ANALYSIS OF THE IMPACT OF SOLAR POWER PLANT INTEGRATION ON THE TOTAL INERTIA OF THE POWER SYSTEM

Интеграция возобновляемых источников энергии (ВИЭ), таких как солнечные электростанции (СЭС), в энергосистемы становится все более распространенной практикой. Однако, в отличие от традиционных синхронных генераторов, ВИЭ не обладают естественной инерцией, что приводит к снижению устойчивости энергосистемы. Это особенно актуально для малых энергосистем, где даже незначительные изменения частоты могут привести к серьезным последствиям, включая отключение потребителей и аварии. В связи с этим исследование влияния интеграции СЭС на совокупную инерцию энергосистемы является важной задачей, требующей детального анализа.

В последние годы проблема снижения инерции энергосистем из-за интеграции ВИЭ активно изучается. В исследованиях

Целью данного исследования является анализ влияния интеграции солнечной электростанции на совокупную инерцию энергосистемы и разработка рекомендаций по улучшению ее динамических свойств.

Задачи исследования:

1. Моделирование трехмашинной энергосистемы с традиционными синхронными генераторами и двухмашинной энергосистемы с СЭС в программном комплексе MATLAB/Simulink.

2. Анализ инерционных откликов энергосистемы при возмущениях, таких как отключение генератора.

3. Сравнение динамических свойств энергосистемы с традиционной генерацией и энергосистемы с СЭС.

4. Разработка рекомендаций по повышению инерционности энергосистемы с СЭС.

В статье использовались следующие методы и принципы исследования:

1. Имитационное компьютерное моделирование исследуемых процессов в программном комплексе MATLAB/Simulink.

2. Математический анализ.

3. Анализ российских и зарубежных научных работ по проблеме исследования.

4. Анализ документации (руководств пользователя) рассматриваемого программного комплекса MATLAB/Simulink.

2.1. Низкая инерция солнечных электростанций

В рамках данной статьи для определения изменения совокупной инерции энергосистемы при замещении традиционных видов генерации на СЭС была рассмотрена трехмашинная модель энергосистемы. На рисунке 1 представлена расчетная схема энергосистемы.

Рисунок 1 - Расчетная схема энергосистемы

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.1

Солнечные электростанции могут работать как с подключением к сети, так и в автономном режиме. Однако такая система может поддерживать только ограниченную мощность распределенной возобновляемой генерации, например, фотоэлектрической. Большинство решений управления возобновляемой генерацией не позволяют оборудованию СЭС реагировать на отклонение частоты, поэтому физически совокупная инерция энергосистемы с подключенными СЭС оказывается ниже, чем у энергосистемы, в которой генерация представлена синхронными генераторами

[9]

. Отсутствие естественной инерции вращения в преобразователях напряжения и тока может привести к снижению динамической устойчивости и излишнему отключению потребителей при возникновении небалансов активной мощности.

Для демонстрации снижения инерционности энергосистемы при замене генерации на базе синхронной машины на СЭС далее рассматриваются две схемы энергосистемы:

1. Трехмашинная энергосистема со следующими традиционными генераторами:

– генератор №1 — Pном = 60 МВт с выдачей активной мощности PTG1 = 9 МВт;

– генератор №2 — Pном = 80 МВт с выдачей активной мощности PTG2 = 30 МВт;

– генератор №3 — Pном = 120 МВт с выдачей активной мощности PTG3 = 40 МВт.

2. Двухмашинная энергосистема с солнечной электростанцией. В этой схеме генератор № 1 заменен на СЭС схожей мощности Pсэс = 9 МВт.

Соответственно, режим работы сети при замене традиционной генерации на СЭС аналогичной мощности практически не изменяется, что необходимо для получения достоверных результатов.

Общая кинетическая энергия вращательной массы системы и вращающихся нагрузок может быть найдена следующим образом

(1)

где:

J — момент инерции;

w — частота вращения ротора.

На скорость изменения частоты ротора влияет баланс крутящего момента вращающейся массы:

(2)

где:

Pt — механический крутящий момент;

Pe – электрический крутящий момент.

Из (2) следует:

(3)

 где:

Mt — механическая мощность;

Me — электрическая мощность.

Постоянная инерции системы характеризуется как отношение кинетической энергии к ее номинальной мощности:

(4)

где S — номинальная мощность системы.

Известно, что скорость изменения частоты зависит от инерции системы и начального дисбаланса мощности

(5)

В свою очередь, Tj=2H откуда следует, что

(6)

Исходя из вышесказанного, получаем, что при одинаковом (Pt-Pe) скорость изменения частоты обратна пропорциональна постоянной инерции системы. Значит, основным параметром, по которому будет производиться оценка инерционности энергосистемы, является скорость изменения частоты вращения ротора dw/dt

Таким образом, необходимо анализировать частоту вращения ротора одного из генераторов в обеих моделях (трехмашинной и двухмашинной с СЭС).

