CC BY
144
Оригинальная статья / Original article УДК 621.316.11
DOI: 10.21285/1814-3520-2017-2-97-105
ВЛИЯНИЕ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ С ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ УСТАНОВКАМИ НА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ
© П.Л. Климов1
Иркутский национальный исследовательский технический университет 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
РЕЗЮМЕ. ЦЕЛЬЮ является исследование влияния распределенной генерации на распределительную сеть. МЕТОДЫ. В работе использована двухмассовая модель привода ветротурбины системы имитационного блочного моделирования динамических систем подсистемы MATLAB Simulink. РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ. Представлены математическая модель системы, расчеты потерь мощности в различных узлах системы с подключением ветроэнергетической установки и без. Приведены результаты моделирования, показывающие влияние распределенной генерации с ветроэнергетическими установками на динамику напряжений в сети. ВЫВОДЫ. Интеграция ветроэнергетической установки (ВЭУ) в распределительные сети оказывает влияние на напряжение сети и позволяет уменьшить суммарные потери активной мощности.
Ключевые слова: распределенная генерация (РГ), распределительная сеть, ветроэнергетическая установка (ВЭУ), ветрогенератор, напряжение, подстанция.
Формат цитирования: Климов П.П. Влияние распределенной генерации с ветроэнергетическими установками на распределительные сети // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2016. Т. 21. № 2. С. 97-105. DOI: 10.21285/1814-3520-2017-2-97-105
THE EFFECT OF WIND POWER PLANT DISTRIBUTED GENERATION ON DISTRIBUTION NETWORKS P.L. Klimov
Irkutsk National Research Technical University,
83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russian Federation.
ABSTRACT. The PURPOSE of the article is to study the effect of distributed generation on the distribution network. METHODS. The paper uses a two-mass model of the wind turbine drive of the simulation block modeling system of MATLAB Simulink dynamic systems. RESULTS AND THEIR DISCUSSION. A mathematical model of the system is presented. Power losses are calculated in different nodes of the system with and without the connected wind power plant. The simulation results demonstrating the effects of the distributed generation from wind power plants on voltage dynamics in the electric line are provided. CONCLUSIONS. Wind power plants (WPP) integration in distribution networks affects the electric line voltage and allows to reduce the total losses of active power.
Keywords: distributed generation (DG), distribution network, wind power plant (WPP), wind turbine generator, voltage, substation.
For citation: Klimov P.L. The effect of wind power plant distributed generation on distribution networks. Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2017, vol. 21, no 2, pp. 97-105. (In Russian) DOI: 10.21285/1814-3520-2017-2-97-105
Введение
Производство электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии является актуальной и перспективной на сегодняшний день задачей, следовательно, объектом пристальных исследований во всем мире. В последние десять лет установки на базе возобновляемых источников энергии стали одним из основных сегментов по развитию интеллектуальных сетей и
интеграции средних и малых установок на базе возобновляемых источников энергии в электросети.
В Российской Федерации политика по использованию возобновляемых источников энергии - одна из самых обсуждаемых в последние годы. В 2010 году в России запущена программа возобновляемой энергетики, которая призвана обеспечить
1
Климов Павел Леонидович, аспирант, e-mail: [email protected] Pavel L. Klimov, Postgraduate student, e-mail: [email protected]
4,5% от всего спроса на электроэнергию из возобновляемых источников энергии к 2020 году. Эти энергетические ресурсы могут способствовать значительному снижению затрат на производство электроэнергии в локальных энергосистемах [1].
