
= 1,0
cos
= 1,0
жений для всех возможных положений устройства
ПБВ. Для наглядности на диаграммах отображены
результаты только для одного узла нагрузки. В ка-
честве этого узла был взят ближайший к ВЭУ узел
нагрузки (ТП № 1). Результаты расчетов представ-
лены на рисунке 6.
Представленные на рисунке 6 графики показыва-
ют, что в режимах зимних максимальных и минималь-
ных нагрузок удалось обеспечить КЭ при фиксации
ПБВ в III положении трансформаторов и потребле-
№
6 (69) 2021
72
нием реактивной мощности ВЭУ
с
cos
= –0,9, в режимах летних
максимальных и минимальных
нагрузок — при фиксации ПБВ
в IV положении и потреблении ре-
активной мощности с
cos
φ
= –0,9.
В зависимости от характеристик
распределительной сети, в кото-
рую планируется выдача мощ-
ности ВЭУ, может потребоваться
увеличение предела потребле-
ния реактивной мощности, то
есть расширение
PQ
-диаграммы
в сторону уменьшения емкост-
ного коэффициента мощности.
Стоит отметить, что увеличение
потребления реактивной мощ-
ности приведет к росту потерь
электроэнергии в распредели-
тельной сети 15 кВ, данное ре-
шение должно иметь экономиче-
ское обоснование.
ВЫВОДЫ
1. Рассмотрены проблемы выда-
чи мощности ВЭУ в распреде-
лительную сеть напряжением
15 кВ при наложении на нор-
мальный режим работы фи-
дера 15 кВ резкопеременного
и труднопрогнозируемого ха-
рактера работы ВЭУ.
2. При подключении ВЭУ в кон-
це фидера 15 кВ наблюдают-
ся значительные колебания
напряжения в течение суток
с нарушением требований
к качеству электроэнергии
по отклонению напряжения:
минимальные значения на-
пряжения — при максималь-
ной нагрузке потребителей
и отключенной ВЭУ; макси-
мальные значения напряже-
ния — при минимальной нагрузке потребителей
и максимальной выработке ВЭУ.
3. Регулирование коэффициентов трансформации
трансформаторов ТП 15/0,4 кВ и питающей под-
станции 110/15 кВ не позволяет обеспечивать
требуемый уровень напряжения одновременно
у всех потребителей рассматриваемого фидера
и смежных фидеров во всех рассматриваемых
установившихся режимах.
4. Потребление реактивной мощности с помощью
инверторной установки ВЭУ позволяет восста-
новить нормальное распределение напряжения
вдоль фидера с постепенным снижением напря-
жения от питающей подстанции к концу фидера
и обеспечивает требуемый уровень напряжения
у всех потребителей фидера.
5. Необходимый диапазон потребления реактивной
мощности ВЭУ зависит от характеристик распре-
делительной сети, к которой осуществляется тех-
ВОЗОБНОВЛЯЕМАЯ
ЭНЕРГЕТИКА
Рис
. 6.
Установившиеся
значения
напряжения
на
стороне
низшего
напря
–
жения
ТП
узла
№
1
в
режиме
максимума
и
минимума
нагрузок
для
летнего
и
зимнего
сезонов
при
P
вэу
=
P
ном
,
при
различных
положениях
ПБВ
и
при
раз
–
личных
значениях
cos
ВЭУ
418 В
390
440
490
I
II
III
IV
V
U
, В
Режим зимнего максимума
390
440
490
U
, В
сos
M
= 0,9
сos
M
= 0,95
сos
M
= 1
сos
M
= –0,95
сos
M
= –0,9
Q
ВЭУ
= 0,823 Мвар
Q
ВЭУ
= 0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= 0 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,823 Мвар
сos
M
= 0,9
сos
M
= 0,95
сos
M
= 1
сos
M
= –0,95
сos
M
= –0,9
Q
ВЭУ
= 0,823 Мвар
Q
ВЭУ
= 0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= 0 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,823 Мвар
I
II
III
IV
V
Режим зимнего минимума
418 В
418 В
418 В
390
490
I
II
III
IV
V
I
II
III
IV
V
U
, В
Режим летнего максимума
Режим летнего минимума
390
440
490
U
, В
сos
M
= 0,9
сos
M
= 0,95
сos
M
= 1
сos
M
= –0,95
сos
M
= –0,9
Q
ВЭУ
= 0,823 Мвар
Q
ВЭУ
= 0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= 0 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,823 Мвар
сos
M
= 0,9
сos
M
= 0,95
сos
M
= 1
сos
M
= –0,95
сos
M
= –0,9
Q
ВЭУ
= 0,823 Мвар
Q
ВЭУ
= 0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= 0 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,559 Мвар
Q
ВЭУ
= –0,823 Мвар
нологическое подключение ВЭУ, и должен опре-
деляться индивидуально для каждого проекта по
подключению ВЭУ.
