Моделирование ветроэнергетических характеристик и их использование в системных энергетических исследованиях. Часть 3

1 2 3

---

 

6 Анализ динамических нарушений устойчивости

 

6.1 Виды возмущений динамической устойчивости

 

В данной главе рассматриваются проблемы динамической устойчивости ветрогенераторов с асинхронными двухэнергетическими машинами, подключенными к бесконечной электрической сети. Доля энергии ветра в энергосистеме будет увеличиваться, и в будущем постепенно начнется замена традиционных синхронных генераторов, что может повлиять на поведение энергосистемы в целом. Необходимо изучить влияние энергии ветра на динамическую устойчивость, чтобы выявить потенциальные проблемы и разработать меры по их решению. Динамическая устойчивость энергосистемы определяется генераторами. До сих пор почти вся электроэнергия вырабатывалась традиционными синхронными генераторами, подключенными к сети. Поведение синхронных генераторов, подключенных к сети в различных условиях, изучалось десятилетиями и хорошо известно. Ветряные турбины используют другие типы генераторов, такие как индукционный генератор с замкнутым контуром или генераторы, подключенные к сети через преобразователи мощности. В результате поведение ветрогенераторов может отличаться от поведения синхронных генераторов.

До недавнего времени считалось, что вкладом ветряных турбин в обеспечение стабильности системы можно пренебречь. Однако с увеличением мощности ветропарков стало ясно, что отключение крупных ветропарков повлечет за собой потерю значительной части генерирующих мощностей в сети, что, в свою очередь, может привести к потере стабильности. Ранее во время нарушения в сети ветряные турбины отключались от сети и не участвовали в обеспечении динамической устойчивости системы. Такие ветроэлектростанции имели небольшую мощность. В настоящее время мощность ветропарков увеличивается. Отключение крупных ветропарков от электросети приводит к большой потере мощности. В странах с большой долей ветроэнергетики руководящие принципы эксплуатации сетей требуют, чтобы ветряные турбины оставались в сети в течение определенного периода времени.

Операторы энергосистем в странах с большой долей производства ветряных турбин внесли некоторые дополнения в рекомендации по эксплуатации энергосистем, которые требуют, чтобы ветряные турбины оставались в сети во время аварий в течение определенного периода времени [7].

Наиболее сильные возмущения, которые учитываются в требованиях к устойчивости энергосистем и могут повлиять на динамическую устойчивость в энергосистеме:

• Короткое замыкание в сети
• Неполнофазный режим
• Скачки напряжения в сети
• Увеличение или уменьшение мощности ветрогенератора вследствие изменения скорости ветра
• Короткое замыкание на нагрузке

В целях обеспечения устойчивости и качества энергии был разработан регламент поставки энергии для установок мощностью более 1,5 МВт. На самом деле это относится ко всем современным ветряным турбинам. Процедура подключения к сети меняется и адаптируется к масштабному расширению ветроэнергетики. Такая адаптация приведет к необходимости получения информации о поведении ветроэнергетического агрегата в сети. Чтобы определить влияние увеличения энергии ветра на устойчивость системы и модернизировать систему, необходимо создать динамические модели ветровых турбин и провести моделирование возмущений для изучения динамической устойчивости энергосистем с большим количеством энергии ветра.

 

6.2 Аггрегированное моделирование ветроферм для исследования устойчивости

 

Агрегированное моделирование крупных ветропарков для изучения устойчивости энергетических систем делится на два типа. Первый вид – это подробное представление всех ветротурбин, вырабатывающих энергию, внутренней структуры ветропарка и схемы его подключения к энергосистеме. Система питания на другой стороне точки подключения может быть представлена упрощенным образом. Эквивалентная сеть может быть представлена одной или небольшим количеством линий передачи между точкой подключения ветроэлектростанции и бесконечными шинами питания, представляющими энергосистему. Сопротивление линии электропередачи зависит от мощности короткого замыкания сети электропередачи в точке подключения ветроэлектростанции. Параметры эквивалентного генератора основаны на концентрированной мощности и концентрированной инерции, соответствующих фактическим генерирующим блокам внешней энергосистемы. Такое упрощенное представление энергосистемы возможно для группы синхронно вращающихся синхронных генераторов традиционной сети.

Второй тип моделирования описывает упрощенные модели крупных ветроэлектростанций, которые встроены в подробные модели крупных энергетических систем, которые используются для анализа устойчивости. В этом случае внимание сосредоточено на коллективном воздействии крупных ветропарков на крупные сети. Это означает, что ветроэлектростанция может быть представлена одним эквивалентным генератором. Энергосистема может включать в себя несколько крупных или малых ветроэлектростанций. В этом случае они будут представлены их эквивалентными моделями.