Распределенная генерация на базе возобновляемых источников энергии является одним из основных элементов в перспективных планах развития мировой энергетики. Солнечная энергия, энергии ветра, биотопливо и гидроэнергия будут определять долгосрочное устойчивое энергоснабжение потребителей. Интеграция распределенных генераторов (источников энергии) в распределительные сети для энергоснабжения потребителей уже стала актуальным вопросом во многих странах. Затраты на производство энергии из возобновляемых источников в ближайшие годы будут становиться все более и более конкурентоспособными по сравнению с ростом стоимости ископаемого топлива. Важные изменения произошли в последние несколько лет в области технологий для распределенной генерации [2, 3]. Некоторые
аналитические и инженерные исследования по воздействию ветроэнергетики на существующую сеть приведены в [4]. Обзор динамических моделей для анализа динамической устойчивости передачи и системы распределения с РГ содержится в [5, 6]. Проблемы, связанные с нестабильностью напряжения в системах электроснабжения, поставлены в ряд основных при планировании и эксплуатации сети [7]. Последние работы сосредоточены на решении вопросов интеграции распределенной генерации в существующие сети без снижения надежности и устойчивости системы, изменения схем релейной защиты или других технических вопросов.
Однако эффект от потенциального роста подключения РГ в распределительные сети привлекает гораздо меньше внимания. Очень мало изучено ее влияние на распределительную сеть. Целью настоящей работы является изучение потенциального влияния РГ на распределительную сеть, т.е., как интеграция РГ на базе ветроэнергетических установок влияет на поведение потоков и потерь мощности в сети.
Ветровые технологии в распределенной генерации
В статье исследована модель распределительной сети с распределенной генерацией на базе ветроэнергетических установок. Данная распределительная сеть представляет собой элемент интегрированной системы. Проведены расчетные исследования потерь мощности, колебаний напряжения на зажимах ветрогенератора при различных уровнях интеграции.
Для исследования в работе принята распределительная сеть (рис. 1), состоящая из 15 подстанций, имеющая 14 потребителей (нагрузок). Каждый узел (подстанция) соединен между собою линией элек-
тропередачи. Данная распределительная сеть модернизируется подключением ветроэнергетической установки (ВЭУ) к шинам Подстанции № 10 (мощность синхронного генератора ВЭУ - 2 МВА). Кроме того, мы подключаем маломощный (1 МВА) синхронный генератор к шине Подстанции № 1. Шина № 15 - является сечением, соединяющим распределительную сеть с энергосистемой, т.е. шиной бесконечной мощности (узел, в котором напряжение и частота всегда остаются постоянными).
В табл. 1 приведена исходная информация по распределительной сети.
Двухмассовая модель привода ветротурбины
Наиболее важными элементами ветрогенератора, определяющими его скорость, являются ротор, привод и генератор.
Ротор ветрогенератора, с радиусом Я^, преобразует энергию ветра на валу, вращающемся со скоростью шт.
Рис. 1. Однолинейная схема распределительной сети с распределенной генерацией Fig. 1. Single line schematic diagram of the distribution network with distributed generation
Параметры линий и нагрузка узлов распределительной сети Line parameters and load of distribution network nodes
Таблица 1 Table 1
Начальный узел / Initial node Конечный узел / Final node R, o.e./ R, r.u. Х, o.e./ Х, r.u. B o.e. / B, r.u. Pнагр, °.e. / Pload, r.u. Qнагр, °.e. / Qload, r.u.
1 2 0,00315 0,075207 0,00000 0,002080 0,0021
2 3 0,00033 0,001849 0,00150 0,04950 0,0051
3 4 0,00667 0,030808 0,03525 0,09580 0,0098
4 5 0,00579 0,014949 0,00250 0,04420 0,0045
5 6 0,01414 0,036547 0,00000 0,01130 0,0012
4 7 0,00800 0,036961 0,03120 0,06380 0,0066
7 8 0,00900 0,041575 0,00000 0,03230 0,0033
8 9 0,00700 0,032346 0,00150 0,02130 0,0022
9 10 0,00367 0,01694 0,00350 0,02800 0,0029
10 11 0,00900 0,041575 0,00200 0,21700 0,0022
3 12 0,02750 0,127043 0,00000 0,01320 0,0014
12 13 0,03150 0,081405 0,00000 0,00290 0,0003
13 14 0,03965 0,102984 0,00000 0,01610 0,0016
14 15 0,01061 0,004153 0,00000 0,01390 0,0014
Напряжение / Voltage - 6, 6 кВ / 6.6 kV Базисная мощность / Base power - 10 МВА / 10 MVA
Сила ветра зависит от скорости ветра Уш, плотности воздуха р и охватываемой площади Ам.