Ниже представлена модель трехмашинной энергосистемы (см. рис. 2) в MATLAB/Simulink, реализованная по расчетной схеме на рисунок 1.

Рисунок 2 - Модель трехмашинной энергосистемы в MATLAB/Simulink

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.2

Для определения инерционности исследуемой энергосистемы будем анализировать частоту вращения ротора генератора № 3 при отключении генератора № 2 с PTG2 = 30 МВт.

В момент времени t = 20 с на рисунке 3 происходит отключение генератора № 2. АРС турбин оставшихся генераторов №1 и №3 пытаются стабилизировать частоту вращения и устанавливают её на уровень 0,995 о.е. На первом колебании происходит отклонение частоты от номинала до значения 0,9882 о.е., что соответствует значению f = 49,41 Гц.

Рисунок 3 - Определение dw/dt генератора № 3

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.3

За время Δt = 20,63-20=0,63 с частота изменилась бы по касательной к графику на Δw = 1-0,9882=0,0118 о.е., тогда скорость изменения частоты генератора № 3: 

2.2. Отключение генерации в двухмашинной модели с солнечной электростанцией

Рисунок 4 - Схема подключения СЭС к сети

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.4

На основании схемы, представленной на рисунке 4, была реализована модель СЭС

[14]

в программном комплексе MATLAB/Simulink (см. рис. 5). В данной модели была использована модель трехуровневого инвертора, входящая в состав библиотеки стандартных компонентов Simulink.

Рисунок 5 - Модель солнечной электростанции в MATLAB/Simulink

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.5

Кроме инвертора, в модели представлены следующие блоки:

– солнечная батарея (SunPower SPR-415E-WHT-D);

– емкость на шинах постоянного тока;

– регулятор (Inverter Control);

– инвертор;

– фильтр;

– эквивалент питающей сети.

СЭС в данном случае состоит из 23100 фотоэлектрических панелей, 7 последовательных групп по 3400 батарей, соединенных параллельно, мощностью P = 415 Вт каждая, итого суммарная мощность СЭС:

Ниже представлена модель двухмашинной энергосистемы с СЭС (см. рис. 6) в MATLAB/Simulink.

Рисунок 6 - Модель системы с солнечной электростанцией

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.6

Как говорилось ранее, для определения инерционности исследуемой энергосистемы необходимо анализировать частоту вращения ротора генератора № 3 при отключении генератора № 2 с PTG2 = 30 МВт.

Рисунок 7 - Определение dw/dt генератора № 3

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.7

В момент времени t = 20 с на рисунке 7 происходит отключение генератора № 2. АРС турбины генератора № 3 пытается стабилизировать частоту вращения и устанавливает её на уровне 0,993 о.е. На первом колебании происходит отклонение частоты от номинала до значения 0,9816 о.е., что соответствует значению f = 49,08 Гц.

Определяем скорость изменения частоты dw/dt генератора № 3.

За время Δt = 20,46-20=0,46 с частота изменилась бы по касательной к графику на Δw = 1-0,9816=0,0184 о.е., тогда скорость изменения частоты генератора № 3: 

2.3. Полученные результаты

На рисунке 8 приведены осциллограммы изменения частоты в обеих схемах при возникновении указанного возмущения.

Рисунок 8 - Частота вращения генератора №3 без СЭС (синий), с СЭС (красный)

DOI:10.60797/IRJ.2025.154.82.8

В результате исследования было установлено, что замена традиционного синхронного генератора на солнечную электростанцию приводит к снижению совокупной инерции энергосистемы. Это проявляется в увеличении отклонения частоты на 0,33 Гц и скорости изменения частоты на 0,9 Гц/с при отключении одного из генераторов. Замена генератора №1 на солнечную электростанцию схожей мощности привела к снижению инерционности энергосистемы, основываясь на увеличении скорости изменения частоты и отклонении частоты на первом колебании.

Одним из способов повышения совокупной инерции является создание системы регулирования, реализующей виртуальную инерцию СЭС. Виртуальная инерция позволит эффективно увеличить инерционность системы, несмотря на необходимость создания резерва по активной мощности СЭС.

Новизна и оригинальность работы:

1. Проведено детальное моделирование и анализ динамических свойств энергосистемы с СЭС, что позволяет оценить влияние интеграции ВИЭ на инерцию системы.

2. Предложен подход к повышению инерционности энергосистемы за счет внедрения систем виртуальной инерции, что является актуальным решением для современных энергосистем с высокой долей ВИЭ.

3. Результаты исследования могут быть использованы проектными организациями и генерирующими компаниями для оптимизации работы энергосистем с СЭС.

Проведенное исследование подтверждает, что интеграция солнечных электростанций в энергосистему снижает ее совокупную инерцию, что требует разработки новых подходов к управлению частотой и мощностью. Одним из перспективных направлений является внедрение систем виртуальной инерции, которые могут компенсировать недостаток естественной инерции и повысить устойчивость энергосистемы.