6. ГОСТ 58670-2019, используемый при согласо-
вании ТУ на ТП электростанций, предписывает
рассмотрение не более 8 характерных нормаль-
ных установившихся режимов, что не позволяет
гарантированно обеспечивать КЭ в части откло-
нения напряжения питания существующих потре-
бителей во всех «промежуточных» режимах.
7. Авторы статьи предлагают включить в разработку
на этапе проектирования ВЭУ требований по ре-
гулированию реактивной мощности с целью под-
держания уровней напряжения, отвечающих нор-
мам качества электроэнергии для потребителей.
8. В настоящий момент авторы работают над фор-
мулированием перечня требований по учету ре-
активной мощности при разработке схем выдачи
мощности ВЭУ.
73
ЛИТЕРАТУРА
1. Управление качеством электро-
энергии. Учебное пособие. Под
редакцией Ю.В. Шарова. М.: Изда-
тельский дом МЭИ, 2017. 354 с.
2. Linh N.T. Voltage stability analysis
of grids connected wind generators.
4th IEEE Conference on Industrial
Electronics and Applications, May
25-27, 2009, Xian, China. URL:
https://www.researchgate.net/publi-
cation/224546107.
3. A Tamimi A., Pahwa A., Starrett Sh.,
Williams N. Maximizing Wind Pene-
tration Using Voltage Stability Based
Methods for Sizing and Locating
New Wind Farms in Power System.
IEEE PES General Meeting, 25-29
July, 2010. Minneapolis, MN, USA.
URL: https://www.researchgate.net/
publication/224179191.
4. ГОСТ 32144-2013. Электрическая
энергия. Совместимость техничес-
ких средств электромагнитная.
Нормы качества электрической
энергии в системах электроснаб-
жения общего назначения. URL:
https://docs.cntd.ru/docu ment/
1200104301.
5. Постановление
Правительства
Российской
Федерации
от
13.08.2018 № 937 «Об утвержде-
нии Правил технического функцио-
нирования электроэнергетических
систем и о внесении изменений
в некоторые акты Правительства
Российской Федерации». URL:
https://base.garant.ru/72015900/.
6. Wang Zh., Xia M., Lemmon M. Volt-
age Stability of Weak Power Distri-
bution Networks with Inverter Con-
nected Sources. Proceeding of the
American Control Conference (ACC),
17-19 June, 2013, Washington, DC,
USA. URL: https://www.research-
gate.net/publication/261398575.
7. A Tamimi A., Pahwa A., Starrett Sh.
Eff ective Wind Farm Sizing Method
for Weak Power Systems Using
Critical Modes of Voltage Instability.
IEEE Transactions on Power Sys-
tems, 2012, vol. 27, no. 3, pp. 1610-
1617.
8. ГОСТ Р 58670-2019. Единая энер-
гетическая система и изолирован-
но работающие энергосистемы.
Расчетs
электроэнергетических
режимов и определение техни-
ческих решений при перспектив-
ном развитии энергосистем. URL:
https://docs.cntd.ru/docu ment/
1200169613.
9. Приказ Министерства энергетики
РФ от 28 декабря 2020 г. № 1195
«Об утверждении Правил разра-
ботки и согласования схем выдачи
мощности объектов по производ-
ству электрической энергии и схем
внешнего электроснабжения энер-
гопринимающих устройств по-
требителей электрической энер-
гии». URL: https://www.garant.ru/
products/ipo/prime/doc/400606536/.
REFERENCES
1. Power quality control. Training man-
ual. Edited by Sharov Yu.V. Mos-
cow, MPEI Publishing House, 2017.
354 p. (In Russian)
2. Linh N.T. Voltage stability analysis
of grids connected wind generators.