Для этого моделирования принимаются следующие допущения:

• Мощность эквивалентного ветрогенератора равна сумме мощностей всех ветротурбин, входящих в состав ветроэлектростанции
• Реактивная мощность эквивалентного ветрогенератора в точке подключения к сети равна нулю

Использование эквивалентной машины вместо детальной модели с большим количеством ветряных турбин снижает сложность анализа. Основное внимание уделяется интеграции ветропарков в крупные энергосистемы. Это упрощение также оправдано, поскольку традиционные тепловые электростанции представлены как упрощенные, эквивалентные машины. Если модель энергосистемы сложна и включает в себя несколько электростанций с центрами нагрузки, передающими и распределительными сетями, то ветроэлектростанция также представляется ее эквивалентной моделью [3].

 

6.3 Моделирование и анализ динамической устойчивости в программе PSS/E

 

Программа PSS/E разработана компанией Siemens и предназначена для построения и исследования моделей энергосистем. Эта программа является широко используемым инструментом в электросетевой промышленности. PSS/E предназначена для исследования энергосистем, работы генераторов в установившихся и переходных режимах, программа может быть использована для расчетов и различных анализов, включая расчет потоков мощности, построение оптимального потока мощности, симметричные и асимметричные короткие замыкания, создание эквивалентной сети, динамическое моделирование.

 

Расчет перетоков мощности

Расчет потоков мощности является важным инструментом, который включает в себя численный анализ энергетических систем. В отличие от традиционного анализа, исследование потоков мощности упрощается с использованием однострочной модели и относительных единиц измерения.

Изучение потоков электроэнергии имеет важное значение для планирования и будущего расширения существующих энергосистем. Исследование потоков мощности может быть использовано для определения наилучшей и наиболее эффективной конфигурации энергосистемы.

 

Динамическое моделирование

Динамическое моделирование включает в себя набор инструментов для изучения переходных процессов, статической и динамической устойчивости. Динамическое моделирование используется для обеспечения надежности энергосистемы и прогнозирования поведения энергосистемы в различных условиях, выявления проблем и разработки мер по обеспечению надежности. Путем тестирования моделей ветряных турбин становится возможным анализировать влияние ветряных турбин на сеть.

Многие производители ветряных турбин создают модели своих ветряных турбин в программе PSS/E и используют их для проверки соответствия ветряных турбин требованиям сети, но большинство из этих моделей не являются общедоступными. В настоящее время в библиотеке программ PSS/E общедоступна только одна динамическая модель ветротурбины с асинхронным генератором двойной мощности.

 

Анализ встроенной модели ветротурбины

Динамическая модель ветротурбины с асинхронной машиной двойного питания в программе PSS/E разработана в соответствии с рекомендациями организации GE Energy. Данная модель дает представление о том, как ветротурбина реагирует на сетевые возмущения, такие как аварии в передающей системе.

Чтобы создать полную модель ветротурбины нужно объединить четыре модели: модель генератора/преобразователя (WT3G), модель электрического контроля (WT3E), модуль ветротурбины (WT3T), модуль контроля наклона (WT3P). Эти четыре модели представлены на рисунке 6.1.

 

 

Рисунок 6.1 – Структура модели ветротурбины

 

Генератор / преобразователь модели WT3G1 является эквивалентом генератора и преобразователя, он обеспечивает взаимодействие ветротурбины с сетью. Модель электрического управления WT3E определяет количество активной и реактивной мощности, которая должна подаваться генератором в сеть. Ветротурбина с асинхронной машиной двойной мощности мощностью 2 МВт принята в качестве базовой и будет использоваться во всех моделях [4].

 

7 Проверка динамической устойчивости синхронных генераторов, работающих параллельно с крупными ветрофермами

 

7.1 Модель энергосистемы

 

Тестовая модель энергосистемы состоит из двух ветроэлектростанций мощностью 120 МВт (1,501 на схеме) и одной электростанции с синхронными генераторами мощностью 300 МВт (601 на схеме). Ветроэлектростанции подключены к сети 110 кВ с помощью двух повышающих трансформаторов мощностью 63 МВА. Синхронные генераторы общей мощностью 300 МВт также подключаются через повышающие трансформаторы. Схема подключения синхронных генераторов показана увеличенной с целью упрощения расчетов. Схема сети показана на рис.7.1.

Рисунок 7.1 – Схема энергосистемы

 

Модель линий

Воздушные линии в программе PSS/E представляются П-образной схемой замещения. Параметры линий представлены в таблице 7.1.

 

Таблица 7.1 – Параметры воздушных линий

 

Модель нагрузки

В системе есть одна нагрузка, которая остается постоянной в каждом эксперименте. Причина, по которой нагрузка остается постоянной, заключается в низкой чувствительности системы к изменениям нагрузки во время моделирования и рациональном количестве имитаций.

 

Модель трансформатора

Для обеспечения надежности электроснабжения для подключения ветроэлектростанции были выбраны два маломощных трансформатора вместо одного большого трансформатора. РПН трансформатора в модель не входит, так как время его работы значительно превышает продолжительность переходного процесса.

