ОСОБЕННОСТИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЁЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В ИЗОЛИРОВАННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

Илюшин Павел Владимирович; Тыквинский Алексей Михайлович

П.В. Илюшин1, А.М. Тыквинский2

петербургский энергетический институт повышения квалификации, г. Санкт-Петербург, Россия 2Уральский федеральный университет им. Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург, Россия

ilyushin.pv@mail. ru

Резюме: Обеспечение надежного электроснабжения потребителей в изолированных энергосистемах является достаточно сложной задачей, так как дефицит мощности, вызванный отключением генерирующего оборудования и нестационарностью выработки мощности возобновляемых источников энергии (ВИЭ), нельзя покрыть перетоком мощности по линиям связи от других энергосистем. Проведён анализ электромеханических переходных процессов, вызванных аварийными дефицитами мощности, в изолированных энергосистемах с промышленными потребителями и разной структурой генерирующих мощностей. Доказано, что конструктивные особенности генерирующих установок (ГУ) оказывают существенное влияние на характер протекания переходного процесса. Обоснована необходимость проведения специальных расчётов электрических режимов и электромеханических переходных процессов при проектировании противоаварийного управления (ПАУ), эффективность применения дополнительной автоматической разгрузки (ДАР), быстродействующих устройств РЗ и мониторинга величины запаса располагаемой мощности в изолированных энергосистемах. Предложена упрощённая методика оперативного прогнозирования выдаваемой мощности солнечной электростанции (СЭС)

(средняя погрешность 10%) и доказано, что аппроксимация зависимости Рру (G,0°C)

гиперболическим тангенсом даёт достоверные результаты и может быть пригодной для практического использования. Использование предлагаемой методики в АСУ СЭС позволит правильно определять величину запаса располагаемой мощности, а также минимизировать объемы отключения потребителей средствами ПАУ и повысить надежность их электроснабжения.

Ключевые слова: изолированная энергосистема, надежность электроснабжения потребителей, дефицит активной мощности, противоаварийное управление, быстродействующая разгрузка, оперативное прогнозирование мощности.

RELIABLE INDUSTRIAL POWER SUPPLY FEATURES IN OFF-GRID SYSTEMS

Pavel V. Ilyushin1, AlekseyМ. Tykvinsky2

Petersburg Power Engineering Institute of Professional Development, Saint Petersburg, Russia 2Ural Federal University named after the first President of Russia B.N.Yeltsin,

Ekaterinburg, Russia

ilyushin.pv@mail.ru, tykvinsky.alex@inbox.ru

Abstract: Power supply of distant consumers in off-grid systems has always been challenging. Nowadays the parallel use of renewable and traditional energy sources in such systems starts to be especially up to date since the utilities are aimed at reliable power supplying of their objects and reducing of fuel transportation expenses. According Russian standards the power system has emergency control system (ECS) that serves for preventing a fault development and system parameters maintenance in acceptable limits in post-emergency conditions. ECS comprises different automatics including underfrequency load shedding (UFLS). The industrial exploitation experience has shown that technical features of the small scale generation units (GU) influence transient process parameters reducing the efficiency of classical UFLS schemes. Furthermore, electric and technological protection settings of this-type GU can become a reason of outages especially if the system has a high percentage of renewable energy sources especially solar power plants (SPP). Real-time monitoring of available power capacity margin by means of a simplified SPP out-put forecasting method and application offast UFLS schemes supports avoiding of excessive load disconnection and electric power supply reliability maintenance.

Keywords: off-grid system, reliable electric power supply, real power shortage, emergency control system (ECS), fast underfrequency load shedding (FUFLS), simplified real-time solar power plant (SPP) output forecasting.

Введение

В России, как и в отдельных странах мира, существуют проблемы организации электроснабжения удаленных потребителей в изолированных энергосистемах, это относится к тем случаям, когда экономически нецелесообразно строить линии электропередачи до данных энергосистем, учитывая значительные расстояния (районы Дальнего Востока и Крайнего Севера), где находятся промышленные предприятия, а также подразделения нефтегазодобывающих компаний.

