авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 |
-- [ Страница 1 ] --

ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ООН

Проект ПРООН/ГЭФ и Правительства Казахстана

Казахстан-инициатива развития рынка ветроэнергетики

Оценка энергосистемы для целей развития

ветроэнергетики в Казахстане

Финальный отчет

Подготовлен научными Ханнеле Холттинен,

сотрудниками компании VTT:

Санна Уски-Йоутсенвуо,

Юха Кивилуома

Январь 2011, Астана Название отчета Оценка энергосистемы для целей развития ветроэнергетики в Казахстане. Финальный отчет Заказчик, контактное лицо, адрес № поручения ПРООН Казахстан, Стелиана Недера № контракта 2010 г.

Ул. Букейхана 26 1353-a Астана Название проекта № проекта/краткое наименование Оценка энергосистемы для целей развития 42431 Энергетика ветроэнергетики в Казахстане Казахстана_ Автор(ы) Стр.

Ханнеле Холттинен, Санна Уски-Йоутсенвуо, Юха Кивилуома Ключевые слова Идентификационный код отчета Ветровая энергия, интеграция, энергосистема VTT-R- 09767- Краткое изложение Энергосистема Казахстана достаточно большая и входит в состав еще более крупной синхронизированной электроэнергетической системы ЕЭС/ОЭС.

Энергосистема Казахстана имеет централизованное балансирование. Это способствует интеграции ветровой энергии, так как можно обеспечить максимальный эффект по сглаживанию нестабильности ветровой энергии: общая используемая генерирующая мощность ветроэлектростанций в Казахстане редко будет выше 80 %, или ниже 10 % от общей установленной мощности.

Прогнозные сценарии по выработке ветровой энергии предусматривают выработку около 0,7 ТВт/ч.год в 2015 г. (250 МВт) и около 6 ТВт/ч. год в 2030 г. ( МВт). Уровень интеграции ветроэнергетики в общее производство электроэнергии будет составлять менее 1 % от общего производства электрической энергии в 2015 г. и около 4 % в 2030 г.

Значение показателя мощности ветроэлектростакнций будет составлять 34 % ( МВт) для 250 МВт установленной мощности в 2015 г и 31 % (620 МВт) для 2000 МВт установленной мощности в 2030 г.

Результаты моделирования последствий аварийных нарушений установившегося режима энергосистемы показали, что сценарии выработки ветровой энергии, рассмотренные в настоящем исследовании, не ставят под угрозу безопастность энергосистемы. Только для ветроэлектростанции «Шелек» мощностью 300 МВт в г. показана необходимость усиления электросети.

Результаты моделирования установившегося режима не показали необходимости в динамическом моделировании.

Анализ потерь энергосистемы демонстрирует, что ветровая энергия может сократить потери в энергосистеме Казахстана.

Потребность в увеличении резерва в связи с нестабильностью ветровой энергии составит до 15 МВт в 2015г и 79 МВт (резерв понижения) и 87 МВт (резерв повышения) в 2030 г. Потребность в увеличении резерва в связи с неопределенностью ветровой энергии составит 4 МВт в 2015 г. и 80 МВт в 2030 г.

Стоимость балансирования ветровой энергии на уровне 2030 г. увеличит стоимость ветровой энергии на 0.3 - 0.6 €/МВт/ч.

Потребность в усилении электросетей для проекта ветроэлектростанции «Шелек»

мощностью 300 МВт означает дополнительную стоимость 3.4 $/МВт/ч для одного года выработки ветровой энергии. Существует возможность избежать усиления сетей, если будут учитываться динамические характеристики сетей и, если гидроэлектростанция будет снижать свою выработку при большой выработке ветровой энергии при сильных ветрах.

Конфиденциальность открытый Espoo 14.3. Написано: Проверено: Принято:

Ханнеле Холттинен, Еса Пелтола, Сеппо Хяннинен, Старший научный сотрудник Менеджер по работе с Менеджер по технологиям клиентами Контактный адрес VTT P.O.Box 1000, FI-02044 VTT, Finland Распространение (заказчик и VTT) ПРООН Казахстан: Айнур Соспанова, Геннадий Дорошин, Михаил Раков, Мугуль Туткушова VTT: Ханнеле Холттинен, Санна Уски-Йоутсенвуо, Юха Кивилуома, Андреа Виньяроли Предисловие В настоящем документе представлен заключительный отчет по Оценке энергосистемы для целей развития ветроэнергетики в Казахстане, в который включены основные части отчета о миссии экспертов в Казахстан в июне 2010 г, а также результаты расчетов, произведенных для оценки влияния ветровой энергии на энергосистему. Оценка энергосистемы производилась по контракту с ПРООН в рамках проекта ПРООН по развитию ветроэнергетики в Казахстане.

Миссия экспертов была организована с 13 по 18 июня 2010 г. Два научных сотрудника VTT посетили г. Алматы и Астану для проведения встреч с оператором энергосистемы и соответствующими участниками данной системы, а также для обсуждения плана работ по проекту с местным консультантом, АО КазНИПИИТЭС «Энергия», (далее Институт «Энергия»), выполнявшим часть данной работы. Проект ПРООН организовал встречи и поездки, а также предоставил исходную информацию и переводчика.

Большая часть информации, представленной в настоящем отчете, основана на данных, полученных в ходе интервью, и мы выражаем признательность за вклад, внесенный опрошенными лицами, в данное исследование. Нами были опрошены следующие организации и лица:

• ПРООН, Алматинский офис: Геннадий Дорошин, советник проекта;

Михаил Раков, технический специалист проекта;

Валерий Жильцов, эксперт • Институт «Энергия»: Директор департамента Раиса Лигай;

Ведущий инженер Валерий Тюгай;

Инна Ким, специалист;

Алла Журавлева, специалист;

Роман Лысенко, специалист;

Евгений Лукошин, специалист • Подстанция (Энергетическая компания Алматы): Кали Сажарханов, начальник диагностического подразделения.

• KEGOC: Каныш Молдабаев, Директор Отдела сетевого развития;

специалисты отдела: Алмаз Шаханов, Серик Жаркинбаев, Нурбол Нуртазов, г-жа Гаврилова • Национальный диспетчерский центр KEGOC: заместитель директора Баглан Исенов;

Светлана Перепичина, представитель управления режимов • Министерство индустрии и новых технологий: Владимир Клякин, заместитель директора Департамента энергетики;

Кайрат Рахимов, начальник отдела ВИЭ • Самрук-Энерго: Нуржан Утегулов, директор производственно-технического отдела, Институт «Энергия» проводил моделирование сетей в соответствии с задачами, сформулированными совместно с экспертами VTT. Эксперты VTT и Института «Энергия» совместно анализировали результаты моделирования. Остальные расчеты и моделирование, а также написание заключительного отчета, осуществлялись экспертами VTT.

Содержание Предисловие............................................................................................................................. Содержание,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, Сокращения,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, Определения,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,.. 1 Введение............................................................................................................................ 2 Цель.................................................................................................................................... 3 Интеграция ветровой энергии и Казахстан.................................................................... 3.1 Общая информация о влиянии ветровой энергии на энергосистемы................. 3.1.1 Стоимость балансирования......................................................................... 3.1.2 Стоимость усиления электрической сети................................................ 3.1.3 Показатель мощности ветровой энергии............................................... 3.2 Международный опыт и результаты исследования............................................ 3.3 Энергсистема Казахстана...................................................................................... 3.3.1 Энеросистема............................................................................................. 3.3.2 Рынок электроэнергии............................................................................... 3.3.3 Ветровая энергия и возобновляемые источники энергии...................... 4 Данные, использованные для оценки влияния ветровой энергии на энергосистему Казахстана......................................................................................................................... Сценарии развития ветроэнергетики..................................................................... 4. Ветровые данные.................................................................................................... 4. Данные по нагрузке............................................................................................... 4. Данные об энергетических установках................................................................ 4. Модели сети............................................................................................................ 4. 5 Энергосистема и принципы действия в отношении интеграции ветровой энергии 5.1 Планирование и краткосрочное балансирование в Казахстане......................... 5.2 Управление энергосистемой в аспекте интеграции ветровой энергии............... 6 Величина показателя мощности ветровой энергии в Казахстане................................ 7 Влияние ветровой энергии на электросети и потребности в усилении электросетей 7.1 Структура модели, расчет потоков нагрузки и данные исследования............. 7.2 Анализ последствий аварий................................................................................. 7.2.1 Результаты и выводы анализа последствий аварий............................... 7.3 Оценка влияния ветровой энергии на потери при передаче энергии............... 8 Потребности в балансировании ветровой энергии в Казахстане.............................. 8.1 Нестабильность ветровой энергии и нагрузки...................................................... 8.1.1 Эффект сглаживания производства ветровой энергии в Казахстане... 8.1.2 Совместное влияние ветровой энергии и нестабильности нагрузки..... 8.2 Неопределенность ветровой энергии и нагрузки.................................................. 9 Оценочные затраты на интеграцию ветровой энергии в Казахстане.......................... 10 Оценка Сетевых Правил.................................................................................................. 10.1 Сетевые Правила / требования, действующие в Казахстане на настоящий момент....................................................................................................................... 10.2 Рекомендации для Сетевых Правил в отношении ветровой энергии................. 11 Рекоммендации................................................................................................................. 12 Выводы и заключение.................................................................................................... Ссылки.........................................................................................................................................

