РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ОЦЕНКИ КОЛЕБАНИЙ МОЩНОСТИ ВЕТРОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Состояние вопроса: Главным условием надежного функционирования электроэнергетической системы является соответствие объемов произведенной и потребленной электроэнергии в каждый момент времени. В энергосистемах с переменной генерацией, включая ветровые электростанции (ВЭС), важно точно планировать режимы работы всех генерирующих объектов, подключенных к энергосистеме. Для решения данной задачи разработан алгоритм оценки колебаний мощности ветровых электростанций. Материалы и методы: Для решения задачи использовалась кусочно-линейная аппроксимация временного ряда. Результаты: Разработанный алгоритм анализа графиков генерации ВЭС позволил установить, что увеличение частоты измерения мощности ВЭС повышает точность определения максимальной амплитуды колебаний. При уменьшении частоты измерений повышается точность определения максимальной скорости изменения мощности ВЭС. В результате получено два способа численного определения требований к свободному регулировочному диапазону и скорости изменения мощности тепловых электростанций, гидроэлектростанций, систем накопления электрической энергии: графический и на основании аппроксимации функций полиномом второй и третей степени. Выводы: Разработан алгоритм оценки колебаний мощности ВЭС на основании архивных данных о генерации ВЭС в энергосистемах с целью определения максимальных колебаний мощности ВЭС. Результаты расчетов могут использоваться при планировании режимов работы энергосистемы с различным горизонтом планирования: в темпе протекающих в энергосистеме процессов, при краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных прогнозах.

Background: The main condition for electric power system reliability is correspondence of produced and consumed electricity at each moment of time. In power systems with variable generation, including wind farms (WF), it is important to accurately plan the operating modes of all generating units connected to power system. The algorithm of wind farms power deviation estimating has been developed to solve this problem. Materials and methods: Piecewise linear approximation of the time series was used. Results: The research is established, that increasing of WF power measurement frequency increases the accuracy of maximum amplitude determining. With a decrease in measurement frequency, the accuracy of determining maximum rate of change increases. As a result, two methods have been obtained for numerically determining the requirements for the range and rate of change in generation power of thermal power plants, hydroelectric power plants, and battery energy storage systems: graphical and based on the approximation of functions. Conclusions: The algorithm is determine the maximum fluctuations in wind farms generation based on archived data of WF generation in power systems. The calculation results can be used in planning of power system operating modes with different planning horizons: at the pace of processes occurring in the power system, with short-term, medium-term and long-term forecasts.