 

Присоединение к сети

Подключение к сети производится при напряжении 220 кВ, в программе PSS/E сеть представлена в виде классического синхронного генератора с бесконечно большим моментом инерции и мощностью короткого замыкания. В моделировании подключение к сети используется для высвобождения и поглощения избыточной энергии.

 

7.2 Исследование динамической устойчивости модели  

 

На первом этапе был проведен расчет потоков мощности, который показал, что отклонение напряжения во всех точках сети находится в пределах нормы. Чтобы оценить стабильность этой системы, мы моделируем самоподавляющееся короткое замыкание на шине 301. Графики, полученные в ходе моделирования, показаны на рисунках 7.2 – 7.4.

Рисунок 7.2–График изменения угла

 

Как видно из рис. 7.2, в случае короткого замыкания на шине 201 в течение 0,15 секунды синхронные генераторы системы совершают стабильный динамический переход. Амплитуда колебаний угла синхронного генератора постепенно уменьшается.

Рисунок 7.3 – График изменения выдаваемой и потребляемой мощности

 

На рис. 7.3 показаны колебания генерируемой и потребляемой мощности тестируемой энергосистемы. На рис. 7.3 показано, что колебания затухают.

 

Рисунок 7.4 – График изменения напряжения

 

На рис. 7.4 показано, что короткое замыкание не влияет на напряжение в системе, поскольку система имеет бесконечную мощность. Напряжение синхронных генераторов падает до нуля, затем восстанавливается прежнее значение. Напряжение ветроэлектростанции при коротком замыкании падает до 0,05 и также восстанавливается в течение пяти секунд.

Далее мы имитируем короткое замыкание на шине 301 с последующим отключением одной из двух параллельных линий между шинами 201 и 301. Графики, полученные в ходе моделирования, показаны на рисунках 7.5 – 7.7.

 

Рисунок 7.5 – График изменения угла

 

Как видно из рис. 7.5, в случае короткого замыкания на шине 201 в течение 0,15 секунды синхронные генераторы системы совершают стабильный динамический переход. Амплитуда колебаний угла синхронного генератора постепенно уменьшается.

Рисунок 7.6 – График изменения выдаваемой и потребляемой мощности

 

На рис. 7.6 показаны колебания генерируемой и потребляемой мощности тестируемой энергосистемы. На рис. 7.6 показано, что колебания затухают.

 

Рисунок 7.7 – График изменения напряжения

 

На рис. 7.7 показано, что короткое замыкание не влияет на напряжение в системе, поскольку система имеет бесконечную мощность. Напряжение синхронных генераторов падает до нуля, затем восстанавливается прежнее значение. Напряжение ветроэлектростанции при коротком замыкании падает до 0,05 и также восстанавливается в течение пяти секунд.

В качестве третьего эксперимента мы моделируем короткое замыкание на шине 501 в точке подключения ветроэлектростанции к сети с последующим ее отключением. Результаты моделирования показаны на рисунках 7.8–7.10.

Рисунок 7.8 – График изменения угла

 

На рис. 7.8 показано, что амплитуда колебаний угла поворота синхронного генератора меньше, чем при предыдущих возмущениях. Колебания затухают. Динамическая стабильность синхронных генераторов и системы не нарушается при отключении крупной ветроэлектростанции.

Рисунок 7.9 – График изменения мощности

 

На рис.7.9 показан график выходной мощности синхронного генератора и график потребления мощности бесконечной электрической сетью. Колебания мощности исчезают через промежуток времени, равный десяти секундам.

Рисунок 7.10 – График изменения напряжения

 

В момент короткого замыкания в точке подключения ветроэлектростанции 501 к сети напряжение на ветроэлектростанции 1 и электростанции 601 падает до 0,55 о.е., затем, после отключения ветроэлектростанции 501, напряжение на остальных энергоблоках восстанавливается до нормированного значения для послеаварийного режима. Из этих экспериментов можно сделать вывод, что внедрение крупных ветропарков в энергосистему не оказывает негативного влияния на динамическую устойчивость энергосистемы.

 

8 Анализ влияния на динамическую устойчивость замены синхронного генератора на ветроферму 

 

8.1 Анализ текущего состояния и перспектив развития ТЭЦ

 

Основным объектом исследования в данной главе является тепловая электростанция общей установленной мощностью 556 МВт, которая снабжает промышленных и бытовых потребителей теплом и электроэнергией напряжением 6, 35 кВ и выводит избыточную электроэнергию в сеть напряжением 110 кВ. Структурная схема этой тепловой электростанции показана на рис. 8.1.

 

Рисунок 8.1 – Структурная схема ТЭЦ

 

Параметры генераторов представлены в таблице 8.1.

 

Таблица 8.1 – Параметры генераторов [8]

 

Параметры повышающих трансформаторов представлены в таблице 8.2.

 

Таблица 8.2 – Параметры силовых трансформаторов [8]

 

Дата выпуска, дата ввода в эксплуатацию, а также срок службы генераторов представлены в таблице 8.3.