Мощность на роторе определяется коэффициентом мощности ср(Л,в), величина которого зависит от угла наклона лопастей в и коэффициента скорости ветра
Âr —
штЯ
Крутящий аэродинамический мо-
мент, приложенный к ротору турбины действующим ветром, в соответствии с [8, 9], определяется выражением
Тае — 9,Р Autcv(^r>6)V(jj>
¿Шт г
(1)
V.
ш
где ср можно аппроксимировать, как указано в [9], после чего получим:
ср = (0,44 - 0,0167e)sin
п(А - 3)
15 - 0,30
-0,00184(1-3)0.
(2)
В работе принята двухмассовая модель привода ветротурбины, представленная в виде двух вращающихся масс, связанных между собой упругой механической связью. Привод крепится к ветровой турбине, преобразующей вращающий аэродинамический момент Тае на роторе в низкооборотный крутящий момент на валу (первая масса), и с помощью редуктора трансформирует низкооборотный крутящий момент в высокооборотный (вторая масса). Первая вращающаяся масса состоит из лопастей, ступицы и тихоходного вала. Вторая вращающаяся масса - это высокоскоростной вал с константами инерции Нт и Нд. Валы соединены между собой через передаточное соотношение (коэффициент) Ng с учетом торсионной жесткости Ks, торсионного демпфирования Dm и Dg и торсионного угла А. Номинальная синхронная частота сети - /. С учетом выше принятого динамические характеристики вала могут быть представлены в следующем виде [6, 7]:
йт = - ^ - DmШm], (3)
=— \КЛ - ТПР - DnMn], (4)
(5)
А = Inf
L 1ae 1
Шт--
шп
Синхронный генератор ВЭУ получает вращение (энергию) от редуктора посредством жесткого соединения. Соотношение между механическим моментом и торсионным углом определяется по формуле
Тт = KSA.
(6)
Механический крутящий момент зависит от торсионной жесткости (К5), торсионного угла (Я), частоты вращения ротора К) и т.д.
В этой работе моделирование временной области осуществляется при помощи полной нелинейной модели системы ветровой турбины с учетом генерации на переменном механическом моменте. Переходная модель может быть описана следующим набором алгебраических дифференциальных уравнений [9]:
= -1Г[Е^Г + (Х - Х'Уаэ + 5ШзТ0Еаг], (7)
'о
È'dr = -èî[Edr - (х -
1qs
БШ
's^E^rl (8)
S = п и U
2Н,
(9)
(vds+jvqs) = (Rs+jX')(ids +jiqs) +
+ j(E
qr
(10)
где X'=XS +
Xm+^r
- переходное реактив-
ное сопротивление; И5 - сопротивление статора, принимается равным нулю; Хг -сопротивление ротора; Хт - сопротивление намагничивания; X = Х5 + Хт - сопротивление разомкнутой цепи ротора; ТО - постоянная времени переходного процесса размыкания цепи; Тт - механический вращающий момент; 5 - скольжение; Те = Е'аг1а5 + Е'Г1ЧЗ - электрический вращающий момент; и Е'чг - продольные и поперечные переходные ЭДС соответственно; ^ и - токи по продольной и поперечной оси соответственно; ш3 - синхронная скорость.
Качественное и количественное влияние распределенной генерации
Анализ влияния распределенной генерации на распределительную сеть проведен в сети, состоящей из 15 подстанций
(см. рис. 1). Исходные данные сети приняты следующие: базовая мощность - 10 МВА, номинальное напряжение - 6,6 кВ,
общая нагрузка сети - 6,3 МВт и 0,0446 МВАр. ВЭУ подключается к шине № 10 и обеспечивает потребность 20% общей нагрузки сети. Узловые напряжения до и после подключения ВЭУ приведены на рис. 2. Подключение ветрогенератора к сети увеличивает напряжение в соседних узлах. Расчеты напряжений узлов, потоков мощности, а также модальный анализ динамических свойств энергосистемы (определение переходных ЭДС) выполнены в пакете прикладных программ МаИаЬ с использованием матрицы собственных и взаимных проводимостей и матрицы состояния энергосистемы.
