автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Интеграция ветровой генерации в работу энергосистемы

На правах рукописи

МИЛОВАНОВА КСЕНИЯ АЛЕКСЕЕВНА

ИНТЕГРАЦИЯ ВЕТРОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ В РАБОТУ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Специальность 05.14.02 - Электрические станции и электроэнергетические системы

Специальность 05.14.08 - Энергоустановки на основе возобновляемых видов

энергии

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

4849396

Москва-2011

9 ИЮН 2011

4849396

Работа выполнена на кафедре «Электроэнергетические системы» МОСКОВСКОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА (технического университета)

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Строев Владимир Андреевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Шакарян Юрий Гевондович

доктор технических наук, профессор Виссарионов Владимир Иванович

Ведущая организация ЗАО «Глобализация и устойчивость развития.

Институт энергетической стратегии», г. Москва

Защита состоится «24» июня 2011 г., в 15 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при Московском энергетическом институте (техническом университете), по адресу: 111250 Москва, ул. Красноказарменная, д. 17, 2-й этаж, корпус «Г», аудитория Г-200.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просим посылать по адресу: 111250 Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, ученый совет «МЭИ (ТУ)».

Автореферат разослан <л/Зу> 2011 г Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.03 к.т.н., доцент

WJCJ^ Бердник Е.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. Ветровая энергетика является одним из наиболее динамично развивающихся видов энергетики на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). В 2008 г. общая установленная мощность электростанций на основе ВИЭ достигла 280 ГВт (без учета большой гидроэнергетики), или примерно 5% от мощности всех электростанций мира. По данным 2009 г. Всемирной ветроэнергетической ассоциации (GWEC), установленная мощность ветровых электростанций (ВЭС) в мире составила 158,5 ГВт, а средний ежегодный темп роста мировой ветроэнергетической отрасли - около 30%.

Установленная мощность ВЭС в России составляет лишь 13,4 МВт или ~0,01% от энергетического баланса, хотя технический ветроэнергетический потенциал, оцененный с учетом энергетических показателей современных ВЭУ, уникален и почти в 13 раз превышает годовую выработку всех электростанций

ОФ1ЛЛТТ1 т ТТпг ттг» ттт iioiitJTiarA r\onniit4in лДллпг т РТЛО гтл птитлпт лтп D/f> ггпттмлпл «члч

Ч/ pt-yis.1 ,4,4.1 tiJH У11Ш^1 V/ JJii 1 II/I V^ WjJUl 1_/Х J.4^ 11^/U.UXl 1 ^J L1JV 1 JJU X Sf UjJllJWJiy

постановлений, в рамках которых к 2020 г. доля ВИЭ в энергобалансе РФ (исключая гидроэнергетику) должна составить 4,5 %, при этом суммарная установленная мощность ВЭС - 7 ГВт.

Увеличение доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии может создать целый ряд общесистемных проблем. Эти проблемы связаны с влиянием колебаний графиков генерации ВЭС на режимы работы энергосистем (ЭЭС), особенно при низких уровнях нагрузки, а также нехватке технических средств для максимально точного метеопрогнозирования, что позволило бы системным операторам (СО) оптимизировать влияние погодных условий на графики генерации и нагрузки.

Таким образом, предупреждая негативное влияние ветровой энергетики на технические и экономические аспекты работы ЭЭС и для обеспечения надежного и безопасного энергоснабжения, весьма перспективной и актуальной является рассмотренная в данной диссертации задача поиска решений интеграции ветровой генерации в работу ЭЭС.

Цель работы. Систематизация и анализ существующих технических и рыночных решений интеграции ветровой генерации в работу ЭЭС в странах с высокой долей ВЭС в общем энергобалансе с целью обеспечения надежного и безопасного энергоснабжения. На основе полученных результатов, сформулировать основные требования, которые необходимо учитывать при подключении ВЭУ/ВЭС к ЭЭС в странах с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

В соответствии с поставленной целью были сформулированы следующие задачи исследования:

1. Проанализировать современное состояние и перспективы развития ветроэнергетики в мире и в России.

2. Обосновать предпосылки и направления развития ветроэнергетики в России.

3. Проанализировать влияние условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики.

4. Проанализировать основные характеристики ветровой генерации, в том

числе оценить преимущества и недостатки электрических схем современных системных ВЭУ.

5. Выполнить анализ общесистемных проблем, связанных с подключением ВЭУ к сети ЭЭС.

6. Проанализировать основные требования к техническому подключению ВЭУ к сети в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС и возможности современных ВЭУ в предоставлении системных услуг.

7. Сформулировать основные факторы, которые следует учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

8. Сформулировать основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС.

9. Выбрать средства защиты в схеме системы генерирования электроэнергии (СГЭЭ) на базе асинхронизированного синхронного генератора (АСГ) для обеспечения устойчивой работы ВЭУ при возникновении возмущений в сети.

10. Провести моделирование аварийных режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ.

Научная новизна диссертационной работы:

1. Проведена систематизация и анализ мировых ветроэнергетических технологий, результаты которых должны использоваться для разработки эффективных схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

2. Проведен анализ технических и рыночных решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС, позволяющий осуществить их быстрое и эффективное заимствование в странах с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

3. Сформулированы требования, позволяющие оптимизировать процесс подключения ВЭУ в активно функционирующую ЭЭС с учетом требований рынка электроэнергии.

4. Выбраны средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ, позволяющие обеспечить устойчивую работу ВЭУ при возникновении возмущений в сети.

Практическая значимость диссертационной работы. Результаты выполненного научного исследования предназначены для практического использования: (1) СО-ми при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС и требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети; (2) генерирующими компаниями, планирующими использовать ВЭС для обновления/ прироста своих электрогенерирующих мощностей.

Апробация работы. Основные положения работы неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах компании Gamesa (Испания) в 2009-2010 гг., на 17-й ежегодной международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» 24-25

февраля 2011 г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано четыре печатных работы.

Структура н объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы (169 наименований), 14 приложений. Основное содержание работы изложено на 128 страницах, содержит 46 рисунков, 4 таблицы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи диссертационной работы, приведена структура работы.

В первой главе проведен анализ современного состояния и перспектив развития ветроэнергетики в мире и в России, на основе которого выделено следующее:

По данным GWEC, с 1992 г. установленная мощность ВЭС в мире увеличилась почти в 80 раз с 2,5 ГВт до 199,5 ГВт в 2010 г. Общая выработка электроэнергии ВЭС в 2010 г. составила 409,91 ТВтч или 1,92% от общей выработки электроэнергии всех электростанций мира, а средний ежегодный темп роста мировой ветроэнергетической отрасли - около 30% (по данным консалтинговой компании ВТМ). По прогнозам GWEC и ВТМ, к 2014 г. общая установленная мощность ВЭС в мире может варьироваться от 409 ГВт до 447 ГВт. Ежегодный темп прироста новых мощностей ВЭС составит от 10,3% (GWEC) до 13,5% (ВТМ). Рост рынка ветроэнергетики обусловлен рядом факторов, в том числе возрастающими потребностями в энергии, остротой проблемы охраны окружающей среды и техническим прогрессом в областях ветровой энергетики и электроэнергетической отрасли.

По данным 2010 г. средняя удельная стоимость установленной мощности ВЭУ составила 1 545 евро/кВт (для ВЭС мощностью свыше 10 МВт), а себестоимость электроэнергии производимой на системных ВЭУ - 76 евро/МВтч (при среднегодовой скорости ветра 7,5 м/с). Эти цифры для АЭС составили - 3 350 евро/кВт и 79 евро/МВтч соответственно. На ВЭУ приходится 2/3 стоимости установленной мощности, или в среднем 1 000 евро/кВт. Снижение себестоимости электроэнергии производимой на системных ВЭУ за 30 лет развития ветроэнергетики составило около 20%, с прогнозом дальнейшего снижения до 43 - 50 евро/МВтч к 2015 г.

Анализ основных форм поддержки генерирующих объектов на базе ВИЭ, используемых в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС, показал, что система фиксированных цен на электроэнергию ВЭС позволила добиться наибольшего прироста ветроэнергетических мощностей (Германия, Испания, Дания) по сравнению с системой квот/ «зеленых сертификатов» и другими механизмами поддержки.

Проведенный анализ современного состояния ветроэнергетики в России показал что, несмотря на то, что инвесторы готовы сделать миллиардные вложения для строительства ВЭС общей мощностью 6 ГВт в краткосрочной перспективе, развитие ВИЭ в России сдерживается рядом факторов: - недостаточная законодательная база в области поддержки освоения ВИЭ;

- недостаток информации о технологиях и возможностях их использования, необходимой для разработки эффективных схем функционирования ВЭС, подключенных к сети, в том числе в комбинации с другими генерирующими источниками электроэнергии и в сочетании с аккумуляторами энергии;

- недостаточное развитие сетевой инфраструктуры под новое расположение ВЭС;

- отсутствие развитой научно-методической базы обоснованного выбора площадок для строительства ВЭС, в т.ч. надежной базы исходных данных для оценки ресурсов ветровой энергий по регионам;

- отсутствие обоснованной и гибкой, дифференцированной системы тарифов, способствующей развитию малой энергетики, базирующейся, в частности, на ВИЭ.

Автором выделены основные предпосылки развития и крупномасштабного внедрен"ч ветроэнергетики в ЕЭС РФ*.

- наличие богатейшего ветроэнергетического потенциала, который превышает в ~13 раз годовую выработку всех электростанций страны, составляющую -900 ТВтч/год;

- необходимость в дешевой и доступной электроэнергии для населенных пунктов, удаленных от электрических сетей (70% территории России, или 20 млн. человек в 1400 мелких населенных пунктах);

- необходимость ввода новых генерирующих мощностей (от 171 до 225 ГВт в зависимости от прогноза спроса на электрическую энергию и мощность) и обновления устаревших энергетических мощностей страны (67,7 ГВт) до 2030 г.;

- экономическая конкурентоспособность современных ВЭУ;

- использование ветроэнергетики для удовлетворения энергетических нужд регионов РФ позволит увеличить экспорт энергоносителей - один из значимых факторов развития экономики. Ежегодная экономия топлива при использовании ВИЭ только для обновления электрогенерирующих мощностей России в объеме 3,5% ее суммарных мощностей (210 ГВт) может составлять свыше 25 млн. т. у. т. с ежегодным экономическим эффектом до 80 млрд. руб.;

- необходимость выполнения международных обязательств, взятых РФ в рамках основных положений Киотского протокола и конвенции ООН по охране окружающей среды и решения проблемы изменения климата, а также установленных государством энергосберегающих, природоохранных и экологических нормативов.