 

Таблица 8.3 – Данные генераторов

 

Как видно из таблицы 8.3, процесс реконструкции и замены генераторов этой ТЭЦ начался в 2010 году. Для завершения процесса реконструкции требуется замена генератора № 3. В этой главе мы предлагаем исследовать возможность замены синхронного генератора на ветроэлектростанцию и оценить влияние этого решения на динамическую устойчивость.

На первом этапе в рамках программы PSS/E была построена модель этой тепловой электростанции. Модель показана на рис. 8.2.

 

Рисунок 8.2 – Модель ТЭЦ в программе PSS/E

 

После этого генератор №3 мощностью 63 МВт был заменен на ветроферму мощностью 60 МВт. Модель данной системы показана на рисунке 8.3.

 

Рисунок 8.3 – Модель ТЭЦ с ветрофермой

 

На рис. 8.3 показано, что в обычном режиме ветроэлектростанция, состоящая из асинхронных машин двойной мощности, не производит, а потребляет реактивную мощность.

С целью оценки влияния замены синхронного генератора № 3 на ветропарке общей мощностью 60 МВт, состоящей из тридцати ветротурбин мощностью 2 МВт, на динамическую устойчивость были исследованы две из этих систем.

 

8.2 Разработка конфигурации и выбор оборудования ветрофермы

 

Для строительства ветропарка были выбраны генераторы FDGMG2 мощностью 2 МВт.

Ветротурбины мегаваттного класса FDMG2 спроектированы в соответствии с современными европейскими стандартами контроля качества проектирования и производства, а также стандартами ограничения акустического загрязнения. Они оснащены микропроцессорной системой управления с возможностью организации компьютерной сети, датчиком скорости и направления ветра, системой принудительного вращения по ветру, системой изменения угла установки лопастей. Системы безопасности обеспечивают автоматическую защиту от штормов и молний. Высококачественные материалы и высококачественное производство позволяют ветрогенераторам работать не менее 20 лет в любых условиях. Основные характеристики модели FDMG2 приведены в таблице 8.4.

 

Таблица 8.4 – Основные характеристики модели FDMG2

Каждая ветротурбина присоединена к сети 0,7 кВ и присоединена к внутренней системе ветрофермы с помощью повышающего трансформатора 0,7/6 кВ.

Параметры повышающего трансформатора приведены в таблице 8.5:

 

Таблица 8.5 – Параметры повышающего трансформатора [8]

 

Присоединение к шинам 6,3 кВ осуществлено с помощью кабелей.

 

Модель ветрофермы в программе PSS/E приведена на рисунке 8.4.

 

Рисунок 8.4 – Модель ветрофермы в PSS/E

 

8.3 Моделирование и анализ установившегося режима

 

Данные для моделирования ветрофермы приведены в таблицах 8.6 – 8.8.

 

 

 

Таблица 8.6 – Данные трансформатора ветротурбины

 

Таблица 8.7 – Данные ветрогенераторов

 

Таблица 8.8 – Данные кабелей 6 кВ

 

Расчет стационарного состояния выполняется для определения потоков мощности через каждую линию и трансформатор и получения данных об уровне напряжения в каждой точке. Расчет потоков мощности показывает, что ветряные турбины потребляют различное количество реактивной мощности в зависимости от длины и проводимости кабелей 6 кВ. Внутренняя сеть ветроэлектростанции потребляет 1,6 МВАр реактивной мощности, а потеря активной мощности в режиме максимальной нагрузки составляет 1 МВт. Все линии и трансформаторы работают в допустимом диапазоне нагрузок. Уровень напряжения во всех узлах находится в пределах нормы [9].

 

8.4 Моделирование динамической симуляции

 

Динамическое моделирование проводилось на основе расчета потоков мощности. Было проведено несколько экспериментов по анализу реакции ветряных турбин на различные возмущения. Наиболее значительным возмущением является трехфазное короткое замыкание на шине 110 кВ. Короткие замыкания на других шинах также были смоделированы для оценки динамического поведения ветровых турбин.

Моделирование проводилось в следующих условиях:

• В ближайшей к ветроэлектростанции сети 110 кВ происходит трехфазное короткое замыкание.
• Короткое замыкание происходит через 1 секунду после начала моделирования
• Короткое замыкание устраняется через 0,18

Влияние возмущений, возникших на стороне 110 кВ, не оказывает серьезного влияния на стабильность энергосистемы. На рис. 8.5 показано, что возмущение в точке подключения ТЭЦ к сети на стороне 110 кВ и отключение ветроэлектростанции не оказывают серьезного влияния на традиционные синхронные генераторы, которые поддерживают синхронность.

 

Рисунок 8.5 – Устойчивый динамический переход генераторов

 

На рис. 8.6 показано отклонение частоты в системе и ветротурбине для случая, когда ветротурбина остается в сети после отключения цепи. Колебания частоты находятся в допустимых пределах.

