ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

ДОПУСТИМАЯ ДОЛЯ УЧАСТИЯ ВЕТРОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИИ ПРИ РАБОТЕ В СИСТЕМЕ

Колебания мощности ветроэлектростанций, обуслов­ленные пульсирующим характером энергии ветра, спо­собны привести к колебанию частоты системы. Практи­чески это означает, что доля допустимого участия ветро­электрических станций будет в сильной степени зависеть от быстроты действия регуляторов первичных двига­телей неветровых станций. При работе со станциями, первичные двигатели которых снабжены быстродей­ствующими регуляторами, способными весьма быстро реагировать на изменение мощности, вливаемой ветро - электростанциями, можно допустить 100%-е участие по­следних в совместной работе. Если же регуляторы у пер­вичных двигателей неветровой станции или отсутствуют вовсе, или являются относительно медленно действую­щими, но обладающими достаточной чувствительностью для того, чтобы отзываться на пульсации мощности ветроэлектростанций, то доля возможного участия вет­роэлектростанций в системе ' должна быть ограничена. Такое положение справедливо прежде всего для ряда сельских гидроэлектростанций. В этом случае способ­ность системы прийти к новому равновесию после воз­мущений, вызванных пульсацией энергии ветроэлектри­ческих станций, будет определяться свойством самовы­равнивания, определяемого течением моментных харак­теристик первичных двигателей и нагрузки. Угловая скорость нового состояния системы определяется выра­жением [J1. 17]:

(5-2)

~ + °нагр

Где (Мв)0 — момент, создаваемый ветродвигателем до начала переходного процесса;

ДЛ4в — избыточный момент ветродвигателя, возни­кающий в системе вследствие изменения скорости ветра.

Величина уИор, ар ц анагр находят из следующих определений:

УИ0? — оja — характеристика моментов первичного дви­гателя неветровой станции при определен­ном открытии р регулирующего механизма,

А <й — момент нагрузки.

После ряда преобразований получается выражение для пульсирующей мощности (момента) ветроэлектро - станций:

Со

Нач

Со,.

Где р и —открытие направляющего аппарата гидротурбин в общем случае и при холостом ходе; — относительное разгонное число обо­ротов гидротурбины; о>нач, и <»н — начальная, установившаяся и номи­нальная скорости вращения гидро­агрегата.

Kl — базисная мощность, которую обеспе­чивают ветроэлектростанции.

Подсчет величины допустимой пульсации с помощью выражения (5-3) производится следующим образом:

Задаются значениями ----- ,----- , и величиной на-

®н шнач

Грузки в сети снагр в долевых единицах от номиналь­ного момента работающих гидротурбин, принимаемого за единицу (с = 1). Определяется величина нагрузки снач, которая обеспечивается гидротурбиной в начале переходного режима:

Нач м нагр і

Н

Расчет по выражению (5-3) требует знания зависи. мостей р = /(ст) (индекс „т" означает — турбины). Последние находят на основе разгонных характеристик гидроагрегатов ар=/ф), используя уравнение

1 + аЗ

С =tz3>. ?

Т. нач 1 _______ |

*

Для примера зависимости $ = f(cT) показаны на рис. 5-2. При их построении использовались разгонные характеристики гидротурбин, заимствованные из [Л. 18].

Теперь, получив возможность подсчитать ks по вы­ражению (5-3), можно определить процент пульсации мощности (момента) ветроэлектрической станции в до­лях от ее полной мощности (момента) ■ - и долю

Участия ветроэлектрической станции в покрытии на-

K 4- k грузки сети 8 ■

Снагр

Проделав расчеты для различных значений базисной мощности &1 = 0,1; 0,2; ...; 1,0, различных типов гидро­турбин, различных значений нагрузки снагр, можно по­строить кривые возможного участия в системе ветро-

K 4- k

Электрических станций ' 8 от степени пульсации их

Снагр

Мощности k k при' заданном колебании частоты.

Такие кривые даны на рис. 5-3. Располагая такими зависимостями, достаточно знать степень пульсации мощности ветроэлектрических станций и нагрузку си­
стемы, чтобы определить полную мощность ветроэлек­трических станций, которая может быть включена - на параллельную работу с гидроэлектростанцией, первич­ные двигатели которой имеют относительно медленно действующие регуляторы скорости. Степень пульсации мощности ветроэлектростанции определяется по форму­ле (5-1).

Как видно из рис. 5-3, возможное участие ветро­электрических станций в системе, представленное в до-

1,2

Лях нагрузки системы, исходя из допустимой неравно­мерности хода системы, повышается при уменьшении степени пульсации мощности ветроэлектрических стан­ций. В отдельном случае мощность ветроэлектрической станции может изменяться за счет порывистости ветра от нуля до величины, ограничиваемой регулятором мо­мента. Но при более сильных ветрах, при наличии неко­торой постоянно обеспеченной мощности ветроэлектро­станций пульсация мощности будет в пределах, опреде­ляемых нижним значением скорости ветра и значением скорости ветра, с которого мощность ограничивается
регулированием. Эта пульсация может оказаться срав­нительно незначительной.

Средствами снижения величины пульсаций мощности ветроэлектростанций, позволяющими увеличить долю участия последних в системе, являются объединение вет­роэлектрических стан­ций в группы, а также повышение маховых маос ветродвигателей.

На рис. 5-4 пред­ставлены крив~ые, в рассматриваемых усло­виях (при медленно действующих регуля­торах или их отсут­ствии) показывающие влия'ние числа ветро­электрических станций в группе на возмож­ную долю участия при различных' скоростях ветра.

Увеличение числа ветроэлектростанций в группе повышает воз­можную - долю уча­стия ВЭС в системе в І'/г—2 раза. Общий подъем кривых объясняется влия­нием базисной мощности ветроэлектростанций, прояв­ляющимся все более по мере возрастания абсолютного значения скорости ветра.