Выделены основные направления развития ветроэнергетики в РФ: (1) системная ветроэнергетика — работа групп ВЭУ в составе ЭЭС; (2) централизованная ветроэнергетика - теплоснабжение потребителей применительно для небольших городов и поселков; (3) автономная ветроэнергетика — изолированная работа ВЭУ для энергообеспечения децентрализованных потребителей.

Анализ программы развития ветроэнергетики РАО «ЕЭС России» показал, что сооружение системных ВЭС могло бы быть особенно выгодно в 18 городах и регионах РФ.

Технически и экономически целесообразным и реальным для России является доведение к 2015 - 2018 гг. доли выработки электроэнергии ВЭС до 710% (при 20-30 ГВт установленной мощности) в суммарном энергобалансе страны, с постепенным ее наращиванием по 2-3 ГВт/ год.

Во второй главе проведен анализ характеристик ветровой генерации, возможностей ее прогнозирования, в том числе основных схем СГЭЭ, нашедших применение в современных системных ВЭУ, а также главных схем электрических соединений системных ВЭС. Выделены факторы, которые следует учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

Проведенный анализ основных характеристик ветровой генерации показал:

- секундные колебания скорости ветра из-за естественной инерционности ВЭУ не могут вызвать значительных колебаний графика генерации ВЭУ (стандартное отклонение: 0,1 - 0,5% от номинальной мощности ВЭС);

- минутные колебания графика генерации ВЭУ происходят только при наличии одной ВЭУ, когда ветер отличается значительной порывистостью (стандартное отклонение: 0,6% - 2,1% от номинальной мощности ВЭС в зависимости от числа ВЭУ в составе ВЭС);

- колебания графика генерации ВЭС при изменениях скорости ветра часовой длительности могут варьироваться от 5% до 35% от установленной мощности ВЭС в зависимости от рассматриваемого региона и сосредоточенности ВЭС; при этом они могут быть скомпенсированы в многоагрегатной системе, а также за счет расширения площади, занимаемой ВЭУ;

- наибольшие колебания графика генерации ВЭУ происходят в тех случаях, когда их нагрузка составляет 25-75%;

- погрешность оценки ветровой генерации (стандартное отклонение от значения номинальной мощности) снижается при комбинации нескольких методов прогнозирования, например, численных методов метеопрогнозирования (на 48 часов вперед) и замеров в реальном времени с помощью SCADA (на несколько часов вперед) (по опыту Испании (SIPREOLICO), о. Крит, Ирландии (AWPPS));

- современные методы прогнозирования позволяют добиться следующей погрешности оценки (среднеквадратическая погрешность (% от номинальной мощности ВЭС)):

о 10-20% при прогнозирования на сутки вперед для одной ВЭС; о 10% при прогнозирования на сутки вперед для группы ВЭС; о 5% при прогнозирования на 1-4 часа вперед для группы ВЭС.

Проведенный сравнительный анализ схем СГЭЭ современных ВЭУ позволяет выделить следующие факторы, которые следует учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с

зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию:

СГЭЭ на базе АСГ - преобразователя частоты (ПЧ) и синхронного генератора (СГ) - ПЧ будут играть доминирующую роль в системной ветроэнергетике в ближайшие 10-15 лет.

Основные преимущества СГЭЭ на базе асинхронного генератора (АГ) и с прямым подключением к сети:

- относительная простота и надежность;

- дешевизна по сравнению с другими нашедшими распространение в ветроэнергетике схемами СГЭЭ;

- постоянство частоты вращения ВЭУ обеспечивается сетью, что позволяет использовать как нерегулируемое ветроколесо (ВК) (со специальным профилем лопасти), так и регулируемое ВК (с системой регулирования угла установки лопастей ВК);

- прямой пуск (разгон) от сети или с помощью частотно-регулируемых и то-коограничивающих устройств.

Основными недостатками этой СГЭЭ являются:

- потребление реактивной мощности из сети;

- работа генератора в узком диапазоне скольжения (~1%) и только со сверхсинхронной частотой вращения;

- изменения ветрового режима вызывают колебания электромеханического момента, что приводит к механическим и усталостным нагрузкам лопастей ВК, редуктора и генератора;

- изменения ветрового режима могут вызвать колебания напряжения сети, а регулирование активной мощности с помощью системы регулирования угла установки лопастей ВК ВЭУ - появление высших гармоник в напряжении сети;

- несмотря на дискретность регулирования частоты вращения при применении в схеме СГЭЭ двухскоростного АГ, данная схема не позволяет достигнуть полного использования энергии ветра;

- схема СГЭЭ включает в себя редуктор с высоким значением передаточного отношения, что ухудшает массогабаритные показатели гондолы ВЭУ и приводит к увеличению расходов на техническое обслуживание.

Основными преимуществами СГЭЭ с переменной частотой вращения (на

базе АСГ-ПЧ, СГ/АГ-ПЧ) являются:

- выбор регулируемых по частоте вращения ВЭУ позволяет добиться повышения отдачи мощности при работе с изменяющейся скоростью ветра до 20%;

- поглощение толчков вращающего момента при порывах ветра, что повышает срок службы узлов ВЭУ, снижает величину накопления усталостных изменений;

- пуск ВЭУ из остановленного состояния полностью электрическим путем за счет перевода генератора в двигательный режим (частотный либо прямой пуск для АГ); позволяет расширить рабочий диапазон скоростей ветра в об-

ласти малых значений и тем самым повысить эффективность использования ВЭУ;

развязка ВЭУ с сетью; позволяет сглаживать возмущения со стороны ВК, обусловленные переменным характером ветра, и обеспечить устойчивую параллельную работу ВЭУ как с сетью, так и между несколькими ВЭУ, а также существует возможность ограничивать мощность ВЭУ электрическим путем, защищая ВК и генератор; рекуперативное торможение ВЭУ. Основные преимущества СГЭЭ на базе АСГ-ПЧ:

обладает универсальностью, минимальной стоимостью оборудования и высоким кпд, так как здесь преобразованию подвергается только часть мощности АСГ (обычно около 25-30%); широкий диапазон скольжения АСГ: до ±30%;

ncEumsiuiCv быстродействие регулирования напряжения (рсактквкок мощности);

поддержание высокого качества вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

Основными недостатками этой СГЭЭ являются: необходимость использования редуктора с высоким значением передаточного отношения, поскольку скорость вращения АСГ гораздо выше (750 - 1500 об/мин) скорости вращения ВК (10-25 об/мин) (см. «Недостатки схемы СГЭЭ на базе АГ и с прямым подключением к сети»);

присутствие подвижных электрических контактов (контактных колец) существенно усложняет конструкцию и снижает надежность машины; тяжелые динамические возмущения в сети могут привести к нарушению устойчивой работы ВЭУ, таким образом, требуется использование систем защиты в схеме СГЭЭ.

Преимущества СГЭЭ на базе СГ-ПЧна полную мощность СГ: применения СГ в комплексе с ПЧ обеспечивает независимость частоты вращения ротора СГ (ВК) от частоты и величины напряжения на выходе системы и решает проблему качаний СГ и его выпадения из синхронизма при колебаниях момента на валу ВК при порывах ветра и возмущениях в сети; применение безредукторной схемы повышает надежность СГЭЭ и, следовательно, позволяет сократить расходы на техническое обслуживание; повышенное быстродействие регулирования напряжения (реактивной мощности);

более высокая эффективность ВЭУ с СГЭЭ на базе СГ с постоянными магнитами (СГПМ) при частичных нагрузках ВЭУ (повышение выработки электроэнергии на -8% по сравнению с СГЭЭ на базе АСГ); благодаря отсутствию потерь на возбуждение и в токосъеме, СГЭЭ на базе СГПМ имеет высокий кпд и надежность.

Основными недостатками этой СГЭЭ являются: использование тихоходных многополюсных генераторов в безредукторных схемах СГЭЭ значительно ухудшает массогабаритные показатели гондолы ВЭУ;

- 100% преобразование мощности СГ удорожает схему, а также является результатом высоких электрических потерь;

- присутствие подвижных электрических контактов (контактных колец) в СГЭЭ на базе СГ с электромагнитным возбуждением существенно усложняет конструкцию и снижает надежность машины;

- ограниченное предложение на рынке тихоходных многополюсных генераторов;

- высокая стоимость СГЭЭ на базе СГПМ, особенно при использовании в их конструкции высокоэффективных и надежных постоянных магнитов (не-одим-ферробор);

- размагничивание постоянных магнитов СГПМ при высокой температуре, что требует использования более сложных систем охлаждения для поддержания теплового режима СГПМ на уровне не выше 80°С.

Структура, характеристики и комплектующие схсмы электрических соединений ВЭС определяются единичной мощностью ВЭУ, их количеством, расстановкой на местности, типом применяемой в ВЭУ СГЭЭ. В зависимости от этих параметров соединительная сеть ВЭС может быть выполнена по магистральному, радиальному или смешанному принципу. Взаимное расположение ВЭУ и расстояние между ними обусловлены в основном двумя факторами: единичной мощностью ВЭУ и формой розы ветров на рассматриваемой площадке.

В третьей главе проанализированы основные общесистемные проблемы, связанные с увеличением доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии. Выделены основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС.

Автором выделены следующие общесистемные проблемы, связанные с увеличением доли ВЭС в ЭЭС:

- стохастически определенная генерация требует более точных прогнозов ветра и новых методов планирования режимов ЭЭС;

- переменный график генерации ВЭС может потребовать для соответствия графику электропотребления применения дополнительной резервной мощности и накопителей электроэнергии;

- удаленность ВЭС от центров потребления, а, следовательно, необходимость передачи электроэнергии на большие расстояния, может привести к увеличению потерь в распределительных сетях и линиях электропередачи, изменению их режимов, создавая при этом участки сети с ограниченной пропускной способностью;

- включение ВЭУ на параллельную работу с ЭЭС может вызвать ухудшение качества напряжения питающей сети. При этом уровень и вид возникающих сетевых помех зависит не только от мощности ВЭС, но и от типа схемы СГЭЭ ВЭУ и схемы присоединения ВЭС к ЭЭС.