Собственные значения матрицы состояния энергосистемы до и после подключения ВЭУ приведены в табл. 2. При использовании собственных значений и собственных векторов матрицы состояния энергосистемы в соответствии с [11, 12] получим:
Pki — ÇkiVik>
(11)
где Ры - коэффициент участия к-й подстанции в 1-м режиме; - к-й элемент
правой колонки и левой строки собственного вектора соответственно, связанный с собственным значением 1-го
режима.
Коэффициенты участия, вычисленные из собственных векторов матрицы состояния, связанные с критическим режимом, содержат информацию об устойчивости системы. Режим, в котором преобладает поведение системы, называется критическим. Полученные собственные значения позволяют сделать вывод, что в режимах 18 и 19 система менее устойчива до подключения ВЭУ. Коэффициенты участия режимов приведены в табл. 3 и свидетельствуют о том, что переходные ЭДС по продольной и поперечной оси являются причиной неустойчивости и что это вызвано рассогласованием реактивной мощности.
Потери мощности в узлах приведены в табл. 4. Как видно из расчетов, суммарные потери мощности в сети с РГ меньше. Важно отметить и тот факт, что ветрогенератор потребляет реактивную мощность.
Рис. 2. Узловые напряжения до и после подключения ВЭУ Fig. 2. Nodal voltages before and after wind turbine connection
Таблица 2
Собственные значения матрицы состояния энергосистемы до и после подключения ВЭУ
Table 2
Power system state matrix eigenvalues before and after wind turbine connection_
Режим / Mode До подключения ВЭУ / Before wind turbine connection После подключения ВЭУ / After wind turbine connection
Действительная составляющая / Real component Мнимая составляющая / Wattless component Действительная составляющая / Real component Мнимая составляющая / Wattless component
1 -0,47818 3,5194 -2,4659 39,639
2 -0,47818 -3,5149 -2,4659 -39,639
3 -0,68737 0,65034 -1,3866 7,7508
4 -0,68737 -0,65034 1,3866 -7,7508
5 -34,634 0 -0,80380 4,7237
6 -27,142 0 -0,80380 -4,7237
7 -15,725 0 -0,70685 0,12431
8 -3,3653 0 -0,70685 -0,12431
9 -1,5443 0 -40,954 0
10 -0,74740 0 -30,928 0
11 -0,15910 0 -15,460 0
12 - - -9,6406 0
13 - - -8,4765 0
14 - - -5,0684 0
15 - - -2,3399 0
16 - - -1,9592 0
17 - - -0,51747 0
18 - - -0,16229 0
19 - - -0,00001 0
Таблица 3
Коэффициент участия
Table 3
Contribution coefficient
Режим / Mode Коэффициент участия / Contribution coefficient
18 AE'q = 1,0 AE'd = 0,38805
19 AE'q = 0,0001
Для исследования поведения напряжения в системе с разным уровнем интеграции ВЭУ имитируем отключение линии, связывающей Подстанцию № 3 и Подстанцию № 12, на 2 сек. Неисправность возникает при 1 = 1 сек от начала модели-
рования и устраняется при 1 = 3 сек. Напряжение на выводах ветрогенератора при 20%, 50% и 80% интеграции РГ преда-варийного, аварийного и послеаварийного режима показано на рис. 3.