Одновременно, применение ВИЭ, в частности СЭС, становится особенно актуальным в изолированных энергосистемах, совместно с традиционными ГУ (газотурбинными, газопоршневыми, дизельными), где существует необходимость в обеспечении надежного электроснабжения потребителей и/или снижении затрат на доставку топлива в удаленные районы.

Аварийные процессы в изолированных энергосистемах протекают тяжелее для потребителей электрической энергии, чем при параллельной работе с мощной сетью, особенно тогда, когда в такой энергосистеме возникают дефициты мощности. Создание системы ПАУ, предназначенной для нормализации электроснабжения в таких энергосистемах при аварийном отключении части генерирующих мощностей, больших набросах нагрузки является важной задачей. Система ПАУ должна обеспечивать быструю разгрузку оставшегося в работе генерирующего оборудования, но при этом объемы управляющих воздействий (УВ) на отключение потребителей необходимо определять исходя из значений располагаемой мощности.

Учитывая вышеизложенное, необходимо провести анализ особенностей электрических режимов в изолированных энергосистемах, определить оптимальный набор УВ системы ПАУ, проанализировать эффективность оперативного прогнозирования располагаемой мощности СЭС, с целью минимизации объемов отключения потребителей в аварийных режимах работы.

Особенности режимов в изолированных энергосистемах

Особенности электрических режимов в изолированных энергосистемах вызваны следующими аспектами [1]:

- внезапное отключение генератора, группы генераторов, или целой электростанции в большой энергосистеме не может привести к значительным дефицитам мощности и нарушениям электроснабжения потребителей по другим причинам (снижение напряжения и пр.), а в изолированных энергосистемах такие же отключения могут привести к полному нарушению электроснабжения особо ответственных и социально-значимых потребителей;

- в зависимости от характера аварийного возмущения баланс генерации и потребления в изолированной энергосистеме может изменяться от такого избытка генерации, что возникает необходимость в отключении части генераторов, до дефицита мощности, приближающегося к 100%;

- динамические свойства ГУ малой и средней мощности, широко используемых в автономных энергосистемах, резко отличаются от свойств паротурбинных генераторов, что приводит к повышению скорости протекания переходных процессов при аварийных возмущениях;

- заводы-изготовители ГУ малой и средней мощности стремятся к их максимальной экономичности и эффективности, что предполагает снижение стойкости таких установок к термическим и механическим воздействиям, следовательно, повышаются требования к скорости восстановления параметров нормального режима;

- в изолированных энергосистемах широко используются ВИЭ, например СЭС, выработка мощности которых имеет нестационарный характер, следовательно, объёмы их генерации необходимо прогнозировать с максимально возможной точностью, чтобы в полной мере использовать располагаемую мощность ВИЭ и не допускать перерасхода не возобновляемых видов топлива на традиционных источниках.

Учитывая рассмотренные особенности, проектирование ПАУ, предназначенного для нормализации электроснабжения потребителей в изолированных энергосистемах, необходимо выполнять с проведением специальных исследований электрических режимов.

Организация ПАУ в изолированных энергосистемах

Для определения общих подходов к организации ПАУ в изолированных энергосистемах, рассмотрим один из примеров такой энергосистемы с суммарной нагрузкой 8,9 МВт, из которых 90% - асинхронные двигатели, остальная нагрузка статическая. Напряжения на двух подстанциях (ПС) в доаварийном режиме составляют 6,6 и 6,3 кВ соответственно, а располагаемая мощность - 12 МВт (6 ГПУ мощностью по 2 МВт каждая) [1]. В соответствии с требованиям [2], изолированная энергосистема оснащена устройствами автоматической частотной разгрузки, при этом быстродействующая АЧР (АЧР1) охватывает электроприемники с суммарным потреблением 4,6 МВт, уставки АЧР1 -от 48,8 до 46,4 Гц через 0,2 Гц, 13 ступеней, выдержки времени - 0,3 с, время на реализацию команд АЧР принято равным 0,1 с.