Приложение Сокращения СОРТ – таблица вероятности простоев мощности DFIG – индукционный генератор с двойным питанием ELCC- см в определении FRT- см в определении LOLE- см в определении LOLP- вероятность потери нагрузки MAGL- высота в метрах выше воверхности земли MCP- мероприятия по корреляции прогноза NCEP/NCAR- Национальные центры по экологическим прогнозам/Национальный центр атмосферных исследований OHTL- воздушные линии электропередач TSO- оператор системы передачи TWh- терра ватт час (1000 ГВтч) IPS/UPS- Единая энергетическая система/Обьединенная энергосистема Росиии Определения автоматическое балансирование – быстрореагирующая часть балансирующей мощности ( секунды) электростанций, которые следуют частоте энергосистемы и изменяют свою мощность для поддержания баланса между нагрузкой и генерацией балансирование – поддержание баланса в энергосистеме между нагрузкой и генерацией, осуществляемые электростанциями со скоростью изменения мощности в секундах, минутах и часах кредит мощности – см. фактор мощности фактор мощности – средняя мощность ветровой турбины в процентах от установленной мощности рынок мощности – рынок генерирующей мощности, который используется для привлечения инвестиций в новую генерирующую мощность для покрытия ожидаемого дефицита мощности показатель мощности - показатель использования установленной мощности электростанции для энергосистемы – показатель, который может быть определен с высокой вероятностью во время часов пиковой нагрузки анализ последствий аварий – вид исследования энергосистемы с рассмотрением последствий аварийных ситуаций непредвиденные отклонения - непредвиденные аварии, которые нарушают надежность энергосистемы при определенных допущениях и критериях, используемых в исследовании обычная электростанция – электростанция, которая не зависит от колебаний источника энергии ограничения ( ветровой энергии)- ограничения выработки электроэнергии ветроэлектростакнцией из – за ограничений пропускной способности линий передач случай диспетчеризации – распределение генерирующих мощностей в системе для поддержания определенного уровня нагрузки диспетчерский центр – контрольный центр, где осуществляется контроль над генерацией и нагрузкой и их балансипрование резерв для непредвиденных отклонений – резерв, который автоматически реагирует при отклонениях в частоте выше установленных пределов регулирование вниз – балансирование в сторону снижения генерации (или увеличения нагрузки) способность несения эффективной нагрузки (ELCC) – свойство единицы генерирующей мощности – величина нагрузки,- которая может быть добавлена в энергосистеме вместе с новой генерирующей мощностью для покрытия ожидаемого уровня потерь нагрузки рынок электроэнергии – рынок, где продается и покупается электроэнергия электростанций прохождение аварийной ситуации (FRT) –вместо отключения, генератор остается соединенным с сетью в период временной аварии в сети, что дает возможность продолжать нормальную работу после устранения аварии ускоренный выход из эксплуатации – вероятность выхода генерирующей мощности из эксплуатации из-за непредвиденных обстоятельств геострофический ветер – ветер выше пограничного слоя, на который не влияют неровногсти поверхности сетевой кодекс( правила) – установленные технические требования, относящиеся к эксплуатации энергосистемы и ее компонентов инерционный ответ - контроль мощности, связанный с изменением кинетической энергии соединенных с сетью генераторов, или нагрузки в связи с изменением частоты системы потеря нагрузки - потеря части или всей нагрузки, от больших потребителей, или прекращение энергоснабжения всех потребителей потеря ожидаемой нагрузки (LOLE) – ожидаемый период времени, когда будет потеряна нагрузка (обычно количество часов в году) вероятность потери нагрузки – вероятность, что некоторая нагрузка будет потеряна (безразмерная величина вероятности) ранжирование стоимости - порядок предельных эксплуатационных цен для генерирующих мощностей энергосистемы "чистая" нагрузка – нагрузка (потребление) за минусом ветровой энергии эксплуатационная стоимость балансирования – стоимость балансирования от эксплуатационных резервов пиковая нагрузка - наибольшая нагрузка в системе ( историческая или ожидаемая) пул резервов – рынок быстрореагирующих резервов в ЕЭС/ОЭС степенной закон- закон изменения профиля ветра, который предполагает, что скорость ветра увеличивается по высоте в степенной зависимости первичный контроль частоты - быстрый контроль частоты с использованием резервов для непредвиденных ситуаций контроль скорости изменения мощности – контроль скорости изменения генерирующей мощности данные повторного анализа - данные о погоде, полученные путем моделирования с использованием исторических данных о погоде быстрые резервы – резервы мощности электростанций ( или нагрузки), которые могут быть задействованы в течении минут или секунд установившийся режим (моделирование) – режим, который не изменяется во времени, например, при моделировании мгновенного состояния энергосистемы предел тепловой нагрузка (линии электропередач) – максимальная продолжительная нагрузка линии электропередач без перегрева проводов регулирование вверх - балансирование со снижением генерации ( или увеличением нагрузки) интергация ветровой энергии – введение в энергосистему мощности и выработки электроэнергии ветроэлектростанциями ветростанция - группа ветровых турбин, расположенных на одной площадке использование ветровой энергии - доля ветровой энергии в энергосистеме, обычно определяемая как годовое производство электроэнергии ветроэлектростанциями в процентах от годового потребления электроэнергии стоимость интеграции ветровой энергии – стоимость для энергосистемы при интеграции ветровой энергии, которая не покрывается инвестициями в проекты ветроэлектростанций ветроэлектростанция – группа ветровых турбин, расположенных на одной площадке и имеющих общую точку подключения к сети.

Введение При интегрировании большого объема ветровой энергии может быть оказано различное воздействие на балансирование спроса и предложения, а также на адекватность сетей и генерирующей мощности энергосистемы.

Существует реальный опыт нескольких стран, где за счет энергии ветра покрывается 10-20 % годовой потребности в электроэнергии. Также имеются результаты детальных исследований по интеграции ветровой энергии в некоторых странах для оценки влияния проектируемого количества ветровой энергии. Тем не менее, влияние ветровой энергии на энергосистему является различным в зависимости от стран и регионов в связи с тем, что их энергосистемы отличаются развитостью электросетей и насколько генерация маневрена для балансирования.

Количество интегрированной ветровой энергии (доля электроэнергии, вырабатываемой за счет энергии ветра) определяет степень ее влияния на энергосистему. Также различия могут быть обусловлены тем, как осуществляется интеграция ветровой энергии – ветровая энергия, распределенная по многим объектам и расположенная вблизи электросетей и центров нагрузки, будет оказывать меньшее влияние по сравнению с ветровой энергией, которая сконцентрирована на нескольких объектах и находится вдали от центров нагрузки.

Для оценки влияния ветровой энергии на энергосистему Казахстана было проведено данное исследование в июне-ноябре 2010 г. Первым этапом этого исследования явилась миссия экспертов в Казахстан и отчет, которой был подготовлен в августе 2010 г. В ходе этой миссии была собрана информация и рассмотрены расчетные модели, существующие в Казахстане и доступные для проведения исследования по интеграции ветровой энергии.

Отчет содержит также операционные принципы энергосистемы и действующие/разрабатываемые Сетевые Правила для электростанций, которые также применимы для ветровой энергии.

В настоящем отчете представлены результаты миссии и результаты исследования по интеграции ветровой энергии.

Цель Целью исследования по оценке энергосистемы Казахстана является оценка влияния, которое будет окакзывать ветровая энергия на электросети и на краткосрочное и долгосрочное балансирование производства и потребления энергии. Было принято решение об оценке двух сценариев развития ветроэнергетики согласно Национальной программе развития ветровой энергии: до 2015 г. с проектной мощностью 250 МВт (на 5 объектах) и до 2030 г. с проектной мощностью 2000 МВт (на 8-11 объектах).

Цель заключительного отчета заключается в представлении всех основных результатов по оценке влияния ветровой энергии на энергосистему Казахстана.

В отчете подробно рассматриваются следующие вопросы:

общее описание влияния интеграции ветровой энергии, а также • результаты международных исследований по интеграции ветровой энергии, которые применимы для энергосистемы Казахстана, информация и модели, имеющиеся в Казахстане, • основные результаты по энергосистеме и операционным принципам, • касающимся интеграции ветровой энергии, оценка Сетевых Правил (применительно к ветровой энергии) без • учета результатов проведенного моделирования, результаты моделирования сетей ( 2000 МВт мощности ветровой • энергии в 2030 г.) результаты расчета показателя мощности ветровой энергии в • Казахстане результаты по оценке нестабильности и неопределенности • производства ветровой энергии в Казахстане и их влияние на краткосрочные резервы Интеграция ветровой энергии и Казахстан В данном разделе представлено влияние интеграции ветровой энергии на энергосистему и некоторый международный опыт по ветровой энергии.

Кроме того, представлена информация по энергосистеме Казахстана.

Общая информация о влиянии ветровой энергии на 3. энергосистему Ветровая энергия придает больше нестабильности и неопределенности в энергосистему. Это имеет потенциальное воздействие на надежность и эффективность энергосистемы ( Рис.1). Эти воздействия могут в принципе быть как положительными, так и отрицательными. Однако, использование большого количества ветровой энергии обычно означает негативное воздействие и затраты на ее интеграцию. Доля использования ветровой энергии может быть выражена различными показателями. Обычно (и это представлено в данном отчете) используется следующий показатель: доля годового производства электроэнергии ветроэлектростанциями (ветровой энергии) в % от ежегодного потребления электроэнергии (валовый спрос).