Таблица 4
Потери мощности в узлах
Table 4
Power losses in nodes
Начальный узел / Initial node Конечный узел / Final node Потери мощности без подключения РГ, МВт / Power losses without distributed generation connection, MW Потери мощности с подключением РГ, МВт / Power losses with connected distributed generation, MW
1 2 0,000126 0,023
2 3 0,00121 0,000303
3 4 0,0216 0,00149
4 5 0,000276 0,0000282
5 6 0,0000282 0,00005
4 7 0,00873 0,0008
7 8 0,0000126 0,0004
8 9 0,000252 0,0000571
9 10 0,0339 0,00000035*0
10 11 0,000128 0,00444
3 12 0,0113 0,00000047*0
12 13 0,0063 0,000317
13 14 0,00000018*0 0,00735
14 15 0,001 0,00046
Суммарные / Total 0,0851 0,0387
0 2 4 6 8
Время, сек / Time, sec
Рис. 3. Колебания напряжения на шинах Подстанции № 10 Fig. 3. Voltage fluctuations on Substation no. 10 busbars
Из рис. 3 видно, что подключение распределенной генерации вызывает повышение и колебания напряжения в распределительной сети. Однако система при максимальном уровне интеграции РГ (80%) возвращается до нормального (предава-рийного) режима (состояния). При дефици-
те реактивной мощности и максимальном уровне интеграции система может стать неустойчивой. Также устойчивость системы зависит от условий эксплуатации, конфигурации сети, режимов работы и других факторов.
Заключение
В работе проведено исследование влияния ВЭУ на распределительные сети. Аналитические расчеты показывают, что интеграция РГ влияет на напряжение сети. При этом суммарные потери в распределительной сети уменьшаются при подключе-
нии ВЭУ. Целью дальнейшей работы является динамический анализ распределительной сети при подключении к ней генерирующих установок других типов и другой нагрузки.
Библиографический список
1. Lombardi P., Sokolnikova T., Suslov K., Voropai N., Styczynsky Z.A. Isolated power system in Russia: a chance for renewable energy // Renewable Energy. 2016. Vol. 90. P. 532-541.
2. Walmir F. et al. Comparative analysis between synchronous and induction machines for distributed generation applications // IEEE Transactions on Power Systems. 2006. Vol. 21. No. 1. P. 301-311.
3. Stratis T., Michael W. Advanced active and reactive power control for mini grids // World Climate & Energy Event (Brazil, Rio de Janeiro, March 17-19, 2009). Brazil, Rio de Janeiro. 2009. P. 111-117.
4. Parsons B. et al. Grids impacts of wind power: summary of recent studies in the United States // European Wind Energy Conference and Exhibition NREL/CP-500-34318 (Spain, Madrid, June 16-19, 2003). National Renewable Energy Laboratory. 2003. P. 121-139.
5. Jens C. et al. Dynamic models for transient stability analysis of transmission and distribution systems with distributed generation: an overview // IEEE Bucharest Power Tech Conference (Romania, Bucharest June 28 - July 2, 2009), Romania, Bucharest. 2009. P. 186194.
6. Genevieve C., Majid Al-Dabbagh. Effect of Steady-State Wind Turbine Generator Models on Power Flow Convergence and Voltage Stability Limit // Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC 2005), Tasmania, Australia. 2005. P. 326-331.
7. Per-Anders Lof, Stefan A., J.H. Goran. On the analysis of long-term voltage stability // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 1993. Vol. 15. No. 4. P. 229-237.
8. Ackermann T. Wind Power in Power Systems. John Wiley & Sons Ltd. England, 2005. P. 138-153.
9. Hossain M.J., Pota H.R., Ugrinovskii V., Ramos R.A. Simultaneous STATCOM and pitch angle control for improved LVRT capability of fixed-speed wind turbines // IEEE Trans. on Sustainable Energy. 2010. Vol. 1. No. 3. P. 142-151.
10. Abdin E. S., Xu W. Control design and dynamic performance analysis of wind turbine-induction generator unit // IEEE Trans. on Energy Conversion. 2000. Vol. 15. No. 1. P. 91-96.
11. Perez-Arriaga I.J. et al. Selective modal analysis with applications to electric power systems // Part I: Heuristic Introduction IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. 1992. PAS-101. No. 9. P. 31173125.
12. Denis L., Goran A. Use of participation factors in modal voltage stability analysis of multi-infeed HVDC systems // IEEE Transactions on Power Delivery. 1998. Vol. 13. No. 1. P. 203-211.
