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:     | 1 ||

«ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ООН Проект ПРООН/ГЭФ и Правительства Казахстана Казахстан-инициатива развития рынка ветроэнергетики Оценка энергосистемы для целей развития ...»

-- [ Страница 2 ] --

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

Алматинская область Шелек (300 МВт).

Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Шелек (с установленной мощностью 300 МВт) должна быть подключена к сети 220 кВ посредством входящих и исходящих линий к открытому распределительному устройству ветроэлектростанции от ВЛЭП 220 кВ MГЭС – подстанция Робот и МГЭС – подстанция Шелек.

Перечень аварийных ситуаций:

Отключение ВЛЭП 220 кВ ветроэлектростанция – подстанция Шелек, перегрузка 1.

оставшейся ВЛЭП 220 кВ ветроэлектростанция – подстанция Робот (P = 462 МВт, Pmax = 301 МВт).

Отключение ВЛЭП 220 кВ ветроэлектростанция – подстанция Робот, перегрузка 2.

оставшейся ВЛЭП 220 кВ ветроэлектростанция – подстанция Шелек (P = МВт, Pmax = 301 МВт).

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Шелек – подстанция Алма, перегрузка 3.

оставшейся ВЛЭП 220 кВ ветроэлектростанция – подстанция Робот.

Достык (250 МВт) Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Достык (с установленной мощностью 250 МВт) должна быть подключена в будущем к сети 220 кВ к открытому распределительному устройству кВ подстанции Достык Перечень аварийных ситуаций:

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Достык – подстанция Восточная, 1.

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Достык – подстанция Жаланашколь 2.

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Достык – подстанция Коктума 3.

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

Атырауская область Каработан (100 МВт) Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Каработан (с установленной мощностью 100 МВт) должна быть подключена посредством двухцепной ВЛЭП 220 кВ к открытому распределительному устройству 220 кВ подстанции Атырау.

Перечень аварийных ситуаций:

1. Отключение ВЛЭП 220 кВ, подстанция Атырау – ветроэлектростанция Каработан.

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

Мангистауская область Форт-Шевченко (50 МВт) Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Форт-Шевченко (с установленной мощностью 50 МВт) должна быть подключена к открытому распределительному устройству 110 кВ подстанции Форт-Шевченко.

Перечень аварийных ситуаций:

Отключение ВЛЭП 110 кВ подстанция Форт-Шевченко – подстанция Тюб 1.

Караган.

Отключение ВЛЭП 110 кВ подстанция Форт-Шевченко – подстанция Дунга.

2.

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

Курык (150 МВт) Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция Курык (с установленной мощностью 150 МВт) должна быть подключена посредством двухцепной ВЛЭП 220 кВ к открытому распределительному устройству 220 кВ TPP-3 MAEK.

Перечень аварийных ситуаций:

1. Отключение одной цепи ВЛЭП 220 кВ ветроэлектростанции Курык – TPP-3 MAEK.

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

Южно-Казахстанская область Чаян-Жузымдык (350 МВт) Схема подключения электростанции:

Ветроэлектростанция в Чаян-Жузымдык (с установленной мощностью 350 МВт) должна быть подключена к сети 220 кВ путем входящих и исходящих линий к открытому распределительному устройству ветроэлектростанции Чаян-Жузымдык от ВЛЭП 220 кВ подстанция Кентау – подстанция ГНПС и подстанция Миргалимсай – подстанция Шымкентская.

Перечень аварийных ситуаций:

Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Кентау – ветроэлектростанция Чаян 1.

Жузымдык Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция ГНПС - ветроэлектростанция Чаян 2.

Жузымдык Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Миргалимсай – ветроэлектростанция 3.

Чаян-Жузымдык Отключение ВЛЭП 220 кВ подстанция Шымкентская - ветроэлектростанция 4.

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

Желательно также провести анализ при полной мощности производства энергии, но это приводит к необходимости рассмотрения большого количества аварийных ситуаций, необходимо также изучить случай с реалистичным уровнем выработки ветровой энергии при пиковой зимней нагрузке.

Эксперты VTT определили реалистичные высшие уровни выработки ветровой энергии по каждой ветроэлектростанции в случае зимней пиковой и летней минимальной нагрузки (на основе ветровых данных 2007 г.):

• случай зимней пиковой нагрузки: 95 % установленной мощности по всем ветроэлектростанциям • случай низкой летней нагрузки: 95 % установленной мощности в Ерейментау, Жузымдыке, Шелеке и Достыке, и 50 % на остальных ветроэлектростанциях (в целом, по всей стране - 80%) Анализ последствий аварий для случая зимней пиковой нагрузки 2030 г. при полной мощности каждой ветроэлектростанции не выявил никаких аварийных отклонений, за исключением ветроэлектростанции Шелек, как показано в отчете по моделированию аварийных ситуаций выше и на Рисунке 9 ниже.

Все аварийные отклонения по ветроэлектростанции Шелек связаны с перегрузкой в случае потери какой –либо одной линии. Номинальная мощность перегруженных линий составляет 301 МВт, и такой же показатель тепловой нагрузки применяется для всего года (в целом, в случае одного значения применяется значение, определенное для окружающей температуры (например, +20 C), хотя фактический лимит теплового показателя зависит от охлаждения линии, и поэтому показатель может быть значительно выше в зимнее время при низких температурах, а также при сильных ветрах).. Очевидно, что перегрузка линий происходит при комбинации высокой выработки энергии на ветроэлектростанции в Шелеке и Мойнакской ГЭС ( МГЭС), которая будет введена в эксплуатации в 2011г.

МГЭС имеет максимальную производственную мощность 250 МВт, но обычно будет работать при высокой и полувысокой нагрузке мощностью 200 МВт с резервной мощностью 50 МВт (как в ситуации, рассматриваемой в исследовании). [Институт «Энергия»].

Линия Xtr – причины отключения, линия Xol – подвергается перегрузке (все линии на 220 кВ).

Аварийные ситуации пронумерованы так же, как в отчете о моделировании аварийных ситуаций Института «Энергия» (8) Рисунок 9. Диаграмма распределения нагрузки в районе ветроэлектростанции Шелек с соответствующими компонентами анализа последствий аварий, демонстрирующими аварийные ситуации (т.е.

отключенные линии,и перегруженные линии, так же, как и значительная протяженность линий.

Результаты и выводы анализа последствий аварий 7.2. Существует несколько вариантов подключения Шелекской ветроэлектростанции мощностью 300 МВт для отсутствия аварийных нарушений:

необходимо усиление сетей (т.е. новые линии электропередач), i) изменение принципов показателей компонентов энергосистемы ii) (например, сезонные или динамические показатели – однако, только этого может быть недостаточно), либо суммарную мощность Мойнакской ГЭС (МГЭС) и Шелекской iii) ветроэлектростанцией ограничить до 301 МВт (либо какое-то другое значение, определяемое сезонными или динамическими показателями линий в любое время.

На основе результатов исследования 2030 г. и информации о МГЭС, проектная мощность 50 МВт Шелекской ветроэлектростанции к 2016 г, вряд ли может вызвать какие-либо аварийные ситуации, такие ситуации могут возникнуть только при планировании большей мощности, чем 50 МВт на данной ветроэлектростанции.

В настоящее время в Казахстане используется единое значение лимита тепловой нагрузки для линий электропередач в любое время. Это подход, выбран владельцем/оператором сетей передачи энергии. В такой стране, как Казахстан, при очень низкой температуре в зимнее время и сильных ветрах охлаждение проводов может быть очень эффективным, что увеличивает лимиты тепловой нагрузки. Разработчики ветроэлектростанций едва ли могут запрашивать для себя особый режим, такой как изменение подхода к определению тепловых лимитов компонентов сетей, так как это может быть обусловлено общими решениями владельца/оператора сетей.

В других энергосистемах используется ряд различных показателей (например, два показателя: один для летних условий и другой для зимних), а также динамические значения, основанные на фактическом определении условий охлаждения линий и/или состояния линий.

В связи с наличием большого потенциала эффективного и достаточно надежного охлаждения линий в зимнее время в Казахстане, длинной протяженностью линий передач, а также, что усиление линий, скорее всего, потребует крупных вложений в строительство новых линий, можно настоятельно рекомендовать компании KEGOC рассмотреть альтернативные способы определения для тепловых показателей линий.

Усиление сетей в отношении Шелекской ветроэлектростанции может предусматривать, либо строительство дополнительной точки подключения /линии от Шелекской ветроэлектростанции к подстанции Алма (прямая линия, или через подстанцию Шелек по существующим линиям) протяженностью примерно 134 км (Шелекская ветроэлектростанция расположена примерно в 12 км от Шелекской подстанции), либо строительство новой линии от Шелекской ветроэлектростанции к подстанции Робот параллельно с существующей линией протяженностью примерно 132 км. В Казахстане за строительство новых линий должен платить владелец ветроэлектростанции владелец любой (как энергоустановки). Стоимость строительства типичной линии с напряжением в 220 кВ в Казахстане обойдется в 160 000 US$/км. [Институт «Энергия»] Строящаяся в этом районе МГЭС (к 2011 г.) принадлежит дочернему предприятию KEGOC, и, таким образом, линии Шелек-МГЭС, Робот-МГЭС (к которым должна быть подключена Шелекская ветроэлектростанция в рамках данного исследования) строятся компанией KEGOC (также к 2011 г.) и принадлежат KEGOC.