Области, относящиеся к исследованию влияния интеграции Сниженная Общая система эмиссия Первичные Адекватность Вторичные 1000-5000 км ресурсы системы Эффектив ресурсыУправление ность ГЭС/ТЭС Стабильность Эффективность Адекватность Региональная сети передачи сети 100-1000 км Контроль накопления Контроль напряжения Эффективность Местная распределения 10-50 км Качество энергии мс …с с…мин мин ч 1…24 ч года … Шкала времени, относящаяся к исследованию Рисунок 1. Влияние ветровой энергии на энергосистемы разделено на различные временные периоды и области, относящейся к исследованию.

Темным цветом отмечено общесистемное влияния, светлым отмечено влияние на местном уровне.

Стоимость интеграции ветровой энергии это дополнительная инвестиционная и эксплуатационная стоимость для энергосистемы при интеграции ветровой энергии. Все затраты по проектам ветровой энергии, включая, к примеру, стоимость подключения к электрической сети, являются частью затрат ветровой энергии и не являются (дополнительными) затратами для энергосистемы.

Стоимость интеграции может быть разделена на различные компоненты, являющиеся результатом увеличения стоимости балансирования и стоимости усиления сети. Также может быть обозначено значение показателя мощности ветровой энергии.

Главная выгода при интеграции ветровой энергии в энергосистему заключается в уменьшении общих эксплуатационных затрат (затраты на топливо) и сокращение эмиссии в атмосферу, поскольку энергия ветера заменяет ископаемое топливо [1].

Стоимость балансирования 3.1. Производство ветровой энергии может потребовать от системных операторов использования дополнительных резервов мощности.

Краткосрочный резерв имеет различную терминологию в различных энергосистемах, как, например, регулирование/резервы, постоянно следующие за нагрузкой,или, вторичные/третичные резервы, которые могут быть использованы в течение нескольких минут.

Из опыта и результатов исследований, существует важная проблема, а именно, нестабильность ветровой энергии в периоды 1–6 часов.

Инерционный отклик, контроль частоты (в секундном масштабе времени) и быстрая автоматическая балансировка (в масштабе времени от секунд к минутам) не являются критическими проблемами при интеграции ветровой энергии в большие энергосистемы в настоящее время. Эти проблемы могут быть важными для небольших систем, или изолированных средних систем (как, например, в Ирландии), и могут стать существенными для больших систем энергоснабжения с высокими уровнями интеграции ветровой энергии.

Первоочередную важность имеет разделение потребности в маневренности в более длинном временном интервале - от нескольких часов до одного дня (электростанции, которые могут следовать за изменением нагрузки сети). от потребности в резервах, которые могут быть использованы в течение секунд, или минут (электростанции, которые могут отслеживать ые колебания нагрузки). Для иллюстрации потребности в маневренности, на рисунке 2 показано необходимое увеличение мощности, разделенное на планированное производство и резервы.

Фактическая чистая нагрузка Прогноз МВт откорректированной чистой нагрузки Резервы Прогноз чистой нагрузки Манев ренность Запланированная нагрузкао часы 0 1 2 3 Рисунок 2. Маневренность энергосистемы для отслеживания переменной нагрузки и производства ветровой энергии (чистой нагрузка) состоит из запланированного производства и резервов [1].

Потребность в маневренности не то же самое, что потребность в резервах, так как часть изменения нагрузки сети может быть предсказана.

Резервы, главным образом, имеют дело с ошибками прогноза и общей маневренностью в планировании, имеющей отношение к изменениям в уровне производства в течении нескольких часов и за день вперед.

Стоимость усиления электрической сети 3.1. Благодаря современной технологии новые ветроэлектростанции способны оправдать ожидания системного оператора, такие как: поддержка энергоснабжения при падении напряжения, снабжение системы реактивной мощностью, контроль предельного напряжения, участие в работе системы через контроль мощности и скорости изменения графика нагрузки.

Усиление электрической сети может быть необходимо для передачи больших потоков энергии и поддержания устойчивого и адекватного профиля напряжения. Это обычно необходимо, если новое производство энергии устанавливается в местах со слабыми или перегруженными сетями, вдали от центров нагрузки, или там, где нет сетей, например, в море.

Вообще, затраты на присоединение к электрической сети (к точке соединения с существующей электрической сетью) рассматривается как затраты проекта ветроэлектростанции.

Стоимость интеграции ветровой энергии, обусловленная ее передачей, является добавочной стоимостью для системы. Даже если вся дополнительная стоимость интеграции относится на ветровую энергию, или только часть дополнительной стоимости – усиление электрических сетей и новые линии электропередач часто приносят выгоду как потребителям, так и производителям, и могут быть использованы во многих целях, таких как увеличение надежности и/или увеличение обьема торговли электроэнергией.

Стоимость усиления электрической сети для ветровой энергии сильно зависит от того, где расположены ветроэлектростанции относительно центров нагрузок и инфраструктуры сети, и это будет меняться от страны к стране.

Стоимость усиления электрической сети по своей природе зависит от существующей сети. Затраты также могут меняться в зависимости от времени соединения. После строительства некоторого числа линий, часто несколько генераторов могут быть соединены с сетью прежде, чем возникнет необходимость в усилении сети. После того, как будут достигнуты предельные показатели линии электропередачи, будут необходимы новые линии, подстанции, или другое оборудование для того, чтобы прннять большее количество энергии. Стоимость усиления электрической сети не является постоянной величиной, но существует верхний предел этой стоимости.

Использование более высокого напряжения приводит к более низким затратам на МВт мощности. Однако, это также означает, и приращение мощности и стоимость сети. Одна и та же ветроэлектростанция, присоединенная в разное время, может иметь разную стоимость по усилению электрической сети.

При планировании линий передач (для ветровой энергии) наиболее эффективным решением по стоимости, в случае необходимости значительного усиления существующей электрической сети, является строительство новой сети – вместо модернизации существующих сетей в несколько этапов.

Значение показателя мощности ветровой энергии 3.1. Производство ветровой энергии будет обеспечивать некоторые дополнительные возможности для покрытия прогнозного увеличения нагрузки, или, в случае вывода существующей генерирующей мощности из эксплуатации. Анализ соответствия генерации осуществляется заранее за несколько месяцев, или лет, и связан со статическими условиями системы.

Это может быть изучено с помощью хронологической модели генерация нагрузка (которая может включать возможности по передаче и распределению энергии и ограничениям), или вероятностными методами.

Данные, необходимые для оценки генерации, включают спрос в системе и данные по генерирующему оборудованию. В литературе используется несколько подходов. Расчеты способности несения эффективной нагрузки (ELCC) с определением вероятности внезапной потери нагрузки (LOLP) в системе для различных уровней нагрузки, является самой точной доступной методологией.

Международный опыт и результаты исследования 3. Высокая доля интеграции ветровой энергии оказывает влияние, которое должно управляться через адекватное соединение ветроэлектростанции к сетям, использование маневренности традиционной генерации, планирование, а также эксплуатацию систем и рынка.

Опыт Дании, Испании, Португалии и Ирландии, которые интегрировали ветровую энергию в размере от 13 до 20 % от годового валового спроса на энергии. показывает что:

• Системные операторы в диспетчерских центрах нуждаются в он-лайн информации о производстве и уровнях потребления, а также соответствующих прогнозах. Испания и Португалия открыли центры по распределяемой энергии, которые передают данные системным операторам и могут даже реагировать для контроля потребностей в изменении выработки ветроэлектростанций.

• Производство ветровой энергии может быть сокращено (регулирование на понижение) только в некоторых редких случаях.

• Подходящие сетевые правилапомогают в увеличении интеграции ветровой энергии. Все страны с опытом высокой интеграции ветровой энергии, а также несколько других стран, используют требование "поддержание непрерывности электроснабжения при падении напряжения" для ветроэлектростанций, чтобы обеспечивать определенный уровень безопасности энергоснабжения.

Общие заключения по увеличению требований к балансированию будут зависить от размера региона, начальным изменениям нагрузки и, насколько ветровая энергия будет распределена географически. Также важна операционная работа энергосистемы, как часто, например, обновляются прогнозы по нагрузке и по ветру.

Евро/МВт ветра Увеличение стоимости балансирования Скандинавия 4. Финляндия Великобритания, 4. Великобритания, 3. Ирландия 3.0 Колорадо США Миннесота 2. Миннесота 2. Калифорния США Тихий океан США 1. Гриннет Германия 1. Гриннет Дания 0. Гриннет Финляндия Гриннет Норвегия 0. Гриннет Швеция 0% 5% 10 % 15 % 20 % 25 % 30 % Доля интеграция ветра (% от валового спроса Рисунок 3.Результаты оценки увеличения стоимости балансирования и эксплуатации из-за ветровой энергии. Конвертация валюты, используемой в данном документе, составляет 1€ = 0,7 и 1€ = 1,3 US$. Для Великобритании ( исследование 2007) представлена средняя стоимость, последняя точка( для 20% уровня интеграции) варьируется от 2,6 до 4,7€/МВт [1] На основе оценки стоимости, представленной на рисунке 3. следует, что при интеграции ветра до 20 % от валового спроса на энергию, эксплуатационная стоимость для системы увеличивается приблизительно от 1 до 4€/МВтч на производимую ветровую энергию в результате нестабильности и неопределенности ветра,. Это составляет около, или менее 10 % от оптовой стоимости ветровой энергии.

Фактическое влияние производства ветровой энергии в различных балансовых областях может изменяться в зависимости от местных факторов.

