EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS

The existing trend to increase the renewable energy technologies availability as distributed generation part is reflected in decentralization levels of power system management by dividing it into various config-urations of small distribution networks and microgrids. This fact makes it necessary to s...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2024
Автори:	Ostapchuk , O., Bolotnyi , M.
Формат:	Стаття
Мова:	Українська
Опубліковано:	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2024
Теми:	renewable energy sources distribution electric network frequency control photovoltaic power plant.
Онлайн доступ:	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/456
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Vidnovluvana energetika
Завантажити файл:

Репозитарії

Vidnovluvana energetika

_version_	1871103756293111808
author	Ostapchuk , O. Bolotnyi , M.
author_facet	Ostapchuk , O. Bolotnyi , M.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "O. Ostapchuk ", "institution": "National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine; Institute of Renewable Energy of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine" }, { "author": "M. Bolotnyi ", "institution": " National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine; Institute of Renewable Energy of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine" } ]
author_sort	Ostapchuk , O.
baseUrl_str	https://ve.org.ua/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T06:32:20Z
description	The existing trend to increase the renewable energy technologies availability as distributed generation part is reflected in decentralization levels of power system management by dividing it into various config-urations of small distribution networks and microgrids. This fact makes it necessary to study the integra-tion peculiarities of distributed generation at transmission system and distribution electric network levels. Therefore, electrical modes simulation of distributed generation in power system requires the creation of digital models for non-guaranteed generation sources, in particular solar photovoltaic plants. The re-search object is physical processes research that occur during the solar photovoltaic power plant integra-tion into distribution electric networks. The research methods are analysis and synthesis of digital solar photovoltaic power plant model using power system analysis and transient processes theory in electrical networks for complex systems of providing electrical energy. The article purpose is digital model develop-ment of solar photovoltaic power plant in DlgSILENT Power Factory software for electrical modes simulat-ing in distribution electric network. The completed work result is implementation of electrical modes simu-lation of solar photovoltaic power plant in distribution electrical network.
doi_str_mv	10.36296/1819-8058.2024.2(77).58-72
first_indexed	2025-07-17T11:39:28Z
format	Article
fulltext	58 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика УДК 621.311 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2024.2(77)58-72 ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ РОБОТИ ФОТОЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ В УМОВАХ ПЕРВИННОГО РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ Отримано 16 бер. 2024 р.; рекомендовано до публікації 21 чер. 2024 р. Доступно онлайн 01 лип. 2024 р. Остапчук О. В.1, 2, Болотний М. П.1, 2 Автор для кореспонденції: Остапчук Олександр, e-mail: o.ostapchuk@kpi.ua Розповсюдженість застосування систем генерації з віднов- люваними джерелами енергії у вигляді засобів розподіленої генерації насамперед позначається на забезпеченні децент- ралізації управ-ління енергосистемою через поділ її на малі розподільчі мережі та мікромережі різноманітної конфігура- ції. Через указаний факт виникає необхідність у дослідженні особливості інтегрування розподіленої ге- нерації на окремих рівнях електричної мережі, що дозволить забезпечити розро-бку цифрових моделей джерел зі стохастичним характером генерації, зокрема сонячних фото-електричних станцій із засто- суванням засобів імітаційного моделювання. Об’єктом досліджен-ня є процес зміни параметрів елект- ричної системи, що відбувається при інтегруванні фотоеле-ктричної станції в розподільні електричні мережі. Методи дослідження – аналіз та синтез циф-рової моделі фотоелектричної станції з викори- станням положень теорії усталених режимів та перехідних процесів електричних мереж у комплексних системах забезпечення електричною енергією. Метою роботи є розробка цифрової моделі фотоелек- тричної станції в програмному забезпеченні DlgSILENT Power Factory для оцінки впливу фотоелектрич- ної станції на роботу еле-ктричної мережі змінного струму. Результатом виконаної роботи є отри- мання залежності частоти та напруги від зміни режиму роботи фотоелектричної станції при підключенні до енергосистеми. Ключові слова: відновлювані джерела енергії, розподільна електрична мережа, регулювання ча-стоти, фотоелектрична станція EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS Received Mar. 16, 2024; accepted Jun. 21, 2024 Available online Jul. 01, 2024 Ostapchuk O.1,2, Bolotnyi M.1,2 Author for correspondence: Оstapchuk Oleksandr, e-mail: o.ostapchuk@kpi.ua The existing trend to increase the renewable energy technologies availability as distributed generation part is reflected in decentrali- zation levels of power system management by dividing it into vari- ous config-urations of small distribution networks and microgrids. This fact makes it necessary to study the integra-tion peculiarities of distributed generation at transmission system and distribution electric network levels. Therefore, electrical modes simulation of distributed generation in power system requires the creation of digital models for non-guar- anteed generation sources, in particular solar photovoltaic plants. The re-search object is physical processes re- search that occur during the solar photovoltaic power plant integra-tion into distribution electric networks. The 1 д-р техн. наук, проф. https://orcid.org/0000-0003-3397-2423 2 канд. техн. наук https://orcid.org/0000-0001-9984-3646 1 Національний технічний університет Укра- їни «Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського», м. Київ, Україна 2 Інститут відновлюваної енергетики НАН Ук- раїни, м. Київ, Україна 1 Dr. of Tech. Sciences, professor https://orcid.org/0000-0003-3397-2423 2 Cand. of Tech. Science https://orcid.org/0000-0001-9984-3646 1 National Technical University of Ukraine «Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», Kyiv, Ukraine 2 Institute of Renewable Energy of the National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine 59 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика research methods are analysis and synthesis of digital solar photovoltaic power plant model using power system analysis and transient processes theory in electrical networks for complex systems of providing electrical energy. The article purpose is digital model develop-ment of solar photovoltaic power plant in DlgSILENT Power Factory software for electrical modes simulat-ing in distribution electric network. The completed work result is implemen- tation of electrical modes simu-lation of solar photovoltaic power plant in distribution electrical network. Keywords: renewable energy sources, distribution electric network, frequency control, photovoltaic power plant. Перелік використаних скорочень та позначень: ЕЕС – електроенергетична система ОЕС – об’єднана електроенергетична система ВДЕ – відновлювані джерела енергії ФЕС – фотоелектрична електростанція ОСП – оператор систем передачі ОСР – оператор систем розподілу ЛЕП – лінія електропередавання ВП ЕС – власні потреби електростанції Вступ. Забезпечуючи реалізацію задекларованого Укра- їною енергетичного переходу з використанням принци- пів промислової революції 4.0, системи генерації на ос- нові ВДЕ, хоча й мають ще досить високу вартість, дедалі більше застосовуються в процесі керування уста- леними й перехідними режимами в електроенергетич- них системах [1]. Зазначені позитивні тенденції розвитку таких систем спонукають до необхідності дослідження їх режимів роботи та опрацювання технічних вимог для забезпечення подальшої успішної інтеграції цих систем на різних рівнях [2]. Особливість улаштування зазначе- них систем визначається зміною конфігурації та режиму роботи, відповідно до [3] такі системи поділяються на малі розподільчі мережі та мікромережі різноманітної конфігурації. Відмінність експлуатації цих систем поля- гає у здатності працювати як в ізольованому режимі, так і в складі ЕЕС. За вимогами стандарту [4] зазначена сис- тема відповідає таким умовам: містить у своєму складі ВДЕ та навантаження; передбачає режим роботи як ізо- льований, так і паралельно з мережею; має характерис- тики локальної ЕЕС. Враховуючи той фактор, що основ- ним елементом в них є інверторне обладнання, актуальним на сьогодні завданням є здійснення аналізу режимів роботи цього обладнання з метою забезпе- чення регулювання згенерованої активної потужності для подальшого використання в процесі регулювання частоти в ЕЕС [5]. Постановка завдання. Метою дослідження є визна- чення особливостей режимів роботи децентралізова- них систем генерації на основі ВДЕ для забезпечення ре- гулювання усталених і перехідних режимів в ЕЕС України відповідно до діючих вимог [6]. Методи дослідження – порівняльний, експертний і ста- тистичний аналіз даних, які представлені в наукових працях, матеріалах міжнародних аналітичних агентств та організацій, що присвячені проблемам розвитку ком- бінованих енергосистем з ВДЕ; імітаційне моделювання з використанням спеціалізованого програмного забез- печення; синтез отриманих результатів. Виклад основного матеріалу. В умовах виникнення зна- чного дефіциту активної потужності, що спричиняє відокремлення великої ЕЕС від ОЕС та сприяє розвитку асинхронних режимів, відбуваються значні зміни час- тоти й активної потужності. При цьому підтримання зна- чення частоти в допустимих межах здійснюється за до- помогою засобів оперативного й автоматичного регулювання частоти [7]. Основні технічні вимоги щодо участі в регулюванні частоти та активної потужності для всіх суб’єктів синхронної паралельної роботи в ОЕС Ук- раїни встановлені стандартом [8], на підставі якого роз- роблені окремі методики та рекомендації з організації первинного та вторинного регулювання частоти і потуж- ності на енергоблоках ТЕС (ТЕЦ), ГЕС і АЕС [9, 10]. Техні- чні вимоги до об’єктів генерації, які приєднуються до си- стеми передачі або впливають на її режими роботи, визначені в [11]. Технічні вимоги щодо стабільності частоти регламенту- ють, що генерувальні одиниці мають бути здатними за- лишатися приєднаними до електричної мережі й пра- цювати в межах діапазону частот та інтервалів часу, які наведені у табл. 1. Таблиця 1. Мінімальні інтервали часу, для яких генеру- вальні одиниці мають бути здатними працювати на рі- зних частотах Table 1. Minimum time intervals for which generating units must be able to operate at different frequencies Робочий період часу Діапазон частот Не менше ніж 30 хв 47,5–49,0 Гц Без обмеження 49,0–51,0 Гц Не менше ніж 30 хв 51,0–51,5 Гц Виходячи з аналізу сучасного стану досліджень та нор- мативно-технічної документації [12–15], існує можли- вість використання генерувальних одиниць для впливу на зміну частоти в електричній мережі. Так, відповідно до вимог [16] вони мають бути здатними залишатися 60 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика приєднаним до електричної мережі й працювати при швидкості зміни частоти до 1,7 Гц/с, а існуючі генерува- льні одиниці АЕС та ТЕС мають бути здатними залиша- тися приєднаними до електричної мережі в діапазоні 48,0–49,0 Гц не менше 5 хв, у діапазоні 47,5–48,0 Гц не менше 60 с, у діапазоні 50,5–51,5 Гц не менше 10 с. На рис. 1 зображено режим з обмеженою чутливістю до частоти LFSM-O [17], де Pmax, Pmin – максимальний і мінімальний технічні рівні потужності генерувальної одиниці; Pпоточ – поточний рівень потужності; fRmax – ма- ксимальне значення зони нечутливості за частотою; fmin, fmax – мінімальна та максимальна допустима частота ро- боти генерувальної одиниці відповідно. Рис. 1. Здатність генерувальних одиниць до зміни ак- тивної потужності на відхилення частоти в режимі LFSM-O Fig. 1. Frequency response of generation unit setting at LFSM-O mode Відповідно до рис. 1 генерувальні одиниці мають бути здатними забезпечити зміни активної потужності при відхиленні частоти за межі зони нечутливості за часто- тою та зі статизмом, визначеними ОСП у межах регла- ментованих значень. Зона нечутливості за частотою (fRmax) повинна мати можливість змінюватися в діапа- зоні від 50,2 до 50,5 Гц включно. Уставка коефіцієнта статизму частотної характеристики повинна мати мож- ливість змінюватися в діапазоні між 2 і 12 % [17]. Гене- рувальні одиниці мають бути здатними до зміни акти- вної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 с. Після досягнення генерувальною одини- цею мінімального технічного рівня навантаження (Pmin), генерувальна одиниця має бути здатною продо- вжувати роботу на цьому рівні стійкої роботи в режимі LFSM-O. Коли LFSM-O активний, уставка LFSM-O по- винна мати пріоритет над іншими видами регулю- вання активної потужності. На рис. 2 зображено режим з обмеженою чутливістю до частоти LFSMU [17], де Pmax, Pmin – максимальний і мінімальний технічні рівні потужності генерувальної одиниці; Pпоточ – поточний рівень потужності; fRmin, fRmax – мінімальне і максимальне значення зони нечут- ливості за частотою; fmin, fmax – мінімальна і максима- льна допустима частота роботи генерувальної оди- ниці. Рис. 2. Здатність генерувальних одиниць до зміни ак- тивної потужності на відхилення частоти в режимі LFSMU Fig. 2. Frequency response of generation unit setting at LFSMU mode У цьому режимі генеруваліьні одиниці мають бути здат- ними забезпечити зміни активної потужності при відхи- ленні частоти за межі зони нечутливості поза частотою та зі статизмом, визначеними ОСП в межах регламенто- ваних значень. Зона нечутливості за частотою (fRmin) по- винна мати можливість змінюватися в діапазоні від 49,8 до 49,5 Гц включно. Уставки статизму частотної характе- ристики повинні мати можливість змінюватися в діапа- зоні між 2 і 12 %. Генерувальні одиниці мають бути зда- тними до реакції активної потужності на відхилення частоти з затримкою не більше 1 с. Після досягнення ге- нерувальною одиницею максимального технічного рі- вня Pmax навантаження, генерувальна одиниця має бути здатною продовжувати роботу на цьому рівні стій- кої роботи в режимі LFSM-U. На рис. 3 зображено режим нормованого первинного ре- гулювання частоти FSM [17], де ΔP – зміна вихідної ак- тивної потужності генерувальної одиниці; Pref – фактична вихідна активна потужність, до якої належить ΔP, у мо- мент досягнення порога FSM або максимальної потужно- сті Pref, як визначено відповідним ОСП; fn – номінальна ча- стота (50 Гц) в електричній мережі; Δf – відхилення від номінальної частоти в електричній