 

Рисунок 8.6 – График отклонения частоты

 

Изменения активной и реактивной мощности

Рисунок 8.7 показывает, что во время замыкания выходная мощность двух произвольно выбранных ветротурбин снижается с 2 до 0,45 МВт. Выходная мощность ветрофермы снижается с 60 до 18 МВт. Разница между ускоряющим моментом турбины и тормозящим моментом генератора заставляет ротор ускоряться. Колебание мощности генератора оказывает механическое воздействие на привод турбины. Через 20 секунд после того, как замыкание устранено, выходная мощность восстанавливается до прежнего значения 2 МВт.

 

Рисунок 8.7 – График активной мощности

 

График реактивной мощности ветряных турбин показан на рис. 8.8. До того, как произошло короткое замыкание, реактивная мощность генератора была равна нулю, а коэффициент мощности был равен единице. Во время короткого замыкания активная мощность генератора уменьшается, в то время как мощность турбины остается постоянной. Во время закрытия каждая турбина выдает в сеть 0,35 МВАр реактивной мощности, в общей сложности ветроэлектростанция выдает в сеть 18 МВАр.

Рисунок 8.8 – График активной мощности

 

Изменения напряжения

В системе существует множество типов замыканий. В этом случае рассматривается трехфазное короткое замыкание в сети 110 кВ, так как оно генерирует наибольший ток короткого замыкания. В случае короткого замыкания напряжение на ветротурбине равно нулю. При длительных коротких замыканиях напряжение на ветряных турбинах зависит от сопротивлений кабелей, трансформаторов, линий и конфигурации сети и не равно нулю. На рис. 8.9 показано, что при коротком замыкании шины 110 кВ напряжение на поврежденной шине падает до нуля. Напряжение на ветротурбине показывает тот же график, за исключением того, что оно падает до 0,23 o.e. Остаточное напряжение на всех ветротурбинах ветроэлектростанции находится в диапазоне от 0,23 до 0,25 о.е., в зависимости от местоположения. Напряжение на шине 35 кВ составляет 0,11 о.е.

Рисунок 8.9 – График напряжений на шинах

После устранения короткого замыкания напряжение на шинах 110, 35 и 0,7 кВ постепенно восстанавливается до уровня 0,98 о.е. примерно за 1,5 секунды.

В этом эксперименте была проанализирована энергетическая система с большой долей энергии ветра. Правильное и детальное моделирование энергосистемы становится все более важным для операторов энергосистем. Исследование проводилось с целью определения основных технических требований к ветропаркам, подключенным к энергосистемам. Для оценки влияния ветроэлектростанций на стабильность и надежность сети был проведен анализ потоков электроэнергии, токов короткого замыкания и динамический анализ. Можно сделать общий вывод о том, что введение 60 МВт энергии ветра в испытываемую энергосистему не оказывает негативного влияния на динамическую устойчивость синхронных генераторов этой тепловой электростанции [10].

 

9 Моделирование энергетических характеристик ветра

 

Главной характеристикой ветра, характеризующей его интенсивность и эффективность применения энергии ветра, является его средняя скорость за определенный период времени, например, за день, месяц, год или несколько лет. Средняя скорость ветра – это среднее арифметическое, полученное в результате серии измерений скорости, проводимых через систематические интервалы времени в течение установленного периода. При использовании предоставленных метеонаблюдений о средних скоростях ветра подобает учитывать, что они отвечают определенным рельефным и ландшафтным условиям в районе метеостанции и определенной высоте над поверхностью Земли. Эти условия могут кардинально различаться от станции к станции. Следовательно, принято приводить среднюю многолетнюю скорость ветра к относительным условиям открытости и ровности местности. Известно, что скорость ветра усиливается по мере его удаления от подстилающей поверхности и воздушный поток делается более устойчивым [11].

Кроме систематического изменения параметра случайной величины – средней скорости ветра, в зависимости от открытости местности и высоты над поверхностью Земли, имеется еще постоянное временное изменение средней скорости ветра, обусловленное определенным устойчивым характером изменений погодных условий в течение года.

Значительными составляющими инвентаризации энергии ветра являются временные характеристики скорости ветра: дневной ход средней скорости ветра и годовой ход средней скорости ветра. Эти характеристики временной зависимости средней скорости ветра главны для оценки не только ветроэнергетического потенциала определенной территории, но и эффективности его применения с учетом степени согласованности графика ветроэнергоснабжения с графиком электрической нагрузки потребителей. Кроме значения средней скорости ветра, имеется ряд параметров, необходимых для нахождения потенциала ветра. К этим параметрам относятся: максимальная скорость ветра, количество последовательных дней (часов), когда скорость ветра превышает 5 м/с; длительность периодов безветрия или непрерывного ветра. Скорость ветра всегда меняется, и, следовательно, меняется его энергия. Значительным энергетическим признаком является «Повторяемость разных градаций скорости ветра», которая рассматривается как процент времени, в течение которого отслеживалась определенная градация скорости ветра. Эта характеристика главна для расчета энергии и других параметров, важных для расчетов мощности ветра, связанных с оценкой временных промежутков работы ветроэлектростанции при разных скоростях ветра. Особо известными приближениями повторяемости скорости ветра в ветроэнергетике в середине прошлого века были табличные распределения Колодина, Гуллена и Гринцевича. Аналитические функции Рэлея-Максвелла и Вейбулла в настоящее время наиболее часто применяются для аппроксимации функции распределения.