Автором выделены следующие основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС:

- современные технологии управления режимами ЭЭС и присутствующие в ЭЭС резервные мощности позволяют интегрировать ВЭС мощностью до 510% установленной мощности электростанций ЭЭС без дополнительных капитальных затрат. Свыше этого уровня потребуются изменения в оборудовании энергетических систем и в методах их диспетчеризации;

- объем дополнительной резервной генерирующей мощности в связи с увеличением доли ВЭС в ЭЭС в основном определяется почасовыми колебаниями графика генерации ВЭС (см. Главу 2), поскольку большая часть секундных/ минутных колебаний графиков генерации ВЭС взаимокомпенсируется в многоагрегатной ВЭС;

- при доле ВЭС в общем энергобалансе 10% объем дополнительной резервной генерирующей мощности варьируется от 1 до 8% от общей установленной мощности ВЭС. Связанные с этим расходы находятся в пределах

П-4 PRnn/МВтЧ И rtnrifnpiартрит типом ГР11 г'ПМП VUM МI *V ГПL-ГГЛи Л/ТТО^ТПЛГГГЛПГТ?V

-_1--------------Г ""----------—-----* " "fj ----J «Vl^.u^u.

на рынке балансирования/ используемых в качестве резервной мощности в ЭЭС;

- объем дополнительной резервной генерирующей мощности может быть снижен при продаже электроэнергии, производимой ВЭС, на краткосрочных рынках. В таком случае, генерирующие компании, эксплуатирующие ВЭС, заинтересованы в составлении более точных графиков генерации ВЭС для минимизации штрафных санкций за отклонения от запланированного графика генерации ВЭС;

- показатель «гарантированной мощности» ВЭС - непосредственное уменьшение общей тепловой мощности вследствие использования ВЭС - варьируется от 5% до 40% и зависит от доли ВЭС в ЭЭС, коэффициента использования установленной мощности ВЭУ и согласованности графика поступления ветровой энергии с графиком нагрузки. Его повышение может быть обеспечено за счет передачи избыточной мощности в прилегающие ЭЭС и использования ВЭС в комбинации с другими ВИЭ/накопителями электроэнергии;

- сравнительная оценка стоимости установленной мощности устройств для управляемой компенсации реактивной мощности показал, что использование ВЭУ в качестве источников реактивной мощности является экономически обоснованным для ЭЭС с высоким уровнем электрических потерь и недостаточной пропускной способностью системообразующих и межсистемных связей;

- для сохранения устойчивости ЭЭС при присоединении к ней большого числа ВЭУ необходимы:

■ разработка четких требований к техническому подключению ВЭС к ЭЭС, к ним относятся: (1) бесперебойная работа ВЭУ при возникновении провалов напряжения; (2) регулирование напряжения/ реактивной мощности ВЭС; (3) регулирование активной мощности ВЭС; (4) наличие АСДУ ВЭС, позволяющая осуществлять централизованное управление технологическими процессами ВЭС, а также противоаварийное управление; (5)

моделирование штатных и аварийных режимов работы ВЭС с учетом СГЭЭ ВЭУ и характеристик питающей сети; ■ обеспечение ВЭС системных услуг:

Первичное регулирование напряжения. В зависимости от предъявляемых СО-ми требований, современные ВЭУ позволяют осуществлять регулирование напряжения/реактивной мощности/ коэффициента мощности. Вторичное регулирование напряжения за счет участия крупных ВЭС в централизованном координированном регулировании напряжения, обеспечиваемого с помощью АСДУ ЭЭС. Возможно при том условии, если ВЭС являются частью АСДУ ЭЭС (по опыту Испании). Послеаварийное восстановление ЭЭС. Участие ВЭС в послеаварийном восстановлении ЭЭС является технически возможным, однако определяется СГЭЭ ВЭУ и выбором систем защиты в схемах СГЭЭ, таким образом, зачастую должно осуществляться в комбинации с накопительными устройствами и/или с другими генерирующими источниками. Первичное регулирование частоты. Практика показывает, что участие ВЭС в первичном регулировании частоты является экономически оправданным лишь при повышении частоты ЭЭС. Возможности ВЭС в предоставлении этой системной услуги определяются алгоритмом системы управления ВЭУ, наличием в ВЭУ системы регулирования угла установки лопастей ВК, СГЭЭ ВЭУ, а также нагрузкой ВЭУ. Оценка выполнения ВЭУ основных требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети ЭЭС на основе опыта эксплуатации ВЭС в Испании показывает:

- СГЭЭ на базе СГ-ПЧ позволяет добиться регулирования и компенсации реактивной мощности в питающей сети в соответствии с самыми жесткими требованиями к техническому подключению ВЭС к сети, при этом увеличение диапазона регулирования реактивной мощности возможно за счет увеличения номинальной мощности ПЧ;

- СГЭЭ на базе АСГ-ПЧ обладает широкими возможностями в регулировании напряжения/реактивной мощности, однако тяжелые динамические возмущения в сети могут привести к нарушению устойчивой работы ВЭУ и ее отключению от сети противоаварийной автоматикой ВЭУ. Для обеспечения бесперебойного режима работы ВЭУ требуется использование систем защиты в схеме СГЭЭ. Выполнение требований к выдаче реактивной мощности в период протекания возмущения и после его устранения зависит от выбранной схемы векторных регуляторов ПЧ, входящих в схему СГЭЭ, и номинальной мощности ПЧ;

- изменение ветрового режима при использовании ВЭУ с СГЭЭ с постоянной частотой вращения на базе АГ и с прямым подключением к сети может вызвать колебания напряжения сети. Устранить помехи от колебания напряжения сети можно, принимая следующие меры: (1) определение минимального времени, в течение которого осуществляется два последовательных включения в сеть; (2) включение ВЭУ через реакторы или тиристоры; (3) увеличение (в технически допустимых пределах) момента инерции ротора ВЭУ; (4)

выбор такого места подключения ВЭУ, где полное сопротивление сети является наименьшим. Компенсация и регулирование реактивной мощности этой СГЭЭ может быть реализовано только за счет дополнительно подключенных статических компенсирующих устройств, устанавливаемых на каждом генераторе ВЭУ и/или на питающем фидере сети, таких как СТАТКОМ и СТК; - использование системы регулирования установки угла лопастей ВК ВЭУ является эффективным методом регулирования выдаваемой ВЭУ активной мощности, при этом ВЭУ с СГЭЭ с переменной частотой вращения имеют возможность регулирования мощности и с помощью СГЭЭ.

В четвертой главе проведено исследование режимов работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ, основными задачами которого являются:

1) выбор средств защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ для обеспечения устойчивой работы ВЭУ в штатных и аварийных режимах;

2) моделирование режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ и проведение сравнительной оценки результатов. Искомая величина: продолжительность асинхронного режима АСГ tAr.

На основе проведенного сравнительного анализа существующих математических моделей ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ, для моделирования режимов работы ВЭУ была выбрана оптимальная математическая модель, которая позволяет добиться достоверных результатов, близких к результатам технических испытаний ВЭУ, работающих в составе ЭЭС Испании.

На Рис. 1 представлена: (а) структурная схема исследуемой системы; (Ь) функциональная схема модели ВЭУ.

Для исследования выбран трехфазный АСГ по схеме самовозбуждения. ПЧ является силовым звеном цепи возбуждения АСГ. Рассматриваются режимы работы АСГ с сверхсинхронной частотой вращения (скольжение s <0). Система дифференциальных уравнений модели АСГ в записи в относительных единицах в системе вращающихся координат имеют вид: d\j/

И, =Lr,+ja>eV, +-rrL

- dt (1)

dy/

dt (2)

s=u'sL +и'Лг

(3)

где S - комплексная мощность, cor - частота вращения ротора генератора, сое -синхронная частота вращения.

(а) (Ь)

Рис. 1. (а) Структурная схема исследуемой системы; (Ь) функциональная схема модели ВЭУ.

Агрегат передачи мощности (АПМ): при исследовании аварийных режимов работы ВЭУ АПМ принимаем в виде двух нежестко сопряженных инерционных масс (ветровой турбины и генератора). Уравнения переходного процесса в этой системе имеют вид:

(4)

(5)

(6) (7)

2Н, ^ = Г,-Ks(0r -e,)-DK(fi>,-а,)

at

2Hglt^<+ Ks {9' ~9') + D™ ' " } de, dt de, dt

где H, и Hg— постоянные инерции ВЭУ и генератора соответственно, Ks- коэффициент упругости вала, со,- частота вращения вала ВК ВЭУ, в, ив, - угол выбега ротора генератора и вала ВК ВЭУ соответственно.

Модель первичного источника энергии. Основной задачей моделирования является исследование аварийных режимов работы ВЭУ при возникновении возмущения в сети, поэтому скорость ветра в течение рассматриваемого в моделировании периода времени принимаем постоянной.

Система управления ВЭУ. Для стабилизации параметров выходного напряжения ВЭУ выбран способ комбинированного управления с помощью системы регулирования установки угла лопастей ВК и электрического управления работой АСГ.

Система векторного управления возбуждением АСГ и преобразователем со стороны сети. На основе анализа систем векторного управления возбуждением АСГ и преобразователем со стороны сети ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ, рабо-

тающих в составе ЭЭС Испании, были выбраны оптимальные, по мнению автора, схемы векторных регуляторов для этого типа исследования.

Схема векторного регулятора преобразователя, включенного в цепь возбуждения АСГ (Рис.2а), позволяет стабилизировать параметры выходного напряжения генератора и обеспечить устойчивую работу ВЭУ в широком диапазоне изменения рабочих частот вращения ВК ВЭУ, мощности потребляемой энергии и внутренних переменных самого АСГ. Оси d, q - координатные оси, вращающиеся с частотой сети сое, при этом ось d совпадает по направлению с изображающим вектором потокосцепления статора АСГ ij/j. Выдаваемые через статор АСГ в сеть активная Ps и реактивная Q, мощности, электромагнитный момент Те имеют вид:

P.'^Jr (8)

(9)

2 Ls. cos

где и„ - величина фазного напряжения статора, idr,i4r -dug составляющие тока ротора АСГ, Ls> L„ - индуктивное сопротивление рассеивания статора АСГ и намагничивания соответственно, со, - угловая скорость потокосцепления статора АСГ, р - число пар полюсов генератора.