Важными факторами, влияющими на сокращение затрат на интеграцию ветровой энергии являются: совокупная мощность ветроэлектростанций на большой географической территории, более крупная область балансирования, использование более короткого временного интервала с точными прогнозами для систем и почасовым графиком изменения.

В дополнение к этой оценке, существует опыт Дании по фактической стоимости балансирования для существующей ветровой энергии. Для Западной Дании стоимость балансовой мощности от Скандинавского рынка за день вперед составила от 1,4 до 2,6 €/МВт при 24% доли интеграции ветровой энергии (от валового спроса). Для Испании с 10 % интеграции ветровой энергии стоимость балансовой мощности приблизительно составила 1,4 €/МВт. Эти цифры находятся в середине теоретических оценок по результатам исследований, представленных на рисунке 3.

Стоимость балансирования, выплаченная производителями ветровой энергии - это не увеличение технической стоимости балансирования для этого количество ветровой энергии. Тем не менее, рыночная стоимость балансирования в Дании и Испании отражают затраты, понесенные системой. В Дании эта стоимость ниже в сравнении со стоимостью на Скандинавском рынке, где интеграция ветровой энергии является небольшой.

Стоимость усиления электрической сети по европейским исследованиям изменяется от €0/кВт до € 270/кВт [1]. Стоимость усиления электрической сети для ветровой энергии сильно зависит от того, где расположены ветроэлектростанции относительно нагрузок и инфраструктуры сети, и цифры меняются от страны к стране, и не могут быть сопоставимы.

Величина показателя мощности ветроэлектростанций оценивалась до 40 % от установленной мощности ветроэлектростанций в случае, если производство ветровой энергии сильно взаимосвязано во времени с высокими нагрузками, и падала до 5 % при более высоких сценариях интеграции ветровой энергии, или, когда местные характеристики ветра не совпадали с профилем нагрузки. Объединение генерации ветровой энергии на более крупных территориях приносит пользу величине показателя мощности (также называемом кредитом мощности) ветровой энергии.

Кредит мощности ветровой энергии Кредит мощности Германия 45 % Средняя Норвегия Ветровые фермы 40 % Средняя Норвегия 35 % ветровая ферма Ирландия ESBNG 5ГВ 30 % 25 % Ирландия ESBNG 6.5ГВ 20 % Великобритания 15 % США Миннесота 10 % 5% США Миннесота 0% США Нью-Йорк в море 0% 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % Интеграция е ветровой энергии в % от пиковой нагрузки США Калифорния Рисунок 4. Кредит мощности ветровой энергии. Результаты получены из восьми исследований. Оценки в Ирландии были сделаны для двух конфигураций энергосистемы с пиковой нагрузкой в 6,5 ГВт и 5 ГВт [1].

Энергосистема Казахстана 3. Энергосистема 3.3. Пиковая нагрузка энергосистемы Казахстана составляет 15 500 МВт, в зимний период (пик в 2009/10 годах был несколько ниже - 12 400 МВт).

Генерирующая мощность составляет около 19 000 МВт, 12 000 МВт из которой доступно во время пиковой нагрузки. Производство электроэнергии на 85% основано на угле. Так как Казахстан имеет большие территории, сеть характеризуется очень длинными линиями электропередачи с передачей с Севера на Юг, и со значительными потерями при передаче (12 %).

Газ доступен из Узбекистана до южной части Казахстана. В основном существует три зоны: Север (уголь, гидростанции), Юг (уголь, газ), и Запад (газ,).

Длина линий передач высокого напряжения Казахстана составляет 24 км. Сети непрерывно развиваются, и это планируется также в течение последующих лет, например, линия электропередач Север-юг была укреплена строительством второй линии 500 кВ. Северо-западная часть была связана с остальной частью энергосистемы в Казахстане. Западная часть в данный момент связана с остальной частью энергосистемы Казахстана только через Россию. Планируется осуществление прямой связи в будущем. Несколько тысяч километров линий электропередачи и 5- новых подстанций запланировано построить по всей энергосистеме.

Нагрузка в Казахстане быстро растет, за исключением 2009 года из-за глобального кризиса. Сценарии роста нагрузки (с минимальным и максимальным вариантами) были сделаны Институтом «Энергия». После экономического кризиса развитие осуществляется по минимальному сценарию. Летняя минимальная нагрузка составляет в среднем 50 % от пиковой нагрузки (диапазоны варьируется между 40 - 70 % пиковой нагрузки). Большинство потребителей в Казахстане связаны с общей сетью (есть несколько небольших поселков без централизованного энергоснабжения, менее 5 % населения). Было несколько кратковременных отключений нагрузки в прошлом, главным образом на юге, после чего в 2009г была построена новая линия электропередач 500 кВ.

Ежегодный баланс спроса и генерации до сих пор был уравновешен, но существенный рост нагрузки означает, что должна будет построена новая генерирующая мощность. Оценивается, что нагрузка будет удвоена к от настоящего уровня.

Рынок электроэнергии 3.3. Существует рынок электроэнергии (КОРЭМ) с графиком за день вперед:

предложения должны быть сделаны к 5 часам вечера для 24 часов следующего дня. Хотя рынок находится в эксплуатации более 10 лет, в последнее время через рынок было продано только 5 % энергии, а 95 % было продано по двусторонним договорам. Системный оператор KEGOC сотрудничает с рынком для принятия решений по планированию графиков.

После подготовки графика, KEGOC делает техническую оценку, может ли сеть осуществлять передачу ожидаемых потоков энергии. Графики сделаны таким образом, чтобы существовал баланс между спросом и поставкой.

Существует возможность осуществлять торговлю за час до поставки.

Регулирование является возможным, если существует соглашение между продавцом и покупателем, и регулирование согласовано с диспетчерским центром (после проверки KEGOCом технической возможности). На рынке существует 120 субъектов (включая продавцов и покупателей). Крупные производители, главным образом, заключают договора на весь свой обьем производства.

Рынок балансирования в настоящее время действует в качестве опытной эксплуатации (без каких-либо финансовых последствий по дефициту баланса). До настоящего времени дефицит баланса учитывается в ежегодном балансе, и если, например, существует, дисбаланс, энергия может быть произведена в более поздней фазе, и дефицит баланса остается небольшим.

Возможности рынка, вероятно, будут представлены для привлечения инвестиций в генерацию, чтобы удовлетворить ожидаемый рост спроса.

Ветровая энергия и возобновляемые источники энергии 3.3. Закон о возобновляемых источниках энергии вступил в силу в Казахстане в 2009. В законе ветровая энергия не является целью, но Программа по ветровой энергии имеет цель по достижению 250 МВт в 2015 году и МВт в 2030 году. Региональные электросетевые компании обязаны покупать энергию у возобновляемых источников энергии для покрытия до 50% от их ежегодных нормативных потерь электроэнергии при передаче.

Остальная часть электроэнергии от возобновляемых источников энергии должна быть куплена системным оператором KEGOC.

Основная часть сокращений CO2 в Казахстане в краткосрочном плане будет осуществлена за счет увеличения эффективности угольных электростанций, которые имеют большой потенциал в повышении эффективности.

Данные, использованные для оценки влияния ветровой энергии на энергосистему Казахстана Для оценки влияния ветровой энергии на энергосистему были собраны данные по планам по выработке ветровой энергии, потреблению энергии и традиционным электростанциям, а также электрическим сетям. Данные были собраны для двух сценариев, рассматриваемым в данном исследовании:. с проектной мощностью ветровой энергии 250 МВт до 2015 г и с проектной мощностью 2000 МВт.до 2030 г.

Сценарии развития ветроэнергетики 4. Сценарии развития ветроэнергетики в Казахстане в рамках Программы развития ветроэнергетики (ПРООН) представлены в таблице 1. Помимо расположения и мощности ветроэлектростанций по каждому сценарию также указаны среднегодовая скорость ветра на высоте 50 метров над землей, уровень напряжения в предполагаемых пунктах подключения ветроэлектростанций к сети.

Таблица 1. Сценарии развития ветроэнергетики до 2015 и 2030 гг. [ПРООН] № Область Местоположение До 2015 Примечание 2024- г., гг., МВт МВт Акмолинская область Ерейментау V-7.8 м/с, 1 50 ВЛ (HVL) 110-220-500 КВ Актюбинская область Бадамша V-7 м/с, приб.

2 - ВЛ (HVL) 110-220-500 КВ Алматинская область Шелек V-7.8 м/с, 3 50 ВЛ 220 КВ Алматинская область Достык V-9,7 м/с, 4 - ВЛ 110 КВ Атырауская область Каработан V-7,15 м/с, 5 50 ВЛ 110 КВ Костанайская область Аркалык V-6,93 м/с, 6 - ВЛ 110 -220 КВ Костанайская область Боровское V-7 м/с приб, 7 - ВЛ 110 КВ Кзыл-ординская Аральск V-7 м/с приб, 8 - область ВЛ 110 КВ Мангистауская область Форт-Шевченко V-7,83 м/с, 9 50 ВЛ 110 КВ Мангистауская область Курык V-8 м/с прибл.

10 - ВЛ 110 КВ Южно-Казахстанская Чаян-Жузымдык V-7,06 м/с, 11 50 область ВЛ 110 КВ Итого 250 Планы по развитию ветроэнергетики в настоящий момент находятся в состоянии, когда уже проведены измерения ветра на различных обьектах, и для первых объектов разрабатываются технико-экономические обоснования.

