The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine
The maximum value of the solar power plant (SPP) in the power system depends on the performance reserve and regulating capacity of the automatic frequency and power control (AFPC) system. It is believed that the regulatory capacity of the system AFPC enough if AFPC is able to compensate for perturba...
Збережено в:
| Дата: | 2016 |
|---|---|
| Автори та афіліації: |
|
| Ключові слова: | keywords |
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2016
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/543 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |
|
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104023398973440 |
|---|---|
| author | Dryomin V.P. |
| author_facet | Dryomin V.P. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Dryomin V.P.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Dryomin V.P. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:41Z |
| description | The maximum value of the solar power plant (SPP) in the power system depends on the performance reserve and regulating capacity of the automatic frequency and power control (AFPC) system. It is believed that the regulatory capacity of the system AFPC enough if AFPC is able to compensate for perturbations caused by the action of SPP. The frequency deviation in the power system should remain in the range of ±0.02 Hz (according to the requirements of ENTSO-E) or ±0.2 Hz (actual requirements for IPS of Ukraine).Given the approach (program of experiments, the algorithm of their conduct) to the determination of maximum capacities of SPP as a part of IPS of Ukraine. As a result of experiments obtained values of maximum capacity of SPP that the system AFPC is able to compensate under different initial conditions. Among them: the different types and composition of regulators (hydrounits of hydroelectric power plant, coal-fired thermal power plants, controllable loads); the permissible frequency deviation of 0.2 Hz or 0.02 Hz; the maximum power the various regulators, and SPP.As a result of research, including it is established that, for example, for a permissible frequency deviation of 0.2 Hz in IPS of Ukraine with AFPC based on the pulverized coal (PC) power station with a reserve of 1000 MW power limit SPP is 581 MW, whereas for compensation of SPP power of 1 GW need generators-regulators PC thermal power plant with the capacity of 9.3 GW. This variation is explained by the self-regulatory effect which is manifested at AFPC with PC thermal power plants due to low performance of this type of regulators. To compensate for a 1 GW SPP ceteris paribus will require 310 MW generators-regulators hydroelectric power plant of 300 MW or controllable load. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2016.02.034 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:09Z |
| format | Article |
| fulltext |
34 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
Наличие в энергосистеме ограниченного
резерва регулирующих мощностей системы
автоматического регулирования частоты и
мощности определяет максимальное значе-
ние мощностей солнечных электростанций,
действие которых система АРЧМ способна
компенсировать в изолированном режиме
работы объединенной энергосистемы (ОЭС).
Особенно с учетом того, что процесс генерации
электроэнергии на СЭС представляет собой,
по сути, случайный процесс, возмущение,
которое система АРЧМ должна скомпенсиро-
вать [1]. Именно такое условие (способность
стабилизации в изолированном режиме) долж-
но быть выполнено в соответствии с требова-
ниями энергообъединения ENTSO-E и именно
в такой постановке проводились исследова-
ния, результаты которых приведены в этой
статье.
Очевидно, что суммарная величина необхо-
димых мощностей регуляторов частоты зави-
сит от величины суммарной установленной
мощности СЭС. При этом мощность регулято-
ра можно считать достаточной, если его регу-
лирующих возможностей хватает для удержа-
ния отклонения частоты в диапазоне ±0,02 Гц
(требования ENTSO-E) или ±0,2 Гц (актуаль-
ное для ОЭС Украины допустимое отклонение
частоты в нормальном режиме).
Таким образом, в работе, наряду с максими-
зацией допустимых мощностей СЭС, необхо-
димо минимизировать мощности регуляторов,
задействованных в процессах компенсации
действия СЭС. Фактически, в математической
постановке это была бы оптимизационная
задача. Однако решение данной «оптимиза-
ционной» задачи выполняется путем подбора
соответствующих параметров математической
модели в соответствии с программой проведе-
ния экспериментов. Такой эксперименталь-
ный подход применен вследствие фактической
УДК 621.316.726
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ СОЛНЕЧНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
В ОЭС УКРАИНЫ
Представлены результаты исследований переходных процессов автоматического
регулирования частоты и мощности (АРЧМ) в ОЭС Украины, в состав которой входят
солнечные электростанции (СЭС) со значительной относительной мощностью.