Автор произведения «Ресурсное и технико-экономическое обоснование масштабного развития ветроэнергетики» В. Николаев предложил следующий способ нахождения ветроэнергетического потенциала (ВЭП). При разработке способов аппроксимации автором были разработаны табличные функции Гринцевича. Суточный ход скорости ветра определяется в работе по среднесуточной изменчивости для региона, полученной из безразмерных, приведенных к среднемесячным за четыре периода (ночь, утро, день и вечер) данных о скоростях ветра на всех метеостанциях осматриваемого места либо региона. В статье досконально рассматриваются ландшафт местности, доступность и модифицирование скорости ветра с учетом высоты башни ветротурбины. Николаев В. он является основным разработчиком метеорологической и аэрологической базы данных «Флюгер», которая всецело охватывает статистические обобщения данных продолжительного погодного зондирования местности и содержит информацию о годовом и суточном ходе термодинамических и динамических (скорость и направление ветра) характеристик, сведения об их профилях высот и функциях распределения, а также сведения о периоде наблюдений, высоте станций, а также характеристиках рельефа и подстилающей поверхности в местах месторасположения метеостанции по классификации Милевского [12].

Изменения скорости ветра лучше всего можно описать с помощью функции распределения Вейбулла h, которая имеет два параметра – параметр формы k и единичный параметр с. Согласно графику зависимости h от скорости ветра v для трех значений k. Кривая 1 имеет значительный сдвиг влево, где большинство дней в этой области безветренные (v=0). Кривая 3 имеет вид нормального закона распределения в виде параболы, в этом случае несколько дней имеют довольно сильный ветровой поток, а остальные дни характеризуются относительно слабым ветром. Кривая 2 представляет собой характерное распределение ветровых нагрузок, аналогичное большинству населенных пунктов. При таком распределении большинство дней характеризуются скоростью ветра ниже средней, но несколько дней имеют относительно высокие скорости ветра. Значение k определяет форму рассматриваемой кривой и поэтому называется «параметр распределения».

 

 

Рисунок 9.1 – Функция распределения вероятностей Вейбулла при значении масштабного коэффициента с=10 и параметров распределения k=1,2 и 3 (криввые 1-3 соответственно)

Учитывая вышеперечисленные характеристики ветра, автор книги «Ресурсы и эффективность возобновляемых источников энергии» П. Безруких порекомендовал оценить необходимость и эффективность применения энергии последующим образом. Обусловлены значение среднегодовой скорости ветра за десятилетний период времени, ее обычное отклонение и коэффициент вариации. Обусловлены значения фактической повторяемости скоростей ветра за тот же период, соответствующие средним значениям скорости. Для построения аналитической функции распределения скорости ветра на базе подлинных данных повторяемости скорости применялся метод моментов, основанный на равенстве точных ожиданий первоначального и второго исходных моментов скорости, полученных из распределения Вейбулла, с экспериментальными оценками среднего значения скорости и среднего квадрата скорости соответственно.

Аналитическая функция Вейбулла в настоящее время наиболее часто применяется для аппроксимации распределения скоростей ветра в зарубежной практике.

Эти методы разрешают оценить ветровой потенциал, сделать выбор ветрогенераторов, а еще проверить экономическую эффективность применения ветрогенераторов в данной местности, однако эти методы не позволяют изучить и оптимизировать режимы работы (во времени) всех компонентов главного энергетического оборудования ВДЭС.

Имитационная модель ветра нужна не только для выбора разумной установки ветрогенератора, но и для построения действенных алгоритмов управления режимами работы энергоблоков автономной энергосистемы [14].

Главной проблемой моделирования ветровой активности является прогнозирование скорости ветрового потока. Скорость ветра изменяется в определенных местах из-за воздействия препятствий, рельефа местности и сезонных изменений во времени и пространстве.

Эмпирическая спектральная плотность ветра позволяет использовать для его моделирования две самостоятельные компоненты: среднюю скорость ветра и турбулентную составляющую. График спектра скоростей показывает среднюю скорость ветра, которая описывает энергетические характеристики, требуемые для выбора ветротурбины, и турбулентную составляющую, которая описывает механические характеристики.

Наиболее часто используемым способом подбора ветротурбины представляется средняя скорость ветра. Среднегодовая скорость ветра может быть установлена из атласа ветра, такого как «Атлас ветра или карта ветра». Впрочем, выбор ветрогенераторов на основе этих данных дает большую погрешность, потому что скорость ветра изменяется по месяцам, а нагрузка на потребление изменяется по месяцам, следовательно, нужно откорректировать среднегодовую скорость ветра и общее потребление энергии.