мережі [17]. Рис. 3. Здатність генерувальних одиниць до зміни акти- вної потужності на відхилення частоти в режимі FSM Fig. 3. Frequency response of generation unit setting at FSM mode Рис. 3 ілюструє випадок нульової мертвої зони і нечут- ливість здатності регулятора генерувальних одиниць до зміни активної потужності на відхилення частоти в 61 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика режимі в FSM. Генерувальні одиниці мають бути здат- ними змінювати активну потужність при відхиленні час- тоти відповідно до параметрів, встановлених ОСП, у ме- жах діапазонів, зазначених у табл. 2. У разі підвищення частоти зміна активної потужності при відхиленні частоти обмежується мінімальним техні- чним рівнем. При зниженні частоти зміна активної поту- жності при відхиленні частоти обмежується максималь- ною потужністю. Фактична зміна активної потужності при відхиленні частоти може обмежуватися рядом чин- ників, зокрема впливом навколишнього середовища та наявністю джерел первинної енергії. Таблиця 2. Параметри для зміни активної потужності на відхилення частоти в режимі FSM Table 2. Parameters for changing active power to fre- quency deviation in FSM mode Найменування параметра Діапазони зміни параметра Діапазон зміни активної потужності від- носно номінальної потужності: \|ΔP1\| / Pном 1,5–10 % Нечутливість частотної характеристики Δf1 ≤ 10 мГц Мертва зона частотної характеристики 0–200 мГц Коефіцієнт статизму частотної характеристики δ 2–12 % Як зазначено на рис. 4, у разі стрибкоподібної зміни ча- стоти, генерувальні одиниці мають бути здатними змі- нювати активну потужність при відхиленні параметрів від гранично допустимих значень. Наприклад, з метою уникнення коливань активної потужності для генерува- льних одиниць. На рис. 4 позначено: Pmax – максима- льна потужність, до якої належить ΔP; ΔP – зміна вихід- ної активної потужності генерувальної одиниці. Генерувальна одиниця має забезпечувати вихідну акти- вну потужність ΔP до точки ΔP1 відповідно до інтервалів часу t1 і t2 зі значеннями ΔP1, t1 і t2, що визначені ОСП відповідно до табл. 3; t1 – початкова затримка; t2 – час повної активації. Рис. 4. Здатність генерувальної одиниці змінювати активну потужність при стрибкоподібному відхи- ленні частоти в електричній мережі Fig. 4. Ramp frequency response of generation unit setting in electric network Генерувальні одиниці мають бути здатними забезпе- чити стійку видачу наявної регулювальної активної поту- жності на часовому інтервалі експлуатації тривалістю не менше 15 хв. У межах 15 хв регулювання активної поту- жності повинно відповідати статичній частотній характе- ристиці генерувальних одиниць. У разі зниження час- тоти гідроакумулювальні (акумулювальні) об’єкти енергетики мають бути здатними до від’єднання свого навантаження за винятком ВП ЕС [16, 17]. Таблиця 3. Параметри повної зміни активної потужно- сті генерувальної одиниці на відхилення частоти вна- слідок стрибкоподібної зміни частоти Table 3. Parameters of the total change in the active power of the generating unit per frequency deviation due to a jump-like change in frequency Найменування параметра Діапазони або значення Діапазон зміни активної потужності від- носно номінальної потужності: \|ΔP1\| / Pном 1,5-10% Максимальна допустима початкова за- тримка t1 для генерувальних одиниць (з інерцією) 2 с Максимальна допустима початкова за- тримка t1 для генерувальних одиниць (без інерції) 500 мс Максимальний допустимий вибір часу повної активації t2 до 30 с Отже, на основі проведеного аналізу можна зробити ви- сновок, що ОСП вказує умови, за яких генерувальна оди- ниця може автоматично приєднатися до електричної мережі після незапланованого від’єднання або під час відновлення системи передачі. Передавання сигналів забезпечується за рахунок вико- ристання пристроїв зв’язку об’єктів генерації. Процес передавання відбувається в режимі реального часу з до- триманням усіх встановлених вимог захисту, передба- чає використання пристроїв моніторингу та реєстрації, для визначення ступеня участі генерувальних одиниць у нормованому первинному регулюванні до диспетчер- ських пунктів ОСП. Система моніторингу забезпечує ко- нтроль таких сигналів [17]: • сигналу індикації стану нормованого первинного ре- гулювання частоти FSM (ув./вимк.); • планового значення активної потужності (за диспет- черським графіком); • фактичного значення активної потужності; • фактичних завдань з активної потужності для відпо- відного відхилення частоти; • статизму частотної характеристики і зону нечутливо- сті. 62 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика Ці умови допустимості автоматичного приєднання гене- рувальної одиниці до електричної мережі мають охоп- лювати: діапазони частоти й напруги; відповідний час затримки; максимальний градієнт збільшення вихідної активної потужності. Якщо інші умови не узгоджені між ОСП, власником генерувальної одиниці та відповідним оператором системи розподілу (ОСР), умови автомати- чного приєднання такі: діапазон зміни частоти 49,9– 50,1 Гц; діапазон зміни напруги 0,9–1,1 в.о. від номіна- льного значення; мінімальний час затримки 60 с; макси- мальний градієнт збільшення вихідної активної потуж- ності ≤ 20 % Pmax/хв [16, 17]. Аналіз особливостей режимів роботи ВДЕ для регулю- вання частоти в електричній мережі. Режими генера- ції ФЕС мають значні градієнти поточної потужності, що характеризують можливість істотних змін за кілька хви- лин, тому при проведенні імітаційного моделювання необхідно враховувати такі фактори: нерівномірність ге- нерації та споживання, обсяг можливої надлишкової енергії чи її дефіцит, швидкість зміни балансу потужнос- тей в ЕЕС тощо [18, 19]. Такі системи є досить чутливими до змінних режимів генерації, а наявність швидких змін потужності вимагає врахування коротких часових промі- жків. Моделювання режимів роботи ФЕС використовує статистичні дані метеорологічних факторів [20]. З огляду на існуючий досвід експлуатації необхідна нормативно- технічна база на сьогодні вже сформована, але постійно відбувається уточнення наявної нормативно-технічної документації [21]. У табл. 4 представлені документи, що стандартизують налаштування інверторного облад- нання в системах з ВДЕ [22–25]. Таблиця 4. Найменування документів, що стандарти- зують налаштування інверторного обладнання ФЕС Table 4. Names of documents that standardize the set- tings of inverter equipment of FES Найменування стандарту Клас напруги застосування стандарту, кВ Обмеження потужності за стандартом BDEW-MSRL / FGW TR8 1–66 Без обмежень IEEE 1547 (50/60 Гц) 1–35 до 10 МВ·А VDE-AR-N4105 до 1 до 100 кВ·А IEC 61727 (50/60 Гц) до 1 до 10 кВ·А Аналіз основних експлуатаційних вимог до цих систем, які вказані в наведених вище нормативних документах, дає можливість адаптувати їх характеристики з погляду особливості функціонування ОЕС України [17]. Вимо- гами нормативних документів передбачене забезпе- чення рівня контролю активної генерувальної потужно- сті інверторного обладнання [19, 26–28]. Обмеження активної потужності або відключення ВДЕ від мереж має здійснюватися у таких випадках: • за наявності ризику перевантаження контрольова- ного перетину ЕЕС; • за наявності ризику ізольованої роботи; • за наявності ризику порушення статичної та динамі- чної стійкості енергосистеми; • за наявності ремонту або іншого вимушеного прос- тою; • за наявності причин, пов'язаних з керуванням гене- рацією та споживанням потужності в ЕЕС. Наприклад, ФЕС повинна мати можливість зниження активної потужності з кроком до 10 % встановленої потужності, при цьому зниження може відбуватися