Определены значения предельных мощностей СЭС при работе системы АРЧМ, в кото-
рой в качестве регуляторов выступают энергоблоки пылеугольных ТЭС, гидроагрегаты
ГЭС и потребители-регуляторы.
К л ю ч е в ы е с л о в а: математическое моделирование, солнечные электростанции,
регулирование частоты, потребители-регуляторы, генераторы-регуляторы, АРЧМ,
объединенная энергосистема.
© И.В. ДРЁМИН, 2016
И.В. ДРЁМИН, канд. техн. наук,
Институт общей энергетики НАН Украины,
ул. Антоновича, 172, г. Киев, 03680, Украина
ПРОГНОЗУВАННЯ, СИСТЕМНИЙ АНАЛІЗ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ
СТРУКТУРНОГО РОЗВИТКУ ЕНЕРГЕТИКИ
невозможности формулировки аналитическим
образом целевой функции, в состав которой
должны входить: параметры регуляторов, пара-
метры СЭС, параметры переходного процесса,
параметры законов регулирования.
Для получения целевых результатов экспе-
риментов с математической моделью (ее уни-
версальная форма приведена в [2], а специфика
СЭС – в [1]) необходима предварительно раз-
работанная программа проведения числовых
расчетов на программно-информационном
комплексе (ПИК) «Частота». Особенно это
касается определения тех или иных параметров
математической модели, при которых модели-
руемый переходный процесс приобретает
определенные характеристики. В работе это,
прежде всего, предельные мощности СЭС
(параметры математической модели), при
которых отклонение частоты не выходит за
допустимые пределы (характеристика переход-
ного процесса).
В качестве основной характеристики сол-
нечных электростанций принята максималь-
ная мощность, достигаемая ими на рассматри-
ваемом промежутке времени. Следует отме-
тить, что установленная мощность СЭС в
общем случае выше или равна максимальной.
Специфика определения начальных усло-
вий исследования процессов генерации на
СЭС, входящих в состав ОЭС, заключается в
том, что для чистоты эксперимента в началь-
ный момент времени небаланс мощности в
энергосистеме должен быть равным нулю –
предполагается, что СЭС уже функционируют
и выдают ненулевую мощность в энергосисте-
му. Иными словами, необходимо подобрать
начальные условия (мощности элементов
энергосистемы) таким образом, чтобы выпол-
35ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
Определение предельных мощностей солнечных электростанций в ОЭС Украины
Рис. 1. Переходный процесс АРЧМ в ОЭС с ГР ГЭС 1000 МВт и СЭС 2430 МВт
36 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
И.В. ДРЁМИН
нялось условие нулевого небаланса. Поэтому,
был определен «замыкающий» элемент энерго-
системы, в качестве которого была выбрана
мощность эквивалентной нагрузки. Другими
словами, при добавлении в ОЭС определенных
мощностей СЭС мощность нагрузки увеличи-
вается на мощность СЭС в момент t0.
Дополнительные эксперименты по адекватно-
сти такого подхода не обнаружили существен-
ного влияния увеличения нагрузки (прежде
всего за счет эффекта саморегулирования
частоты) на параметры соответствующих пере-
ходных процессов.
С иной стороны, в начальный момент вре-
мени мощность СЭС, в общем случае, не
является ни максимальной, ни минимальной.
Тогда как мощность регулятора должна состав-
лять значение, достаточное, чтобы осуществ-
лять регулировку в диапазоне изменения мощ-
ностей СЭС, выдаваемые в сеть за рассматри-
ваемый промежуток времени.
Таким образом, необходимо подобрать
рабочую точку регулятора посредством зада-
ния для него определенной начальной мощно-
сти. Эта мощность подбирается таким обра-
зом, чтобы в течение процесса регулирования
он, при возможности, не достигал ни мини-
мального, ни максимального ограничения по
уровню мощности. Иными словами, регули-
рующие возможности регулятора должны быть
задействованы наиболее эффективно. Это осу-
ществляется путем проведения предваритель-
ной серии экспериментов, по результатам
которой и определяется начальная мощность
регулятора.