Пока известны не все разработчики ветроэлектростанций, в данное время в проектах выражают заинтересованность некоторые частные компании (по проектам) и государственная энергетическая компания («Самрук-Энерго»).

Таким образом, еще отсутствуют графики реализации, но существуют проекты планов до 2015г и до 2030 г, представленные в таблицах, включая расположение и мощность ветроэлектростанций.

Пока неизвестны типы и размеры ветровых турбин (мощность, высота и др.), а также возможные поставщики/производители турбин. Также неизвестны точки подключения ветроэлектростанций к электросетям (точки подключения, уровень напряжения и др.). Тем не менее, вблизи от проектируемых ветроэлектростанций существуют сети для подключения проектной мощности ветроэлектростанций.

Сценарии развития ветроэнергетики для моделирования сетей приведены в Таблице 2.

Таблица 2. Сценарии развития ветроэнергетики до 2015 и 2030г. (отчет Института «Энергия» (6).

№ Область Местоположение До 2015 г. 2024-2030 г. гг.

Акмолинская Ерейментау 1. 50 Актюбинская Бадамша 2. Алматинская Шелек 3. 50 Алматинская Достык 4. Атырауская Каработан 5. 50 Мангистауская Форт-Шевченко 9. 50 Мангистауская Курык 10. Южно-Казахстанская Чаян-Жузымдык 11. 50 Итого 250 2 Ветровые данные 4. Оценка нестабильности производства ветровой энергии предполагает использование синхронных данных по выработке ветровой энергии, или данных по скорости ветра для нескольких объектов. В идеале данные должны быть представлены для всех проектируемых ветроэлектростанции (ветровые данные, замеренные на площадках поблизости, и измеренные с интервалом 10-15 мин. или 1 час в течение, по крайней мере, одного года).

Для оценки неопределенности по выработке ветровой энергии необходимо данные по ошибкам прогноза выработки ветровой энергии. а также по нагрузке.

Для оценки значения показателя мощности ветровой энергии предусматривается использование данных по мощности за несколько лет, предпочтительно за 5-10 лет, которые должны быть синхронизированы с данными по нагрузке.

В разделе 4.1 представлено распределение мощности ветровой энергии по различным обьектам, количество МВт по регионам, точки подключения ветроэлектростанций к сетям ( 250 МВт и 2000 МВт).

Для сетевого моделирования необходима также информация по типам ветровых турбин / производителям и размеру турбин (МВт) по каждой ветроэлектростанции – высота ротора турбины и тип генератора, Эти данные отсутствовали на момент исследования, т.к. не было решений о типах турбин, которые будут установлены. Расчет выработки электроэнергии ветровыми турбинами на основе ветровых данных был сделан на основе предположение о высоте ротора турбина 80 метров. Что касается типа генератора, для сетевого моделирования использовались турбины с регулируемой частотой вращения, т.е. оба типа, индукционный генератор с двойным питанием, и генераторы с конверторами.

Ошибки в прогнозе за сутки, или за несколько часов до выработки ветровой энергии могут появиться только после пуска ветроэлектростанции в эксплуатацию. Прогнозы Гидрометцентра по ветру публикуются только в случае штормового ветра (15 м/с) для регионального уровня, и эти данные были получены за один год для оценки того, насколько эффективно прогнозируется штормовые ветра за день вперед. По ошибкам прогноза производства ветровой энергии использовались также общие предположения из существующего европейского опыта.

Данные измерений ветра предоставлены офисом ПРООН (Проект развития ветроэнергетики).

Имеются следующие данные:

• Сведения по обьектам и мощности в МВт для сценариев ветровой энергии в 250 МВт и 2000 МВт • 10 мин ветровые данные на высоте 50 м над уровнем земли по обьектам за 2006-2008 гг. (6 из этих объектов использованы в Программе развития ветроэнергетики), • 10 мин ветровые данные на высоте 35 м над уровнем земли по обьектам за за 1998-2000 гг.

• 10 мин ветровые данные на высоте 50 м над уровнем земли по обьектам за 2009-10 гг • Трехчасовые данные Гидрометцентра по 8 объектам • Прогнозы Гидрометцентра по штормовому ветру за 2006-2007гг.

Ветровые данные, в целом, адекватно представляют сценарии по проектируемым ветроэлектростанциям мощностью 250 и 2000 МВт на 1- года:

• 5 x 50 МВт в 2015 г. в Ерейментау, Шелек (данные 1998 г.), Каработан (данные Атырау), Шевченко, Жузымдык • 2000 МВт в 2030 г. на станциях, которые уже рассчитаны на 250 МВт, а также на обьектах: Бадамша (данные 2009-10 гг.), Джунгары (данные 1998 г.), Аркалык, Боровское (данные 2009-10 гг.), Аральск (Каратерен, данные 2009-10 гг.), Курык (данные 2009-10 гг.). В августе в сценарий 2030 г. были внесены изменения, количество объектов было сокращено, таким образом, только Бадамша, Достык и Курык были добавлены к обьектм по сценарию 2015 г. (Аркалык, Боровское и Аральск исключены).

Существуют некоторые пробелы в 10 мин ветровых данных. Еще более проблематичным является тот факт, что по некоторым обьектам имеются данные за 2009-2010 гг., по другим – за 2006-2008 гг. или 1998-2000 гг. Для обеспечения синхронизированного набора данных за 2006-2009 гг. было принято решение о том, что VTT будет использовать данные повторного анализа, которые можно загрузить из Интернета. Это обусловлено высокой стоимостью приобретения метеорологических данных по ближайшим метеостанциям. Наличие данных показано на Рисуноке 5. и в Таблица 3.

Рисунок 5. Пример наличия данных о скорости ветра по 8 площакдам за период с сентября-октября 2006 г. по сентябрь-октябрь 2008 г. (первым был получен пакет данных до сентября-октября 2007 г., как здесь показано).

Недостающие данные были восполнены за счет данных повторного анализа.

Таблица 4. Наличие данных за 2007 г. и 2008 г. по различным обьектам:

показан объем данных повторного анализа, использованный для временного ряда.

№ Область Местоположение 2007 г. 2008 г.

Акмолинская Ерейментау 1. 10.7 % 34.8 % Актюбинская Бадамша 2. 100 % 86.8% Алматинская Шелек 3. 100 % 100 % Алматинская Достык 4. 100 % 100 % Атырауская Каработан 5. 2.0 % 37.1% Костанайская Аркалык 6. 4.2 % 31.3 % Костанайская Боровское 7. 100 % 77.7 % Кзыл-ординская Каратерен – 8.

Аральск 100 % 83.6% Мангистауская Форт-Шевченко 9. 3.6 % 46.5 % Мангистауская Курык 10. 100 % 81.4% Южно- Чаян-Жузымдык 11.

Казахстанская 0.2 % 25.1 % Данные по скорости ветра были обработаны для получения данных по часовой выработки ветровой энергии за четыре года для каждой ветроэлектростанции по сценарию 2015 г. и 2030 г., на основе профилей изменения характеристик ветра за период 2006-2009 гг.

Для экстраполяции скорости ветра в отношении высоты оси турбины 80 м был использован экспоненциальный (степенной) закон. Было важно иметь синхронизированные почасовые данные для всех объектов. Во всех пакетах данных имелись пробелы, которые были восполнены за счет повторного анализа по данным Национального центра экологических прогнозов/Национального центра атмосферных исследований ( НЦЭП/НЦАИ), взятых из Интернета. Для достижения целостности данных был разработан автоматический алгоритм синтеза данных, позволивший заполнить пробелы в данных измерений, а также послуживший машиной времени для переноса старых данных в будущее и новых данных в прошлое.

Данный алгоритм основан на методе измерения-корреляции прогнозирования с использованием повторного анализа данных НЦЭП/НЦАИ, выступающих в качестве справочных данных. Между синхронизированными данными повторного анализа и данными метеомачт была использована линейная функция. Эта функция применялась наряду с данными повторного анализа для восполнения недостающих данных для периодов, где отсутствовали данные измерений.

Данные повторного анализа, использованные для Казахстана, были взяты не из данных по скорости ветра, имеющихся в серии данных повторного анализа. Вместо этого, были взяты данные о градиенте давления из серии данных повторного анализа, а значения геострофического ветра были рассчитаныь на основе разницы давления между каждой точкой сетки.

Ветровые данные, полученные при использовании данной процедуры, выявили более точную корреляцию с данными измерений с метеомачт.

Данные повторного анализа используют 6-часовое временное разрешение.

Было необходимо повысить точность разрешения до 1 часа. Линейная интерполяция сможет выровнять нестабильность ветра, поэтому использовался подход, основанный на авторегрессивном скользящем среднем значении, для получения значений внутри 6-часовых интервалов.

Ветер по природе является непостоянным, поэтому, используя данный метод, невозможно отсеять фактор нестабильности ветровой энергии.

Среднее почасовое значение использовалось для тех временных периодов, в которых имелись данные измерений за 10 мин.


После получения синхронизированных почасовых данных о скорости ветра за один год по всем планируемым ветроэлектростанциям, значение ветра было преобразовано в мощность (% расчетной мощности) при помощи унифицированной кривой мощности турбины.

Рисунок 6. Унифицирорванная кривая мощности турбины На рисунке 7. приведен пример линейной регрессии, используемой для корректировки данных повторного анализа для Ерейментау. На рисунке показан пример годичного почасового временного ряда для Ерейментау.