В автономных энергосистемах для электроснабжения потребителей используются в основном газотурбинные (ГТУ) и газопоршневые (ГПУ на базе двигателей внутреннего сгорания - ДВС), имеющие малые значения механических постоянных инерции, порядка 12 с [3]. По этой причине потеря части генерирующих мощностей, не связанная с короткими замыканиями (КЗ) в сети, приводит к резким, глубоким и длительным провалам частоты (рис. 1а). В данном случае действие АЧР1 оказывается избыточным, а ГУ, выполненные на базе ДВС могут быть отключены технологическими защитами ввиду того, что давление в цилиндрах пропорционально скорости вращения коленчатого вала, следовательно, при большом снижении скорости его вращения, пропорциональной частоте в сети, рабочая смесь в цилиндре может не воспламениться [4], [5]. Поэтому при проектировании ПАУ в изолированных энергосистемах необходимо учитывать действие технологических защит ГУ и ускорять разгрузку оставшегося в работе генерирующего оборудования.

Таким образом, целесообразно применение дополнительной автоматической разгрузки (ДАР), срабатывающей по факту отключения части генерирующего оборудования. Логично совмещение ДАР с АЧР в отношении объектов воздействия, поскольку при разных авариях оптимальной может быть разгрузка разной величины, и необходимо предусматривать несколько каналов управления нагрузкой. Для включения нагрузки, после восстановления параметров режима, целесообразно использовать ЧАПВ. Принимая время реализации управляющих воздействий ДАР в размере 0,1 с, получаем переходный процесс, показанный на рис. 1Ь, более благоприятный как для электроприемников потребителей, так и для ГПУ.

[Гц] [МВт] [кВ] [Гц] [МВт] [кВ]

К 7,2 9,0 1 /,0 9,0

50 49 6,4 8,1 49,7 49,4 6,3 8,1

5,6 7,2 о. 4,9 7,2

47 \ V 4,8 6.3 5.4 £ р У 6,3

Р- 4,0 3,5 4,5

45 44 3,2

г/ 2,4 2.7 1.8 0,9 / . 2,7

47,6 47,3

0,9

42 0,>

41 Г 0,0 47,0 <Р 0,0

0 0 0 6 1,2 1 8 2 4 3, [С1 0,0 0 6 1 2 1 8 2 4 3, М

а) Ь)

Рис. 1. Переходные процессы с ГПУ: а) Отключение трех ГПУ с работой 13 ступеней АЧР1, Ь) Отключение трех ГПУ с работой ДАР

Если в изолированной энергосистеме электроснабжение осуществляется от ГТУ, то принципиально знать, каковы они по конструкции: одновальные или многовальные. Первые обладают примерно такой же инерционностью, как и ТГ, следовательно, в этом случае действия АЧР1 будет достаточно, но при использовании многовальных ГТУ необходима ДАР, поскольку их инерционные свойства близки к свойствам ГПУ.

При наличии в изолированной энергосистеме СЭС с частотоведомым регулированием, процессы с потерей генерации протекают в ней тяжелее ввиду того, что частотоведомое регулирование не предполагает участие ГУ в регулировании частоты, а конструкция самого инверторного преобразователя исключает возможность форсирования тока, в целях поддержания напряжения в узле нагрузки. В примере рассмотрен случай работы газопоршневой электростанции (четыре ГПУ по 2 МВт) и СЭС (две по 2 МВт).

Работа ДАР в системе с СЭС ограничивает провал частоты и способствует быстрому её восстановлению (рис. 2), однако при проектировании ПАУ следует также принимать во внимание случай возможного отключения, ввиду наброса нагрузки, оставшейся в работе одной ГПУ, в этом случае автоматика инверторных преобразователей отключит обе СЭС. Возможные пути решения: не допускать большого наброса нагрузки на оставшуюся в работе ГПУ, а также предусматривать источники бесперебойного питания для особо ответственных потребителей [1].