{ - Гаичгг л UiTOWfU-*

(а) (Ь)

Рис. 2. (а) Схема векторного регулятора преобразователя, включенного в цепь возбуждения АСГ, (Ь) схема векторного регулятора преобразователя со стороны сети.

Из (8) - (10) следует, что независимое управление проекциями irq и ird позволяет осуществлять независимое регулирование Ps (Те) и Qs (us) АСГ. Управление irq и ird обеспечивается за счет регулирования проекций urq и urd соответственно. В нормальном режиме работы ВЭУ = 0, cos^ = 1. В аварийном режиме работы ВЭУ, в случае, если значение тока в цепи возбуждения находится в допустимых пределах, преобразователь переходит в режим работы с выдачей реактивной мощности.

Схема векторного регулятора преобразователя со стороны сети представлена на Рис.2Ь. Его основными задачами являются поддержание на постоянном уровне напряжения звена постоянного тока щс и регулирование реактивной Qg мощности, выдаваемой в сеть этим преобразователем. В данном случае, направление действительной оси системы координат совпадает с направлением вектора напряжения статора (или напряжения сети), позволяя, таким образом, осуществлять независимое регулирование ицс и Qg. Уравнения udc и Qs имеют вид:

где isd im - проекции вектора тока между преобразователем со стороны сети и

звена постоянного тока, Рт - индекс модуляции преобразователя, и% - величина фазного напряжения сети.

Из (11) и (12) видно, что независимое управление проекциями igj и im обеспечивает независимое регулирование щс и Qg- Управление igd и igq обеспечивается за счет регулирования проекций ugcd и ugcq соответственно.

Выбор системы защиты в схеме СГЭЭ. В качестве системы защиты от перегрузок по току в цепи возбуждения и по напряжению в звене постоянного тока выбирается автомат гашения поля (АГП), предназначенный для экстренного аварийного гашения поля генератора. Быстродействующий ключ на основе IGBT замыкает обмотки возбуждения на сопротивление при возникновении перегрузок. Проведенный анализ показывает, что обычно активное сопротивление АГП глгп выбирается с превышением активного сопротивления ротора АСГ гг в 1-10 раз. Увеличение значения глгп улучшает характеристику Те и снижает необходимость в реактивной мощности при определенном значении частоты вращения генератора сог, что позволяет ВЭУ по этой схеме выдерживать более тяжелые динамические возмущения. Однако следует учитывать, что слишком высокое значение гАГП может привести к перенапряжению преобразователя.

Параметры ВЭУ и системы защиты, принятые для моделирования режимов работы ВЭУ (Рис.1), представлены в Приложении 14 диссертационной работы.

При возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ можно выделить 3 режима работы ВЭУ. Режим 1: режим работы ВЭУ при отключении преобразователя в цепи возбуждения АСГ (асинхронный режим АСГ). Переход ВЭУ в режим 1 происходит при выполнении условия ir > ir max. Обмотки возбуждения АСГ питаются встречно-параллельными «нерабочими» диодами преобразователя в цепи ротора АСГ. Режим 2: режим работы ВЭУ при включении АГП (асинхронный режим АСГ). ВЭУ переходит в режим работы 2 при выполнении условий ir>irmax и Udc> udcmax- Работа АСГ описывается уравнениями (1) - (3) со следующими условиями: и, =0, rr—> гг + гАГп• Основной задачей регулятора преобразователя со стороны сети является регулирование по igq. Режим 3: ре-

(П)

(12)

сетью, i4cr- постоянный ток со стороны ротора АСГ, С- емкость конденсатора

жим работы ВЭУ при возврате в работу преобразователя в цепи возбуждения АСГ (основной режим возбуждения АСГ). Отключение АГП происходит в тот момент, когда ir <ir тах и udc <udcmax. Основной задачей регулятора преобразователя в цепи возбуждения АСГ является регулирование по ird (с максимальной выдачей реактивной мощности), irq =0.

Результаты моделирования режимов работы ВЭУ в результате возникновения в момент времени t = 1 сек провала напряжения до 30% UHOM продолжительностью 0,25 сек на шинах ВЭУ показаны на Рис. 3:

- АСГ, статор которого напрямую подключен к питающей сети, подвержен влиянию первоначальной амплитуды тока КЗ, при этом в результате самоиндукции генератора в обмотках ротора происходит резкий бросок тока i„ что в свою очередь приводит к повышению ад происходит снижение Ps (TJ, что является результатом ускорения АСГ;

- включение АГП в схему СГЭЭ позволяет обеспечить бесперебойную устойчивую работу ВЭУ в течение всего периода возмущения. Выбранное значение сопротивления АГП и регулирование по igq, осуществляемое регулятором преобразователя со стороны сети, обеспечивают допустимый по условиям работы ВЭУ режим потребления реактивной мощности в течение всего периода tAr;

- высокий уровень живучести АСГ при потере возбуждения (не требуется система резервного возбуждения);

- продолжительность асинхронного режима АСГ tAr= 0,16 сек;

- проверка заложенных в систему управления ВЭУ алгоритмов автоматических переходов АСГ в резервный режим (АГ-режим) и из резервного режима в штатный показала, что все переходы успешные, без чрезмерных колебательных процессов.

Несмотря на то, что СГЭЭ на базе АСГ-АГП обеспечивает устойчивую работы ВЭУ в аварийном режиме, вызванном провалом напряжения на шинах ВЭУ, более тяжелые динамические возмущения в ЭЭС (близкие затянутые КЗ), а также жесткие требования к техническому подключению ВЭУ /ВЭС к сети (к режимам выдачи/потребления Q) могут потребовать изменения схемы СГЭЭ. С этой целью в работе предложены дополнительные средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ-АГП:

- включение в схему СГЭЭ резистора динамического торможения параллельно конденсатору звена постоянного тока (Рис. 4а);

- включение в схему СГЭЭ переключаемых сопротивлений в цепь статора АСГ (Рис. 4Ь).

■t

liv

Ton вепк ротор», v

E

i it ).; u w и io (.7 it и

(Ь) Ахтгамл x рештш ющот, от. «д.

•il.

Ажттил Moiumcn

Реипииая мощюсп

1* I? IS 1!)

««

(с) Нзлрякекга ппш,е1ш

1 11 1: 1.; Н 15 1.Й 17 IS 1.9 Вре**, сех

(Л Угон усгиюнж гсгаспъ rpvt.

% ipuinnu турБюа^ о1

- Ч»ст i; Чмт. ip ЕЗУ

[5 1.6 17 13

Рис. 3. Режимы работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ-АГП в результате возникновения провала напряжения. А: отключение преобразователя в цепи возбуждения АСГ, В: включение АГП, С: отключение АГП и возврат в работу преобразователя в цепи возбуждения АСГ, D: устранение возмущения, Е: переход в штатный режим работы ВЭУ.

m

1 т

Рис. 4. (а) СГЭЭ на базе АСГ с резистором динамического торможения в звене постоянного тока; (Ь) СГЭЭ на базе АСГ с переключаемыми сопротивлениями в цепи статора АСГ.

Моделирование режимов работы ВЭУ по предложенным схемам СГЭЭ было проведено (1) при возникновении провала напряжения до 30% UH0M продолжительностью 0,25 сек на шинах ВЭУ по первой схеме (Рис. 4а); (2) при возникновении провала напряжения до 25% UH0M продолжительностью 0,25 сек на шинах ВЭУ по второй схеме (Рис. 4Ь).

Результаты моделирования аварийных режимов ВЭУ по предложенным схемам, представленные Рис. 5(a) и (Ь) соответственно, показывают:

- эти схемы СГЭЭ позволяют добиться более позднего включения АГП или избежать его включения (в зависимости от глубины и продолжительности провала напряжения);

- в обоих случаях значительно сокращена продолжительность асинхронного режима АСГ:

о схема СГЭЭ с резистором динамического торможения: tAr - 0,056

сек (против tAr= 0,16 сек в СГЭЭ на базе АСГ-АГП); о схема СГЭЭ с переключаемыми сопротивлениями в цепи статора АСГ: tAr= 0,032 сек (против tAr= 0,1 сек в СГЭЭ на базе АСГ-АГП);

- эти схемы обеспечивают допустимый по техническим требованиям режим потребления/выдачи реактивной мощности и высокое качество вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

"fiVivw,

"ri

П 1 ■» 3 5 IS 17 >8 ! *b.' e«Baxue;«<ixnabit мшмсту otjtii jssuw

tf) HutpsmBti ЯИГТ, fflHl

•J) Ter t s»w рактсрл a

(b) Tami цепн jowti, owes,

Без ntp%j7t. со.трот-к ' С nepiui сС'Щ-зг-mt

ii) Актяиш

------ E«i пьрвмт. cottpoT-i

___С neptoi. еепрот-wt

(■i) Ргхулаьмх июююстъ, с

11

II I

Бе:

— - C».ptOI CcnjOt-MJl

i »: ii »«

(a) (b)

Рис. 5. Режимы работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ - АГП в результате возникновения провала напряжения на шинах ВЭУ (а) схема СГЭЭ с резистором динамического торможения в звене постоянного тока. А: отключение преобразователя в цепи возбуждения АСГ, В: возврат в работу преобразователя в цепи возбуждения АСГ, С: устранение возмущения, D: переход в штатный режим работы ВЭУ; (Ь) схема СГЭЭ с переключаемыми сопротивлениями в цепи статора АСГ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие результаты и выводы:

1. На основе анализа современного состояния и перспектив развития мировой ветроэнергетики обоснована эффективность ее использования для обеспечения возрастающих потребностей в энергии и решения проблем охраны окружающей среды.

2. Обоснована актуальность и перспективность более масштабного использования ВЭС в России с учетом существующей структуры производства

электроэнергии и социально-экономического положения. Выделены основные направления развития ветровой энергетики в России.

3. Выполнен анализ характеристик ветровой генерации, возможностей ее прогнозирования, оценены преимущества и недостатки основных схем СГЭЭ, нашедших применение в современных системных ВЭУ. Выделены факторы, которые необходимо учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, в том числе России.