Третьей альтернативой может быть ограничение объема ветровой энергии (т.е. сокращение) в случае, если МГЭС потребуется большая пропускная способность линии электропередач.

Так как Мойнакская ГЭС будет обычно работать при мощности 200 МВт, сохраняя резерв 50 МВт, данный вопрос относительно резерва также необходимо принимать во внимание, т.е. в случае, если по линиям передается 301 МВт общей мощности, вырабатываемой ГЭС и ветроэлектростанцией, и данное значение является постоянным лимитом, резервная мощность ГЭС в 50 МВт исключается, т.к. ее невозможно будет использовать. Вероятно, ГЭС не будет постоянно работать при максимальной мощности 200 МВт, а у ветроэлектростанции также существуют периоды низкой выработки. Поэтому ограничение ветровой энергии потребуется только время от времени. Также может оказаться, что стоимость ограничения (потеря выработки) при текущих мошностях силовых линий будет более высокой по сравнению со стоимостью строительства новой линии электропередач. Принятие динамических или сезонных показателей мощности линий электропередач может облегчить ситуацию и значительно сократить необходимость в ограничении ветровой энергии, поэтому такой вариант можно было бы изучить более детально.

Оценка влияния ветровой энергии на потери при передаче 7. энергии Влияние ветровой энергии на потери при передаче энергии являлось факультативной темой, которую было решено исследовать. Это очень интересный вопрос в случае с Казахстаном, где протяженность линий передач достаточно велика, и новые генерирующие мощности ветровой энергии могут оказывать влияние на потери при передаче.

Влияние ветровой энергии на потери при передаче можно оценить путем моделирования распределения нагрузки для набора различных состояний системы и получения информации о потерях при передаче. Влияние ветровой энергии на потери оценивается на годовом уровне посредством интерполяции между моделируемыми «моментальными снимками» и сравнения результатов моделирования ветровой энергии с результатами, полученными при моделировании с использованием только традиционных энергоустановок.

В общем исследовании было решено рассматривать три случая системных состояний: пиковая нагрузка в зимнее время, минимальная в летнее время и промежуточная нагрузка. Первые два состояния (зимний пик. и летний минимум) исследовались для анализа последствий аварий, а также анализа потерь. Промежуточный случай рассматривался дополнительно для анализа потерь. Случай зимней пиковой нагрузки не показал особо тревожных результатов при анализе последствий аварий и поэтому было принято решение об отсутствии необходимости в моделировании минимальной летней нагрузки для анализа последствий аварий. Вместо этого для анализа потерь был сформулирован и смоделирован более привычный случай низкой летней нагрузки (являющийся более полезным для исследования, нежели единичный случай минимальной летней нагрузки). Таким образом, только один случай (зимний пик) был смоделирован для анализа последствий аварий и анализа потерь, и два случая для анализа потерь (промежуточная и низкая летняя нагрузка).

Институт «Энергия» рассматривал только случай зимней пиковой нагрузки, а для случаев с низкой нагрузкой, нагрузка системы и выработка пропорционально сокращались (т.е. не предусматривается остановка некоторых энергоустановок, или создание отдельного распределения нагрузки между электростанциями).

Конкретные случаи моделирования с уровнем нагрузки системы и уровнем вырабатываемой ветровой энергии были определены на основе выработки ветровой энергии и серии временных данных по нагрузке. Серия временных данных по выработке ветровой энергии была создана VTT (описывается в разделе 4.2).

В связи с отсутствием фактических (исторических) данных по нагрузке при определении случаев, исследования, была создана серия временных данных по нагрузке за весь год с использованием доступной информации. По минимальному проектируемому сценарию (сценарий пиковой нагрузки Института «Энергия») пиковая нагрузка в Казахстане в 2030 г составит 23620 МВт. Имеются дневные профили нагрузки (почасовые) для дней с пиковой зимней и низкой летней нагрузкой (Таблица 6 и Таблица 7), а также годовые графики нагрузки по месяцам (Таблица 8). Профили нагрузки по будням и выходным дням недели отличаются в Казахстане, но более подробная информация отсутствует. Такой же профиль рассматривается здесь. Используя профиль пиковой зимней нагрузки для дней в октябре марте и график низкой летней нагрузки для дней в апреле-сентябре, была получена приблизительная серия данных годовой нагрузки (Рисунок 10).

Таблица 7. Суточный профиль нагрузки для пикового зимнего дня (% пиковой нагрузки) по всему Казахстану (данные, выделенными жирным шрифтом) и по областям [Институт «Энергия»] Суточная картина нагрузки (по областям) ЗИМА %% Часы суток ЕЭС Акмолинская Алматинская Актюбинская Атырауская Мангистауская Южно Казахстана Казахстанская 88. 0 90.4 81 92.8 91.7 93.4 76. 86. 1 88 75.8 88.9 88.4 92.6 71. 85. 2 83.5 73.7 88.4 86.3 92.6 77. 85. 3 81.8 73.2 86.9 82.9 95.2 70. 4 83.5 71.7 86.5 82.4 95.2 62. 83. 5 80.5 73.2 83.8 81.5 93.4 70. 84. 6 81.9 74.5 86.5 81.5 94.1 68. 86. 7 88.7 82.3 85.2 82.9 97.6 62. 92. 8 89.6 86.9 89.1 85.2 99.1 84. 9 91.9 84.4 93.4 89.8 100 73. 96. 10 96.6 91.1 96.9 90.5 99.4 90. 95. 11 96 91.8 96.1 89.4 98 82. 95. 12 91.2 90.2 91.9 89.6 98.9 83. 92. 13 93.7 88.4 87.3 89.1 96.5 78. 94. 14 94.2 88.1 95 88.7 96.9 81. 15 93.6 88.2 93.7 86.6 96.5 16 92.6 85.8 84.7 86.3 95.4 78. 95. 17 94.4 90.2 90.4 86.3 97.6 82. 99. 18 100 98.5 87.8 87 97.6 90. 19 100 100 98.7 98.6 96.9 93. 99. 20 99.2 97.6 93.9 99.3 95.2 97. 21 98.4 99.2 97.2 100 95.8 98. 97. 22 96.6 94.9 100 100 93.2 96. 94. 23 92.8 90.5 96.5 98.6 93.4 88. Таблица 8. Суточный профиль нагрузки для летнего дня с минимальной нагрузкой (% пиковой нагрузки и месячный коэффициент) по всему Казахстану (данные, выделенными жирным шрифтом) и по областям [Институт «Энергия»] Суточная картина нагрузки (по областям) ЛЕТО %% Часы суток ЕЭС Акмолинская Алматинская Актюбинская Атырауская Мангистауская Южно Казахстана Казахстанская 91. 0 82 78.6 95.8 100 98.2 82. 1 67.2 67.8 91.1 97.1 97.2 74. 84. 2 67.2 62.4 89.1 90.7 98.2 67. 82. 3 76.4 59 87.4 90.4 98.2 82. 4 72.1 59 86.3 87.2 97.2 70. 81. 5 65.1 58.2 85.2 85.9 96.7 71. 6 67 55.1 85.5 84 94.9 68. 83. 7 70.9 62.2 81 83.7 92.1 73. 84. 8 74 67.8 84.4 83.7 93.9 67. 90. 9 89.2 84 85.2 85.3 94.9 76. 10 95.1 88.3 92.7 87.2 96.9 94. 11 94.1 90.8 93.6 89.8 96.9 84. 94. 12 97.2 89.7 98 91.4 98 83. 93. 13 89.4 88.4 90.2 93 96.4 83. 94. 14 96.2 90.6 98.6 93.6 96.4 86. 94. 15 93.7 91.8 92.7 93 96.9 82. 94. 16 94.9 90.7 86.6 94.2 96.9 94. 17 91.3 88.3 92.5 93.3 96.4 88. 93. 18 93 85.2 84.9 95.2 96.4 89. 94. 19 94.9 85.1 96.4 92.7 98 82. 94. 20 85.7 84.5 92.7 92 95.4 82. 98. 21 98.4 100 94.7 92.7 96.4 88. 22 100 98.7 96.4 93.9 100 96. 23 97.6 89.1 100 98.1 97.5 Таблица 9. Месячный профиль нагрузки (% пиковой нагрузки) по всему Казахстану (данные, выделенными жирным шрифтом) и по областям [Институт «Энергия»] Месячная картина нагрузки (по областям) %% месяц ЕЭС Акмолинская Алматинская Актюбинская Атырауская Мангистауская Южно Казахстана Казахстанская 92, I 88,2 92,1 95,6 85,4 91,1 91, II 89,4 91,4 90,9 86,2 95,1 96, 90, III 90,2 90,7 91,6 89 87,3 94, 81, IV 76 76,3 89,4 72,1 83,7 72, V 59,4 62,8 79 68,3 75 72, 71, VI 59,8 59,2 86,9 60,3 73,1 69, VII 53,1 61,9 76,3 69 74,6 76, 71, VIII 57,2 62,6 79,2 77,2 85 80, 78, IX 73 68,7 80,1 76,5 83,1 79, 84, X 79,7 81,9 90 80,3 87,9 86, 95, XI 92,2 92,3 96,7 90,4 99,8 95, XII 100 100 100 100 100 92, P [MW] 1.1. 15.1. 29.1. 12.2. 26.2. 12.3. 26.3. 9.4. 23.4. 7.5. 21.5. 4.6. 18.6. 2.7. 16.7. 30.7. 13.8. 27.8. 10.9. 24.9. 8.10. 22.10. 5.11. 19.11. 3.12. 17.12. 31.12. Рисунок10. Серия данных о нагрузке энергосистемы, разработанная для Казахстана на 2030 г. на основе почасовых картин пиковой нагрузки и летней минимальной нагрузки и месячной картины нагрузки с пиковой нагрузкой 23620 МВт.