На рис.1 видно, что генератор-регулятор в
режиме ограничения мощности по минимуму и
максимуму (горизонтальные отрезки графика
на уровнях 0 и 1000 МВт) находится приблизи-
тельно одинаковое время. При этом отклоне-
ние частоты не выходит за заданное значение
(±0,2 Гц). Иными словами, рабочая точка гене-
ратора-регулятора и замыкающая мощность
нагрузки выбраны верно.
После определения начальной мощности
окончательно рассчитывается «замыкающая»
мощность нагрузки для обеспечения нулевого
небаланса мощности в энергосистеме в момент
t0. То есть, соответствующий график небаланса
(рассчитывается в ПИК по результатам чис-
ленного решения исходной системы уравне-
ний) должен начинаться с нуля:
(1)
где Р∆P(t0) – небаланс мощности в энергосисте-
ме в момент времени t0, Ргi – мощность эквива-
лентного i-го генератора, при общем их коли-
честве, равном I, Рнп(t0) – мощность эквива-
лентной n-й нагрузки при общем количестве
N, Рпр(t0) – мощность эквивалентного потре-
бителя-регулятора, Ргр(t0) – мощность эквива-
лентного генератора-регулятора, Pпот – экви-
валентная мощность потерь в сетях, РСЭС –
мощность эквивалентной СЭС.
Таким образом, программа проведения
числовых расчетов представляет собой, с одной
стороны, алгоритм поиска искомых параметров
математической модели, а с другой – последо-
вательность выполнения экспериментов, кото-
рая обеспечит полноту охвата режимов энерго-
системы и ее структуры. Иными словами, дан-
ная программа представляет собой серию экс-
периментов с последовательным увеличением
максимальной мощности СЭС и соответствую-
щим подбором необходимой мощности генера-
торов и потребителей-регуляторов для установ-
ки соотношения мощностей регуляторов и пре-
дельной мощности СЭС.
Алгоритм поиска предельных мощностей
условно можно разбить на следующие этапы.
1. Предварительный расчет. Приблизи-
тельное определение замыкающей мощности и
рабочей точки регулятора.
2. Балансировка мощностей. Обеспечение
нулевого небаланса мощностей, в том числе
определение начальных условий системы диф-
ференциальных уравнений (начальные мощ-
ности СЭС, мощность регуляторов, мощность
нагрузки). При этом нагрузка играет роль
замыкающей мощности, то есть выполняется
условие нулевого небаланса в энергосистеме в
начальный момент времени расчета.
3. Установка рабочей зоны регулятора.
Рабочая зона регуляторов (как указано выше)
устанавливается таким образом, чтобы его
регулирующие способности в переходном про-
цессе были задействованы максимальным
образом.
37ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
Определение предельных мощностей солнечных электростанций в ОЭС Украины
4. Определение оптимального закона.
Установление таких параметров закона регули-
рования (коэффициентов пропорциональной,
дифференциальной и интегральной состав-
ляющих), при которых регулятор обеспечивает
наиболее эффективный процесс регулирова-
ния (прежде всего по критерию минимума мак-
симального отклонения частоты в течение
всего диапазона времени моделируемого про-
цесса регулирования).
5. Проверка результатов расчета.
Проверка оптимальности закона регулирова-
ния, проверка допустимости погрешностей
численного метода.
Приведенные этапы являются условными за
счет того, что при варьировании одних пара-
метров модели другие параметры могут суще-
ственно измениться. Например, после опреде-
ления параметров оптимального закона регу-
лирования для ОЭС с СЭС оказывается, что
мощность СЭС уже не является предельной и
ее в модели можно повысить (при условии
постоянной мощности регулятора). Но после
повышения мощности СЭС необходимо, в
общем случае, снова устанавливать параметры
оптимального закона. Таким образом, прове-
дение эксперимента по конкретной конфигу-
рации энергосистемы является итерационным
процессом поиска, в данном случае предель-
ных мощностей СЭС.