як за заданим кроком, так і цільовим значенням, найча- стіше це 0 %; 30 %; 60 %; 100 % встановленої потужно- сті СЕС [29]. Зниження активної потужності має відбу- ватися без витримки часу, але за час трохи більше 1 хв. Зниження активної потужності до 10 % встанов- леної потужності ФЕС має відбуватися без відклю- чення від ЕЕС. Як показано на рис. 5, залежно від частоти електричної мережі автоматичне зниження активної потужності ФЕС, повинно відбуватися відповідно до характерис- тики з градієнтом 40 %/Гц від миттєвої потужності при частоті в діапазоні 50, 2 51,5gridf  Гц: 20 50,2 50 grid inputP f P = −   , де inputP – миттєво доступна активна потужність, %; gridf – частота в ЕЕС, Гц; P – зміна активної потужно- сті, %. Рис. 5. Характеристика зміни активної потужності ФЕС залежно від частоти електричної мережі відпо- відно до стандарту BDEW-MSRL / FGW TR8 Fig. 5. Frequency response of PV unit setting in according BDEW-MSRL / FGW TR8 standard 63 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика Режими роботи ФЕС при змінах частоти електричної ме- режі такі: • якщо gridf ≤ 47,5 Гц та gridf ≥ 51,5 Гц, тоді ФЕС відключається від ЕЕС; • якщо 47,5 Гц < gridf ≤ 50,2 Гц, тоді для ФЕС перед- бачена тривала експлуатація без обмежень. Верхня межа зони нечутливості первинного регулю- вання має перевищувати 50,2 Гц. Далі в процесі віднов- лення частоти до значень нижче 50,05 Гц генерування активної потужності повинне відновитися. Дискретність вимірів частоти не повинна перевищувати 10 мГц. При досягненні частоти значень вище 51,5 Гц та нижче 47,5 Гц, електростанція має відключитися від електрич- ної мережі миттєво [20, 29]. Особливості участі ФЕС у первинному регулюванні ча- стоти в України. Як відомо, процес первинного регулю- вання частоти обмежує її відхилення при виникненні дефіциту активної потужності в ЕЕС за рахунок мобілі- зації первинних резервів потужності на енергоблоках. Вказана функція реалізується автоматичними регуля- торами частоти обертання турбін, які змінюють потуж- ність синхронних генераторів у межах наявних первин- них резервів регулювання та регулювального ефекту навантаження за частотою. Величина необхідного су- марного нормованого первинного резерву енер- гооб’єднання на завантаження і розвантаження визна- чається найбільшим розрахунковим дефіцитом актив- ної потужності, який набуває значення 1000 МВт. Час повної мобілізації нормованого первинного резерву регулювання частоти становить 30 с [10, 26]. ОЕС Укра- їни є енергооб'єднанням з міжсистемними зв’язками обмеженої пропускної здатності. Відключення будь- якої ЛЕП високої напруги викликає в ньому значне зни- ження максимально припустимих перетоків у контро- льованих перетинах [7, 16]. Напруга в електричній мережі змінюється залежно від навантаження та вироблення електроенергії в певний момент часу, вказівок диспетчера стосовно зміни ре- жиму, аварійних ситуацій в ЕЕС (відключення генерато- рів, трансформаторів, ЛЕП). Відповідно до [29] при ро- боті зі зниженою напругою або виникненні тенденції щодо її зниження вживаються заходи щодо обмеження передачі потужності по ЛЕП і енергоспоживання у вуз- лах із зниженою напругою. Участь ФЕС у первинному регулюванні частоти в ЕЕС ха- рактеризується такими особливостями: • автоматичним зниженням видачі активної потужно- сті в електричну мережу; • відключенням частини генерувального обладнання ФЕС [20, 29]. Для забезпечення процесу первинного регулювання час- тоти необхідно дотримуватись статизму, який перебуває в межах 4–5 %. Верхня межа зони нечутливості первин- ного регулювання має перевищувати 50,1 Гц. При стри- бкоподібному збільшенні частоти за верхню межу зони нечутливості первинного регулювання зниження актив- ної потужності ФЕС на величину необхідної первинної потужності має забезпечуватись через 10 с. При цьому зміна активної потужності за первинного регулювання має відбуватися за час не більше 5 с і мати аперіодичний характер. Після зниження квазіусталеного значення ча- стоти нижче 50,1 Гц має відбуватися відновлення поту- жності. Опис функції регулювання активної потужності інвер- торного обладнання ФЕС залежно від частоти. Функ- ція регулювання активної потужності при зміні частоти електричної мережі P(f) використовується в інверторах СЕС для виконання вимог участі в первинному регулю- ванні частоти. У більшості випадків функція P(f) може на- бувати такого вигляду: 1) інкрементна крива; 2) перма- нентна крива [22–25]. Для інкрементної кривої (рис. 6), відмінністю є те, що пі- сля зниження активної потужності ФЕС і подальшого від- новлення частоти в електричній мережі до заданого рі- вня інвертор повертається до колишнього режиму роботи за встановлений в налаштуваннях часовий про- міжок. Рис. 6. Інкрементна характеристика обмеження ак- тивної потужності за функцією P(f) Fig. 6. Incremental characteristic of active power limitation P(f) Для перманентної кривої (рис. 7) відмінністю є те, що потужність безперервно балансує у заданому діапа- зоні, намагаючись підтримувати частоту в електричній мережі. Тобто цю характеристику можна розглядати як астатичну, оскільки зміна частоти при зміні активної потужності генерувальної одиниці перебуватиме в за- даних частотною характеристикою межах, близьких до 50 Гц. 64 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика Рис. 7. Перманентна характеристика обмеження ак- тивної потужності за функцією P(f) Fig. 7. Permanent characteristic of active power limitation P(f) Підтвердження готовності ФЕС до участі в первин- ному регулюванні частоти в ЕЕС. Рішення щодо реа- лізації алгоритмів обмеження активної потужності за- лежно від частоти для підтвердження готовності участі в первинному регулюванні частоти в ЕЕС на ФЕС повинні ґрунтуватися на виконанні вимоги [12, 17, 29] у частині автоматичного зниження активної потужно- сті, що видається в електричну мережу. Як приклад на рис. 8 представлена функція регулювання P(f) на ін- верторному обладнанні типу GSL0750 [30]. Рис. 8. Характеристика обмеження активної поту- жності на інверторі типу GSL0750 Fig. 8. Characteristics of active power limitation for in- verter type GSL0750 У табл. 5 наведено параметри налаштування функції P(f) для обмеження видачі активної потужності інвертор- ного обладнання типу GSL0750. Таблиця 5. Параметри налаштування інверторного об- ладнання типу GSL0750 для обмеження потужності ФЕС Table 5. Setting parameters of the GSL0750 type inverter equipment for limiting the power of the FES Найменування параметра функції P(f) Значення параметра Значення частоти, коли починається зниження активної потужності 50,1 Гц Час, через який відбувається зни- ження активної потужності 10 с Значення частоти, коли відбувається відновлення активної потужності 50,1 Гц Швидкість зміни активної потужності 40 %/Гц Швидкість відновлення активної поту- жності до значення Pном 200 кВт/с Функція регулювання P(f) інвертора типу GSL0750 була прийнята інкрементною, в якій обмеження активної по- тужності відбувається відносно вихідної активної потуж- ності з градієнтом 40 %/Гц, за такою формулою: 50,1 20 50 grid поточ f P P −  =  , де P – необхідне зниження вихідної активної потуж- ності, МВт; поточP – вихідна активна потужність, яка за- лежить від сонячного випромінювання, швидкості вітру, кількості працюючих генерувальних елементів, МВт; gridf – поточна частота мережі, Гц. Таким чином, при частоті 51,1 Гц обмеження активної потужності сягає до 40 %, при частоті 52,1 Гц – до 80 %, а при частоті 52,6 Гц – до 100 % [30]. Очевидно, що такого значення статизму досягти немає можливості через на- явність у формулі ∆Р множника поточP , а не множника Рном. Тобто розрахунок обмеження активної потужності здійснюється не відносно номінальної потужності гене- рувальної одиниці, а відносно поточної доступної акти- вної потужності або поточної активної потужності, що задана диспетчером: 50,1 20 20 2 50 50 grid поточ поточ ном f f f P P P P  −    =    =  =  . Звідси 2 ном f P P   =    за умови f =1 Гц, тоді 1 2 5% 0, 4  =  = . Отже, обмеження поточної активної потужності на 40 %/Гц при 𝑃поточ = 𝑃ном відповідає статизму частотної характери- стики інверторного обладнання, яка становить 5 % [30]. На рис. 9 статизм частотної характеристики δ змінюється від 0 до 5 % залежно від величини поточної доступної активної потужності. 