4. Проведены систематизация и анализ общесистемных проблем, связанных с увеличением доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии, а также требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети ЭЭС в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС. Выделены основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке СО новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличение в ней доли ВЭС.

5. Выполнено моделирование режимов работы ВЭУ мощностью 2 МВт с СГЭЭ на базе АСГ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ. Результаты показали, что включение АГП в цепь возбуждения АСГ обеспечивает устойчивую работу ВЭУ в период протекания возмущения и после его устранения. Однако более тяжелые динамические возмущения в ЭЭС (близкие затянутые КЗ), а также жесткие требования к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети (к режимам выдачи/потребления реактивной мощности) могут потребовать изменения схемы СГЭЭ. С этой целью в работе предложены дополнительные средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ-АГП.

6. Результаты моделирования аварийных режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ подтвердили их преимущества, обуславливающие целесообразность их применения, а именно повышенное быстродействие регулирования напряжения (реактивной мощности) и поддержание высокого качества вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Милованова К.А. Состояние и перспективы развития ветроэнергетики// «Электричество», 2010, №11, с. 13-23.

2. Милованова К.А. Схемы систем генерирования электроэнергии в современных ветровых установках // «Вестник МЭИ», 2010, №5, с. 3 5-42.

3. Милованова К.А. Обзор технических требований к подключению ВЭС к сетям энергосистем // «Вестник МЭИ», 2011, №1, с. 29-35.

4. Милованова К.А., Строев В.А. Интеграция ветровой генерации в работу энергосистемы // Сб. док. XVII международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Тез. докл. в 3-х т. Т.З М. Изд. МЭИ, 2011, с. 398-400.

Печ.л. _Тираж _Заказ НЬ

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 МИРОВОЙ СТАТУС ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ.

1.1 Состояние мировой ветроэнергетики.

1.1.1 Китай.

1.1.2 США.

1.1.3 Европейский Союз.

1.1.4 Индия.

1.1.5 Россия.

1.1.6 Ветроэнергетика морского базирования.

1.2 Сценарии развития мировой ветроэнергетики.

1.3 Предпосылки для развития ветровой энергетики.

1.3.1 Энергетическая безопасность.

1.3.2 Проблемы окружающей среды.

1.3.3 Экономика ветроэнергетики.

1.3.4 Технологии и индустриальное развитие.

1.4 Анализ влияния условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики . 43 1.4.1 Основные формы поддержки генерирующих объектов на базе ВИЭ.

Ветровая энергетика является одним из наиболее динамично развивающихся видов энергетики на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). По данным Всемирной ветроэнергетической ассоциации (6>№ЕС), с 1992 г. установленная мощность ветровых электростанций (ВЭС) в мире увеличилась почти в 80 раз с 2,5 ГВт до 199,5 ГВт в 2010 г. Общая выработка электроэнергии ВЭС в 2010 г. составила 409,91 ТВтч или 1,92% от общей выработки электроэнергии всех электростанций мира, а средний ежегодный темп роста мировой ветроэнергетической отрасли - около 30%.

Рост рынка ветроэнергетики обусловлен рядом факторов, в том числе возрастающими потребностями в, энергии, остротой проблемы охраны, окружающей среды и техническим прогрессом в областях как ветровой энергетики, так и электроэнергетической отрасли.

Установленная мощность ВЭС в России составляет лишь 13,4 МВт или -0,01% от энергетического баланса, хотя технический ветроэнергетический потенциал, оцененный с учетом энергетических показателей современных ВЭУ, уникален и почти в 13 раз превышает годовую выработку всех электростанций страны, составляющую -900 ТВтч/год.

В" целях обеспечения устойчивого развития энергоснабжения экономики до 2030 г. Россия должна выполнить техническое перевооружение и модернизацию объектов энергетики. Более того, существует необходимость выполнения международных обязательств, взятых Россией в рамках основных положений Киотского протокола и- конвенции ООН по охране окружающей среды и решения- проблемы изменения климата, а также установленных государством энергосберегающих, природоохранных и экологических нормативов.

Для дальнейшего развития сферы ВИЭ правительство России приняло ряд постановлений, в рамках которых к 2020 г. доля ВИЭ в энергобалансе России (исключая гидроэнергетику) должна составить 4,5 %, при этом суммарная установленная- мощность оборудования, использующего энергию ветра -7 ГВт.

Увеличение доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии может создать целый ряд общесистемных проблем. Эти проблемы связаны с влиянием колебаний графиков генерации ВЭС на режимы работы энергосистем (ЭЭС), особенно при низких уровнях нагрузки, а также нехватке технических средств для максимально точного метеопрогнозирования напора ветра и его колебаний, что позволило бы системным операторам (СО) оптимизировать влияние погодных условий на графики генерации и нагрузки.

Таким образом, предупреждая негативное влияние ветровой энергетики на технические и экономические аспекты работы ЭЭС и для обеспечения надежного и безопасного энергоснабжения, весьма перспективной и актуальной является рассмотренная в данной диссертации задача поиска решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС.

Целью • работы является систематизация* и анализ существующих технических и рыночных решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС в странах с высокой долей ВЭС в общем энергобалансе с целью обеспечения надежного и безопасного энергоснабжения. На основе-полученных результатов, сформулировать основные требования, которые необходимо учитывать при подключении ветровых установок (ВЭУ)/ВЭС к ЭЭС в странах с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

В соответствии с поставленной целью были сформулированы следующие задачи исследования:

1. Проанализировать современное состояние и перспективы развития-ветроэнергетики в мире и в России.

2. Обосновать предпосылки и направления развития ветроэнергетики в России.

3. Проанализировать влияние условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики.

4. Проанализировать основные характеристики ветровой генерации, в том числе оценить преимущества и недостатки электрических схем современных системных ВЭУ.

5. Выполнить анализ общесистемных проблем, связанных с подключением ВЭУ к сети ЭЭС.

6. Проанализировать основные требования к техническому подключению ВЭУ к сети в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС и возможности современных ВЭУ в предоставлении системных услуг.

7. Сформулировать основные факторы, которые следует учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию;

8. Сформулировать основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС.

9. Выбрать средства защиты в схеме системы генерирования электроэнергии (СГЭЭ) на базе асинхронизированного синхронного генератора (АСГ) для обеспечения устойчивой работы ВЭУ при возникновении возмущений в сети.

10. Провести моделирование аварийных режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Проведена систематизация и анализ мировых ветроэнергетических технологий, результаты которых должны использоваться для разработки эффективных схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

2. Проведен анализ технических и рыночных решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС, позволяющий осуществить их быстрое и эффективное заимствование в странах с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

3. Сформулированы требования, позволяющие оптимизировать процесс подключения ВЭУ в активно функционирующую ЭЭС с учетом требований рынка электроэнергии.

4. Выбраны средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ, позволяющие обеспечить устойчивую работу ВЭУ при возникновении возмущений в сети и сократить продолжительность асинхронного режима АСГ.

Результаты выполненного научного исследования предназначены для практического использования: (1) СО при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС и требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети; (2) генерирующими компаниями, планирующими использовать ВЭС для обновления/ прироста своих электрогенерирующих мощностей.

Первая глава посвящена (1) анализу современного состояния и перспектив развития ветроэнергетики в мире и в России; (2) выделению предпосылок для развития ветровой энергетики в мире и России; (3) анализу влияния условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики.

Во второй главе будут рассмотрены основные вопросы интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС, а именно характеристики ветровой генерации, методы ее прогнозирования, основные схемы систем генерирования электроэнергии (СГЭЭ), нашедшие применение в современных ВЭУ, а также главные схемы электрических соединений системных ВЭС.

Третья глава посвящена анализу общесистемных проблем, связанных с увеличением доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии, и оценке влияния ветровой энергетики на краткосрочное и долгосрочное планирование режимов ЭЭС.

В четвертой главе будут исследованы режимы работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ. Основными задачами исследования являются (1) выбор средств защиты в схеме СГЭЭ для обеспечения устойчивой работы ВЭУ в штатных и аварийных режимах; (2) моделирование режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ.

Основные выводы по диссертационной работе приведены в заключении.

4.3 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ

Результаты моделирования режимов работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ-АГП при возникновении на шинах ВЭУ провала напряжения до 30% ином продолжительностью 0,25 сек показывают:

- АСГ, статор которого напрямую подключен к питающей сети, подвержен влиянию первоначальной амплитуды тока короткого замыкания, при этом в результате самоиндукции генератора в обмотках ротора происходит резкий бросок тока гп что в свою очередь приводит к повышению происходит снижение Р5 (Тс), что является результатом ускорения АСГ;

- включение АГП в схему СГЭЭ позволяет обеспечить бесперебойную устойчивую работу ВЭУ в течение всего периода возмущения. Выбранное значение сопротивления' АГП и регулирование по 18д, осуществляемое регулятором преобразователя со стороны сети, обеспечивают допустимый по условиям работы ВЭУ режим потребления реактивной мощности в течение всего периода ЬАГ\

- высокий уровень живучести АСГ при потере возбуждения (не требуется система резервного возбуждения);

- продолжительность асинхронного режима АСГ =0,16 сек;

- проверка заложенных в систему управления ВЭУ алгоритмов автоматических переходов АСГ в резервный режим (АГ-режим) и из резервного режима в штатный показала, что все переходы успешные, без чрезмерных колебательных процессов;

- алгоритм контроля, предусматривающий ограничение скорости изменения Те при возврате АСГ в штатный режим, способствует сглаживанию колебаний частоты вращения АСГ и выдаваемой ВЭУ активной мощности в сеть, вызванных восстановлением напряжения в сети.

Несмотря на то, что СГЭЭ на базе АСГ-АГП позволила добиться устойчивой работы ВЭУ в аварийном режиме, вызванном провалом напряжения на шинах ВЭУ, более тяжелые динамические возмущения в ЭЭС (близкие затянутые КЗ), а также жесткие требования к, техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети (к режимам выдачи/потребления реактивной мощности) могут потребовать изменения схемы СГЭЭ. С этой целью в работе предложены дополнительные средства защиты в схеме СГЭЭ на- базе АСГ-АГП.