4th IEEE Conference on Industrial
Electronics and Applications, May
25-27, 2009, Xian, China. URL:
https://www.researchgate.net/publi-
cation/224546107.
3. A Tamimi A., Pahwa A., Starrett Sh.,
Williams N. Maximizing Wind Pene-
tration Using Voltage Stability Based
Methods for Sizing and Locating
New Wind Farms in Power System.
IEEE PES General Meeting, 25-29
July, 2010. Minneapolis, MN, USA.
URL: https://www.researchgate.net/
publication/224179191.
4. State Standard GOST 32144-2013.
Electric energy. Electromagnetic
compatibility of technical equip-
ment. Power quality limits in the
public power supply systems. URL:
https://docs.cntd.ru/docu ment/
1200104301.
5. Decree of the Russian Government
dated 13.08.2018 no. 937 “On ap-
proval of the Rules of technical oper-
ation of power grids and on amend-
ments to several acts of the Russian
Government”. URL: https://base.ga-
rant.ru/72015900/.
6. Wang Zh., Xia M., Lemmon M. Volt-
age Stability of Weak Power Distri-
bution Networks with Inverter Con-
nected Sources. Proceeding of the
American Control Conference (ACC),
17-19 June, 2013, Washington, DC,
USA. URL: https://www.research-
gate.net/publication/261398575.
7. A Tamimi A., Pahwa A., Starrett Sh.
Eff ective Wind Farm Sizing Method
for Weak Power Systems Using
Critical Modes of Voltage Instability.
IEEE Transactions on Power Sys-
tems, 2012, vol. 27, no. 3, pp. 1610-
1617.
8. State Standard GOST R 58670-
2019. United power system and
isolated power systems. Planning of
power systems development. Calcu-
lations of electric power regimes and
determination of technical solutions
in long-range development of power
systems. Norms and requirements.
URL: https://docs.cntd.ru/docu ment/
1200169613.
9. Order of the Ministry of Energy of
Russia dated 28.12.2020 no. 1195
“On approval of the Rules of devel-
opment and agreement of power
output diagrams of electric power
generation facilities and external
power supply diagrams of consum-
er’s power receivers”. URL: https://
www.garant.ru/products/ipo/prime/
doc/400606536/.
подписка – 2022
Стоимость подписки на печатную версию*
1 номер —
2400
руб
.
3 номера —
6750
руб
.
6 номеров —
11 250
руб
.
В стоимость включена доставка журнала
Почтой России заказной бандеролью.
Стоимость подписки на электронную версию*
6 месяцев —
3000
руб
.
12 месяцев —
6000
руб
.
Предоставляется доступ к изданиям на сайте
журнала, в том числе за предыдущий год.
Подписаться на печатную версию можно через агентства:
• «Урал-Пресс» — 36859 (на полугодие), 36861 (на год);
• «Почта России» — П7579 (на полугодие).
Подписаться на журнал с любого номера
и на любой период можно через редакцию:
*
НДС
не
облагается
– на сайте
eepir.ru
в разделе «Подписка»
– запросом на почту
– по телефону
+7 (495) 645-12-41
№
6 (69) 2021
Оригинал статьи: Нормативные проблемы разработки схем выдачи мощности электростанций на базе возобновляемых источников энергии
Ветряные электростанции малой и средней мощности, подключенные к распределительным сетям, позволяют напрямую снабжать потребителей активной мощностью в сетях до 35 кВ, что потенциально дает возможность исключить дополнительные мероприятия по развитию сетевой инфраструктуры с целью обеспечения спроса на электрическую мощность и электроэнергию в будущем. Одновременно это позволяет существенно снизить потери активной мощности и электрической энергии, связанные с их передачей потребителю. Однако трудно прогнозируемый характер выработки электрической мощности ветряными станциями может приводить к частым и значительным колебаниям и отклонениям напряжения в течение суток. Таким образом, фактические уровни напряжения на шинах конечных потребителей могут не соответствовать строгим национальным и локальным нормативам. При этом локальные нормативные документы РФ в области расчета прогнозных режимов работы энергосистемы сформированы преимущественно для анализа сетей с доминирующим объемом традиционных электростанций, что дополнительно обусловливает высокую степень неопределенности при проектировании новых ветряных станций. В данной статье авторами рассмотрены основные проблемы по контролю уровня напряжения в распределительных сетях с высокой концентрацией ветровых электростанций и предложены практические рекомендации.