Следует отметить, что специфика процесса
генерации на СЭС (в отличие от ВЭС и тради-
ционных генераторов) заключается в том, что
СЭС практически не имеет инерционной
составляющей (отсутствуют вращающиеся
части). Это упрощает исследование, ведь
исключается этот параметр исходной матема-
тической модели по расчету и, как следствие,
уменьшается количество параметров, которые
так или иначе влияют на переходный процесс
Рис. 2. Переходный процесс АРЧМ в ОЭС с потребителем-регулятором 1000 МВт и СЭС 2380 МВт
38 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
И.В. ДРЁМИН
регулирования.
В целом, программа проведения экспери-
ментов состоит из следующих этапов:
1. Определение предельных мощностей
СЭС с генераторами-регуляторами (ГЭС,
пылеугольные ТЭС), при условии установлен-
ного значения максимальной мощности регу-
лятора (1000 МВт).
2. Определение предельных мощностей
СЭС с потребителями-регуляторами (макси-
мальная мощность регулятора не превышает
1000 МВт).
3. Определение предельных мощностей
СЭС с комбинацией генераторов- и потребите-
лей-регуляторов, чья суммарная мощность не
превышает 1000 МВт.
4. Определение необходимых мощностей
регуляторов при условии функционирования
СЭС с мощностями 1000 МВт и 10000МВт.
5. Определение предельных мощностей
СЭС в ОЭС без регуляторов.
Указанные этапы выполняются для двух
допустимых значений отклонения частоты –
0,2 Гц и 0,02 Гц.
На рис. 2 и рис.3 (в дополнение к рис.1) в
качестве примера реализации программы про-
ведения экспериментов в соответствии с при-
веденным итерационным алгоритмом приведе-
ны графики переходных процессов. Эти про-
цессы вызваны действием СЭС, характер изме-
нения мощности которой приведен в [3].
На рис. 2,а приведен график отклонения
частоты в ОЭС Украины, в состав которой вхо-
дит действующая СЭС с максимальной мощ-
ностью 2380 МВт (график мощности СЭС – на
рис. 2,б). Действие СЭС компенсируется
Рис. 3. Переходный процесс АРЧМ в ОЭС с генератором-регулятором ПУ ТЭС 1000 МВт и СЭС 581 МВт
39ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
Определение предельных мощностей солнечных электростанций в ОЭС Украины
системой АРЧМ с потребителем-регулятором,
действующим по ПИД-закону с соответствую-
щим изменением мощности (рис. 2,в), что поз-
воляет удерживать частоту в пределах ±0,2 Гц.
Видно, что как и в случае с генератором-регу-
лятором ГЭС (рис. 1) потребитель-регулятор
позволяет компенсировать возмущение от СЭС
мощностью порядка 2,4 ГВт. Иными словами,
динамика изменения мощности СЭС такова,
что для ГЭС, так же как и для потребителя-регу-
лятора, скорость набора/сброса мощности не
играет ограничивающей роли – ключевое
значение имеет ограничение на уровень макси-
мальной мощности этих регуляторов.
В отличии от быстродействующих регулято-
ров для пылеугольных (ПУ) ТЭС главным
ограничением в процессе регулирования
является именно скорость сброса/набора мощ-
ности, что видно из рис. 3,в. ПУ ТЭС посто-
янно «упирается» в ограничение по скорости
(линейные наклонные участки графика). При
этом за весь переходный процесс не происхо-
дит достижения ограничений по минимальной
и максимальной мощностям регулятора.
Исследования, аналогичные приведенным
на рис. 1–3, проведены также для случаев
функционирования в ОЭС Украины СЭС
мощностями 1 ГВт и 10ГВт – определялись
Таблица 1 – Совокупные результаты экспериментов относительно предельных мощностей
СЭС в ОЭС Украины
40 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
И.В. ДРЁМИН
Таблица 2 – Совокупные результаты экспериментов относительно предельных мощностей
СЭС в ОЭС Украины с комбинацией генераторов и потребителей-регуляторов
необходимые мощности регуляторов. Все
исследования проводились исходя из двух
вариантов допустимого отклонения частоты:
0,2 Гц и 0,02 Гц.