Основываясь на общей информации по энергетическому балансу в регионах Казахстана (региональный дефицит / избыток мощности) и общих направлениях по передаче мощности, были определены прецеденты для анализа влияния ветровой энергии на системные потери при передаче мощности. В общем юг Казахстана (район г. Алматы и его окрестностей) является зоной дефицита мощности, а на севере Казахстана в районе г.

Астана есть возможности выработки энергии, удовлетворяющие энергопотреблению, таким образом, существует крупный поток энергии с севера на юг. Планируемые ветроэлектростанции:

• в северном регионе Казахстана: ветроэлектростанция № 1 в Ерейментау (500 МВт) • в южно м регионе Казахстана, помимо линии передач север-юг;

ветроэлектростанции № 11 Жузымдык (350 МВт), № 3 Шелек ( МВт) и № 4 Достык (250 МВт).

Данная ситуация с передачей мощности с севера на юг является главным прецедентом для анализа в отношении влияния ветровой энергии на потери.

Еще одним регионом с планом создания ветроэлектростанций является район Каспийского моря с ветроэлектростанциями № 5 Каработан ( МВт), № 9 Форт Шевченко (50 МВт) и № 10 Курык (150 МВт), и в данном регионе уже наблюдается избыток мощности без выработки ветровой энергии.

Выработка ветровой энергии была классифицирована по описанным выше рядам данных по нагрузке и рядам данных по ветровой энергии при различных уровнях системной нагрузки. Классификация проводилась по уровню выработки ветровой энергии и по комбинации уровней нагрузки в часах в год, а также производству энергии (в МВт/ч) в год. Таблицы для всей системы (т.е.по всем ветроэлектростанциям), а также по регионам: юг (ветроэлектростанции №№ 11,3,4, север (ветроэлектростанция №1), и запад (ветроэлектростанции №№ 5, 9 и 10), приведены в Приложении 1.

Классификационные таблицы уровня производства ветровой энергии и уровня нагрузки показывают, что частота случаев пониженного уровня выработки ветровой энергии более высока, особенно в ситуациях с пониженной нагрузки (см. выделения более темным красным цветом в таблицах). Однако, когда уровень выработки ветровой энергии низкий, его влияние на системные потери при передаче энергии также ниже, чем при более высокой выработке ветровой энергии. Таблица объединяет частототу случаев и уровень мощности и, таким образом, демонстрирует, какие ситуации могут быть наиболее влиятельными на ежегодные потери при передаче мощности. Редко встречающиеся особые случаи, например, зимняя пиковая нагрузка при высокой выработке ветровой энергии не являются надежными индикаторами общего влияния ветровой энергии на годовые потери, но, вместе с тем часто встречающиеся ситуации (комбинация нагрузка - ветровая энергия) при средней выработке ветровой энергии могут обеспечить более надежные справочные материалы для целого года.

Основываясь на таблицах, приведенных в Приложении 1, были определены случаи средней и низкой нагрузки в отношении уровня нагрузки, а также уровни выработки ветровой энергии в каждо м случае анализа (передача мощности с севера на юг и западная ситуация). Среди наиболее часто встречающихся и оказывающих наибольшее влияние ситуаций были выбраны прецеденты для анализа (уровень нагрузки и уровень выработки ветровой энергии). Прецеденты, а также выявленные при моделировании потери показаны в Таблице 9. Влияние ветровой энергии на системные потери сравнивается с ситуациями без выработки ветровой энергии.

Потребление энергии в случаях без ветровой энергии осуществляется за счет традиционной выработки энергии (т.e. выработка энергии между случаями без ветровой энергии и случаями с ветровой энергией регулируется путем уменьшения /увеличения мощности всех традиционных станций выработки энергии с целью поддержания общего баланса системы). Системные потери рассчитываются на всю сеть, воспроизводимую в рамках системной модели в регионе, где предполагается возможное влияние. В случае проблемы с передачей мощности с севера на юг рассматриваются системные зоны 3, 6, 8, 9 и 10, а в случае с регионом Каспийского моря (запад) рассматриваются зоны 12 и 14. Числа относятся к цифровому обозначению зоны, используемому в модели электросети, и охватывают большие зоны страны в упомянутых регионах (т.e. север, юг, запад / прибрежная Каспийская зона).

Для того, чтобы оценить влияние ветровой энергии в этих зонах, работают только ветроэлектростанции и для них определяется уровень выработки, и, таким образом, исключается фактор влияния ветроэлектростанций в других зонах. Хотя данные сценарии навряд ли реалистичны, видно чистое влияние, и данная реальность складывается из своего рода комбинации нескольких ситуаций (т.e. выработка ветровой энерги во всех регионах, скорее всего, с разными уровнями выработки энергии).

Таблица 10. Случаи моделирования и результаты по влиянию ветровой энергии на потери в энергосистеме в сравнении с ситуацией без ветровой энергии (т.e.

потребление покрывается другими способами выработки энергии). При моделировании выработки ветровой энергии в упомянутом регионе было задано определеное значение, а выработка ветровой энергии в других местах была принята за ноль.

Потери изучались по зонам нагрузки. Значения потерь по цветам;

красный – из-за ветровой энергии потери увеличиваются, синий – из-за ветровой энергии потери уменьшаются, значения в скобках получены по результатам моделирования, но не ожидается, что данные значения будут существенно отличаться от сравниваемой ситуации, так как в данной зоне в конкретной ситуации моделирования нет выработки ветровой энергии.

Системный Ветровая Общая Север-юг (5 Зона случай энергия мощность зон;

3,6,8,9,10) Каспийского системы моря № 12 и случай зимней без ветровой 1031.2 МВт 663.2 МВт 65.2 МВт пиковой энергии нагрузки 100 % ветровой 736.3 МВт 436 МВт 88.5 МВт (23 620 МВт) энергии, все -28.6 % -34.3 % +35.7 % ветровые электростанции 50 % ветровой 976.6 МВт (618.1 МВт) 74.1 МВт энергии в -5.3 % +13.7 % ЗАПАДНОМ регионе 95 % ветровой 1001.2 МВт 635 МВт (65.2 МВт) энергии в -2.9 % -4.3 % СЕВЕРНОМ регионе 65 % ветровой 832.7 МВт 520.3 МВт (66.3 МВт) энергии в -19.2 % -21.5 % ЮЖНОМ регионе случай без ветровой 483.7 МВт 302.1 МВт 29.9 МВт средней энергии нагрузки 50 % ветровой 463.3 МВт (284.4 МВт) 35.2 МВт (20 000 МВт) энергии в -4.2 % +17.7 % ЗАПАДНОМ регионе 95 % ветровой 472.6 МВт 289.8 МВт (29.9 МВт) энергии в -2.3 % -4.1 % СЕВЕРНОМ регионе 55 % ветровой 414.3 МВт 251.6 МВт (31.3 МВт) энергии в -14.3 % -16.7 % ЮЖНОМ регионе случай низкой без ветровой 262.7 МВт 142.5 МВт 31 МВт дневной энергии летней 30 % ветровой 251.9 МВт (136.8 МВт) 32 МВт нагрузки энергии в -4.1 % +3.2 % (15500 МВт) ЗАПАДНОМ регионе 95 % ветровой 255 МВт 133.6 МВт (30.9 МВт) энергии в -2.9 % -6.2 % СЕВЕРНОМ регионе 25 % ветровой 256.5 МВт 138 МВт (31.4 МВт) энергии в -2.4 % -3.2 % ЮЖНОМ регионе Случаи моделирования показывают, что ветроэлектростанции на севере, а также на юге Казахстана. в отдельности, снижают транспортные потери.

Ветроэлектростанции в Каспийском регионе (запад), кажется, повышают потери в данном регионе, но снижают общие системные потери во всем Казахстане. Кроме этого, потери в Каспийском регионе (запад) не являются большими, как и повышение этих потерь.

Основываясь на данном моделировании и его результатах, очень вероятным представляется то, что ветровая энергия (в исследованных регионах и в изученных объемах) могла бы снизить потери при передаче мощности в Казахстане. Однако, основываясь на значениях, полученных в этом анализе, невозможно сделать выводы относительно конкретного сокращения потерь энергии ни в ситуациях с реальной энергосистемой, ни в отношении годового количества энергии, которое можно сохранить, вследствие малого количества смоделированных ситуаций (хотя они и были тщательно отобраны), и допущений и неопределенностей в будущем.