Рисунок 7. Соотношение между данными измерений и данными повторного анализа по Ерейментау.

Рисунок 8. Данные по скорости ветра в Ерейментау за 2007 г. Зеленые точки представляют данные повторного анализа.

Для анализа нестабильности ветровой энергии использовались только данные за 2007 и 2008гг, так как для этого анализа было важно максимально полагаться на данные измерений скорости ветра. Данные повторного анализа с 6-часовыми интервалами не отражают нестабильность ветра. Тем не менее, для расчета мощности важен уровень выработки ветровой энергии и уровень потребления энергии, а не нестабильность ветра. В этой связи был также проанализирован 2009 год, так как по этому году имелись почасовые данные нагрузки за одну неделю, приближенные к периоду пиковой нагрузки. Данные ветра были основаны на данных повторного анализа.

Почасовые данные были получены посредством линейной интерполяции данных с 6-часовым интервалом.

Данные по нагрузке 4. Для исследования по балансированию мощности должны оцениваться и нестабильность, и неопределенность в энергосистеме, а также увеличение мощности за счет ветровой энергии. Это означает необходимость получения данных по существующей нагрузке за тот же период, что и период выработки ветровой энергии. Компания KEGOC предоставила следующие данные для проекта ПРООН:

• Почасовые данные нагрузки за один год, 2008 г.

• Почасовые данные нагрузки за одну неделю по сезонам года (четыре недели), 2009 г.

• Пиковая нагрузка во время месячных пиков в 2007, 2009 и 2010 гг.

• Помесячные данные по выработке энергии за 2007, 2009 и 2010 гг.

• Прогноз нагрузки на зимний и летний день, два дня в год (прогнозы за сутки вперед и фактическая нагрузка), 2008-2010 гг.

Казахстан за последние годы испытал быстрый рост нагрузки, и по прогнозам данная ситуация продлится вплоть до 2030г. Институт «Энергия»

составил сценарии роста нагрузки, которые были использованы в настоящем исследовании. Компания KEGOC порекомендовала использовать более низкие оценки, т.к. глобальный финансовый кризис в 2009 г. временно снизил потребление в Казахстане. Пиковая нагрузка в 2015 г. оценивается в 16 100 МВт, а в 2030 г. - 23 620 МВт.

На основании результатов беседы с Багланом Исеновым, заместителем директора Национального диспетчерского центра системного оператора KEGOC, балансирование/регулирование координируется из одного центра для всего Казахстана (и соседних территорий). Это означает, что достаточно исследование данных ветра и нагрузки по всей стране, и нет необходимости разбивать нагрузку по областям.

В серии почасовых данных по нагрузке за 2008 г. недоставало сведений по нескольким часам. Уровень нагрузки оценивался путем получения среднего значения по часам, идущим рядом с недостающим часом. В 2007 г. имелись почасовые данные пиковой нагрузки по каждому месяцу. Эти данные использовались для соизмерения почасовых данных нагрузки за каждый месяц 2008 г. с тем, чтобы часовой пик месячной нагрузки совпадал с 2007 г.

Дополнительно трехдневный период, в пределах которого происходил часовой пик месячной нагрузки в 2008 г. был соотнесен с соответствующей точкой пика месячной нагрузки 2007г. Предполагалось, что картина близлежащих дней лучше отразит дни, в которые происходит пиковая нагрузка. Данные нагрузки за 2009 г. обрабатывались так же, как и за г., но, также имелась серия почасовых данных нагрузки за одну неделю января 2009 г., которая также была использована.

В ходе бесед с сотрудниками компании KEGOC было выявлено, что периоды по данным нагрузки включают случаи сбрасывания нагрузки. Это происходило на юге Казахстана 40 раз в год, до того, как в 2009 г. была построена новая линия на 500 кВ для усиления существующей линии Север Юг. Для исключения того, что это будет создавать искусственные изменения нагрузки, была произведена корректировка некоторых данных по нагрузке за 20 часов в данных 2008г, чтобы устранить внезапные падения нагрузки. Также нужно отметить, что графики нагрузки, составляемые за сутки вперед, не всегда достаточно точны. Например, диспетчерский центр в некоторых случаях прогнозирует большее потребление со стороны некоторых промышленных предприятий. Тем не менее, выборочные дни прогноза нагрузки, рассматриваемые в анализе, демонстрировали ошибки прогнозирования нагрузки, сходные с международными данными (1.5-2 % погрешности пиковой нагрузки).

Имеющиеся данные подходят для исследования балансирования мощности, но не подходят для расчета значения показателя мощности – для этого потребовалось бы более 5 летних синхронизированных данных нагрузки и ветровых данных [1]. Для Казахстана почасовые данные нагрузки имелись только за один полный год (2008 г.), но отсутствовали подходящие данные за 2007 и 2009 гг. для получения полного набора почасовых данных по нагрузке.

Данные об энергетических установках 4. Институтом «Энергия» была предоставлена следующая информация:

• Перечень генерирующих установок на 2015 и 2030 гг. (количество установок и МВт по каждому типу, а также местонахождение).

• Данные о порядке ранжирования/стоимости эксплуатации генерирующих установок. Отчет Института «Энергия» (6).

Для оценки значения показателя мощности также требовались сведения о вероятности незапланированных остановах в работе, оценка которых производилась в рамках другого исследования. Эти результаты представлены в разделе, описывающем оценку показателя мощности.

Данные о скорости набора нагрузки, минимальном уровне нагрузки, а также требованиях к эксплуатации генерирующих установок очень скудны.

Они могли бы использоваться для оценки того, насколько маневренной является энергосистема для инеграции ветровой энергии. Тем не менее, планируемый уровень интеграции ветровой энергии является относительно низким и вряд ли вызовет серьезные проблемы в этом отношении.

Модели сети 4. Институт «Энергия», проводивший моделирование сетей для данного исследования, обладает большим опытом и знаниями об энергосистеме Казахстана. Первоначально Институт «Энергия» и системный оператор сети принадлежали государству, представляли собой более или менее единую организацию, и были разделены уже позже. Хорошие познания Института «Энергия» в отношении энергосистемы объясняются общей историей с системным оператором. Также из того времени происходят имеющиеся у него модели энергосистемы, которые обновлялись наравне с развитием сетей. Институт выстроил модели со сценариями будущего развития сетей, в то время как системный оператор KEGOC, более заинтересованный в сегодняшних сетях и их эксплуатации, не имеет сценариев развития сетей.

Таким образом, в данном исследовании использовались модели сетей по сценариям развития энергосистемы Казахстана до 2030 г., предоставленные Институтом «Энергия».

Согласно прогнозам Института «Энергия» потребление энергии в Казахстане значительно вырастет к 2030 г. (показатели почти удвоятся по потреблению энергии и пиковой нагрузке). Также ожидается строительство и усиление системы, подразумевающее новые генерирующие мощности, а также новые сети.

Модели сетей находятся в формате моделирования установившегося режима RASTR, а также в формате динамического моделирования Mustang. Данные моделей сетей могут переноситься из одного формата в другой. Системный оператор KEGOC использует такое же программное обеспечение. В целом, вся энергосистема Казахстана с линиями в 220 кВ и выше представлена в одной модели энергосистемы. Также имеются отдельные подсистемные модели, представляющие более мелкие участки, которые смоделированы более детально – до уровня напряжения 35 кВ.

Энергосистема Казахстана входит в состав синхронизированной системы ЕЭС/ОЭС, и работает параллельно с другими энергосистемами, например, российской. Казахстан имеет сильные взаимосвязи с соседними энергосистемами: России на севере, Кыргызстана, Узбекистана и Таджикистана на юге. Вследствие сильных взаимосвязей динамические проблемы энергосистемы в Казахстане имеют региональный характер и связаны с соединениями с сетями. Институт «Энергия» провел различные динамические исследования энергосистемы в рамках различных исследований. Маловероятно, что ветровая энергия, рассматриваемая в сценариях, может вызвать динамические проблемы, т.к. динамические проблемы, например, не встречались в исследованиях, касающихся новых традиционных установок для выработки энергии мощностью 1000 МВт, подключенных к сети, где будет подключена ветроэлектростанция мощностью 500 МВт согласно сценариям развития ветроэнергетики, рассматриваемым в данном исследовании. В связи с различиями между динамическими характеристиками традиционных установок и ветроэлектростанций, в конечном итоге, необходимо будет изучать динамику, отражающую широкомасштабную интеграцию ветровой энергии в энергосистему. В Казахстане динамическое моделирование является обычной процедурой при проектировании новых генерирующих установок в системе. По результатам моделирования системы, производимого в рамках различных исследований Институтом «Энергия», стабильность напряжения также не представляет проблему, т.к. в системе установлены шунтирующие реакторы.

Поскольку по усиленным сетям и планируемой мощности ветровой энергии 2000 МВт в 2030 г. не ожидается динамических проблем, данное исследование будет проводиться с использованием моделирования установившегося режима. На данный момент такое моделирование считается достаточным, поэтому для проведения исследования не требуются динамические модели.


Энергосистема и принципы действия в отношении интеграции ветровой энергии В данном разделе приведены основные результаты исследования принципов действия энергосистемы.