13. Солодуша С.В., Герасимов Д.О., Суслов К.В. Построение интегральной модели на примере динамики ветроэнергетической установки // Вестник Южно-Уральского государственного университета. Серия: Математическое моделирование и программирование. 2015. Т. 8. № 4. С. 40-49.
References
1. Lombardi P., Sokolnikova T., Suslov K., Voropai N., Styczynsky Z.A. Isolated power system in Russia: a chance for renewable energy. Renewable Energy. 2016, vol. 90, pp. 532-541.
2. Walmir F. et al. Comparative analysis between synchronous and induction machines for distributed generation applications. IEEE Transactions on Power Systems. 2006, vol. 21, no. 1, pp. 301 -311.
3. Stratis T., Michael W. Advanced active and reactive power control for mini grids. World Climate & Energy Event (Brazil, Rio de Janeiro, March 17-19, 2009). Brazil, Rio de Janeiro. 2009, pp. 111-117.
4. Parsons B. et al. Grids impacts of wind power: summary of recent studies in the United States. Euro-
pean Wind Energy Conference and Exhibition NREL/CP-500-34318 (Spain, Madrid, June 16-19, 2003). National Renewable Energy Laboratory. 2003, pp. 121-139.
5. Jens C. et al. Dynamic models for transient stability analysis of transmission and distribution systems with distributed generation: an overview. IEEE Bucharest Power Tech Conference (Romania, Bucharest June 28 - July 2, 2009), Romania, Bucharest. 2009, pp. 186194.
6. Genevieve C., Majid Al-Dabbagh. Effect of Steady-State Wind Turbine Generator Models on Power Flow Convergence and Voltage Stability Limit. Australasian
Universities Power Engineering Conference (AUPEC 2005), Tasmania, Australia. 2005, pp. 326-331.
7. Per-Anders Lof, Stefan A., J.H. Goran. On the analysis of long-term voltage stability. International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 1993, vol. 15. no. 4, pp. 229-237.
8. Ackermann T. Wind Power in Power Systems. John Wiley & Sons Ltd. England, 2005, pp. 138-153.
9. Hossain M.J., Pota H.R., Ugrinovskii V., Ramos R.A. Simultaneous STATCOM and pitch angle control for improved LVRT capability of fixed-speed wind turbines. IEEE Trans. on Sustainable Energy. 2010, vol. 1. no. 3, pp. 142-151.
10. Abdin E.S., Xu W. Control design and dynamic performance analysis of wind turbine-induction generator unit. IEEE Trans. on Energy Conversion. 2000, vol. 15, no. 1, pp. 91-96.
Критерии авторства
Климов П.Л. полностью подготовил статью и несет ответственность за плагиат.
Конфликт интересов
Автор заявляет об отсутствии конфликта интересов.
Статья поступила 08.12.2016 г.
11. Perez-Arriaga I.J. et al. Selective modal analysis with applications to electric power systems // Part I: Heuristic Introduction IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. 1992, PAS-101, no. 9, pp. 31173125.
12. Denis L., Goran A. Use of participation factors in modal voltage stability analysis of multi-infeed HVDC systems. IEEE Transactions on Power Delivery. 1998, vol. 13, no. 1, pp. 203-211.
13. Solodusha S.V., Gerasimov D.O., Suslov K.V. Postroenie integral'noi modeli na primere dinamiki vetroenergeticheskoi ustanovki [Construction of an integral model by the example of wind turbine dynamics]. Vestnik Yuzhno-Ural'skogo gosudar-stvennogo univer-siteta. Seriya: Matematicheskoe modelirovanie i pro-grammirovanie [Bulletin of the South Ural State University. Series: Mathematical modeling and programming]. 2015, vol. 8, no. 4, pp. 40-49. (In Russian)
Authorship criteria
Klimov P.L. has written and prepared the article for publication and bears the responsibility for plagiarism.
Conflict of interest
The author declares that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
The article was received 08 December 2016