Результаты экспериментов по определению
предельных объемов СЭС, действующих в
составе ОЭС Украины с АРЧМ, построенной на
базе генераторов- (ГЭС, ПУ ТЭС) или потреби-
телей-регуляторов, приведены в табл. 1.
В процессе исследования впервые определе-
но значение эффекта саморегулирования для
функционирующих СЭС. Этот эффект про-
является в том, что предельная мощность СЭС
при отсутствии регулирования АРЧМ состав-
ляет 370 МВт для допустимого отклонения
частоты 0,2 Гц и 38 МВт для 0,02 Гц. Отсюда
можно сделать грубый вывод, что в случае с ПУ
ТЭС (например, для 0,2 Гц) фактически ком-
пенсируемая этим регулятором мощность СЭС
составляет не 581 МВт (см. первую строку табл.
1), а 211 МВт (581 МВт – 370 МВт = 211МВт),
поскольку 370 МВт компенсируется за счет
41ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
Определение предельных мощностей солнечных электростанций в ОЭС Украины
саморегулирования. Именно этим для ПУ ТЭС
объясняется сильно нелинейное увеличение
отношения мощности регулятора к мощности
СЭС – по мере роста мощности СЭС все боль-
ше сказывается снижение эффекта саморегу-
лирования.
Поскольку в ОЭС Украины на данный
момент в состав системы АРЧМ включены
432 Вт мощностей ГЭС представляет интерес
исследования комбинации генераторов-регу-
ляторов ГЭС и потребителей-регуляторов. В
табл. 2 приведены совокупные результаты этих
исследований.
Использование комбинации потребителей и
генераторов-регуляторов позволит, с одной
стороны, уменьшить необходимую мощность
потребителей-регуляторов (в случае ее дефици-
та), а с другой стороны – обеспечить приемле-
мое качество регулирования. При условии
постепенного внедрения потребителей-регуля-
торов мощности генераторов, привлеченных к
регулированию возмущений от СЭС, будут
последовательно освобождаться.
Сопоставление табл. 1 с табл. 2 показывает,
что с учетом эффекта саморегулирования в
некоторых случаях может быть целесообраз-
ным использование комбинации потребителей
и генераторов-регуляторов особенно при рас-
четах экономической эффективности с учетом
существующих и перспективных мощностей
регуляторов. Однако это касается лишь комби-
наций, где в качестве генераторов-регуляторов
задействованы гидроагрегаты ГЭС, тогда как
использование ПУ ТЭС в комбинации с потре-
бителем-регулятором не дает достаточно ощу-
тимого эффекта.
Таким образом, допустимые объемы СЭС
зависят, прежде всего, от возможностей энер-
госистемы относительно регулирования возму-
щений, обусловленных действием этих типов
электростанций. Необходимость привлечения
дополнительных мощностей для регулирова-
ния возмущений в энергосистеме с СЭС не
вызывает сомнений. Однако величина этих
мощностей зависит как от типа задействован-
ных регуляторов, так и от максимальной мощ-
ности СЭС, которые входят (или войдут) в
состав ОЭС Украины.
Конечно, на практике реализация конкрет-
ного варианта по структуре может не совпасть
на 100% с одним из приведенных вариантов.
Однако приведенные варианты могут служить
по меньшей мере отправной точкой при оценке
внедрения тех или иных мощностей СЭС.
ВЫВОДЫ
1. В отличие от существующих предло-
женный комплекс математических моделей
процессов генерации и регулирования частоты
в объединенной энергосистеме дает возмож-
ность исследовать процессы регулирования в
энергосистемах с СЭС как в системах АРЧМ с
традиционными регуляторами (генераторами),
так и в системах АРЧМ с быстродействующими
потребителями-регуляторами.
2. Предложенная математическая модель
и подход к проведению экспериментов позво-
ляют оценить как предельные мощности CЭС в
изолированной объединенной энергосистеме
при заданных типах регуляторов частоты, так и
необходимую мощность регуляторов при
заданной мощности СЭС (в зависимости от
характеристик регуляторов).