Планирование и краткосрочное балансирование мощности в 5. Казахстане Энергосистема Казахстана является частью крупной энергосистемы ЕЭС/ОЭС, эксплуатируемой на севере совместно с Россией и на юге – с Кыргызстаном, Узбекистаном и Таджикистаном. Изолированной эксплуатации системы не наблюдается. Энергосистема управляется системный оператор KEGOC в сотрудничестве с диспетчерскими центрами из России и Кыргызстана. KEGOC постоянно отслеживает генерацию энергии электростанциями в Казахстане.

Регулирование в Казахстане обеспечивается. в основном, одной крупной гидроэлектростанцией мощностью 600 МВт на севере Казахстана (быстрая реакция через 2-3 минуты), в то время как на других гидроэлектростанциях регулирование водного режима приводит к снижению оперативности. Во избежание узкого места на направлении север-юг можно использовать ТЭЦ (Джамбульская газомазутная ТЭС), но она находится в работе непостоянно.

Краткосрочный резерв/регулировочный ресурс составляет примерно 8 % от пиковой нагрузки (~1000 МВт) постоянно (то есть, нет разных требований для разных дней недели и т.д.). Использование краткосрочного резерва (для регулирования) составляет от 200 МВт при нормальной работе в летнее время до 1000 МВт в зимнее время при аварийном режиме.

Ветровая энергия может повлиять на выделение резерва/аварийного резерва, так как мощность самых крупных из запланированных ветроэлектростанций может составить 500 МВт, такова же единичная мощность блока крупнейших ТЭС. Что касается ветроэлектростанций, состоящих из небольших турбин, немедленного отключения всей ветроэлектростанции не произойдет, если только не будет повреждена сеть. В тако м случае рекомендуется соединить ветроэлектростанцию мощностью 500 МВт двумя кабелями/линиями с существующей сетью.

В случаях, когда нет возможности регулирования на повышение, балансирующая мощность будет поставлена из России, или гидроэлектростанций Кыргызстана (балансирующая мощность из Кыргызстана доступно только в летнее время). Такие ситуации в Казахстане характерны при авариях на ТЭС. Существует Фонд резерва, у которого в критической ситуации можно приобрести мощность. Но большинство теплоэлектростанций Казахстана классифицируются как недостаточно надежные для данного фонда, поэтому большая часть доступных мощностей находится в России. Регулирование мощности на понижение в Казахстане в целом доступно. Так как Казахстан – часть более крупной энергосистемы ЕЭС/ОЭС, Россия отвечает за контроль над кратковременными значениями частоты.

В будущем, возможно, большее количество электростанций в Казахстане будут принимать участие в регулировании/краткосрочном балансировании, так как начнет работать рынок балансирующей мощности (по сегодняшним прогнозам, в начале 2012 г, но его открытие может быть отложено). В будущем будет введен штраф за почасовой небаланс мощности. В настоящее время имеется контракт с соседними странами, поэтому любая проблема с регулированием на повышение может быть решена поставками большего количества энергии позднее, с тем, чтобы поддерживать ежедневный баланс мощности.

Управление энергосистемой в аспекте интеграции ветровой 5. энергии В целом, Казахстан имеет большую энергосистему, соединенную с еще более крупной энергосистемой ЕЭС/ОЭС. Казахстан не разделен на области балансирования /контроля со строгими правилами по сохранению баланса.

Это способствует интеграции ветровой энергии, так как возможен максимальный эффект по сглаживанию выработки ветровой энергии, поступающей из удаленных мест. Прогнозы ветра по всему Казахстану будут более точными, чем для отдельных регионов.

Энергосистему Казахстана можно рассматривать как единую систему с точки зрения балансирования и для исследований по значению показателя мощности ветровой энергии.

Так как из-за больших расстояний в Казахстане имеются высокие сетевые потери, планируемая выработка ветровой энергии от 2000 МВт, в основном, удовлетворяет требованию для сетевых компаний о покупке электроэнергии от возобновляемых источников энергии для покрытия 50 % потерь на передачу и распределение. Тем не менее, сетевые потери и выработка ветровой энергии не обязательно будут происходить в одно и то же время.

Что вызывает озабоченность системного оператора – компании KEGOC:

Согласно Закону о поддержке возобновляемых источников энергии, • системный оператор является важным игроком, так как он обязан покупать энергию у возобновляемых источников энергии. Таким образом, сетевые компании заинтересованы в максимально надежных поставках энергии от возобновляемых источников энергии, при этом они ожидают получать ее в тех количествах, которые указаны в контрактах с поставщиками. Так как поставки ветровой энергии изменчивы, возникает вопрос, как справляться с небалансом.

Диспетчерский центр озабочен оперативностью системы в • реагировании на снижение выработки от традиционных электростанций в ветреные периоды. Системный оператор не контролирует плановое производство электроэнергии традиционными электростанциями, поэтому он не может заставить их сократить производство в часы ветреной погоды.

Для эксплуатации энергосистемы с 1000-2000 МВт ветровой мощности рекомендуется в будущем разрабатывать графики и процессы балансирования на день вперед, чтобы обеспечить достаточную оперативность системы.

Так как, в настоящее время только 5 % электроэнергии торгуется на рынке, на этом рынке не так много генерирующих мощностей, которые могли бы реагировать на прогнозируемый обьем ветровой энергии. Понадобится хорошо работающий рынок электроэнергии, или централизованный контроль для того, чтобы в ветреные периоды снижать выработку от традиционной генерации. Прогнозы генерации ветровой энергии необходимы для составления графиков на день вперед, чтобы обеспечить учет всей производимой ветровой энергии в ветреные периоды при посуточном планировании, снижая, таким образом, прочие виды производства энергии. Также нужно учитывать маловетреные периоды, чтобы вести гибкое планирование увеличения выработки от традиционных видов энергии.

Существующая система регулирования/краткосрочного балансирования, осуществляемая централизованно на территории более обширной, чем собственно Казахстан, является хорошей отправной точкой для интеграции ветровой энергии. Но, по мере того, как в будущем будут проявляться все большие финансовые последствия использования мощности извне для регулировки мощностей в Казахстане, важно развить в Казахстане рынок балансирования, чтобы обеспечить наличие всех альтернатив для оперативного реагирования.

Величина показателя мощности ветровой энергии в Казахстане Величина показателя мощности аетроэлектростанций, планируемых в Национальной программе развития ветроэнергетики в Казахстане, была рассчитана экспертами VTT с использованием входных данных по Казахстану (данные по нагрузке, ветру, генерирующим мощностям).

Для расчета величины показателя мощности ветровой энергии для энергосистемы Казахстана была рассчитана потеря ожидаемой нагрузки (LOLE) с использованием ветровой энергией и без нее. Для этого метода необходимы следующие данные: мощность (в МВт) и коэффициент неготовности оборудования к производству электроэнергии (вероятность аварий или относительная длительность аварийного простоя) каждого энергетического блока, а также синхронные данные о ветре и нагрузке. Для надежной оценки понадобились бы данные о ветре и нагрузке за несколько лет, но имелись данные только за один полный год, что снижает надежность результатов.

Величина показателя мощности была вычислена через оценку способности несения эффективной нагрузки (ELCC) ветровой энергии [2]. Для такого расчета значения LOLE были вычислены вместе с таблицей вероятности простоев (COPT) используя рекурсивный метод [3]. Сначала этот расчет был сделан для базового случая - энергосистемы без ветровой энергии. В этом случае, для создания таблицы COPT вероятность простоев электростанций была сопоставлена с временным рядом нагрузок. Затем, в систему была введена ветровая энергия – это снизило значение LOLE. На последнем этапе была добавлена ожидаемая нагрузка от ветровой энергии в обьеме, который бы давал увеличение вероятности потери нагрузки до уровня, что и в базовом случае. Нагрузка вводилась в виде постоянного блока. Значение ELCC для ветровой энергии будет значение нагрузки, которую можно добавить при сохрании того же значения LOLE, что и без ветровой энергии.

Этот метод не учитывает возможные ограничения в сетях, которые бы мешали электростанциям, стоящим за местами ограничений, вносить вклад в мощность системы. Исходным предположением было то, что, с расширением сетей, запланированным в Казахстане, энергосистема будет работать большую часть времени без ограничений в период 2015-2030 гг.

Информация по показателям простоев электростанций была недоступна.

Поэтому коэффициенты вынужденных простоев для каждого типа электростанций были предположены ( Таблица 4.). Использовались следующие допущения: оценка экспертов VTT, что могло бы быть в Казахстане в 2015 году, а также оценка, основанная на предположениях в исследовании Dena [4]. Оценка экспертов VTT не является точной и была сделана, чтобы отразить тот факт, что коэффициенты простоя в Казахстане будут, вероятно выше, чем в Германии. Для 2030 года использовались только предположения Dena, так как полагалось, что электростанции в Казахстане достигнут того же уровня надежности, что и в Германии. Для 2015 года также использовалась более высокая оценка.

Таблица 5. Коэффициенты вынужденных простоев, используемые в расчете ELCC.

Тип электростанции 2015 (VTT) Dena Угольная конд.ЭС 6,00% 3,80% Угольная ТЭЦ 4,00% 8,00% Газомазутная ЭС 3,00% 3,00% Газовая конд. ЭС 4,00% 1,80% Газовая ТЭЦ 2,00% 6,00% Гидроэлектростанция 3,00% 0,00% Атомная ЭС 5,00% 3,00% В исследовании Dena не оценивались коэффициенты простоев для ТЭЦ.

Предполагалось, что коэффициент простоя ТЭЦ был бы немного выше, чем для конденсационной станции на том же топливе.