Результаты моделирования режимов работы ВЭУ по предложенным схемам СГЭЭ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ показывают:

- эти схемы СГЭЭ позволяют добиться более позднего включения АГП или избежать его включения (в зависимости от глубины и продолжительности провала напряжения);

- в обоих случаях значительно сокращена продолжительность асинхронного режима АСГ: о схема СГЭЭ с резистором динамического торможения: 0,056 сек (против ГАГ= 0,16 сек в СГЭЭ на базе АСГ-АГП); о схема СГЭЭ с переключаемыми сопротивлениями в цепи статора АСГ: ¿Лг= 0,032 сек (против иг= 0,1 сек в СГЭЭ на базе АСГ-АГП);

- эти схемы обеспечивают допустимый по техническим требованиям режим потребления/выдачи реактивной мощности и высокое качество вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие результаты и выводы:

1. На основе анализа современного состояния и перспектив развития , мировой ветроэнергетики обоснована эффективность ее использования \ для обеспечения возрастающих потребностей в энергии и решения | проблем охраны окружающей среды.

2. Обоснована актуальность и перспективность более масштабного '{ использования ВЭС в России с учетом существующей структуры I производства электроэнергии и социально-экономического положения.

Выделены основные направления развития ветровой энергетики в России.

3. Выполнен анализ характеристик ветровой генерации, возможностей ее прогнозирования, оценены преимущества и недостатки основных схем

СГЭЭ, нашедших применение в современных системных ВЭУ.

Выделены факторы, которые необходимо учитывать при выборе ВЭУ и \ разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, в том числе России.

4. Проведены систематизация и анализ общесистемных проблем, связанных с увеличением доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии, а также требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети ЭЭС в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС. Выделены основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке системными операторами новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличение в ней'доли ВЭС.

5. Выполнено моделирование режимов работы ВЭУ мощностью 2 МВт с СГЭЭ на базе АСГ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ. Результаты показали, что включение АГП в цепь возбуждения АСГ обеспечивает устойчивую работу ВЭУ в период протекания возмущения и после его устранения. Однако более тяжелые динамические возмущения в ЭЭС (близкие затянутые короткие замыкания), а также жесткие требования к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети (к режимам выдачи/потребления реактивной мощности) могут потребовать изменения схемы СГЭЭ! С этой целью в работе предложены дополнительные средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ-АГП.

6. Результаты моделирования аварийных режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ подтвердили их преимущества, обуславливающие целесообразность их применения, а именно повышенное быстродействие регулирования напряжения реактивной мощности) и поддержание высокого качества вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

1. Директива ЕС 96/92/ЕК.2. Директива ЕС 2003/54/ЕК.

2. Paul L. Joskow. Electricity sector restructuring and competition: Lessons learned // Cuadernos de Economía. 2003. № 121. с. 548-558.

3. Мировой обзор энергетики. Международное Энергетическое Агенство. 2004.

4. Under pressure, Utilities Global Survey. PricewaterhouseCoopers. 2005.

5. Power Deals 2004 Annual Review. PricewaterhouseCoopers.2005.

6. Movers and Shapers 2003, Utilities Europe. PricewaterhouseCoopers. 2004.

7. Ensuring investments in a liberalised electricity sector. EURELECTRIC.2004.

8. Medium term vision for the internal electricity market. Strategy Paper. EC DG Energy and Transport. 2004.

9. Integrating electricity markets through wholesale markets: EURELECTRIC road map to a pan-European market. EURELECTRIC.2005.

10. Electricity sector reform: the pan-European, CIS and Mediterranean dimension. EUROPE and MED Desk. EURELECTRIC. 2004.

11. The Creation of regional electricity markets. ERGEG discussion, paper for public consultation. 2005.

12. Key interactions and potential trade distortions between electricity markets. CEER Working Paper for Florence. 2004.

13. Regulatory control and financial reward for electricity cross-border transmission infrastructure. CEER. 2004.

14. Declaration of UCTE concerning the challenges and risks of integrating booming wind power in a reliable electricity system of continental Europe. UCTE. 2005.

15. Integration of Renewable Energy Sources in the Electricity System. Grid Issues. ETSO: 2005.

16. Integration into the national grid of onshore and offshore wind energy generated in Germany by the year 2020. Grid Study. Deutsche EnergieAgentur GmbH (Dena), 2005.

17. Market Integration of Wind Power. P. Meibom, H. Ravn, L. Soder,.Ch. Weber. EWEA конференция. 2004'.

18. Energy for the Future: Renewable Sources of Energy (White Paper). European Commission. 1997.

19. Holttinen H. Hourly wind power variations and their impact on the Nordic power system operation. Licenciate's thesis. Helsinki University of Technology. 2003.

20. The wind farm main controller and the remote control system in the Horns Rev offshore wind farm. Kristoffersen J. R., Christiansen P., Hedevang A., Proceedings of Global Wind Power Conference GWPC'02. 2002.

21. ILEX. Quantifying the system sosts of additional renewables in 2020. UK Department of Trade and Industry. 2003.

22. Challenges of large-scale integration of distributed generation into Eltra's system. Eriksen P. B., Pedersen J., Parbo H. Proceedings of 2nd International Symposium on Distributed Generation: Power System and Market Aspects. Stockholm. 2002.

23. Management of surplus electricity production from a fluctuating renewable energy source. LundH., Münster E. AppliedsEnergy. 2003. N? 76. c. 65-74.

24. Ernst B. Analysis of wind power ancillary services characteristics with German 250 MW wind data. NREL Report. 1999.

25. Wind power impacts on electric power system operating costs: summary and perspective on work to date. Smith J. C., DeMeo E. A., Parsons B., Milligan M. Global Wind"Power conference GWPC'04, Chicago, USA. 2004.

26. California renewables portfolio standard, renewable generation integration cost analysis. Kirby B., Milligan M., Makarov Y., Hawkins D., Jackson K., Shiu H. California Energy Commission. 2003.

27. Dany G. Power reserve in interconnected systems with high wind power production. IEEE Power Tech Conference, Portugal. 2001.

28. Milborrow D. Penalties for intermittent sources of energy. Submission to Energy policy review. 2001.

29. Milligan M. Wind power plants and system operation in the hourly time domain. Windpower conference, Austin, Texas, USA. 2003.

30. Assessing wind integration costs with dispatch models: a case study. Dragoon K., Milligan M: AWEA Windpower conference, Austin, Texas, USA. 2003.

31. Giebel G. On the benefits of distributed generation- of wind energy in Europe. Fortschr.-Ber. VDI Reihe 6 Nr 444. Düsseldorf, VDI Verlag. 2001.

32. Variability of wind power and other renewables. Management options and strategies. DBA. 2005.

33. Milborrow D.J. Assimilation of wind energy into the Irish electricity network. Dublin: Sustainable Energy Ireland. 2004.

34. Review of European Electricity Prices. KEMA Consulting GmbH on behalf of EURELECTRIC. 2005.

35. Electricity markets: getting the picture straight and boosting market integration. EURELECTRIC. 2005.

36. C02-emission trading and green markets for renewable electricity. WILMAR project. 2004.

37. Co-existence of electricity, ТЕР, and TGC markets in the Baltic Sea Region. Hindsberger M., Nybroe M.H., Ravn H.F., Schmidt R. Energy Policy. 2003. № 1.

38. European wind integration study towards a successgul integration of wind power into European electricity grids. ETSO. Final report. 2007.

39. Перспективы мировой ветроэнергетики. Greenpeace GWEC. 2006.

40. World Market Update 2007. Forecast 2008-2012. BTM Consult ApS. 2008.42. Директива EC 2001/77/EC.

41. World Energy Outlook 2006. OECD/IEA. 2006.

42. Statistical Yearbook 2007. UCTE. 2007.

43. Годовой отчет ОАО РАО «ЕЭС» России. 2007.

44. Large scale integration of wind energy in the European power supply. EWEA. 2005.

45. Design and Operation of Power Systems with large amounts of wind power. VTT Working Papers 82. 2007.

46. Holttinen H. The impact of large scale wind power production on the Nordic electricity system. VTT Publications 554. 2004.

47. Wan Y. Fluctuation and ramping characteristics of large wind power plants. Windpower 05 Conference and Exhibition. Denver, Colorado. Washington, DC. American Wind Energy Association. Content Management Corp. NREL Report No. CP-500-38057. 2005. c. 13.

48. Giebel G. A Variance analysis of the capacity displaced by wind energy in Europe. Wind Energy. 2007. № 10. c. 69-79.

49. Experiences with operation of wind farms using wind forecasting tools. Kurt Rohrig Iset e.V, Yvonne Sassnick, Prof. Dr. Zbigniew Styczynski, Dr. Ronald Volzke. CIGRE. 2006.

50. Электрические генераторы с постоянными магнитами. Балагуров В.А., Галтеев Ф.Ф: — М.: Энергоатомиздат, 1988.

51. Дедовский А.Н. Электрические машины с высококоэрцитивными постоянными магнитами. — М.: Энергоатомиздат, 1985.

52. Бут Д.А. Бесконтактные электрические машины. — М.: Высшая школа, 1999.

53. Integrating Wind: developing Europe's power market for the large-scale integration of wind power. Trade Wind. 2009.

54. European Wind Integration Study (EWIS) towards a successful integration of wind power into European electricity grids. European TSOs. Final Report. 2010.

55. Grid Code High and extra high voltage. E.ON Netz GmbH. Bayreuth. Germany. 2006.

56. Mapping of grid faults and grid codes. Iov F., Hansen A., Soerensen P., Cutululis N. Technical report of the research project "Grid fault and design basis for wind turbine". Risoe National Laboratory. Denmark. 2007.

57. Joos G. Wind turbine generator low voltage ride through requirements and solutions. Proceedings of IEEE Power and Energy Society General Meeting Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century. Pittsburgh. 2008.

58. An improved fault ride-through strategy for doubly fed induction generator-based wind turbines. Kasem A. H., El-Saadany E. F., El-Tamaly H. H., Wahab M. А. А. ГЕТ Renewable Power Generation. 2008: 2(4). c. 201-214.

59. Coordinated control and operation of DFIG and FSIG based Wind Farms. Foster S., Lie Xu, Fox B. Proceedings of IEEE Power Tech. Lausanne. 2007.

60. Stability Simulation of wind turbine systems. Anderson P.M., Bose A. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-102. No 12. 1983.