Потребности в балансировании ветровой энергии в Казахстане Производство ветровой энергии будет увеличивать балансирование/ распределения и использования краткосрочных резервов. Это происходит из-за нестабильности ветровой энергии в течении балансового периода (например, один час) и из-за ошибок в предсказании ветровой энергии.

Краткосрочные резервы используются в течение фактического часа поставки для коррекции небаланса генерации и нагрузки в каждый момент времени (секунды и минуты). Небаласы вызваны ошибками прогноза в графиках, а также почасовыми изменениями. Влияние почасовых изменений сначала оценивается на основе часовых данных. Затем выполняется грубая оценка влияния неопределенности от прогнозных ошибок (для этой цели доступны только очень ограниченные данные).

Нестабильность ветровой энергии и нагрузки 8. Оценка увеличения потребности в балансировании из-за нестабильности ветровой энергии была оценена статистически на основе временных рядов по ветру и нагрузке (часовые данные).

Оценка была основана на временных рядах по нагрузке и данных по ветру за 2008 году. Эти данные были приведены к 2015 году и 2030 году, с увеличением нагрузки для соответствия пиковым уровням нагрузки в МВт и 23620 МВт и производства ветровой энергии на обьектах в соответствии с мощностью 250 МВт и 2000 МВт (сценарии представлены в Таблице 1).

В дополнение к использованию данных 2008 года в качестве отправной точки, также использовались данные 2007 года. Они были использованы потому, что 2007 года имеет лучшее обеспечение ветровыми данными.

Однако, в 2007 году временной ряд нагрузки не является фактическим, но основан на данных 2008 году в течение большинства дней, с приведением ежемесячного пикового и общего потребления (энергии) к значениям года. Значение нагрузки 2008 года были исправлены таким образом, что внезапных изменений были удалены из этих данных. Для данных 2007 года такая коррекция не делалась.

В дополнение к сценарию ветровой энергии на 2030 год, использовался временной ряд ветровой энергии, где ветровая энергия была распределена равномерно по 11 объектам (около 180 МВт на каждой площадке). Это было сделано только для того, чтобы указать, насколько более равномерно распределенная ветровая энергия уменьшит нестабильность и, таким образом, потребности в резерве.

Эффект сглаживания производства ветровой энергии в 8.1. Казахстане Широкое влияние на электроэнергетическую систему означает изучение производства ветровой энергии на большой территории. Для фиксирования эффекта сглаживания, который объединяет несколько ветроэлектростанций на больших расстояниях, необходимо много временных рядов производства ветровой энергии. Мы имеем данные с 11 обьектов. Этого не вполне достаточно, чтобы получить полный возможный эффект сглаживания, но он представляет проектные объекты ветровой энергии. Один пункт измерения ветра даст слишком высокую оценку нестабильности для крупной ветроэлектростанции, которая может охватывать несколько десятков километров. Для преобразования ряда скорости ветра в мощность была использована унифицированная кривая мощности турбины с целью фиксирования эффекта сглаживания для ветроэлектростанций. Кривые продолжительности производства ветровой энергии с одного единственного объекта и всех 11 объектов показаны на рисунке 11. Совместное производство ветровой энергии с обширной территории в Казахстане редко будет превышать 80 % от установленной мощности и быть ниже 1 0 % от установленной мощности. Минимальнаямощность составляет 1,7 % от установленной мощности, и максимальный уровень мощности составляет % на основе ветровых данных 2008 года для сценария 2030 года. Более равномерное распределение энергии по всем 11 объектам будет означать минимальную мо щ с в 2, 6% и максимальную мо щ с в 9 2 % от но ть но ть установленной мощности.

Основные данные с 11 объектов и данные по общему производству ветровой энергии представлены в Таблице 10. Почти все объекты имеют превосходный ресурс ветра, более 30 % от установленной мощности как среднее производство (коэффициент использования). Статистическое значение стандартного отклонения говорит об изменчивости временного ряда. По существующим данным в европейских странах это менее 3 % для крупномасштабной ветровой энергии в одной стране [1]. Эти данные показывают больше изменчивости, чем предыдущие данные, приблизительно 5 %. Это признак того, что данные о ветре переоценивают нестабильность производства ветровой энергии в Казахстане. Казахстан очень большая страна и могла бы иметь лучший эффект сглаживания, чем эффект, отраженный в этих данных.

Таблица 10. Среднее производство и почасовая нестабильность по каждой ветроэлектростанции и общее производство ветровой энергии на 2030.

Среднее Макс Макс Допустимые производ повыш пониж отклонения Сценарий ство вариации вариации вариации МВт (коэф мощн) Ерейментау 500 39,8 % 93,5 % -81,5 % 11,8 % Бадамша 200 34,0 % 56,0 % -54,7 % 11,0 % Достук (DG) 250 48,5 % 93,9 % -82,0 % 18,5 % Шелек (CC) 300 23,7 % 76,5 % -73,6 % 15,5 % Каработан (Атырау) 100 31,5 % 71,2 % -79,8 % 11,7 % Аркалык 50 32,1 % 83,2 % -82,5 % 12,2 % Боровское 50 22,0 % 58,6 % -62,2 % 10,0 % Аральск (Каратерен) 50 32,1 % 56,6 % -77,0 % 11,7 % Форт-Шевченко 50 38,4 % 74,9 % -55,6 % 11,1 % Курык 100 46,4 % 54,3 % -67,0 % 11,3 % Жусумдык 350 34,8 % 86,2 % -93,9 % 12,8 % Итого МВт на все объекты 2000 34,8 % 15,2 % -17,7 % 3,8 % Итого сценарий 2030 2000 36,1 % 29,2 % -23,4 % 5,2 % 100 % Ерейментау 2000 МВт 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0% 721 1441 2161 2881 36014321 5041 5761 6481 7201 7921 Час Рисунок 11.Кривые мощности ветровой энергии (в процентах) по продолжительности для одного объекта (Ерейментау) и для всех 11 объектов (сценарий 2030 года).

Объединенное влияния ветровой энергии и нестабильности 8.1. нагрузки Предполагаемые сценарии использования ветровой энергии означают около 0,7 ТВт/ч/a производства в 2015 году и около 6 ТВт/ч/a производства в году. Текущий валовый спрос на электроэнергию в Казахстане составляет менее 100 ТВт/ч/a и его рост предполагается до 105 ТВт/ч/a к 2015 году и до 155 ТВт/ч/a в 2030 году. Уровень интеграции ветровой энергии в общей обьеме электроэнергии, таким образом, составит менее 1 % в 2015 году и приблизительно 4 % в 2030 году. Это довольно скромный уровень интеграции ветровой энергии, и это означает, что большого влияния ветровой энергии на систему не будет отмечаться.

Графики нагрузки на 2030 год, пересчитанные по данным 2008 года Нагрузка 2030 г., пересчитанная по 2008 г.

Ветер 2008 г. 2000 МВт МВт 1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 Час Рисунок 12. Графики нагрузки на 2030 год, основанные на почасовых данных года – 20 внезапных отклонений были удалены. Производство ветровой энергии для 2000 МВт на 11 объектах.

Графики нагрузки на 2030 год, пересчитанные по данным 2008 года Нагрузка 2030 г., пересчитанная по 2008 г.

2030 г. Чистая нагрузка МВт ветра 2008 г.

МВт 1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 Час Рисунок 13. Графики нагрузки и почасовые данные "чистой" нагрузки в течение одного года. Чистая нагрузка - нагрузка минус производство ветровой энергии за каждый час. Данные 2030 года пересчитаны по двнным 2008 года по нагрузке и производству ветровой энергии.

Изменчивость нагрузки в 2030 г.

Нагрузка 2030 г., пересчитанная по вариации 2008 г.

Нагрузка 2030 г., пересчитанная по графику нагрузки по продолжительности 2008 г.

МВт 1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 - - - - - Час Рисунок 14. Изменчивость нагрузки в Казахстане. Почасовые изменения нагрузки для 2030 года, как временной ряд и как график нагрузки по продолжительности, где данные расположены в порядке возрастания.

Год 2030, нестабильность ветра Ветер 2008 г. 2000 МВт вариации 800, Ветер 2008 г. 2000 МВт вариации с графиком нагрузки по продолжительности 600, 400, 200, МВт 0, 1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 -200, -400, -600, Час Рисунок 15. Нестабильность ветра в Казахстане. Почасовые изменения мощности как временной ряд и как график нагрузки по продолжительности для 2030 год (2000 МВт ветровой энергии на 11 объектах).

Год 2030, пересчитанный по данным 2008 года 2030г. Чистая нагрузка МВт, ветер 2008г. вариации 2000, Нагрузка 2030г., пересчитан ная по 2008г. вариации 1500, 1000, 500, МВт 0, 1 721 1441 2161 2881 3601 4321 5041 5761 6481 7201 7921 -500, -1000, -1500, -2000, -2500, Час Рисунок 16. Почасовое увеличение нестабильности из-за ветровой энергии в Казахстане. Пошаговые изменения нагрузки и чистой нагрузки ( 2000 МВт ветровой энергии) на 2030 год.

Нестабильность нагрузки и ветровые данные суммированы в Таблице 11.