65 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика Рис. 9. Зміна характеристики обмеження активної потужності залежно від величини вихідної потужності на інверторі типу GSL0750 Fig. 9. Changing the active power limitation characteristic depending on active power output for inverter type GSL0750 Імітаційне моделювання робочих режимів ФЕС у розпо- дільній електричній мережі. На рис. 10 представлена стру- ктурна схема цифрової моделі ФЕС, яка має зв’язок з елек- тричною мережею змінного струму через інвертор, що мо- делюється за допомогою блоку статичного генератора в програмному забезпеченні DlgSILENT Power Factory [31–33]. Рис. 10. Структурна схема цифрової моделі ФЕС в DIgSILENT PowerFactory Fig. 10. Structural digital model diagram of PV power plant in DIgSILENT PowerFactory Інвертором керує контролер постійного струму, який надає йому опорні значення для id і iq. Контроль зна- чення вихідної напруги (VDC) є основною частиною про- цесу керування для всієї фотоелектричної установки. На рис. 11 наведено схему видачі потужності ФЕС у зов- нішню електричну мережу. Розподільна електрична ме- режа 10 кВ, підключена до ЕЕС через силовий трансфо- рматор 110/10 кВ. 66 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика Рис. 11. Схема видачі потужності ФЕС у зовнішню електричну мережу в DIgSILENT PowerFactory Fig. 11. Power generation diagram of PV power plants in external power grid in DIgSILENT PowerFactory У табл. 6 наведено параметри генераторів та комплекс- ного електричного навантаження для розрахунку нор- мального усталеного режиму роботи розподільної еле- ктричної мережі 10 кВ. Таблиця 6. Параметри генераторів та комплексного електричного навантаження для розрахунку нормального усталеного режиму роботи розподільної електричної мережі 10 кВ Table 6. Parameters of generators and complex electrical load for calculating the normal steady-state operation of the 10 kV distribution electrical network Найменування елемента розподільної електричної мережі Активна потужність, МВт Реактивна потужність, МВАр ФЕС PV1 0,15 0 ФЕС PV2 0,18 0 Газотурбінна установка МT1 0,1 0 Газотурбінна установка МT2 2,54 0 Вітрогенератор WTA1 0,11 0 Міні-ТЕЦ CHP 0,41 0,49 Навантаження Load1 0,82 0,271 Навантаження Load2 0,84 0,273 Навантаження Load3 0,42 0,135 Навантаження Load4 0,419 0,139 Навантаження Load CHP 0,9 0,434 За результатами моделювання отримано графіки зміни частоти (рис. 12) й напруги (рис. 13) у вузлах розподіль- ної електричної мережі 10 кВ за умови переходу в ізо- льований режим після від’єднання в момент часу 2 с від зовнішньої електричної мережі. 67 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика Рис. 12. Графік зміни частоти при ізольованому режимі розподільної електричної мережі з ФЕС Fig. 12. Frequency response curve under isolated mode of distribution electric network with PV power plants Рис. 13. Графік зміни напруги при ізольованому режимі розподільної електричної мережі з ФЕС Fig. 13. Voltage response curve under isolated mode of distribution electric network with PV power plants Аналіз отриманих результатів показав, що генератори вичерпали наявні резерви потужності, внаслідок чого напруга на шинах споживачів знизилась до критичного рівня, що потребує негайного знеструмлення спожива- чів [34]. Наявні ФЕС відключилися штатними системами захисту, тому для запобігання переходу системи в ізо- льований режим необхідно передбачити відключення споживачів відповідним захистом протиаварійної авто- матики. На рис. 14 і 15 наведено графіки зміни частоти й напруги у вузлах розподільної електричної мережі 10 кВ за умови переходу в ізольований режим після від’єднання в момент часу 2 с від зовнішньої електричної мережі та 68 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика відключення 60 % вузла навантаження Load 1, що дорі- внює 0,5 МВт у момент часу 40,2 с. Таким чином, відбу- вається забезпечення стійкого ізольованого режиму роботи розподільної мережі 10 кВ, за якого показники активної та реактивної потужності перебувають у грани- чно допустимих межах (рис. 16). Рис. 14. Графік зміни частоти стабільного ізольованого режиму розподільної електричної мережі з ФЕС при відключенні навантаження Load 1 Fig. 14. Frequency response curve of stabilized isolated mode of distribution electric network with PV power plants under load shedding Load 1 Рис. 15. Графік зміни напруги стабільного ізольованого режиму розподільної електричної мережі з ФЕС при від- ключенні навантаження Load 1 Fig. 15. Voltage response curve under stabilized isolated mode of distribution electric network with PV power plants un- der load shedding Load 1 69 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика a б Рис. 16. Графік зміни активної та реактивної потужності стабільного ізольованого режиму розподільної елек- тричної мережі з ФЕС при відключенні навантаження Load 1: a – для ФЕС1; б – для ФЕС2 Fig. 16. Active and reactive power changing curve stabilized isolated mode of distribution electric network with PV power plants under load shedding Load 1: a – for PV1; b – for PV2 Висновки. Виконано аналіз нормативно-технічної доку- ментації для регулювання активної потужності генеру- вальної одиниці електростанцій в електроенергетичній системі. Розглянуто особливості алгоритму регулю- вання активної потужності інверторів сонячних електро- станцій для участі у первинному регулюванні частоти та активної потужності електроенергетичних систем. На основі запропонованої цифрової моделі ФЕС виконано імітаційне моделювання електричних режимів ФЕС в розподільній електричній мережі 10 кВ. Визначення ре- жиму роботи, рівня децентралізації управління, еконо- мічного аспекту та характеру дії ВДЕ потребує подаль- шого дослідження щодо питання надійності роботи мікромереж в ізольованому режимі роботи, що дасть змогу підвищити їх загальну енергоефективність в ЕЕС. ПОСИЛАННЯ 1. Стратегія низьковуглецевого розвитку України до 2050 року. Київ, 2017. 53 с. URL: https://menr.gov.ua. 2. Проект Плану відновлення України. Матеріали робо- чої групи «Енергетична безпека». URL: https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/re coveryrada/ua/energy-security.pdf. 3. Остапчук О. В., Шевченко І. В. Використання гібрід- них систем на основі відновлюваних джерел в мікро- мережі: огляд. Відновлювана енергетика. 2022, № 4. С. 9‒25. DOI. 10.36296/1819-8058.2022.4(71)9-25 4. IEEE Std 1547.4™-2011 IEEE Guide for Design, Opera- tion, and Integration of Distributed Resource Island Sys- tems with Electric Power Systems IEEE 3 Park Avenue New York, NY 10016-5997 USA URL: https://stand- ards.ieee.org/ieee/1547.4/3532/ 5. Lytvynchuk V., Kaplin M., Bolotnyi N., Karmazin O. Anal- ysis of the Probable Decrease of Load Shedding Reserve in Power System of Ukraine at Installed Capacity of Re- newable Energy Sources. 