61. Heier S. Grid integration of wind energy conversion systems. John Wiley and Sons. 1998.

62. Ветроэнергетика России: Состояние и перспективы развития. Дьяков А.Ф., Перминов Э.М., Шакарян Ю.Г. -М. Издательство МЭИ. 1996:

63. Alternatives to reduce requirements and reserve costs in the Nordel system. Bakken B.Hi, Petterteig A. SINTEF Technical Report. 2005.

64. Contribution of Wind Farms to Ancillary Services Bousseau P., Belhomme R., Monnot E., Laverdure N., Boeda D., Roye D., Bacha S. CIGRE. 2006.

65. Temporary primary frequency control support by variable speed wind turbines— potential and applications. Ullah N. R., Thiringer Т., Karlsson D. IEEE Transactions on Power Systems. 2008. 23(2). c. 601-612.

66. Frequency control and wind turbine technologies. Lallor G., Mullane A., O'Malley M. ГЕЕЕ Transactions Power Systems. 2005. 20(4). c. 19051913.

67. Энергетическое оборудование для использования ВИЭ. Под редакцией В.И. Виссарионова. М.-2004.

68. Controles avanzados de parques y turbinas eólicas para su integración a redes eléctricas. Achilles S., Miller N.W. CIGRE. 2009.

69. Global Wind 2009 Report. GWEC. 2010.

70. The Wind Forecast, Market Outlook 2009. MAKE. 2009.

71. International wind energy development world market update 2009. Forecast 2012-2014. BTM Consult ApS. 2010.

72. FICHTNER. Grid codes for wind power integration in Spain and Germany: use of incentive payments to encourage grid-friendly wind power plants. 2010.

73. Global Wind,2008 Report. GWEC. 2009.

74. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения. Николаев В.Г., Ганага С.В., Кудряшов Ю.И. М.: Атмограф, 2008.

75. Энергетический диалог России-ЕС. Десятый обобщающий доклад. Министерство энергетики РФ. М. 2009:

76. Russia Emerges on Global Renewables Stage. Emerging Energy Research. 2009.

77. Государственная политика относительно запуска и выбытия энергомощностей: проблемы, пути решения и контроль. Министерство энергетики РФ: 2010.

78. Europe Wind Energy Market Forecast: 2010-2025. Emerging Energy Research. 2010.

79. International wind energy development — world market update 2005. Forecast 2006-2010. BTM Consult ApS. A. Rasmussens, Ringkobing, Denmark. 2006.

80. Методы расчета ресурсов! ВИЭ. Учебное пособие для ВУЗов. Под редакцией В.И. Виссарионова. Mi: Издательский дом МЭИ. 2007.

81. The Economics of Wind Energy. EWEA. 2009.

82. Безруких П.П. Использование энергии ветра. Техника, экономика, экология. Издательство «КОЛОС». М.-2008.

83. Pure power wind energy scenarios up to 2030. EWEA. 2008.

84. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. М.: 1983.

85. Ерохин П. М. Задачи и технологии оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетшсе России. Диссертация на соискание ученой степени- доктора технических наук. Екатеринбург. 2005'.

86. Andre Merlin. Integrating large shares of fluctuating power sources into power electric systems. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris. 2008:

87. Ragwitz. Assessment and Optimisation of renewable energy support schemes in the European electricity market. Fraunhofer IRB Verlag. Germany. 2007.

88. Безруких П.П., Арбузов Ю.Д., Борисов Г.А. и др./ под ред. Безруких. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. П.П.-СПб, 2002.

89. Focken U. Optimal combination of European weather models for improved wind power predictions. Proceedings of EWEC. Milan, Italy. 2007.

90. Hansen A.D.1 Generators and power electronics for wind turbines. Chapter in "Wind Power in Power systems". John Wiley&Sons, Ltd. 2004.

91. Wind turbine concept market penetration over 10 years (1995— 2004). Hansen A.D., Hansen L.H. Wind Energy. 2007. 10, (1). c. 81-97.

92. Northern power systems windPACT drive train alternative design. Bywaters G., John V., Lynch J., AI. ET. Study report. NREL, Golden, Colorado. 2004.

93. Регулирование режима электрических систем и дальних электропередач и повышение их устойчивости при помощи управляемых статических ИРМ. Веников В.А., Жуков JI.A. Электричество. 1967. № 6.

94. Гибкие электропередачи переменного тока. Ивакин В.Н., Ковалев

95. B.Д., Худяков В.В. Электротехника. 1996. №8. С. 15-20.

96. A review of grid code technical requirements for wind farms. Tsili M., Papathanassiou S. ГЕТ Renewable Power Generation. Vol.3. №3. 2009:1. C. 308-322.

97. Теория подобия и моделирования. Веников В.А., Веников Г.В. — М.: Высшая школа, 1984.

98. Моделирование систем. Советов Б.Я., Яковлев С.А. — М.: Высшая школа, 1999:

99. Kundur P. Power system stability and control. McCraw-Hill Inc. 1994.

100. Simulation of interaction between wind farm and power system. Soerensen P., Hansen A.D., Janosi L., Bech J., Bak-Jensen B. Technical report. 2001.

101. Aggregated modelling of wind parks with variable speed wind turbines in power system dynamics simulations. Slootweg J.G., H. de Haan S.W., Polinder H., Kling W.L. Proceedings of the 14th Power Systems Computation Conference. Sevilla. 2002.

102. Conceptual survey of generators and power electronics for wind turbines. Hansen L.H., Helle L., Blaabjerg F., AI. ET. Riso National Laboratory Technical Report. Roskilde, Denmark. 2001.

103. A comparison of electrical systems for variable speed operation of wind turbines. Carlson O., Grauers A., Svensson J., Al. ET. European wind energy conf. 1994. C. 500-505.

104. Comparison of generator topologies for direct-drive wind turbines. Dubois M.R., Polinder H., Ferreira J.A. Proc. Nordic Countries Power and Industrial Electronics Conf. (NORPIE). Aalborg, Denmark. 2000. C. 22-26.

105. Developments in wind turbine generator systems. Polinder H., Morren J. Electrimacs. Hammamet, Tunisia. 2005.

106. Comparison of direct-drive and geared generator concepts for wind turbines. Polinder H., Van Der Pijl F.F.A., De Vilder G.J., Al. ET. IEEE Trans. Energy Convers. 2006. 21. C. 725—733.

107. Getting out of gear and into magnets. Windpower Monthly. Ноябрь 2008.

108. Фатеев E.M. Ветродвигатели и ветроустановки / Е.М. Фатеев. — М. : ОГИЗ-СЕЛЬХОЗГИЗ, 1948.

109. A small test model for the transmission grid with a large offshore wind farm for education and research at Technical University of Denmark. Akhmatov V., Nielsen A. Wind Engineering. Vol 3. No. 3. 2006.

110. Analysis of dynamic behavior of electric power systems with large amount of wind power. Akhmatov V. PhD thesis. 0rsted DTU. 2003.

111. Operating reserve requirements as wind power penetration increases in the Irish electricity system. Ilex, UMIST, UCD and QUB. Sustainable Energy Ireland. 2004.

112. Impact of wind generation on the operation and development of the UK electricity systems. Strbac G., Shakoor A., Black M., Pudjianto D., Bopp T. Electrical Power Systems Research. 2007. Vol. 77. Issue 9. C. 11431238.

113. The capacity value of wind in the United States: methods and implementation. Milligan M., Porter K. Electricity Journal. Elsevier, Inc. March 2006. Vol. 19. Issue 2. C. 91-99.

114. Customer-specific metrics for the regulation and load following ancillary services. Kirby В., Hirst E. Oak Ridge National Laboratory. 2000.

115. Regulation requirements for the wind generation facilities. Hudson R., Kirby В., Wan Y.H. Proceedings of AWEA Windpower conference. Washington DC. 2001.

116. Modeling the impact of wind power fluctuations on the load following capability of an isolated thermal power system. Persaud S., Fox В., Flynn D. Wind Engineering 24(6). 2000. C. 399-415.

117. Total cost estimates for large scale wind scenarios in UK. Dale L., Milborrow D., Slark R., Strbac G. Energy Policy 32 (17). 2004. C. 19491956.

118. Quantifying the system costs of additional renewables in 2020. Report commissioned by UK Department of Trade and Industry. 2003.

119. Papazoglou T.P. Sustaining high penetration of wind generation the case of Cretan electric power system. Blowing network meeting. 2002.,

120. Soder L. Wind energy impact on the energy reliability of a hydro-thermal power system in a deregulated market. Proceedings of Power System-Computations Conference. 1999.

121. Matevosyan J. Wind power integration in power system with transmission bottlenecks. PhD study. KTH, Sweden. 2006.

122. Cost analysis case study of grid integration of larger wind farms. Tande J.O., Uhlen K. Wind engineering. 2004. Vol. 28. No. 3. C. 265 273.

123. Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las instalaciones de producción de régimen especial. REE. PO 12.3. Испания. 2005.

124. The Grid Code. NATIONAL GRID ELECTRICITY TRANSMISSION pic. UK. Issue 3. Revision 24. 2007.

125. Grid connection of wind turbines with voltages below 100- kV. Regulation TF 3.2.6. Energinet. Дания. 2004.

126. Grid connection of wind turbines with voltages above 100 kV. Regulation TF 3.2.5. Energinet. Дания. 2004.

127. Interconnection for wind energy. Final Rules. Federal Energy Regulatory Commission. USA. 2005.

128. Hydro-Québec grid code for wind farm interconnection Bernard S., Beaulieu D., Trudel G. Proc. of Power Engineering Society General Meeting. 2005. Vol. 2. C. 1248 1252.

129. New generation technologies and GB grid codes. Report on Change Proposals to the Grid Codes in England & Wales and in Scotland. Sinclair Knight Merz. 2004.

130. Шакарян Ю. Г. Асинхронизированные синхронные машины. М. "Энергоатомиздат". 1984.

131. Evaluation of the suitability of a fixed speed wind turbine for large scale wind farms considering the new UK grid code. El-Helw HM, Tennakoon SB. Renewable Energy. 2007. 33. C. 1-12.

132. A simple method for analytical evaluation of LVRT in wind energy for induction generators with STATCOM or SVC. Molinas M., Suul J.A., Undeland T. Proceedings of European Conference on Power Electronics and Applications. Aalborg, Denmark. 2007.