3. Для генераторов-регуляторов (прежде
всего для пылеугольных ТЭС) при определе-
нии их необходимой установленной мощности
ключевую роль играет итоговое быстродей-
ствие – ограничение на максимальную ско-
рость сброса/набора мощности. Тогда как для
потребителей-регуляторов и генераторов-регу-
ляторов ГЭС при компенсации действия СЭС
большее значение имеет ограничение на уров-
ни минимума/максимума мощности.
4. Впервые установлено, что для ОЭС
Украины предельно допустимая мощность,
которая может быть скомпенсирована за счет
эффекта саморегулирования, составляет около
370 МВт для СЭС при условии допустимого
отклонения частоты 0,2 Гц и 38 МВт в случае
допустимого отклонения 0,02 Гц.
5. Задействование в системе АРЧМ ком-
бинации потребителей-регуляторов и генера-
торов-регуляторов может позволить осуществ-
лять постепенное внедрение потребителей-
регуляторов с последовательным освобождени-
ем резервов генераторов-регуляторов. Однако
практически это касается только ГЭС,
поскольку задействование в такой комбинации
в качестве регулятора ПУ ТЭС не дает ощути-
мого эффекта.
1. Дрёмин И.В. Математическое моделиро-
вание процессов автоматического регулиро-
42 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2016, вип. 2 (45)
И.В. ДРЁМИН
вания частоты и мощности в ОЭС с солнеч-
ными электростанциями // Проблемы
общей энергетики. – 2016. – Вып. 1 (44). –
С. 10–17.
2. Кулик М.М., Дрьомін І.В. Універсальна
модель регулювання частоти і потужності в
об’єднаних енергосистемах // Проблеми
загальної енергетики. – 2013. – Вип. 4 (35).
– С. 5–15.
3. Javier Marcos, Luis Marroyo, Eduardo
Lorenzo, David Alvira, Eloisa Izco. Power out-
put fluctuations in large scale PV plants: one
year observations with one second resolution
and a derived analytic model // Progress in
Photovoltaics: Research and Applications. –
2011. Volume 19, Issue 24.
Надійшла до редколегії 26.05.2016
|
| id | systemreorg-article-543 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:17:30Z |
| publishDate | 2016 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/87/a3859e292eb232eb474abd00e2bcb987.pdf |
| spelling | systemreorg-article-5432026-07-18T12:57:41Z The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine Визначення максимально-допустимих потужностей сонячних електростанцій в ОЕС України Dryomin V.P. mathematical modeling, automatic control, frequency control, solar power plant, generatorregulator, controllable load, automatic frequency and power control system, interconnected power system. математичне моделювання, сонячні електростанції, регулювання частоти, споживачі-регулятори, генератори-регулятори, АРЧП, об’єднана енергосистема. The maximum value of the solar power plant (SPP) in the power system depends on the performance reserve and regulating capacity of the automatic frequency and power control (AFPC) system. It is believed that the regulatory capacity of the system AFPC enough if AFPC is able to compensate for perturbations caused by the action of SPP. The frequency deviation in the power system should remain in the range of ±0.02 Hz (according to the requirements of ENTSO-E) or ±0.2 Hz (actual requirements for IPS of Ukraine).Given the approach (program of experiments, the algorithm of their conduct) to the determination of maximum capacities of SPP as a part of IPS of Ukraine. As a result of experiments obtained values of maximum capacity of SPP that the system AFPC is able to compensate under different initial conditions. Among them: the different types and composition of regulators (hydrounits of hydroelectric power plant, coal-fired thermal power plants, controllable loads); the permissible frequency deviation of 0.2 Hz or 0.02 Hz; the maximum power the various regulators, and SPP.As a result of research, including it is established that, for example, for a permissible frequency deviation of 0.2 Hz in IPS of Ukraine with AFPC based on the pulverized coal (PC) power station with a reserve of 1000 MW power limit SPP is 581 MW, whereas for compensation of SPP power of 1 GW need generators-regulators PC thermal power plant with the capacity of 9.3 GW. This variation is explained by the self-regulatory effect which is manifested at AFPC with PC thermal power