2022 IEEE 8th International Conference on ENERGY SMART SYSTEMS (2022 IEEE ESS), 2022, Kyiv. P. 180‒183. URL: https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969260 . 6. СОУ НЕК 03.120.4-14:2021. Норми якості електричної енергії в магістральних та міждержавних електрич- них мережах НЕК «УКРЕНЕРГО». Забезпечення конт- ролю і дотримання показників якості електричної енергії у процесі її передачі. ПрАТ «НЕК «Укренерго», 2021. 30 с. URL: https://ua.energy/wp- content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti- el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf. 7. Lytvynchuk V. A., Kaplin M. I., Bolotnyi N. P., Karma- zin O. O. Implementation of General Under-fre- quency Load Shedding Scheme in European Network: challenges and opportunities. 2020 IEEE 7th Interna- tional Conference on ENERGY SMART SYSTEMS (2020 IEEE ESS). 2020. Kyiv. P. 215‒220. URL: https://doi.org/10.1109/ESS50319.2020.9160052. https://menr.gov.ua/ https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://standards.ieee.org/ieee/1547.4/3532/ https://standards.ieee.org/ieee/1547.4/3532/ https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969260 https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969260 https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://doi.org/10.1109/ESS50319.2020.9160052 70 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика 8. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009. Основні вимоги щодо ре- гулювання частоти та потужності в ОЕС України. Мін- паливенерго України, 2009. 56 с. 9. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.159:2009. Методики і рекомендації щодо організації первинного та вторинного регулю- вання частоти та потужності на енергоблоках АЕС. Мінпаливенерго України, 2009. 39 с. 10. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.160:2009. Методики і рекомендації щодо перевірки готовності ТЕС, ГЕС і АЕС до участі у регулюванні частоти та потужності в ОЕС України. Мінпаливенерго України, 2009. 67 с. 11. ГНД 34.20.567-2003. Правила застосування систем- ної протиаварійної автоматики запобігання та лікві- дації небезпечного зниження або підвищення час- тоти в енергосистемах. Науково-технічний центр електроенергетики «НЕК «Укренерго». Київ, 2003. 40 с. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177- 03#Text. 12. Lytvynchuk V., Kaplin M., Yanovsky V. Current issues of under frequency load shedding of power systems in the context of safety of nuclear power plants. Energy and Electrification. 2016. Vol. 1. P. 38‒45. 13. Pavlovsky V., Steliuk A. Influence estimation of the fre- quency protection of nuclear power plant units on sys- tem survivability and frequency stability of Ukrainian power system. Tekhnichna Elektrodynamika. 2015. Vol. 6. P. 53‒58. 14. Bardyk E. I., Bolotnyi N. P. Electric Power System Simu- lation for Risk Assessment of Power Transformer Failure at an External Short-Circuit Fault.2017 IEEE First Ukraine Conference on Electrical and Computer Engineering (UKRCON). 2017. Kyiv. P. 452‒456. URL: https://doi.org/10.1109/UKRCON.2017.8100527. 15. Pavlovskyi V. V., Steliuk A. O., Lenga О. V., Zakha- rov А. М. Modeling the inertial response of the inter- connected power system of Ukraine with high penetra- tion of renewables. Tekhnichna Elektrodynamika. 2015. Vol. 4. P. 53‒56. 16. Kyrylenko O. V. et al. Analysis of frequency change in the IPS of Ukraine under different regimes of its opera- tion. Tekhnichna Elektrodynamika. 2023. Vol. 1. P. 51‒55. URL: https://doi.org/10.15407/techned2023.01.051. 17. Постанова НКРЕКП 14.03.2018 № 309. Кодекс систем передачі. Оперативно-диспетчерське управління. Регулювання частоти і перетоків активної потужно- сті. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874- 18#Text. 18. Лук’яненко Л. М, Гончаренко І. С. Аналіз режимів роботи сонячних електричних станцій залежно від зовнішніх факторів. Праці Інституту електродина- міки Національної академії наук України. 2016. Вип. 45. C. 5‒8. 19. Кузнєцов М. П., Кармазін О. О. Оптимальне плану- вання гібридної енергосистеми при різних тарифах на електроенергію / Відновлювана енергетика. 2022. № 3. С. 6‒18. URL: https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.3(70).6-18. 20. Lukianenko L., Steliuk A. New approach to simulation of extra-power solar plant with power evacuation by net- works of the Chernobyl NPP. Tekhnichna Elektrody- namika. 2020. Vol. 5, P. 65‒69. URL: https://doi.org/10.15407/techned2020.05.065. 21. Кузнєцов М. П. Особливості комбінованих енергоси- стем з відновлюваними джерелами енергії: моног- рафія. Київ: ІВЕ, 2022. 142 с. 22. BDEW Technical Guideline. Generating Plants Con- nected to the Medium-Voltage Network. Berlin, 2008. 130 p. 23. IEEE 1547. Standard for Interconnecting Distributed Re- sources with Electric Power Systems. Piscataway, 2003. 16 p. 24. VDE-AR-N4105:2011-08. Power generation systems connected to the low-voltage distribution network. Frankfurt, 2011. 69 p. 25. IEC 61727:2004 ed2.0. Photovoltaic (PV) systems. Char- acteristics of the utility interface. Geneva, 2004. 23 p. 26. Lytvynchuk V. A., Kaplin M. I., Bolotnyi N. P. The method of design an optimal under-frequency load shedding scheme. 2019 IEEE 6th International Confer- ence on ENERGY SMART SYSTEMS (2019 IEEE ESS). 17‒ 19 April, 2019. Kyiv. P. 6‒9. URL: https://doi.org/10.1109/ESS.2019.8764241. 27. Bardyk E. I., Bolotnyi N. P. Development of fuzzy classi- fier for technical condition ranking of power trans- former. Electrical Engineering & Electromechanics. 2023. no. 5, P. 3-13. URL: https://doi.org/10.20998/2074-272X.2023.5.01. 28. Bardyk Ye., Bondarenko О., Zakliuka I. Analysis of meth- ods and algorithms for studying the regime reliability of power systems in conditions of cascade failure progres- sion. Vidnovluvana Energetika. 2023. Vol. 3. P. 6‒17. URL: https://doi.org/10.36296/1819- 8058.2023.3(74).6-17. 29. СОУ НЕК 20.571:2018. Визначення необхідних умов і алгоритмів врахування ВЕС та СЕС при налаштуванні протиаварійних автоматичних пристроїв, призначе- них для запобігання порушенню стійкості (АЗПС) у перетинах ОЕС України, на режим роботи яких вони мають вплив. Методичні рекомендації. ДП «НЕК «Ук- ренерго». Київ, 2018. 53 с. URL: https://ua.energy/wp- content/uploads/2018/09/AZPS.pdf. 30. Характеристики інверторного обладнання типу GSL0750. URL: https://www.kstar.com/cn/upload/cms/www/20 191211111332914.pdf. https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://doi.org/10.1109/UKRCON.2017.8100527 https://doi.org/10.15407/techned2023.01.051 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.3(70).6-18 https://doi.org/10.15407/techned2020.05.065 https://doi.org/10.1109/ESS.2019.8764241 https://doi.org/10.20998/2074-272X.2023.5.01 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.3(74).6-17 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.3(74).6-17 https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/09/AZPS.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/09/AZPS.pdf https://www.kstar.com/cn/upload/cms/www/20191211111332914.pdf https://www.kstar.com/cn/upload/cms/www/20191211111332914.pdf 71 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика 31. Gonzalez-Longatt F. M., Rueda J. L. PowerFactory Appli- cations for Power System Analysis. Springer. 2014. 496 p. 32. Pazyi V. et al. Development of Simulation Model of Sin- gle-Phase Circuit Lock in the Digsilent Powerfactory Pro- gram. CzOTO. 2023. Vol. 5, no. 1. P. 350‒358. URL: https://doi.org/10.2478/czoto-2023-0038. 33. DIgSILENT PowerFactory User’s Manual 14.1. DIgSILENT GmbH, Germany. 2008. 