Потеря генерирующих мощностей в результате короткого замыкания (КЗ) в сети протекает с глубокими провалами частоты и напряжения, а характер переходного процесса определяется следующими факторами:

- если нагрузка статическая, потребляемая мощность которой примерно пропорциональна квадрату напряжения, снижение напряжения приведёт к кратковременной разгрузке и повышению эффективности действия АЧР1;

- если в нагрузке преобладают двигатели переменного тока, отключающиеся при

провалах напряжения, то их отключение значительно облегчит процесс восстановление напряжения;

- если в нагрузке преобладают электродвигатели переменного тока, не отключающиеся при провалах напряжения, то их самозапуски станут проблемой, особенно, если таких двигателей значительное количество. Если же самозапуск не осуществим, то торможение двигателей спровоцирует лавину напряжения, что приведёт к отключению оставшихся в работе двигателей и снижение частоты сменится её повышением. Следовательно, переходный процесс может пройти без работы АЧР1, но неудовлетворительно для потребителей, электроснабжение которых было нарушено;

- часть современных ГУ имеют защиты от понижения напряжения, отстроенные от времени ликвидации КЗ основными защитами с минимальными выдержками времени - не более 0,15 с, однако в изолированных энергосистемах вероятность потери питания из-за срабатывания этих защит может быть значительной, так как на начавшийся аварийный процесс наложатся еще и отключения ГУ [1].

[Г 52,0 51,5 51,0 50,5 ul РГПУ [М В] 7,0 6,3 Зг] 6,3 5,6 [г 51,0 ц) Гк [МВт] В] 7.0 6.3 6,3 5,6

К 50,8 и

Ргп V 'ту •>,<-> 4,9 •V 4,9 3,5 50,4 50.2 50,0 49,8 49,0 -pj ! р Иглу 4,9 4.9 4.2 4.2 3 5 3,5

'.0,0 49,5 49,0 48,5 f-\ гч

\ р СЭС 3,5 ? Я Рсэс 2.8 2'8 2,1 2'1 1,4 I.4 0.7 0.7 ¿>.о Vo

2,8

47,5 47,0 0,7 0,7 49,2

0. 0 6 1 2 1 8 2 4 3. Гс1 '"" 0, 0 6 1 2 1 8 2 4 3. Гс1

а) Ь)

Рис. 2. Переходные процессы с участием СЭС: а) Отключение трех ГПУ с работой АЧР1, Ь) Отключение трех ГПУ с работой ДАР

Рассмотрим случай отключения трех ГПУ из шести в результате трехфазного КЗ в сети 6 кВ длительностью 0,2 с. На рис. 3 а видно, что переходный процесс сопровождается глубокими снижениями напряжения и частоты, поэтому электродвигатели тормозятся.

а) Ь)

Рис. 3. Переходные процессы при трехфазном КЗ в сети: а) Отключение трех ГПУ с работой АЧР1,

Ь) Отключение трех ГПУ с работой ДАР

После срабатывания АЧР1 их скорости снова начинают нарастать, но процесс настолько медленный, что велика вероятность отключения как самих двигателей, так и ГПУ. Из рис. 3Ь видно, что провал частоты по величине в обоих случаях примерно одинаков, но длительность работы энергосистемы с пониженной частотой в случае применения ДАР меньше. Допустимость такого режима определяется уставками технологических и электрических защит ГПУ [1].

Быстрая разгрузка также ограничивает снижение напряжения, что способствует самозапуску двигателей. В процессе, показанном на рис. 3 Ь, кроме минимума скоростей вращения АД при t ~ 1 с, имеется второй минимум при t ~ 2 с, общий для всех показанных скоростей юАд(0, обусловленный глубоким снижением частоты.

Рассматриваемые процессы тем более пагубно сказываются на параметрах послеаварийного режима, чем дольше время ликвидации КЗ, поэтому в изолированных энергосистемах целесообразно применять быстродействующие устройства релейной защиты (РЗ) и современные коммутационные аппараты [6], [7].