plants due to low performance of this type of regulators. To compensate for a 1 GW SPP ceteris paribus will require 310 MW generators-regulators hydroelectric power plant of 300 MW or controllable load. Максимальне значення потужностей СЕС в енергосистемі залежить від величини резерву і швидкодії регулюючих потужностей системи автоматичного регулювання частоти і потужності (АРЧП). Вважається, що регулюючих потужностей системи АРЧП достатньо, якщо АРЧП здатна компенсувати збурення, викликане дією СЕС. При цьому відхилення частоти в енергосистемі має залишатися в діапазоні ±0,02 Гц (за вимогами ENTSO-E) або ±0,2 Гц (актуальні вимоги для ОЕС України).Наведено підхід (програма експериментів, алгоритм їх проведення) до визначення граничних потужностей СЕС, що входять до складу ОЕС України. В результаті проведених експериментів отримано значення максимальних потужностей СЕС, які система АРЧП в змозі компенсувати при різних початкових умовах. Серед них: різні типи і склад регуляторів (гідроагрегати ГЕС, пиловугільні ТЕС, споживачі-регулятори); допустиме відхилення частоти 0,2 Гц або 0,02 Гц; різні максимальні потужності регуляторів і СЕС.В результаті досліджень, у тому числі встановлено, що, наприклад, для допустимого відхилення частоти 0,2 Гц в ОЕС України з АРЧП на базі пиловугільних (ПВ) ТЕС з резервом 1000 МВт гранична потужність СЕС становить 581 МВт, тоді як для компенсації СЕС потужністю 1 ГВт потрібно генераторів-регуляторів ПУ ТЕС потужністю вже 9,3 ГВт. Такий розкид пояснюється ефектом саморегулювання, який проявляється саме на АРЧП з ПВ ТЕС через низьку швидкодію цього типу регуляторів. Для компенсації 1 ГВт СЕС при інших рівних умовах буде потрібно 310 МВт генераторів-регуляторів ГЕС або 300 МВт споживачів-регуляторів.Визначена величина ефекту саморегулювання. Так, для допустимого відхилення частоти 0,2 Гц тільки за рахунок цього ефекту в ОЕС України може функціонувати 370 МВт потужностей СЕС. Для відхилення 0,02 Гц гранична потужність СЕС становить 38 МВт. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2016-06-10 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/543 10.15407/pge2016.02.034 System Research in Energy; No. 2 (45) (2016): The Problems of General Energy; 34-42 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (45) (2016): Проблеми загальної енергетики; 34-42 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/543/479 Copyright (c) 2016 Dryomin V.P. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | mathematical modeling automatic control frequency control solar power plant generatorregulator controllable load automatic frequency and power control system interconnected power system. Dryomin V.P. The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine |
| title | The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine |
| title_alt | Визначення максимально-допустимих потужностей сонячних електростанцій в ОЕС України |
| title_full | The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine |
| title_fullStr | The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine |
| title_full_unstemmed | The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine |
| title_short | The determination of maximum capacities of solar power plants in IPS of Ukraine |
| title_sort | determination of maximum capacities of solar power plants in ips of ukraine |
| topic | mathematical modeling automatic control frequency control solar power plant generatorregulator controllable load automatic frequency and power control system interconnected power system. |
| topic_facet | mathematical modeling automatic control frequency control solar power plant generatorregulator controllable load automatic frequency and power control system interconnected power system. математичне моделювання сонячні електростанції регулювання частоти споживачі-регулятори генератори-регулятори АРЧП об’єднана енергосистема. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/543 |
| work_keys_str_mv | AT dryominvp thedeterminationofmaximumcapacitiesofsolarpowerplantsinipsofukraine AT dryominvp viznačennâmaksimalʹnodopustimihpotužnostejsonâčnihelektrostancíjvoesukraíni AT dryominvp determinationofmaximumcapacitiesofsolarpowerplantsinipsofukraine |