1100 p. 34. Яндульський О. С., Стелюк А. О., Лукаш М. П. Авто- матичне регулювання частоти та перетоків активної потужності в енергосистемах. Київ: НТУУ «КПІ». 2010. 88 с. REFERENCES 1. Low-carbon development strategy of Ukraine until 2050. Kyiv. 2017. 53 p. URL: https://menr.gov.ua. (ukr) 2. Recovery project plan of Ukraine. Working group mate- rials "Energy Security". URL: https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/re- coveryrada/ua/energy-security.pdf. (ukr) 3. Ostapchuk O., Shevchenko, I. Use of hybrid systems based on renewable sources in microgrid: an overview. Vidnovluvana energetika, 2022. Vol. 4. P. 9‒25. URL: https://doi.org/10.36296/1819- 8058.2022.4(71).9-25 (ukr) 4. IEEE Std 1547.4™-2011 IEEE Guide for Design, Opera- tion, and Integration of Distributed Resource Island Sys- tems with Electric Power Systems IEEE 3 Park Avenue New York, NY 10016-5997 USA URL: https://stand- ards.ieee.org/ieee/1547.4/3532/ 5. Lytvynchuk V., Kaplin M., Bolotnyi N., Karmazin O. Anal- ysis of the Probable Decrease of Load Shedding Reserve in Power System of Ukraine at Installed Capacity of Re- newable Energy Sources. 2022 IEEE 8th International Conference on ENERGY SMART SYSTEMS (2022 IEEE ESS), 2022, Kyiv. P. 180‒183. URL: https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969260 6. СОУ НЕК 03.120.4-14:2021. Norms of electrical energy quality in transmission and interconnection electrical networks "NEC "Ukrenergo". Ensuring control and com- pliance with quality indicators of electric energy in its transmission process. "NEC "Ukrenergo", 2021. 30 p. URL: https://ua.energy/wp-content/up- loads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi- protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf. (ukr) 7. Lytvynchuk V. A., Kaplin M. I., Bolotnyi N. P., Karma- zin O. O. Implementation of General Under-frequency Load Shedding Scheme in European Network: challenges and opportunities. 2020 IEEE 7th International Confer- ence on ENERGY SMART SYSTEMS (2020 IEEE ESS). 2020. Kyiv. P. 215‒220. URL: https://doi.org/10.1109/ESS50319.2020.9160052. 8. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.156:2009. Basic requirements for fre- quency and power regulation in IPS of Ukraine. Ministry of Fuel and Energy of Ukraine. 2009. 56 p. (ukr) 9. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.159:2009. Methods and recommen- dations for organization of frequency and power pri- mary and secondary regulation at NPP power units. Ministry of Fuel and Energy of Ukraine. 2009. 39 p. (ukr) 10. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04.160:2009. Methods and recommen- dations for checking the readiness of TPPs, HPPs and NPPs to participate of frequency and power regulation in IPS of Ukraine. Ministry of Fuel and Energy of Ukraine. 2009. 67 p. (ukr) 11. ГНД 34.20.567-2003. Using rules of system emergency automation for prevention and elimination of danger- ous decrease or increase in power systems frequency. Scientific and technical center of electric energy "NEC "Ukrenergo". Kyiv 2003. 40 p. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177- 03#Text. (ukr) 12. Lytvynchuk V., Kaplin M., Yanovsky V. Current issues of under frequency load shedding of power systems in the context of safety of nuclear power plants. Energy and Electrification. 2016. Vol. 1. P. 38‒45. 13. Pavlovsky V., Steliuk A. Influence estimation of the fre- quency protection of nuclear power plant units on sys- tem survivability and frequency stability of Ukrainian power system. Tekhnichna Elektrodynamika. 2015. Vol. 6. P. 53‒58. 14. Bardyk E. I., Bolotnyi N. P. Electric Power System Simu- lation for Risk Assessment of Power Transformer Failure at an External Short-Circuit Fault. 2017 IEEE First Ukraine Conference on Electrical and Computer Engi- neering (UKRCON). 2017. Kyiv. P. 452‒456. URL: https://doi.org/10.1109/UKRCON.2017.8100527. 15. Pavlovskyi V. V., Steliuk A. O., Lenga О. V., Zakha- rov А. М. Modeling the inertial response of the inter- connected power system of Ukraine with high penetra- tion of renewables. Tekhnichna Elektrodynamika. 2015. Vol. 4. P. 53‒56. 16. Kyrylenko O. V. et al. Analysis of frequency change in the IPS of Ukraine under different regimes of its operation. Tekhnichna Elektrodynamika. 2023. Vol. 1. P. 51‒55. URL: https://doi.org/10.15407/techned2023.01.051. 17. Resolution NCRECP 14.03.2018 No. 309. Transmission systems code. Operational and dispatching manage- ment. Frequency and active power flows regulation. URL: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874- 18#Text. (ukr) 18. Lukianenko L., Goncharenko I. Analysis of weather de- pendence of solar power plant operation. Pratsi IE NASU. 2016. Vol. 45. P. 5‒8. (ukr) https://doi.org/10.2478/czoto-2023-0038 https://menr.gov.ua/ https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://www.kmu.gov.ua/storage/app/sites/1/recoveryrada/ua/energy-security.pdf https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.4(71).9-25 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.4(71).9-25 https://standards.ieee.org/ieee/1547.4/3532/ https://standards.ieee.org/ieee/1547.4/3532/ https://doi.org/10.1109/ESS57819.2022.9969260 https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/02/Standart_normy-yakosti-el.energiyi-protokol-05_2021-vid-03_02_2021.pdf https://doi.org/10.1109/ESS50319.2020.9160052 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1177-03#Text https://doi.org/10.1109/UKRCON.2017.8100527 https://doi.org/10.15407/techned2023.01.051 https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text 72 Відновлювана енергетика. №2/2024 \| Сонячна енергетика 19. Kuznietsov M., Karmazin O. Optimal planning of hybrid power system at different electricity tariffs. Vid- novluvana Energetika. 2022. Vol 3. P. 6-18. URL: https://doi.org/10.36296/1819- 8058.2022.3(70).6-18. (ukr) 20. Lukianenko L., Steliuk A. New approach to simulation of extra-power solar plant with power evacuation by net- works of the Chernobyl NPP. Tekhnichna Elektrody- namika. 2020. Vol. 5, P. 65‒69. URL: https://doi.org/10.15407/techned2020.05.065. 21. Kuznietsov M. Combined energy systems features with renewable energy sources: monograph. Kyiv: IVE. 2022. 142 p. (ukr) 22. BDEW Technical Guideline. Generating Plants Con- nected to Medium-Voltage Network. Berlin. 2008. 130 p. 23. IEEE 1547. Standard for Interconnecting Distributed Re- sources with Electric Power Systems. Piscataway. 2003. 16 p. 24. VDE-AR-N4105:2011-08. Power generation systems connected to the low-voltage distribution network. Frankfurt. 2011. 69 p. 25. IEC 61727:2004 ed2.0. Photovoltaic (PV) systems. Char- acteristics of the utility interface. Geneva, 2004. 23 p. 26. Lytvynchuk V. A., Kaplin M. I., Bolotnyi N. P. The method of design an optimal under-frequency load shedding scheme. 2019 IEEE 6th International Conference on EN- ERGY SMART SYSTEMS (2019 IEEE ESS). 17-19 April, 2019. Kyiv. P. 6‒9. URL: https://doi.org/10.1109/ESS.2019.8764241. 27. Bardyk E.I., Bolotnyi N.P. Development of fuzzy classifier for technical condition ranking of power trans 28. former. Electrical Engineering & Electromechanics. 2023. no. 5. P. 3‒13. URL: https://doi.org/10.20998/2074-272X.2023.5.01. 29. Bardyk Ye., Bondarenko О., Zakliuka I. Analysis of meth- ods and algorithms for studying the regime reliability of power systems in conditions of cascade failure progres- sion. Vidnovluvana Energetika. 2023. Vol 3. P. 6-17. URL: https://doi.org/10.36296/1819- 8058.2023.3(74).6-17. 