Максимальные почасовые изменения ветровой энергии находятся в порядке 70 МВт для 250 МВт ветровой энергии на 5 объектах (28 % от установленной мощности). Для 2000 МВт ветровой энергии почасовые изменения составят: максимум понижения - 540 МВт (23 %), и - 690 МВт (29 %) повышения. Если бы ветровая энергия была распределена равномерно по всем 11 объектам, то почасовые изменения составили бы:

350 МВт понижения и - 300 МВт повышения (15-17 % от установленной мощности). Изменения мощности ветровой энергии в пределах ± 10 % от установленной мощности будут происходить в течение 95 % времени.

Первоначально данные самых больших изменений нагрузки по 2008 году для Казахстана были -1550 МВт в сторону понижения и +1370 МВт в сторону повышения в течение одного часа. После корректировки данных, исключая около 20 почасовых внезапных крупных отклонений, самые большие изменения были приблизительно - 990 МВт в сторону понижения и приблизительно 870 МВт в сторону повышения. Это означает, что в году с учетом корректировки, изменения составят - 1900 МВт в сторону понижения и 1690 МВт в сторону повышения. Изменения в пределах ± МВт в течение 99,6 % времени.

Объединение влияние нагрузки и временных рядов данных ветра в течение одного года (с профилем 2008 года) увеличит максимальные изменения только в сторону повышения в 2030 году и только на 8 МВт (Таблица 11).

Таблица 11. Максимальные почасовые изменения в производстве ветровой энергии, нагрузке и чистой нагрузкеа (объединение влияние ветра и нагрузки).

макс макс увеличение увеличение интеграция понижение повышен в макс в макс ветра вариации вариации понижении повышении вариации вариации сумма (энергия) почасово почасово (ТВт-ч) МВт МВт МВт МВт Ветер 2007г 250 МВт 0,71 -71 Ветер 2008г 250 МВт 0,74 -64 Ветер 2007г 2000 МВт 6,21 -541 Ветер 2008г 2000 МВт 6,32 -467 2008г ветер единые МВт по всем объектам 6,10 -354 Нагрузка 2007г 76,30 -1421 Нагрузка 2008г 80,14 -986 Нагрузка 2015г, пересчитанная с 2008г 105,59 -1299 Нагрузка 2030г, пересчитанная с 2008г 154,91 -1906 2007г Чистая нагрузка 250 МВт ветер 0,9 % -1437 1244 - 2008г Чистая нагрузка 250 МВт ветер 0,9 % -979 873 -7 - 2015г Чистая нагрузка 250 МВт ветер 2008г 0,7 % -1292 1151 -7 - 2030г Чистая нагрузка 2000 МВт ветер 2008г 4,1 % -1895 1686 -11 - 2030г Чистая нагрузка единые МВт по всем объектам 3,9 % -1888 1697 - Увеличение потребностей в резерве было оценено двумя способами:

использование стандартного отклонения в 3,3 раза (), или использование 99.9 % вероятности превышения, как необходимого уровня достоверности для системы до и после интеграции ветровой энергии.

Сначала было вычислено стандартное отклонение от временного ряда для вариаций нагрузки (Таблица 12). Для нормального распределения 3, покроет 99,9 % всех вариаций. Это может быть использовано в качестве меры для оценки, сколько должно быть резервов, чтобы покрыть всю нестабильность с 99%-ой вероятностью. Сравнивая значение 3,3 для вариаций нагрузки и для вариаций чистой нагрузки (с добавленной ветровой энергией), мы видим, что потребности в резерве увеличатся на 3 8 МВт к 2030 году. Для 2015 года количество ветровой энергии будет настолько небольшим, что не будет требовать существенного увеличения резерва (только 1 МВт).

Поскольку распределение нагрузки и чистой нагрузки не распределяются нормально (по Гауссу), мы также определяем непосредственно количество часов, когда превышен определенный уровень (покрывающий 99,9 % вариаций). Для одного года данных (8760 ч), 0,1 % данных означает, что приблизительно 8 часов не будут покрыты резервом (4 самых больших изменения в сторону повышения и 4 самых больших изменения в сторону понижения). Было произведено сравнение пятого, самого большого значения изменения до и после ветра, (Таблица 12). Для 2015 год это означает увеличение в резерве на 15МВт для Казахстана. Для 2030 год это означает требование увеличения резерва на 7 9 МВт на понижение и увеличения на 87 МВт резерва на повышение.

Увеличение в существующих резервных требований, оцененных здесь ( 79 87 МВт), рассчитаны для крайних случаев. В среднем, при использовании резервов, прибавка составит приблизительно 25 МВт. Также можно предвидеть возможность самых больших изменений ветровой энергии за день вперед до их наступления – для дней с низким уровнем производства, много изменений происходить не будет. Для большего количества ветровой энергии динамическое распределение резервов может уменьшить количество резервов, которые должна нести система.

Таблица 12. Увеличение в резервных требованиях из-за почасовой нестабильности в Казахстане. Расчет основан на доверительных уровнях двух способов: доверительный уровень стандартного отклонения 3 раз и 99,9 % уровня вероятности превышения.

резервн уровень уровень увеличение увеличение требован вероятности вероятности в резервных в резервных стандар увеличение в 3,3 раз превышения превышения требован требован отклоне- в резервных стандарт 99,9 вариац 99,9 вариац вниз из-за вверх из-за ние требован понижения повышения ветра ветра отклон вариации из-за ветра сумма МВт МВт МВт МВт МВт МВт МВт (ТВт-ч) Ветер 2007г 250 МВт 0,71 14, Ветер 2008г 250 МВт 0,74 14, Ветер 2007г 2000 МВт 6,21 102, Ветер 2008г 2000 МВт 6,32 103, 2008г ветер единые МВт по всем объектам 6,10 76, Нагрузка 2007г 76,30 226,6 748 -1060 Нагрузка 2008г 80,14 230,8 762 -772 Нагрузка 2015г пересчитанная с 2008г 105,59 304,2 1004 -1017 Нагрузка 2030г пересчитанная с 2008г 154,91 445,3 1470 -1493 2007г Чистая нагрузка 250 МВт ветер 4 227,8 752 -1049 1010 - 2008г Чистая нагрузка 250 MW wind 2 231,3 763 -767 785 - 2015г Чистая нагрузка 250 MW wind 2008 1 304,5 1005 -1010 1029 - 2030г Чистая нагрузка 2000 MW wind 2008 38 79 456,9 1508 -1572 2030г Чистая нагрузка единые МВт по всем объектам 22 84 452,0 1492 -1577 Неопределенности ветровой энергии и нагрузке 8. Нагрузка считается предсказанной, когда составляется график нагрузки электростанции за час до поставки. Ошибки прогноза приведут к неопределенности и потребности в краткосрочных резервах для балансирования производство энергии и нагрузки в каждый момент времени. Ветровая энергия также может быть предсказана за несколько часов и дней вперед. Методы прогноза еще довольно новы и требуют совершенствования. Через управление резервами исправляются чистые небалансы системы. Это означает, что объединенное влияние нагрузки и ошибок прогноза ветра необходимо оценить.

На основе данных КЕГОК по нагрузке и прогнозу нагрузки для отобранных дней, средняя (абсолютная) ошибка для нагрузки составила в Казахстане МВт на 2008 год (среднее значение для одного дня зимой и одного дня летом). Это составляет 1,5 % от пиковой нагрузки, что достаточно характерно для точности прогноза по нагрузке. Ошибки прогноза были несколько выше за один день в течение 2009 года и 2010 года (увеличение приблизительно до 2 % пиковой нагрузки в 2010 году). Принимая уровень 1,5 % пиковой нагрузки за средний уровень ошибки на 2015 год и 2030 год, мы получаем 237 МВт и 348 МВт средней абсолютной ошибки в 2015 году и 2030 году соответственно (1,5 % от пиковых нагрузок в 16100 МВт и МВт, соответственно).

Для Казахстана не существует никаких данных по прогнозу ветровой энергии. Анализ штормовых ситуаций был сделан в течение одного года по ежедневным данным, в общей сложности 366 дней (1.10.2006 - 31.10.2007, без данных за июнь 2007года). Поскольку штормовые прогнозы являются региональными, они покрывают очень большую территорию Казахстана.

Прогнозы представлены в диапазоне 15-20 м/с (одно дневное значение для всего региона). Пример штормового прогноза по одному региону по сравнению с ежедневными средними и максимальными измеренными ветровыми данными представлен на Рисунок 17.

Региональные штормовые прогнозы и измеренные ветровые данные Форт-Шевченко - Мангистау аве Мангистау штормовой прогноз Курык - Мангистау Скорость ветра (м/с) 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 День Рисунок 17. Штормовые прогнозы в Мангистау по сравнению со средней и максимальной скоростью ветра, измеренной на двух станциях Форт-Шевченко и Курык, пример данных на первые 49 дней.