Минимальными исходными данными, которые потребуются для выбора ветротурбины, являются общий годовой объем электроэнергии, потребляемой объектом электроснабжения Wпотр, и среднегодовая скорость ветра Vcp на предполагаемом месте установки электростанции.

Особенно значительной энергетической характеристикой ветрового потока представляется повторяемость скоростей ветра, которая показывает, сколько времени в течение указанного периода существуют ветры с определенной скоростью. В качестве градаций скоростей ветра просто применяется интервал 1 м/с. Повторяемость скоростей ветра во многом определяет результативность применения ветряных турбин.

Известно, что выработка энергии зависит от куба скорости ветра. Если предположить, что скорость ветра не меняется, это приводит к немалым ошибкам, следовательно, нужно употреблять иную модель для нахождения характеристик ветра и подбора ветрогенераторов.

Имеется еще один вариант подбора ветротурбины уже с учетом функции распределения Вейбулла, полученной из данных о средней скорости ветра, взятых с метеостанций с интервалом наблюдения от 4 до 6 часов [13].

В соответствии с РД 52. 275-89 для предварительной оценки ветроэнергетического потенциала незачем проводить особые экспедиционные наблюдения в точке, запланированной для размещения ветрогенератора. Для выбора ветрогенератора нужно установить климатические характеристики ветроэнергетических ресурсов в предлагаемом месте установки. Фундаментом начальной информации для их определения являются материалы систематических наблюдений на сети метеостанций, которые возможно заполучить из баз данных метеорологических служб, на серверах которых представлены итоги долголетних наблюдений за скоростью ветра на более чем 1000 метеостанциях.

Используя сведения из архивов метеорологических объектов, нужно сформировать временную подборку ряда скоростей ветра Vf в предполагаемом месторасположении ветрогенератора за длительный период наблюдений [15].

Определив среднюю скорость ветра, вы можете рассчитать примерный радиус ветроколеса, нужный для подбора определенной модели ветротурбины. Следует отметить, что расчет средней скорости ветра и радиуса ветротурбины действительно повторяет первую модель выбора установки, но в этой модели возможно более точно рассчитать характеристики ветра.

Для получения надежных прогнозов энергетической эффективности ветрового потока экспериментальные данные о скорости ветра аппроксимируются стандартной функцией распределения, в качестве которой в основном применяется функция Вейбулла-Гнеденко в ветроэнергетике. Двойной логарифм функции приводит к выражению, представляющему собой прямолинейное уравнение с неизвестными коэффициентами. Для их нахождения было создано множество всевозможных методов, самым бесхитростным из которых является последующая линейная аппроксимация с использованием метода наименьших квадратов.

Получив распределение плотности вероятности повторения скорости ветра, описываемое обычной функцией распределения, просто вычислить возможность повторения ветра в любом спектре скоростей.

Большинство метеостанций регистрируют параметры ветра на стандартной высоте 10 м. Оси ветроколес малых ветрогенераторов, как правило, расположены на высотах от 5 до 50 м. Для определения средней скорости ветра на этих высотах Vh можно использовать приближенную эмпирическую формулу, которая включает в себя значение стандартной скорости ветра V10, измеренной на высоте десяти метров.

Для открытой равнинной местности a = 0,14, когда характер местности отличается, то значение коэффициента может быть предопределено путем построения эмпирической зависимости.

Модель изменения скорости ветра, изображенная с применением функции распределения Вейбулла, дозволяет выбрать ветротурбину, качественно оценить энергетические характеристики, но не позволяет построить метод работы системы. Нам нужна модель с почасовой подборкой и учетом случайной величины.

Автономная система электроснабжения включает в себя не только ветряные турбины, но и такие компоненты, как аккумуляторные батареи (AБ) и дизельные электрические станции (ДЭС), следовательно, появляется потребность согласования режимов работы всех компонентов системы. Для этого необходима прогнозная модель ветра на каждый час, которая может быть представлена в виде метеорологических наблюдений [16].

Таким образом, имитационная модель с ежечасной выборкой дает более четкие сведения о характеристиках ветра, что позволяет выстроить алгоритм согласования режимов работы частей ветроэлектростанции.

Исследование моделей расчета ветрового потенциала показал, что первый метод может быть использован для предварительного подбора ветрогенераторов и для грубой оценки производительности его применения.

Модель расчета скорости ветра, путем аппроксимации функцией Вейбулла, дозволяет заполучить довольно достоверный прогноз выработки электроэнергии ветрогенераторами, а также дает возможность подробно оценить технико-экономическую эффективность ее применения.

Однако, как подмечалось выше, для гарантированного электроснабжения потребителей более применимы автономные ВДЭ, которые кроме ветротурбин и ДЭС включают в себя такой компонент, как АБ, а вопрос согласования режимов работы всех частей системы довольно сложен, следовательно, для его решения уместно пользоваться универсальной имитационной моделью [17].