Процессы, вызванные набросом нагрузки, имеют один аспект, не вполне общеизвестный и вызывающий трудности электроснабжения промышленных потребителей, состоящий в том, что для генераторов с приводом от ДВС значительные одномоментные набросы электрической нагрузки недопустимы. Ограничения обусловлены внутренними перегревами ДВС и эти ограничения могут быть представлены двумя способами:

- в виде графических зависимостей предельно допустимого скачкообразного, неизменного во времени наброса нагрузки в функции от исходной нагрузки (рис. 4);

- в виде уставок электрических защит генераторов, отключающих ГУ при недопустимых набросах нагрузки, по факту снижения напряжения или частоты.

Такой способ задания ограничения по тепловой загрузке ДВС имеет существенный недостаток в том плане, что зависимость АР = ф(Р0) не содержит в себе функции времени, однако многие набросы, например пуски двигателей, во времени ограничены, а нагрев ДВС - это процесс относительно медленный.

Исходная мощность Р0, % от ном.

Рис. 4. Ограничения набросов нагрузки, заданные четырьмя заводами-изготовителями ГУ

Применение электрических защит, работающих по факту снижения частоты, физически выглядит закономерно, а вот применение защит работающих при снижении напряжения - сомнительно, так как функциональной зависимости между реактивной мощностью генератора и параметрами теплового режима ДВС нет [1]. Таким образом, в изолированных энергосистемах, где основными источниками являются ГПУ, подключение крупных электродвигателей переменного тока целесообразно производить посредством частотно-регулируемых преобразователей. Следует отметить, что если в изолированной энергосистеме в числе ГУ имеются СЭС с частотоведомым регулированием, то весь наброс нагрузки будет приходиться на другие ГУ.

Учитывая изложенное, в изолированных энергосистемах мониторинг величины запаса располагаемой мощности необходим для минимизации величины отключения потребителей средствами ПАУ при возникновении аварийных дефицитов мощности.

Мониторинг величины запаса располагаемой мощности

Величина располагаемой мощности в изолированной энергосистеме должна быть не меньше мощности спроса в любой момент времени. Если это условие нарушается, то в системе возникает дефицит мощности, который может привести к ухудшению показателей качества электрической энергии, например, к изменению частоты и напряжения, а в наиболее тяжёлых случаях - к аварии, что потребует введения ограничений на электропотребление средствами ПАУ. Величина запаса располагаемой мощности может служить одним из показателей надежности этой системы в отношении ее устойчивости к дефицитам активной мощности и ее экономичности в отношении использования генерирующих мощностей. В изолированных энергосистемах мониторинг величины запаса располагаемой мощности генерирующих источников полезен по ряду причин:

- нормальные и анормальные изменения величины электропотребления могут существенно изменять общий баланс мощности, особенно при наличии резко-переменной нагрузки (прокатных станов, дуговых печей и др.), и если запас по мощности мал, приводить к снижению частоты и напряжения, а также отключениям электроприемников потребителей;

- генераторы с приводом от ДВС обладают приемистостью меньшей, чем турбинные двигатели, поэтому в изолированных энергосистемах целесообразно не допускать режимов, когда недостаточная скорость набора мощности ДВС может стать причиной аварии;

- выбираемые производителями ГУ уставки технологических и электрических защит (особенно генераторов с ДВС) значительно повышают вероятность того, что при нарушении нормального режима, вызванного дефицитом мощности, эти ГУ будут отключены, что станет причиной значительного утяжеления аварии;

- СЭС с частотоведомым регулированием не участвуют в компенсации дефицитов активной мощности и почти не участвуют в компенсации дефицитов реактивной мощности, так как возможности форсировать выдачу реактивной мощности существенно ограничиваются малой токовой перегрузочной способностью инверторных преобразователей [7].

Указанные факторы и приближенные оценки вероятности их возникновения могут позволить предотвратить возникновение значительных аварийных дефицитов мощности, а в случае их возникновения, выбрать соответствующий объем УВ на отключение потребителей, для предотвращения развития аварии и отключения всех ГУ.