Ежедневные измеренные максимальные значения скорости ветра для метеомачт были сравнены с региональными штормовыми прогнозами Приблизительно от 55 до 70 % дней, измеренных и прогнозируемых штормовых/не штормовых дней, были таковыми. Для Ерейментау региональные прогнозы Астаны дали 71 % дней правильного прогноза шторма, или не шторма. Для Каработана, Атырау, региональные прогнозы дали то же самое число дней правильных прогнозов ветра (66,4 %). Однако, даже такой грубый прогноз (штормовой/нештормовой со скоростью ветра более 15 м/с) не дает хорошей точности прогноза. Это указывает на то, что региональные прогнозы ветра не предоставляют надежных данных о скорости ветра на объектах ветроэлектростанции. Кажется, что региональные прогнозы, дают большое количество дней сильного ветра с высокой скоростью (35 - 50 % от общего числа дней). Вероятно, дается предупреждение о шторме, даже если вероятность увеличения скорости ветра более 15 м/с не высока. Также предупреждение может быть дано, даже если скорость ветра увеличиться только на небольшом участке региона. Эти причины объяснили бы некоторые различия в измерении скорости ветра.

Подобный опыт существует в Европе и США. Важно предсказать ветер как можно близко к фактическому месту, чтобы улучшить точность прогноза.

Таблица13. Сравнение числа штормовых и н штормовых дней по региональным прогнозам и измерениям скорости ветра.

Аркалык - Костанай Костанай Костанай те же дни штормовые дни по измерениям шторм. дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 41 174 59,8 % Боровское - Костанай Костанай Костанай те же дни штормовые дни по измерениям шторм. дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 17 174 54,9 % Форт-Шевченко – Мангыстау макс Мангыстау Мангыстау те же дни штормовые дни по измерениям шторм. дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 44 134 66,1 % Курык - Мангыстау Мангыстау Мангыстау те же дни штормовые дни по измерениям шторм. дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 14 134 63,9 % Жусумдык – Южный Казахстан Южный Казахстан Южный Казахстан те же дни штормовые дни по измерениям шторм. дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 51 169 54,1 % Ерейментау - Акмола Акмола Акмола, те же дни штормовые дни по измерениям шторм.


дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 90 183 61,5 % Каработан (Атырау) Атырау Атырау, те же дни штормовые дни по измерениям шторм. дни по регион-му прогнозу те же шторм/не шторм дни 19 131 66,1 % Для оценки ошибок прогноза ветра, могут быть использованы общие предположения Европейского опыта. Абсолютная погрешность ошибки для одного объекта составляет приблизительно 10 - 20 % от установленной мощности ветроэлектростанции при прогнозировании на день вперед (12 36 часов вперед). Ошибка прогноза значительно уменьшится при прогнозе по более крупным областям, для ветроэлектростанций, находящихся далеко друг от друга. Абсолютная погрешность ошибки для прогнозов на день вперед, для многих ветроэлектростанций на большой территории, как Германия, или Дания, составляет приблизительно 5 - 6 % от установленной мощности ветровой энергии [1].

Казахстан имеет большую территорию, но нет знания, будет ли точность прогноза лучше или хуже чем в европейских странах. Для 2015 год была принята 9% средняя абсолютная ошибка, принимая во внимание тот факт, что, вероятно, будут использоваться не очень продвинутые модели из-за небольшого количества устанавливаемых ветроэлектростанций. Этот факт в среднем дает ошибку в 22,5 МВт. На 2030 год принята 6% средняя ошибка, которая дает среднюю ошибку в 120 МВт по прогнозам ветровой энергии на день вперед.

В принципе, ошибки прогноза могут быть объединены способом, сходным с предыдущим анализом нестабильности. Допуская несогласованные ошибки, совокупная абсолютная погрешность ошибки может быть получена, вычисляя сумму квадратов и извлекая, квадратный корень. Это означало бы 238 МВт на 2015 год (по сравнению с 237 МВт без ветровой энергии) и МВт на 2030 год (по сравнению с 348 МВт без ветра). Допуская, что четыре раза средняя ошибка охватывала бы большинство ситуаций, это приведет к увеличению резерва до 4 МВт в 2015 году и 80 МВт в 2030 году.

Оценочные затраты на интеграцию ветровой энергии в Казахстане Интеграционные затраты – это затраты энергосистемы при интеграции ветровой энергии, не покрываемые ветроэнергетическими проектами в рамках их капитальных затрат. Иногда эти затраты определяются производителям ветровой энергии посредством стоимости сетевых соединений или тарифов сети и платежей за небаланс.

Интеграционные затраты могут быть оценены для усиления сетей, требующегося для соединения ветроэлектростанций, а также возросшей стоимости балансирования, такой как увеличение и использование краткосрочного резерва.

Ветровая энергия оказывает очень незначительное влияние на первичное регулирование частоты (автоматическое, первичное регулирование) [1].

Ветровая энергия также не затрагивает резервы из-за нарушений/ непредвиденных отклонений, за исключением случаев, когда ветроэлектростанции, соединенные одной линией или кабелем, крупнее, чем наиболее крупный блок, которая может мгновенно отключиться от сети (для Казахстана это - 500 МВт). Тем не менее, использование вторичного / третичного, последующего нормального резерва будет увеличено при интеграции ветровой энергии.

Нами подсчитано, что увеличение краткосрочных резервов на 2015 г. для ветровой энергии мощностью 250 МВт будет очень незначительным, всего в несколько МВт. Так как уровень интеграции ветровой энергии составляет менее 1 %, то не ожидается, что это количество ветровой энергии приведет к каким-либо дополнительным интеграционным затратам для системы.

Сетевое подсоединение ветроэлектростанций мощностью 50 МВт также не приведет к каким-либо затратам на усиление существующей сети.

Для 2030 г. увеличение выделения резервов составит около 80 МВт из-за нестабильности ветровой энергии и около 80 МВт из-за ошибок в прогнозировании ветровой энергии. Можно предположить, что увеличение выделения резервов мощностью 160 МВт, в крайнем случае, в течение года, будет покрыто существующими электростанцями энергосистемы. Опыт других стран, интегрирующих от 10 до 20 % ветровой энергии, показывает, что к системе не нужно добавлять никакой дополнительной балансовой мощности [1].

Однако, из-за ветровой энергии будет происходить использования балансовой мощности сверх нормы. В среднем оно будет составлять 20 МВт из-за ошибок прогнозирования и 25 МВт из-за нестабильности. 45 МВт дополнительного регулирования в течение года (8760 часов) будет означать покупку 0,4 ТВт/ч дополнительной балансирующей энергии для ветровой энергии. При стоимости балансирующей энергии от 5 до 1 0 € / Вт/ч это М добавит от 0,3 to 0,6 €/МВт/ч к выработке ветровой энергии (общий объем производства 6,3 ТВт/ч).

Ветровая энергия принесет энергосистеме дополнительную мощность, равную около 30 % от установленной мощности ветроэлектростанций. Для энергосистемы это является не затратой, а приобретаемой стоимостью.

Стоимость этой мощности меньше стоимость для обычных электростанций.

Имеется потребность в одном усилении электросетей для 2000 МВт ветровой энергией - для проекта Шелек мощностью 300 МВт. Усиление электросети потребовало бы затрат в 21,4 миллиона долларов США (160. долларов/км на 132-134 км). Данные затраты обозначали бы дополнительные удельные расходы в 3,4 долларов/МВт/ч на один год производства всей ветровой энергии. При распределении этих затрат на всех потребителей Казахстана данные затраты были бы очень маленькими.

Существует возможность избежать усиления электросетей - в случае, если бы использовались динамические параметры линии электропередач, способные увеличить тепловой предел линии во время ветреной (и холодной) погоды, а также, в случае, если гидроэлектростанция снизит свою выработку в часы с высокой выработкой ветровой энергии.

Оценка Сетевых Правил В странах с использованием ветровой энергии отношение к ветроэлектростанциям, в основном, немного отличается от отношения к обычным электростанциям в плане соединения с сетью и эксплутационным требованиям. За последние годы требования в отношении обычной генерации, то есть Сетевой кодекс ( правила), стали все более активно применяться к ветровой энергии. Для ветровой энергии были также установлены специальные сетевые правила. Данные правила в различных странах включают эксплутационные требования к электростанциям, однако содержание сетевых правил и требования могут варьироваться от энергосистемы к энергосистеме в отношении многих аспектов. Недавно была начата работа по гармонизации европейских кодексов ветровой энергии с целью предоставления рекомендаций по общей структуре сетевого кодекса и методике (8). Основные требования обычно касаются:

• параметров частоты, напряжения и мощности;

• качественных параметров мощности;

• параметров постепенного изменения мощности;

• активной мощности, реактивной мощности и контроля напряжения;

• поддержания непрерывности электроснабжения при нарушениях.

Сетевые Правила/требования, действующие в Казахстане 10. В настоящий момент в Казахстане существует дополнительное постановление Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан «Правила определения ближайшей точки подключения к электрическим или тепловым сетям и подключения объектов по использованию возобновляющих источников энергии» от 01.10.2009 г. № 270. По отношению к ветровой энергии упомянутое положение касается только точки подключения ветроэлектростанций, не рассматривая эксплуатационных критериев. Эксплуатационные требования предоставляет системный оператор «KEGOC»

В Казахстане идет обсуждение предложений в Сетевые Правила для ветровой энергии, схожих с европейскими (например, с кодексом Великобритании).