30. СОУ НЕК 20.571:2018. Determination of necessary con- ditions and algorithms for taking into account WPPs and SPPs when setting up emergency automatic devices de- signed to prevent stability violations at IPS intersections of Ukraine, on operation mode of which they influence. Guidelines. "NEC "Ukrenergo". Kyiv. 2018. 53 p. URL: https://ua.energy/wp-content/up- loads/2018/09/AZPS.pdf. 31. The Characteristics of inverter type equipment GSL0750. URL: https://www.kstar.com/cn/up- load/cms/www/20191211111332914.pdf. (ukr) 32. Gonzalez-Longatt F. M., Rueda J. L. PowerFactory Appli- cations for Power System Analysis. Springer. 2014. 496 p. 33. Pazyi V. et al. Development of Simulation Model of Sin- gle-Phase Circuit Lock in the Digsilent Powerfactory Pro- gram. CzOTO. 2023. Vol. 5, no. 1. P. 350‒358. URL: https://doi.org/10.2478/czoto-2023-0038. 34. DIgSILENT PowerFactory User’s Manual 14.1. DIgSILENT GmbH, Germany. 2008. 1100 p. 35. Yandulskyi О., Steliuk A., Lukash М. Automatic regula- tion of frequency and active power flows in power sys- tems. Kyiv: NTUU «KPI». 2010. 88 p. (ukr) https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.3(70).6-18 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2022.3(70).6-18 https://doi.org/10.15407/techned2020.05.065 https://doi.org/10.1109/ESS.2019.8764241 https://doi.org/10.20998/2074-272X.2023.5.01 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.3(74).6-17 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.3(74).6-17 https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/09/AZPS.pdf https://ua.energy/wp-content/uploads/2018/09/AZPS.pdf https://www.kstar.com/cn/upload/cms/www/20191211111332914.pdf https://www.kstar.com/cn/upload/cms/www/20191211111332914.pdf https://doi.org/10.2478/czoto-2023-0038
id	veorgua-article-456
institution	Vidnovluvana energetika
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:13:15Z
publishDate	2024
publisher	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	veorgua/7d/6486917fee02786378f96ede3f75f57d.pdf
spelling	veorgua-article-4562026-07-18T06:32:20Z EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ РОБОТИ ФОТОЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ В УМОВАХ ПЕРВИННОГО РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ Ostapchuk , O. Bolotnyi , M. renewable energy sources, distribution electric network, frequency control, photovoltaic power plant. відновлювані джерела енергії, розподільна електрична мережа, регулювання частоти, фотоеле-ктрична станція The existing trend to increase the renewable energy technologies availability as distributed generation part is reflected in decentralization levels of power system management by dividing it into various config-urations of small distribution networks and microgrids. This fact makes it necessary to study the integra-tion peculiarities of distributed generation at transmission system and distribution electric network levels. Therefore, electrical modes simulation of distributed generation in power system requires the creation of digital models for non-guaranteed generation sources, in particular solar photovoltaic plants. The re-search object is physical processes research that occur during the solar photovoltaic power plant integra-tion into distribution electric networks. The research methods are analysis and synthesis of digital solar photovoltaic power plant model using power system analysis and transient processes theory in electrical networks for complex systems of providing electrical energy. The article purpose is digital model develop-ment of solar photovoltaic power plant in DlgSILENT Power Factory software for electrical modes simulat-ing in distribution electric network. The completed work result is implementation of electrical modes simu-lation of solar photovoltaic power plant in distribution electrical network. Розповсюдженість застосування систем генерації з відновлюваними джерелами енергії у вигляді засобів розподіленої генерації насамперед позначається на забезпеченні децентралізації управ-ління енергосистемою через поділ її на малі розподільчі мережі та мікромережі різноманітної конфігурації. Через указаний факт виникає необхідність у дослідженні особливості інтегрування розподіленої генерації на окремих рівнях електричної мережі, що дозволить забезпечити розро-бку цифрових моделей джерел зі стохастичним характером генерації, зокрема сонячних фото-електричних станцій із застосуванням засобів імітаційного моделювання. Об’єктом досліджен-ня є процес зміни параметрів електричної системи, що відбувається при інтегруванні фотоеле-ктричної станції в розподільні електричні мережі. Методи дослідження – аналіз та синтез циф-рової моделі фотоелектричної станції з використанням положень теорії усталених режимів та перехідних процесів електричних мереж у комплексних системах забезпечення електричною енергією. Метою роботи є розробка цифрової моделі фотоелектричної станції в програмному забезпеченні DlgSILENT Power Factory для оцінки впливу фотоелектричної станції на роботу еле-ктричної мережі змінного струму. Результатом виконаної роботи є отримання залежності частоти та напруги від зміни режиму роботи фотоелектричної станції при підключенні до енергосистеми. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2024-07-01 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/456 10.36296/1819-8058.2024.2(77).58-72 Vidnovluvana energetika ; No. 2(77) (2024): Scientific and applied Journal renewable energy ; 58-72 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 2(77) (2024): Scientific and applied Journal renewable energy ; 58-72 Відновлювана енергетика; № 2(77) (2024): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 58-72 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2024.2(77) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/456/365 Copyright (c) 2024 O. Ostapchuk , M. Bolotnyi https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0
spellingShingle	renewable energy sources distribution electric network frequency control photovoltaic power plant. Ostapchuk , O. Bolotnyi , M. EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS
title	EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS
title_alt	ОЦІНКА ЕФЕКТИВНОСТІ РОБОТИ ФОТОЕЛЕКТРИЧНОЇ СТАНЦІЇ В УМОВАХ ПЕРВИННОГО РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ
title_full	EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS
title_fullStr	EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS
title_full_unstemmed	EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS
title_short	EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS
title_sort	efficiency evaluation of photovoltaic power plant under primary frequency regulation conditions
topic	renewable energy sources distribution electric network frequency control photovoltaic power plant.
topic_facet	renewable energy sources distribution electric network frequency control photovoltaic power plant. відновлювані джерела енергії розподільна електрична мережа регулювання частоти фотоеле-ктрична станція
url	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/456
work_keys_str_mv	AT ostapchuko efficiencyevaluationofphotovoltaicpowerplantunderprimaryfrequencyregulationconditions AT bolotnyim efficiencyevaluationofphotovoltaicpowerplantunderprimaryfrequencyregulationconditions AT ostapchuko ocínkaefektivnostírobotifotoelektričnoístancíívumovahpervinnogoregulûvannâčastoti AT bolotnyim ocínkaefektivnostírobotifotoelektričnoístancíívumovahpervinnogoregulûvannâčastoti

EFFICIENCY EVALUATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANT UNDER PRIMARY FREQUENCY REGULATION CONDITIONS

Репозитарії

Схожі ресурси