В изолированных энергосистемах в настоящее время широко применяются СЭС, выработку мощности которых необходимо прогнозировать в режиме online, следовательно, необходима методика оперативного прогнозирования, оперирующая минимумом исходных данных, требующая минимального количества вычислительных мощностей, но позволяющая получать адекватный по точности результат.

Методика оперативного прогнозирования мощности СЭС

Все существующие методики прогнозирования мощности СЭС основаны на почасовом расчёте положения Солнца, в процессе которого рассчитывается световой поток в плоскости фотоэлектрического модуля (ФЭМ), однако изменение спектра солнечного излучения в утренние и вечерние часы, как правило игнорируется, что ведёт к большим погрешностям, порядка 20% [9], [10].

Изменение спектра происходит из-за явления поляризации [11]. В рассматриваемом случае плоскость поляризации - это атмосфера Земли, а угол поляризации - это

горизонтальный угол солнца (азимут). Следовательно, зная азимут Солнца, можно учесть изменение спектра излучения:

^^Module ^^horizomtal

sin ( 0+Р )

cos2 (Azi)

(1)

sin ( 0 )

где 0 - угол наклона солнца по отношению к атмосфере, deg; в - угол наклона солнечных панелей, deg; - составляющая солнечного излучения, перпендикулярная

горизонту, W¡m2 ; Azi - азимут Солнца, град.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Из всего ранее сказанного видно, что основная доля величин, учитываемых при оценке генерируемой мощности СЭС, является расчётными. Единственной прогнозируемой величиной в данном случае является облачность. Учёт облачности ведётся путём ввода коэффициентов ослабления солнечного излучения, величина которых зависит от вида наблюдаемых облаков. Все виды облаков можно разделить на три класса: облака верхнего, среднего и нижнего яруса [12]. Каждый класс обладает своим коэффициентом ослабления, как показано в табл. 1.

Таблица 1

Коэффициенты ослабления солнечного излучения облаками

Нижний ярус Средний ярус Верхний ярус

(h = 0,5 - 0,6 км) (h = 2 - 6 км) (h > 6 км)

КА = 0,9 deg. ' К = 0,85 deg. ' КА = 0,45 deg. '

Кучевые Высококучевые Перистые

Слоисто-кучевые Высокослоистые Перисто-слоистые

Кучево-дождевые Слоисто-дождевые Перисто-кучевые

Коэффициенты ослабления, представленные в табл. 1, были получены расчётным путём на основании ретроспективных данных по освещённости и выдаче мощности Бугульчанской СЭС, расположенной в Куюргазинском районе Республики Башкортостан. Суммарный коэффициент ослабления рассчитывается по формуле:

( (. и и Ь \

kdeg.S

l-k

mid. J-,

l-k t°P ь

V max У

(2)

где К

max У V max У

"ш , ^ , b - количество наблюдаемых облаков нижнего, среднего и верхнего ярусов соответственно, %/10; кш , kmii , k - коэффициенты ослабления солнечного излучения облаками нижнего, среднего и верхнего ярусов соответственно; "тах = 10 - максимальный балл облачности. При этом, следует отметить, что точность расчёта суммарного коэффициента ослабления в режиме реального времени сильно зависит от достоверности и своевременности получения метеоданных, в частности данных по облачности. При этом, предполагается наличие ретроспективной информации по уровню освещённости и облачности в районе строительства СЭС для оценки величины коэффициентов ослабления солнечного излучения каждым отдельным классом облаков.