В настоящий момент в Казахстане не существует спецификаций относительно того, к напряжению какого уровня должны подключаться ветроэлектростанции определенной мощности. Общих правил не существует и в Европе. Это является делом экономической оптимизации, зависящим от места – т.е. важно видеть, окупают ли сниженные потери от использования линий более высокого напряжения для внутренних сетей и /или линий подключения увеличенные капвложения в подключение к электросетям. В общем, в других местах, например, в Европе, подключение к сетям (к месту подключения существующей сети) рассматривается как проектные затраты ветроэлектростанции. Затраты на интеграцию ветровой энергии для энергосистемы являются затратами на любое усиление, требующееся для существующей электросети.

В Казахстане не существует общих требований, которые могли бы применяться ко всем электростанциям, и требования для каждой станции предъявляются в более индивидуальном порядке во время процедуры подключения к сетям. Проект ПРООН обеспечил перевод с русского на английский язык частей Сетевлых Правил и других требований «KEGOC», касающихся ветровых турбин. Внизу приведено основное содержание данных требований:

Существуют требования, обозначенные для контроля мощности для • контроля частоты, который подразделяется на первичный (30 секундный) и вторичный (15-минутный) контроль;

В отношении требований, касающихся реактивной мощности, • напряжения и защиты, перечисляется ряд пунктов, которые необходимо выполнять или обозначать для станций, осуществляющих подключение к сетям,;


Не существует особых требований или ограничений относительно • постепенного изменения мощности, т.е. ни требований по контролю мощности [МВт/сек], ни ограничений по градиентам снижения /увеличения мощности [МВт/мин];

Не существует требований по поддержанию непрерывности • электроснабжения при нарушениях, напряжению и эксплуатационным характеристикам во время кратковременных падений напряжения.

Рекомендации для Сетевых Правил в отношении ветровой 10. энергии Благодаря частотным преобразователям в современных ветровых турбинах (ветровые турбины с регулируемой скоростью) и их контролю, ветровые турбины не реагируют автоматически на колебания частоты в системе.

Поэтому ветровые турбины не могут осуществлять контроль, который называется первичным контролем (контролем частоты). Однако проводятся научные исследования по возможности ветровых турбин моделировать такой контроль (т.e. обеспечивать контроль мощности, и следовательно, частоты на короткий период времени от инерции турбины). В будущем такой вариант может быть осуществим. Когда внедрение ветровой энергии в энергосистему незначительное, особенно в крупных интегрированных синхронных энергосистемах, отсутствие такого варианта должно быть принято в рамках обеспечения эксплуатационной безопасности энергосистемы.

Одним из наиболее значимых вопросов по требованиям в отношении ветровой энергии, обсуждаемым в последнее десятилетие, является вопрос поддержания непрерывности электроснабжения при нарушениях. Ранее, когда ветровые турбины и ветроэлектростанции были достаточно небольшими и были подключены к распределительным сетям, от ветровых турбин требовали отключения из-за нарушений в работе сетей (кратковременное снижение напряжения). По мере того, как ветроэлектростанции становятся крупнее, а внедрение ветровой энергии в энергосистемы становится более значительным, дальнейшее отключение турбин становится нежелательным. Вместо этого от ветровых турбин требуется оставаться подключенными к электросети и поддерживать непрерывность электроснабжения при нарушениях. В различных энергосистемах действуют различные требования (глубина и продолжительность кратковременного снижения напряжения при нарушениях).

Для производителей ветровых турбин, а также для разработчиков ветроэлектростанций понимание и осуществление соответствия ветровых турбин требованиям Сетевых Правил различных энергосистем является трудной задачей. На данном этапе когда, возможно, только начинаются попытки создания Сетевых Правил (для ветровой энергии), в Казахстане, рекомендуется ознакомиться с любыми рекомендациями по гармонизации Сетевых Правил, имеющимися в наличии. Согласованные рекомендации Сетевых правил должны предоставить информацию о том, какими особенностями может обладать Сетевые Правила и как должны представляться требования, а также какого рода параметры должны быть в него включены. Гармонизированные рекомендации Сетевых Правил не приводят конкретные значения параметров и не требуют того, чтобы правила включали в себя какие-либо особые черты. Каждая энергосистема уникальна и обладает своими уникальными аспектами, которые обозначают границы предъявляемых требований. В связи с этим важно не перенимать требования с одной системы в другую в таком виде, как они есть, а, по крайней мере, приспосабливать их для системы (устанавливать достаточные требования, но не чрезмерно строгие).

Рекомендации Предполагаемая мощность ветровой энергии, 2000 МВт в 2030 г. будет представлять низкий уровень интеграции (около 4 % от валового потребления электроэнергии). При достаточно сильной энергосистеме не ожидается каких-либо крупных проблем в отношении интеграции ветровой энергии. Для ветровой энергии мощностью 2000 МВт в 2030 г. необходима разработка методов прогнозирования в отношении ветровой энергии в Казахстане. Прогнозы по выработке ветровой энергии являются чрезвычайно важными для заблаговременного планирования с той целью, чтобы в ветряные периоды вся выработка ветровой энергии будет учтена при планировании и, таким образом, будет снижена другая выработка, а также при планировании традиционной выработки энергии в системе.

Существующая система регулирования / система с краткосрочным балансированием, которая централизована даже на более крупной территории, чем Казахстан, представляет собой хорошую отправную точку для интеграции ветровой энергии. Однако, так как в будущем придется столкнуться с другими финансовыми последствиями использования регулирующей мощности за границами Казахстана, важно разработать балансирующий рынок в Казахстане для того, чтобы убедиться в доступности в будущем всех возможностей в регулировании. Так как системный оператор должен покупать ветровую энергию и не обладает полномочиями по контролю планирования работы традиционных электростанций, в будущем будет необходима разработка процессов заблаговременного планирования и компенсации для того, чтобы убедиться в обладании системой достаточной маневренностью в регулировании.

Основными рекомендациями в отношении создания Сетевых Правил кодекса по ветровой энергия для Казахстан являются следующие:

• создание Сетевых Правил при помощи или, по крайней мере, после ознакомления с гармонизированными рекомендациями Сетевых кодексов мира;

• установка требований, являющихся сейчас, или согласно будущим прогнозам, необходимыми в рамках энергосистемы Казахстана, и избегание чрезмерно строгих требований, установленных по принципу «на всякий случай»;

• необходимо помнить, что ветровые турбины отличаются от традиционной выработки энергии;

в некоторых аспектах они не являются такими же маневренными, как традиционная выработка энергии, но с другой стороны, они развиваются и ветровые турбины будущего, возможно, будут обладать еще большими возможностями (например, в отношении контроля частоты).

В плане подключения к электросетям будущих ветроэлектростанций, рекомендуется, чтобы системный оператор требовал установки ветровых турбин или моделей ветроэлектростанций, которые можно использовать при будущих динамических расчетах.

Выводы и заключение В целом, энергосистема Казахстана достаточно большая и входит в часть еще более крупной синхронизированной энергосистемы ЕЭС/ОЭС.

Казахстан не делится на балансирующие /контрольные зоны, в которых были бы введены строгие правила по поддержанию баланса. Это способствует интеграции ветровой энергии, так как здесь возможен максимальный сглаживающий эффект выработки ветровой энергии с удаленных участков. Кроме того, прогнозы ветра для Казахстана в целом будут более точными, чем для отдельных территорий.

Предусмотренные сценарии выработки ветровой энергии будут означать производство 0,7 ТВт/ч/г в 2015г (250 МВт) и производство 6 ТВт/ч/г в 2030г (2000 МВт). Текущий совокупный спрос на электроэнергию в Казахстане составляет менее 100 Твт/ч/г, и прогнозируется его рост до ТВт/ч/г в 2015 году и до 155 ТВт/ч/г в 2030 г. Таким образом, использование на рынке ветровой энергии, по сравнению с общим потреблением энергии в целом, составит менее 1 % в 2015 году и около 4% в 2030 г. Этот уровень интеграции ветровой энергии достаточно низок, что означает, что на систему это не окажет большого влияния.

Энергосистема Казахстана оценивалась как единая система для изучения балансирования и значения показателя мощности ветроэлектростанций.

Наблюдается значительный эффект сглаживания выработки ветровой энергии при строительстве ветроэлектростанций по всей территории Казахстана. Общее значение показателя мощности ветроэлектростанций с большой территории в Казахстане редко составит более 80 % от установленной мощности и менее 10 % от установленной мощности.

Величина показателя мощности была вычислена путем оценки ожидаемой максимальной нагрузки (ELCC) ветровой энергии. Единственное обоснованное значение показателя мощности основано на данных за год, когда были доступны и данные ветра и данные нагрузки. Этого недостаточно для точной оценки. Величина показателя мощности, основанная на данных 2008 года, составила 34 % (85 МВт) для ветровой энергии мощностью 250 Мвт в 2015 году и 31 % (620 МВт) для ветровой энергии мощностью 2000 Мвт в 2030 году. Эти значения практически на уровне средней мощности всех ветроэлектростанци за весь год (36 % за год). Расчеты за 2007 и 2009 годы дали даже более высокие результаты, но они ненадежны, так как данные нагрузки были не полностью синхронными с данными ветра. Некоторые указания на величину показателя мощности ветровой энергии можно также увидеть в серии данных, собранных для исследования. В течение пиковой нагрузки ветровая энергия вырабатывается с показателями мощности 72,5%, 65,3% и 62,2% соответственно в 2007, 2008 и 2009 годах (на основе 250 МВт ветровой энергии в 2015 г.). Эти значения подтверждают наличие в Казахстане значительного показателя мощности всех ветроэлектростанций, но для точного расчета значения показателя мощности необходимы синхронные почасовые данные ветра и нагрузки как минимум за 5 лет.