 

Заключение

 

В данной работе было проведено исследование динамической устойчивости крупных ветропарков, которые работают в энергосистеме, дана оценка влияния внедрения крупных ветропарков на динамическую устойчивость синхронных генераторов всей энергосистемы.

В первой главе были представлены особенности выработки электроэнергии при использовании ветряных турбин и рассмотрено влияние ветровой энергии на функционирование энергосистемы.

Во второй главе были представлены конструкции ветряных турбин, системы управления и модели генераторов, установленных на ветряных турбинах. Большое внимание было направлено на ветряные турбины, оснащенные асинхронными генераторами двойного питания.

В третьей главе был рассмотрен обзор стандартов качества энергии, вырабатываемой ветряными турбинами, принятыми в большинстве европейских стран.

В четвертой главе были рассмотрены основные проблемы интеграции энергии ветра в энергетическую систему, такие как, например, согласование потребляемой и вырабатываемой энергии, обеспечение баланса реактивной и активной мощности.

В пятой главе был представлен обзор проблемы статической и динамической устойчивости энергосистем.

В шестой главе были рассмотрены причины нарушений устойчивости энергосистемы, и в качестве инструмента исследования было выбрано моделирование в программном обеспечении PSS/E и EnergyPRO.

В седьмой главе были представлены различные модели энергетических систем и исследована их динамическая устойчивость до и после введения различных объемов энергии ветра.

В восьмой главе объектом исследования была тепловая электростанция. В ходе модернизации было предложено исследовать возможность замены синхронного генератора на ветроэлектростанцию, а затем оценить влияние этого решения на динамическую устойчивость.

В девятой главе были представлены энергетические характеристики ветра.

Как было описано ранее, динамическая устойчивость – это способность системы поддерживать синхронность после сильных возмущений. Устойчивость зависит от начального состояния системы и силы возмущения. Помехи, которые учитываются при анализе устойчивости, являются однофазными или трехфазными короткими замыканиями. Чаще всего они возникают на линиях электропередачи.

Можно сделать вывод, что динамическая устойчивость таких систем зависит от конфигурации энергосистемы, начального состояния, степени возмущения и количества энергии ветра в системе.

Список использованных источников

 

1. Лукутин Б.В., Суржикова О.А., Шандарова Е.Б. Возобновляемая энергетика в децентрализованном электроснабжении. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 230 с.
2. Hannele Holttinen. Peter Meibom. Antje Orths. Design and operation of power systems with large amounts of wind power. IEA Wind Task 25. Final report, Phase one 2006 – 08. – 200p.
3. Thomas Ackerman. Wind power in power systems. Royal Institute of Technology.–Stockholm–2005. – 691 p.
4. Mohammad Seyedi. Evaluation of the DFIG Wind Turbine Built – in Model in PSS/E. Chalmers University of Technology,–Goteborg, Sweden – 2009. – 44 p.
5. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.– М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.
6. Хрущев Ю.В., Заподовников К.И., Юшков А.Ю. Электромеханические переходные процессы в электроэнергетических системах: учебное пособие. Томский политехнический университет. – Томск: Изд–во Томского политехнического университета, 2012. – 160 с.
7. European Wind Energy Association. Large scale integration of wind energy in the European power supply: analysis, issues and recommendations. – Brussel, 2015. – 234 p.
8. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. – М.:Изд – во НЦ ЭНАС, 2005 – 320 с. ил.
9. Оценка воздействия на окружающую среду, стадия «Раздел охраны окружающей среды» к рабочему проекту «Реконструкция парового котла БКЗ – 420 – 140 ст.№3 ТЭЦ – 3.»
10. Попова С.Н. Экономика и организация энергетического производства. Методические указания для выполнения курсовой работы для студентов – Томск: Изд–во Томского политехнического университета, 2011. – 24 с.133
11. Жежеленко И.В. И др. Методы вероятностного моделирования в расчетах характеристик электрических нагрузок потребителей / И.В. Жежеленко, Ю.Л. Саенко, В.П. Степанов. — М.: Энергоатомиздат, 1990. – 126 с.
12. 3атопляев Б.С., Редько И.Я. Место малой энергетики в энергетическом балансе России // Малая энергетика, 2004. – №1. С.4-11
13. 3ачена Ю.В. Автономные системы электроснабжения на базе асинхронных генераторов, основные требования и структура// материалы сайта www,buv.gov.ua/portal/natural/Ees/2010 2/32.npdf
14. Безруких П.П. Использование энергии ветра. Техника, экономика, экология. — М.: Колос, 2008. – 196 с.
15. Будзко И.А. и др. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов. — М.: Колос, 2000 – 536с.
16. Возобновляемые источники энергии: учебник / С.Н. Удалов — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009. – 432с.

17. Возобновляемая энергия в России. От возможности к реальности. //О ОЭСР/МЭА, 2004, – 120 с.

---

1 2 3