Аппроксимация зависимости выдаваемой мощности ФЭМ от мощности потока солнечного излучения осуществляется прямой линией, однако при освещённостях, приближающихся к 1000 Вт/м2, результаты расчётов получаются завышенными ввиду того, что не учитывается явление насыщения полупроводника, которым и объясняется то, что ФЭМ не может выдать мощность больше номинального значения [13], [14]. Самой простой функцией, с помощью которой можно это явление учесть, является гиперболический

тангенс. Таким образом, расчёт генерируемой мощности СЭС сводится к следующим уравнениям:

PV (G, 0°C) = th

Г G ^

th Module

G 0

V 0

1-

dP

(0 -0 )

\ 0 amb. /

G^Module G^horizomtai

sin (0+P ) - (0 )

(3)

sin

• Kg.z-COs (Azi)

где

С0 = 1000 т - номинальное значение мощности светового излучения; Р0 - номинальная мощность ФЭМ, Вт; в0= 25 °С - номинальное значение температуры окружающей среды.

Достоверность результатов, получаемых по предлагаемой методике, была проверена по ретроспективным данным о выработке мощности, предоставленным АО «СО ЕЭС» по Бугульчанской СЭС. Ретроспективные метеоданные были получены с сайта https://rp5.ru и официального сайта Росгидромет. Результаты расчёта приведены на рис. 5.

а) б)

Рис. 5. Сравнение фактической выдачи мощности Бугульчанской СЭС в пасмурную погоду с результатами оперативного прогнозирования (Республика Башкортостан, средняя погрешность -10%): а) Выдача мощности СЭС в суточном разрезе времени; б) Выдача мощности СЭС в зависимости

от мощности светового излучения

Предлагаемая упрощенная методика оперативного прогнозирования оперирует минимумом исходных данных, не требует больших вычислительных мощностей и обеспечивает приемлемую точность прогнозирования (используемые в России методики дают результат с погрешностью 30-40%). Однако при этом точность оперативного прогноза сильно зависит от достоверности и своевременности предоставляемых метеоданных, поэтому предполагается её использование для оценки величины генерируемой мощности СЭС на несколько часов вперёд. В изолированной энергосистеме предлагаемая методика может быть использована в целях краткосрочного планирования режима с учётом генерации СЭС или же стать частью автоматизированной системы управления (АСУ) СЭС, т.к. на каждой крупной СЭС имеются средства прямого измерения освещенности (инсоляции) в плоскости ФЭМ [15].

Заключение

Анализ электромеханических переходных процессов в изолированных энергосистемах с промышленными потребителями, вызванных аварийными дефицитами мощности, с различной структурой генерирующих мощностей, позволил выявить

существенное влияние уставок технологических и электрических защит, а также конструктивных особенностей ГУ на характер протекания переходного процесса.

Применение ДАР, срабатывающей по факту отключения генерирующего оборудования, в том числе в результате КЗ в сети, в случае возникновения аварийных дефицитов мощности, позволяет ограничить глубину провалов частоты и напряжения, по сравнению с АЧР1, снизив объемы отключения потребителей.

Использование в изолированных энергосистемах быстродействующих устройств РЗ и современных коммутационных аппаратов позволяет уменьшить время ликвидации КЗ, что существенно влияет на допустимость параметров послеаварийного режима для ГУ и электроприемников потребителей.

Проектирование ПАУ в изолированных энергосистемах целесообразно осуществлять на основании специальных расчётов электрических режимов и электромеханических переходных процессов.

Организация мониторинга запаса располагаемой мощности в изолированных энергосистемах позволяет предотвратить излишнее отключение потребителей средствами ПАУ и снизить ущерб от нарушения электроснабжения.

Предложенная упрощённая методика оперативного прогнозирования выдаваемой мощности СЭС (средняя погрешность 10%), с аппроксимацией зависимости Ppr (G,9°С) гиперболическим тангенсом, позволяет получать достоверные результаты, применимые для практического использования при условии своевременного получения достоверной информации от метеопровайдера.

Использование предлагаемой методики в АСУ СЭС позволит минимизировать объемы отключения потребителей средствами ПАУ и повысить надежность их электроснабжения.

Литература

1. Илюшин П.В. Особенности противоаварийного управления при аварийных дефицитах мощности в автономных энергосистемах // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2016. № 5. С. 2-10.

2. Технические правила организации в ЕЭС России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците активной мощности (автоматическая частотная разгрузка) - СТО 59012820.29.240.001-2010, утверждены и введены в действие приказом ОАО «СО ЕЭС» от 31.12.2009 № 509.