Результаты моделирования последствий аварий в установившемся режиме, показали, что сценарии развития ветроэнергетики, рассмотренные в данном исследовании, могут осуществляться в полном варианте, не подвергая риску безопасность энергосистемы. Только ветроэлектростанция Шелек мощностью 300 МВт в сценарии развития ветроэнергетики на 2030 год показала некоторые местные ограничения по передаче ветровой энергии.

Проблемы в аварийных ситуациях для ветроэлектростанции Шелек состоят исключительно в передающих способностях линий электропередач. После решения этой проблемы, скорее всего, ветроэлектростанция Шелек не будет вызывать системных проблем, но это положение нуждается в проверке.

На основе предварительной информации до начала исследования был сделан вывод, что для изучения рассматриваемых здесь сценариев выработки ветровой энергии не понадобится динамическое моделирование. Результаты исследования, полученные от моделирования в стабильном состоянии, не давали никаких указаний на потребность в динамическом моделировании.

В анализе потерь энергосистемы рассматривались наиболее распространенные ситуации по уровню нагрузк системы и при значительной выработке ветровой энергии. Так как использовались случаи только трех состояний системы (по уровням нагрузки), а также в силу сделанных предположений, анализ потерь не настолько глубок. Но, на основе сравнения примеров моделирования с ветровой энергией и без нее, результаты явно указывают, что ветровая энергия может снизить потери в энергосистеме Казахстана, если она будет построена согласно Сценарию выработки ветровой энергии. Чтобы гарантировать положительное влияние ветровой энергии на потери в энергосистеме и оценить фактическое значение экономии на потерях, необходимы более подробные исследования.

Краткосрочные резервы используются в течение часа поставок для корректировки небаланса генерации и нагрузки в каждый промежуток времени (секунды и минуты). Небалансы вызваны ошибками прогноза в графиках и колебаниями в промежутки времени менее часа. Сначала было оценено влияние внутричасовой нестабильности ветровой энергии на основе почасовых данных. Затем было приблизительно определено влияния погрешности от ошибок прогноза погоды (здесь данные были весьма ограниченные).

Почасовая нестабильность ветровой энергии мощностью 2000 МВт составляла максимум -540 МВт (23 %) в сторону понижения и +690 МВт (29 %) в сторону увеличения. Нестабильность нагрузки в 2030 году с распределением от минимума до максимума по приблизительным оценкам составила -1900 МВт в сторону понижения и +1690 МВт в сторону увеличения. Изменения остаются в пределах ± 1000 МВт в течение 99.6 % времени. Комбинация серий данных по нагрузке и ветру за один год увеличивают максимальные изменения только в сторону увеличения для 2030 и только на 8 МВт.

Ветровая энергия очень мало влияет на первичный контроль частоты (автоматика, первичное регулирование). Ветровая энергия также не влияет на аварийный резерв. Наибольшее значение единичной мощности, которое может выйти из системы в Казахстане, составляет 500 МВт, и это является критерием для размера аварийного резерва. Это значит, что если ветроэлектростанция мощностью 500 МВт, соединена с сетью единственной линией, или кабелем, что может привести к внезапному отключению этой мощности, в этом случае ветровая энергия не будет влиять на аварийный резерв. Тем не менее, использование вторичного/третичного и нормального резерва будет увеличено из-за ветровой энергии. Повышение требований к резерву было оценено двумя путями: с использованием стандартного отклонения (), помноженного на коэффициент 3,3, или, с использованием 99,9 % доверительного уровня надежности для системы до и после введения ветровой энергии. Анализ по уровню превышения показал более высокие значения: увеличение потребности в резерве на 15 МВт для 2015 и увеличение понижающего резерва на 79 МВт и повышающего резерва на 87 МВт для 2030.

Увеличение потребности в резерве из-за неопределенности ветровой энергии было оценено примерно в 4 МВт для 2015г и 80 МВт для 2030г.

Анализ штормовых прогнозов по регионам Казахстана указывает, что региональные прогнозы ветра не дают надежных данных о скорости ветра в зонах ветроэлектростанций. Важно предсказывать прогнозы по ветру для мест вблизи местоположения ветроэлектростанций, что улучшило бы точность прогнозов.

Затраты по интеграции ветровой энергии (2000 МВт) были оценены как стоимость балансирования и стоимость усиления электросетей. Оценка стоимости балансирования предполагает, что нет необходимости в строительстве новых резервных мощностей. Средняя величина дополнительных резервов, используемых в энергосистеме, дала бы 0, ТВт/ч электроэнергии для балансирования ветровой энергии. С учетом предполагаемой балансирующей стоимости в 5 - 10 евро/МВт/ч это добавит к стоимости ветровой энергии от 0,3 до 0,6 евро/МВт/ч (при производстве ветровой энергии- 6,3 ТВт/ч/г).

Есть одна потребность в усилении сети для 2000 МВт мощности ветровой энергии - это для ветроэлектростанции 300 МВт Шелек. Усиление сети означало бы затраты в размере 21.4 миллиона $US (160 000 $/км при 132 134 км). Эти расходы подразумевают дополнительную стоимость в 3, $/МВт/ч для производства ветровой энергии всеми ветроэлектростанциями в течении одного года. Если распределить эту сумму на всех потребителей Казахстана, то эта дополнительная стоимость для всех потребителей будет очень мала.

Есть возможность избежать усиления сетей для ветроэлектростанции Шелек, если использовать динамические характеристики линий, которые могут расширить тепловой предел линии при ветренной и холодной погоде, а также, если МГЭС уменьшит свою выработку в часы высокой выработки ветровой энергии.

Величина показателя мощности ветровой энергии в энергосистеме на уровне 31-34% от установленной мощности ветроэлектростанций является не затратами для системы, но дополнительной ценностью, хотя, эта величина показателя мощности и ниже, чем для традиционных электростанций.

Уровень интеграции ветровой энергии для 2030 года низкий и вряд ли понадобятся особые меры по влиянию ветровой энергии. Тем не менее, было бы полезно готовиться к будущему увеличению интеграции ветровой энергии.

Принятие Сетевых Правил для ветровых турбин, сходных с теми, что приняты во многих западных странах, будет способствовать интеграции более высоких обьемов ветровой энергии на более поздних стадиях.

Прогнозы по генерации ветровой энергии будут очень важны в процессе планирования графиков на день вперед, чтобы обеспечить включение всей ветровой энергии в графики планирования на день вперед в ветренные периоды. Это сократит традиционное производство энергии. Также, должны быть учтены периоды с низкими значениями скорости ветра при планировании традиционного производства энергии. В будущем будет необходима разработка графиков на день вперед и балансирования с учетом производства ветровой энергии для придания энергосистеме достаточной оперативности.

Ссылки [1] H. Holttinen, P. Meibom, A. Orths, F.van Hulle, B.Lange, M. O’Malley, J.

Pierik, B. Ummels, J.O. Tande, A. Estanqueiro, M. Matos, E. Gomez, L. Sder, G. Strbac, A. Shakoor, J.Ricardo, J. C. Smith, M.Milligan, E. Ela. “Design and operation of power systems with large amounts of wind power” Final report, IEA WIND Task 25, Phase one 2006-2008. Espoo, VTT. 200 p. + app. 29 p.

VTT Tiedotteita - Research Notes 2493. Available at http://www.vtt.fi/inf/pdf/tiedotteet/2009/T2493.pdf [2] B. Hasche, A Keane, M. O’Malley. Capacity Value of Wind Power, Calculation, and Data Requirements: the Irish Power System Case. IEEE Transactions on Power Systems, in print.

[3] M. Milligan, K. Porter. Determining the Capacity Value of Wind: A Survey of Methods and Implementation. 2005, NREL/CP-500-38062.

[4] D. Morrow, L. Gan. Comparison of Methods for Building a Capacity Model in Generation Capacity Adequacy Studies. In conference proceedings of the IEEE WESCANEX 93. 'Communications, Computers and Power in the Modern Environment.' [5] DEWI, E.ON Netz, EWI, RWE Transportnetz Strom, VE Transmission.

Energiewirtschaftliche Planung fr die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020. Commissioned by the Deutschen Energie-Agentur GmbH 2005.

Оценка электроэнергетической системы Казахстана для целей развития [6] ветроэнергетики. # 4016-10. АО КазНИПИИТЭС, Алматы, 2010.

Материалы и информация, предоставленная для исследования АО [7] КазНИПИИТЭС, Алматы, 2010.

[8] Generic Grid Code Format for Wind Power Plants. EWEA, November 2009.

Available in June 2010 at http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/ 7_GGCF_Final_Draft.pdf

Pages:     | 1 ||
 





 
© 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.