Величина показателя мощности была подсчитана для системы 2015 года с 250 МВт ветровой энергии и для системы 2030 года с 2000 МВт ветровой энергии. Для 2015 годом временные серии нагрузок были приведены в соответствии с примернымо пиковым значением нагрузки 16100 Мвт, а для 2030 году —23620 МВт. Сценарии ветровой энергии были использованы из Таблицы 1, где ветровая энергия распределена по 11 обьектам в 2030 году.

Единственная обоснованная оценка значения показателя мощности основана на данных 2008 года, по которым имеются и данные ветра и данные по нагрузке. Это оценка выделена жирным шрифтом в таблицах: 34% (85 МВт) для установленной мощности ветровой энергии 250 МВт в 2015 году и 31% (620 МВт) для установленной мощности ветровой энергии 2000 МВт в году. Эти значения находятся почти на уровне средней производительности ветровой энергии в течение целого года (36 % по 2030 году).

Значение ELCC было также вычислено с использованием данных ветра за 2007 и 2009 годы и данных по нагрузкам, которые были основаны на комбинации ежемесячных часов пиковой нагрузки за эти годы с данными по нагрузкам за 2008 год. Оценки за эти годы ненадежны, так как корреляция между данными по ветру и нагрузке была нарушена. Для точной оценки величины мощности понадобились бы почасовые синхронные данные ветра и нагрузки как минимум за 5 лет. Например, величина мощности ветровой энергии в Ирландии варьировалась между 170-290 МВт в течение десяти лет, для которых ее рассчитывали ( использовались данные в общей сложности за 10 лет с установленной мощностью ветровой энергии МВт) [2 ]. Близкая сходимость была достигнута с данными за 8 лет.

Следует отметить, что значение LOLE в 2015 году и 2030 году очень высокое (между 1,9 и 12,8 днями в год, в зависимости от исходных предположений). Это прямой результат сравнительно высокой оценки нагрузки и низкой оценки мощности новой электростанции.

Таблица 6. Оценки ELCC (в процентах от ветровой мощности для Казахстана. (Только результаты за 2008 год рассчитаны с надежными данными) Год 2015 (250МВт) Год 2030 (2000 МВт) Данные нагрузки Простои 2015 Коэффициенты Коэффициенты простоев и ветра простоев из Dena из Dena (VTT) (2007) 42% 49% 42% 2008 34% 33% 31% (2009) 36% 35% 38% (2007-2009) 37% 37% 37% Некоторые указания на значение показателя мощности ветровой энергии можно увидеть в серии временных данных, полученных для этого исследования. В течение часов ежегодной пиковой нагрузки, коэффициент использования мощности ветровой энергии составлял 72,5%, 65,3% и 62,2% соответственно в 2007, 2008 и 2009 годах (на основе 250 МВт ветровой энергии в 2015 г.).

Другой подход — это рассмотрение серии данных по чистой нагрузке сети (нагрузка сети минус ветровая энергия), составленных за 2007 и 2008 годы (сценарий 250 МВт ветровой энергии 2015г). Серия данных по чистой нагрузке сети показала снижение максимального пика мощности на МВт (72,5 % ветровой мощности) в 2007 году и 94 МВт (38 % ветровой мощности) в 2008 году. В 2008 году макимальная чистая пиковая нагрузка приходилась уже не на тот же час, что и исходной час пиковой нагрузки.

Эти значения подтверждают наличие значительной величины показателя мощности ветровой энергии в Казахстане.

7 Влияние ветровой энергии на электросети и потребности в усилении электросетей В данном исследовании посредством моделирования стабильного состояния сети были определены возможные технические ограничения и потребности в усилении электросетей в энергосистеме Казахстана в связи с интеграцией ветровой энергии. Примеры для исследования были сформулированы совместно VTT и Институтом «Энергия», моделирование было проведено Институтом «Энергия», а анализ результатов проведен VTT в сотрудничестве с Институтом «Энергия».

Сценарий развития ветроэнергетики с 250 МВт в 2015 год достаточно мал для энергосистемы с пиком примерно в 16 000 МВт и минимальной нагрузкой более 7 000 Мвт (прогноз на 2015 г). При распределение 250 МВт мощности ветровой энергии в энергосистеме по 5 ветроэлектростанциям, сценарий 2015 года навряд ли окажет какое- либо системное влияние на энергосистему, или потребности в усилении сети сверх местных потребностей, или потребностей, относящихся к соединению с сетью.

Сценарий развития ветроэнергетики 2030 год с мощностью 2000 МВт содержит в себе сценарий 2015 года, поэтому моделирование было проведено только для сценария с мощностью 2000 МВт в 2030 г.

Возможная потребность в усилении сетей и системное влияние ветровой энергии были определены путем сравнения случаев моделирования для двух сценариев: с ветровой энергией и без нее. Такое сравнение могло бы показать, позволяет ли ветровая энергия как-то сгладить проблемы, с которыми бы в противном случае могла столкнуться энергосистема.

Сравнение двух случаев, с ветровой энергией и без нее, также используется для оценки влияния ветровой энергии на транспортные потери в системе.

Структура модели, расчет потоков нагрузки и данные 7. исследования Модель энергосистемы 2030 года была скорректирована Институтом «Энергия» согласно проектируемым линиям электропередач, то есть с включением всех новых линий передач и соединений, а также проектируемых традиционных (не ветровых) генерирующих мощностей [6 ].

Также были скорректированы значения нагрузки и ее уровень.

Ветроэлектростанции были введены в качестве эквивалентных генераторов, каждый из которых представлял собой одну ветроэлектростанцию в сетевой модели. Параметры соединения ветроэлектростанции (включая, например, соединительную линию, трансформатор и т.д.) были определены приблизительно, ввиду недостатка более подробной информации, а также для упрощения. Нет информации о том, какие ветротурбины могут быть использованы в Казахстане. Будут ли это индукционные генераторы двойного питания, или турбины с конверторами, которые являются tнаиболее распространенными типами турбин на сегодня. Возможно, чем дешевле будут используемые турбины, тем больше вероятности, что их будут поставлять от китайских или корейских производителей. И индукционные генераторы, и турбины с конверторами имеются в портфелях у крупных китайских и корейских производителей. Поэтому использование обоих типов турбин было сочтено возможным в рамках казахстанских сценариев ветровой энергии.

Для расчетов потоков нагрузки в стабильном состоянии параметры турбины в основном ограничены значением активной мощности, напряжением и пределами реактивной мощности. Уровень напряжения был фиксированным, а пределы реактивной мощности установлены на нуль, в связи с тем, что, в целом, нежелательно передавать в сеть реактивную мощность, Для обоих предполагаемых типов турбин есть возможность контроля их реактивной мощности. Расчет потоков нагрузки проводился в нормальном рабочем состоянии для выявления возможных проблем с напряжением или потоками мощности.

Серии данных по производству ветровой энергии, подготовлнные в данном проекте, были использованы для определения уровней производства ветровой энергии для изучаемых случаев.

В общем, могли быть изучены два типа случаев, • низкие нагрузки системы при высоком уровне выработки ветровой энергии, когда производство ветровой энергии имеет большую долю в электроснабжении • высокие нагрузки с нагруженной энергосистемой, для определения, какое влияние будет добавляться производством ветровой энергии.

Обычно изучаются и другие проблемные ситуации. Но ни один из этих примеров не был выделен в качестве входных данных для этого исследования. Институт «Энергия» внес предложение по примерам и аспектам моделирования на основе указаний, приведенных в отчете по первой фазе (6), а также своих знаний о сценариях системы 2030 года и предыдущих исследованиях моделирования энергосистемы.

Анализ последствий аварий 7. Анализ последствий аварий был проведен по сценарию развития ветроэнергетики 2030 г для зимней пиковой нагрузки в соответствии с общей практикой, т.е. с рассмотрением типичных и значимых аварийных ситуаций, определенных Институтом «Энергия». Потеря отдельных ветроэлектростанции не были включена в перечень рассматриваемых аварийных ситуаций.

Для анализа последствий аварий Институт «Энергия» использовал полное расчетное значение выработки ветровой энергии. Изученные аварийные ситуации для каждой ветроэлектростанции (согласно Таблице 2), а также результаты исследования, представлены ниже на основании отчетов Института «Энергия». Результаты выделены голубым цветом в том случае, если они являются приемлемыми, и красным в случае выявления проблем.

Более детальную информацию относительно результатов моделирования можно запросить у Института «Энергия»(8).

Акмолинская область Обьект Ерейментау (500 МВт).

Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Ерейментау (с установленной мощностью 500 МВт) должна быть подключена к сети 500 кВ посредством входящих линий к воздушным линиям электропередач (ВЛЭП) 500 кВ ЭГРЭС -1 - ЦГПП.

Перечень аварийных ситуаций:

1. Отключение ЭГРЭС-1 от ВЛЭП 500 кВ – Ветроэлектростанция Ерейментау, 2. Отключение ВЛЭП 500 кВ ветроэлектростанция Ерейментау – подстанция Астана.

В аварийных ситуациях линии не перегружаются, уровень напряжения сохраняется в допустимых пределах.

Актюбинская область Обьект Бадамша (300 МВт).

Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Бадамша (с установленной мощностью 300 МВт) должна быть подключена к сети 220 кВ к открытому распределительному устройству 220 кВ подстанции Кимперсай Перечень аварийных ситуаций:

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Орская – подстанция Кимперсай, 1.

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Актюбинская – подстанция Кимперсай.

2.



Pages:   || 2 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.