3. Илюшин П.В. Учет особенностей объектов распределенной генерации при выборе алгоритмов противоаварийного управления в распределительных сетях // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2011. №4.С. 19-25.

4. Caterpillar Energy Solutions GmbH Carl Benz Strabe. Power plants layout with gas engines (Planning and installation notes). 2014. pp. 6-16.

5. U.S. Environmental protection agency «Combined heat and power partnership». Catalog of CHP Technologies. Section.2. Technology characterization - reciprocating internal combustion engines. 2015. pp. 13-16.

6. Water Environment Federation.WSEC-2017-TR-002, RBC Bioenergy Technology Subcommittee, CHP TaskForce. Combined heat and power «Internal combustion engines». 2017. pp.20-23.

7. Planning, Installation, Troubleshooting and maintenance manual «Xamtex GT500 E 500 kW, Xantex GT630 E 630 kW», Schneider Electric. 2009.

8. CIGRE/CIRED Join Working group C6/B5.25/CIRED «Control and automation systems for electricity distribution networks (END) of the future», December 2017.

9. Peder Bacher, Short-Term Solar Power Forecasting. KongensLyngby. 2008. IMM-2008-13. pp. 9-12.

10. Claudio Monteiro, Tiago Santos, L. Alberto Fernandez-Jimenez, Ignacio J. Ramire-Rosedo, Sonia Terreros-Olarte. Short-Term Power Forecasting Model for photovoltaic plants based on historical similarity. 2013. pp. 2027-2063.

11. Linda J. Vandergriff - director of «Photonics System Engineering»; Nature and properties of light. Fundamentals of photonics. Module 1. Science applications international corporation McLean. Virginia. 2016. pp. 12-13.

12. Cloud types for observers. Reading the sky. MetOffice. 2010. p.2.

13. Ting-Chung Yu, Tang-Shivan Chien «A study of the characteristics for solar modules». 2012.

p. 23.

14. Manchester-Metropolitan University «Characterization of a photovoltaic module». 2012. pp. 16-17.

15. Pedram Jakangiri. Voltage and reactive power regulation by photovoltaics in distribution systems. Iowa State University. Digital repository. 2014.

16. Albarracin Sanchez, Ricardo IEEE «Photovoltaic reactive power limits», 12th International conference on environment and electrical engineering (EEEIC). 2013. pp. 3-4.

Авторы публикации

Илюшин Павел Владимирович - канд. техн. наук, проректор по научной работе Петербургского энергетического института повышения квалификации. E-mail: ilyushin.pv@mail.ru.

Тыквинский Алексей Михайлович - магистрант кафедры Автоматизированных электрических систем УралЭНИН Уральского федерального университета имени первого президента России Б.Н.Ельцина. E-mail: tykvinsky.alex@inbox.ru.

References

1. Ilyushin P.V. Osobennosti protivoavarijnogo upravleniya pri avarijnyh deficitah moshchnosti v avtonomnyh ehnergosistemah // EHlektro. EHlektrotekhnika, ehlektroehnergetika, ehlektrotekhnicheskaya promyshlennost'. 2016. No 5. pp. 2-10.

2. Tekhnicheskie pravila organizacii v UPS Rossii avtomaticheskogo ogranicheniya snizheniya chastoty pri avarijnom deficite aktivnoj moshchnosti (avtomaticheskaya chastotnaya razgruzka) - STO 59012820.29.240.001-2010, utverzhdeny i vvedeny v dejstvie prikazom «SO UPS», JSC ot 31.12.2009 No. 509.

3. Ilyushin P.V. Uchet osobennostej ob"ektov raspredelennoj generacii pri vybore algoritmov protivoavarijnogo upravleniya v raspredelitel'nyh setyah // EHlektro. EHlektrotekhnika, ehlektroehnergetika, ehlektrotekhnicheskaya promyshlennost'. 2011. No.4. pp. 19-25.