133. Low voltage ride through of wind farms with cage generators: STATCOM versus SVC. Molinas M., Suul J.A., Undeland Т. ШЕЕ Transactions on Power Electronics. 2008. 23(3). С. 1104-1117.

134. Integration of large wind farms into utility grids (part 2 performance issues). Pourbeik P., Koessler R.J., Dickmander D.L., Wong W. Proceedings of IEEE Power Engineering Society General Meeting. Toronto. 2003.

135. Advanced Grid Requirements for the Integration of Wind Turbines into the German Transmission System. Erlich I., Winter W., Dittrich A. Proceedings of IEEE Power Engineering Society General Meeting. Montreal. 2006.

136. An improved fault ride-through strategy for doubly fed induction generator-based wind turbines. Kasem A. H., El-Saadany E. F., El-Tamaly H. H., Wahab M. A. A. LET Renewable Power Generation. 2008. 2(4). C. 201-214.

137. Joos G. Wind turbine generator low voltage ride through requirements and solutions. Proceedings of IEEE Power and Energy Society General Meeting Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century. Pittsburgh. 2008.

138. Coordinated control and operation of DFIG and FSIG based Wind Farms. Foster S., Lie Xu, Fox B. Proceedings of IEEE Power Tech. Lausanne. 2007.

139. Optimised fault ride through performance for wind energy systems with doubly fed induction generator. Geniusz A., Engelhardt S. Proceedings of European Wind Energy Conference (EWEC). Brussels. 2008.

140. Niiranen J. Experiences on voltage dip ride through factory testing of synchronous and doubly fed generator drive. European Conference on Power Electronics and Applications. 2005. C.l 1.

141. System Operation with High Wind Penetration. Boerre Eriksen P., Ackermann Т., Abildgaard H., Smith P., Winter W., Rodriguez Garcia J. IEEE Power & Energy. 2005. Vol. 3. Issue 6i C. 65-74.

142. Frequency Control and Wind Turbine Technologies. Lallor G., Mullane A., O'Malley M. IEEE Transactions Power Systems. 2005. 20(4). C. 1905-1913.

143. Хабигер Э. Электромагнитная совместимость. Основы ее обеспечения в технике. М.: Энергоатомиздат. 1995.

144. Feddersen L. Circuit arrangement and methods for use in a wind energy installation. Vestas Wind System A/S. US Patent No. 7102247. 2006.

145. Akhmatov V. Proc. of International> Workshop on Transmission" networks for Offshore Wind Farms. Stockholm» Sweden. 2002.

146. Doubly fed induction generator using back-to-back PWM^ converters and its application to variable speed wind-energy generation. Pena R., Clare J., Asher G. I EE Proc. Electric Power Application. 1996. Vol. 143. No. 3. C. 231 -241.

147. Variable-speed wind turbines with doubly fed induction generators. Power system stability. Akhmatov V. Wind Engineering, 2002. Vol. 26. No. 3. C. 171-188.

148. Short-circuit current of wind turbines with doubly fed induction generator. Morren J., S. de Haan. Energy* Conversion. IEEE Transaction on Power Systems: 2007. Vol. 22. No. 1. C. 174180.

149. Modelling and analysis of variable speed wind turbines with induction generator during grid fault. Bolik S. PhD Thesis. Aalborg University, Denmark. 2004.

150. Reactive power generation by DFIG based windv farms with AC grid connection. Erlich I., Wilch M., Feltes C. Proc. 2007 European Conference on Power Electronics and Applications». Aalborg, Denmark. 2007. C. 1-10.

151. Ride-through analysis of doubly fed induction wind-power generator under unsymmetrica network disturbance. Seman S., Niiranen J., Arkkio A. IEEE Transaction on Power Systems-. 2006. Vol. 21. No. 4. C. 1782-1789.

152. Alternative models of the doubly-fed< induction machine of powersystem dynamic analysis. Koch F., Shewarega F., Erlich I. Proc. International Conference on New and Renewable Energy Technologies for Sustainable Development. Evora, Portugal. 2004.

153. Double-fed induction- machine: converter optimisation and field oriented control without position sensor. Morel L., Godfroid H.,

154. Mirzaian A., Kauffmann J. IEE Proceedings Electric Power Applications. 1998. Vol. 145. No. 4. C. 360 368.

155. Petersson A. Analysis, modeling and control of doubly-fed induction generators for wind turbines. Ph.D. dissertation. Chalmers, University of Technology. 2005.

156. А.П. Бурман, В. А. Строев. Основы современной энергетики. Т. 2. Современная электроэнергетика. Издательский дом МЭИ, М: — 2008.

157. Position paper on the green paper on energy efficiency improving energy efficiency by power factor correction. Handler R., Knoll P., Stein J. ZVEI (Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie) e.V. 2006.

158. Datenbank Netznutzungsentgelte. ENE'T. Database. April 2007.

159. Report on electricity balancing services contracts 1st April 04 31 March' 05. National1 Grid Transco. Informal Procurement Guidelines Report. 2005.

160. Reactive power from distributed energy. Kueck J:, Kirby В., Rizy Т., Li F., Fall N. The Electricity Journal. 2006. Vol. 19. No 10.

161. Wind power plant capabilities — operate wind farms like conventional power plants. Rohrig K., liange В., Gesino A., Wolff M:, Mackensen R., Dobschinski J., Wessel A., Braun M., Quintero C., Mata J.-L.,1. Pestana R. EWEC. 2009.

162. World market update 2010. Forecast 2011-2015. BTM Consult. 2011.

163. Карта распределения коэффициента установленной мощности ВЭУ V809 (Vestas) в местах расположения аэрологических станций на территории России. Среднее значение за год (Источник: Энергосбережение, № 5 2007 г.).

164. Коэффициента использования установленной мощности ВЭУ, % • • • • • •

165. W< 15 15-20 20-25 25-30 30-35 35-40 40-45 W>45• S"- •• м„Uß тw-.чтяф %Y>» ■ •- ••

166. ВЭУ V80 номинальной мощностью 2 МВт с диаметром BK 80 м и высотой башни 100 м.

167. Долгосрочный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, потребность во вводах генерирующих мощностей, износ генерирующего оборудования России (Источник: Министерство Энергетики РФ, 2010 г.).

168. Долгосрочный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность2000 млрд. кВт.ч 1860taoo 1710 181»1000 1426 1388 — 15531400 1157 14191200 980 " 994 11Я ^ 1127 —---- 1288 9*5 800 2010 201S 2020 2025

169. Действующая Генсхема, Базовый вариант (среднегодовой темп прироста ЭП за 2006-2020 гт. 4,1%)

170. Корректировка Генсхемы, Максимальный вариант (за 2010-2030 гг. 3,1%) Корректировка Генсхемы, Базовый вариант (за 2010-2030 гг. 2,24)2030

171. Потребность во вводах генерирующих мощностей

172. Потребность во вводах ГВт новых генерирующихдОР Потребность в установленной мощности в максимальном варианте мощностей

173. Потребность в установленной мощности в базовом варианте360 320 280 240 200160 120 2008 г.

174. Мощность действующих электростанций2010 г.2015 г.2020 г2025 г.

175. Износ генерирующего оборудования России 79.1. Оборудование ГЭС России

176. Всего Срок эксплуатации от 30 до 50 лет Срок эксплуатации более 50 лет

177. Котлов (ШТ.) Турбин (шг) Мощюсть (ГВт) Котлов (шг.) Турбин (шг) Мощность (ГВт) Доля, % Котлов (шт.) Турбин (ШТ.) Мощность (ГВт) Доля, %3136 2180 145,3 1847 955 75,6 52% 669 360 10.2 7%

178. Сценарии развития ветроэнергетики до 2050 года (ОУЕС, 2008 г.)

179. ЕС 2006 79 104 129 166 185

180. ЕС 2005 .1.1 .1 71 92 120 137 146

181. Сценарии ПА ""*'< Мг Г.'УЗЖ да'а;. жвда;1ЕА2002 33 57 711ЕА2004 .1. . . .! Б6 131 1701ЕА2006 ев 106 150 2171ЕА2008 Сценарии Е№ЕА 1 ; 148 183 211 2321. ЕМ/ЕЛ 1997 40

182. ЕМ>2000 11 ! ■ --! ------------н 60 150

183. ВЫЕЛ 2003 75 180 !-----*—-

184. ЕМЕА2007 ----- 1 80 125 180 240 300

185. ЕШЕА2009 Установленная мощность ВЭС '. ! г. .Т -----— " "1 82.5 143 230 324 480а 1а 41 £5

186. Структура затрат на сооружение ВЭУ (Источник: 2009 г. 83.)

187. Структура затрат на сооружение ВЭУ мощностью 2 МВт в Европе (в евро, данные приведены к ценам 2006 г.)

188. Компоненты затрат Средняя стоимость (тыс. евро/ МВт) % стоимости ВЭУ1. ВЭУ, заводская 928 75,6стоимость

189. Подключение к сети 109- 8,91. Фундамент 80 6,51. Аренда земли 48 3,9

190. Электрическо е оборудование 18 1,51. Консалтинг 15 1,2'1. Финансовые затраты 15 1,21. Сооружение дорог 11 0,9

191. Системы управления ВЭУ 4 0,31. ВСЕГО 1.227 100

192. Структура затрат на сооружение ВЭУ средней мощности на базе данных Германии, Дании, Испании и Великобритании

193. Компоненты затрат Доля общей Доля в прочихстоимости, % затратах,%1. ВЭУ, заводская 68-84 стоимость

194. Подключение к сети 2-10 35-451. Фундамент 1-9 20-25

195. Электрическое оборудование 1-9 10-151. Аренда земли 1-5 5-10

196. Финансовые затраты 1-5 5-10.1. Сооружение дорог 1-5 5-101. Консалтинг 1-3 5-10

197. Факторы, влияющие на себестоимость производства электроэнергии1. ВЭС (Источник: Riso DTU)

198. Зоны с низк. ск. ветра Зоны со сред. ск. ветра1. Прибрежные зоныо.оо1,500 1.700 1.900 2.100 2.300 2,500 2.700 2.900 Число часов использования установленной мощности

199. Тенденция снижения себестоимости производства электроэнергии при увеличении единичной мощности ВЭУ (по опыту Дании). Расчетный срок службы ВЭУ 20 лет, стоимость заемного капитала - 7,5%. Все данные приведены к ценам 2006 г.J