Инерционная характеристика и методы управления частотой для возобновляемых источников энергии
advertisement
Инерционная характеристика и методы управления частотой для возобновляемых источников энергии: обзор Мохаммад Дрейди, Х. Мохлис⁎, Саад Мехилеф Кафедра электротехники, инженерный факультет, Малайский университет, 50603 Куала-Лумпур, Малайзия АННОТАЦИЯ Сохранение окружающей среды стало основной мотивацией для интеграции большего количества возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в электрические сети. Однако при высоком уровне проникновения ВИЭ преобладают некоторые технические проблемы. Наиболее важной технической проблемой является трудность достижения стабильности частоты этих новых систем, поскольку они содержат меньше генерирующих блоков, обеспечивающих резервную мощность. Более того, новые энергосистемы имеют небольшую постоянную инерции из-за отключения ВИЭ от сети переменного тока с помощью преобразователей энергии. Следовательно, ВИЭ при нормальной эксплуатации не могут участвовать с другими традиционными источниками генерации в регулировании частоты. В этой статье рассматривается несколько методов управления инерцией и частотой, предлагаемых для ветряных турбин с регулируемой скоростью и солнечных фотоэлектрических генераторов. В целом, методы инерционного и частотного регулирования были разделены на две основные группы. Первая группа включает в себя технику разгрузки, которая позволяет РЭС сохранять определенное количество резервной мощности, в то время как вторая группа включает в себя инерционную эмуляцию, быстрый резерв мощности и методы спада, которые используются для высвобождения резервной мощности РЭС при пониженных частотах. 1. Введение В последнее время загрязнители воздуха, производимые электростанциями на ископаемом топливе, такие как диоксид углерода, оксид азота и диоксид серы, вызывают серьезные экологические проблемы. [1]. Кислотные дожди и глобальное потепление считаются основными причинами загрязнения окружающей среды.[2,3]. В Соединенных Штатах электростанции, работающие на ископаемом топливе, выбрасывают около 2,2 миллиарда тонн углекислого газа (CO2) ежегодно [4]. Эти проблемы вынудили правительства и другие ведомства по всему миру поставить цели по расширению применения ВИЭ в производстве электроэнергии.[5]. Китай, например, поставил цель к 2020 году производить более 15% своей общей электроэнергии из возобновляемых источников энергии, включая 420 ГВт гидроэнергетики, 50 ГВт солнечной энергии, 200 ГВт энергии ветра, 30 ГВт биомассы. Как показано на рисунок 1, несколько стран поставили различные будущие цели по увеличению производства электроэнергии из ВИЭ. Эти планы имеют решающее значение для решения проблемы огромного увеличения мирового спроса на энергию при одновременном снижении количества загрязнений. Как правило, интегрированные ВИЭ в энергосистеме снижают зависимость от ископаемого топлива, улучшают профиль напряжения и повышают надежность энергосистемы. [7–10]. Однако широкое распространение ВИЭ может привести к проблемам с критической стабильностью частоты.[11]. Вопервых, у ВИЭ обычно низкий инерционный отклик или его отсутствие.[12]. Например, ветряные турбины с регулируемой скоростью обычно подключаются к сети с помощью силового электронного преобразователя, который эффективно отделяет инерцию ветряной турбины от смягчения переходных процессов в системе. Кроме того, солнечная фотоэлектрические установки не обеспечивают инерционный отклик энергосистеме. Следовательно, замена традиционных источников на ВИЭ снизит инерционность всей энергосистемы. Этот факт подтверждается [13,14] оба из них предсказывают, что увеличение количества ВИЭ в Великобритании может снизить постоянную инерции до 70% в период с 2013/14 по 2033/34 гг. Из-за этого уменьшения инерции скорость изменения частоты (ROCOF) энергосистемы будет достаточно высокой, чтобы активировать контроллер сброса нагрузки, даже при небольшой величине дисбаланса. В[15]были использованы различные уровни проникновения ВИЭ с синхронным генератором (SG) для удовлетворения потребности в нагрузке 3,8 МВт. Как сообщается в[15] и показано в Рис. 2, ROCOF энергосистемы увеличивается всякий раз, когда увеличивается процентная установленная мощность ВИЭ. Во-вторых, увеличение уровня проникновения ВИЭ уменьшает количество генерирующих блоков, обеспечивающих резервную мощность для первичного и вторичного управления. По этой причине отклонение частоты будет увеличиваться, как указано в[16] и показано в Рис. 3. Чтобы преодолеть проблемы стабильности частоты, представленные малым инерционным откликом и резервной мощностью, RES должны создать новые методы управления частотой, чтобы позволить им участвовать в операциях частотного регулирования. В этой статье представлен всесторонний обзор методов управления инерцией и частотой для солнечных фотоэлектрических и ветряных турбин. Эти методы позволяют ВИЭ стабилизировать энергосистему в большей степени. Эта статья организована в следующем порядке. Раздел 2 обсудим частотную характеристику обычной мощности источники. Раздел 3 представит несколько методов управления инерцией и частотой для ВИЭ без ESS. Раздел 3.1 представит несколько методов управления инерцией и частотой для ВИЭ с ESS. Раздел 3.1.1 объяснит различные подходы мягких вычислений, используемые с управлением частотным регулированием. Раздел 3.1.1.1 обсудим преимущества и недостатки каждого метода контроля. Выводы и будущие исследования будут представлены в Раздел 3.1.1.2. 2. Амплитудно-частотная характеристика обычных источников питания. Общая частотная характеристика с рабочими пределами, соответствующими Англии и Уэльсу, показана на Рис. 4. Во время нормальной работы частота системы близка к 50 Гц. Однако, когда происходит событие, которое вызывает несбалансированность производства и спроса, система частота начинает снижаться с изменением частоты, в зависимости от общей инерции системы и количества несбалансированной мощности, как задано уравнением качания [17,18]: где df / dt скорость изменения частоты, Нsys - общая инерционная постоянная системы, SB номинальная мощность генератора, Рм, Ре - механическая мощность и электрическая мощность соответственно, и fо частота системы. Перед любой активацией контроллера и из-за инерционного отклика синхронный генератор высвобождает кинетическую энергию, накопленную во вращающейся массе, которая длится ~ 10 с.[18,19]. После этого, если отклонение частоты превысит определенное значение, будет немедленно активирован первичный регулятор частоты. Этот контроллер использует регулятор генератора для возврата частоты для сохранения значений в течение 30 с[19,20]. Через 30 с будет активирован новый элемент управления, называемый вторичным, чтобы вернуть системную частоту к ее номинальному значению. Как показано в Рис. 4, вторичному контроллеру требуется несколько минут для восстановления номинальной частоты системы. Следовательно, должна быть доступна резервная мощность для покрытия увеличения потребности в мощности в этот период. Наконец, оставшееся отклонение мощности активирует третичное регулирование частоты. В отличие от первичных и вторичных контроллеров, третичный контроллер требует ручной настройки при диспетчеризации генераторов или изменения периодов графика. В данной статье не рассматривается этот тип контроллера.[22]. Как правило, методы управления инерцией и частотой для ВИЭ обычно делятся на две основные категории; методы управления для ВИЭ без какой-либо поддержки со стороны ESS и методы управления для ВИЭ с ESS. Рис. 5 иллюстрирует различные техники, подпадающие под каждую категорию: 3. Методы контроля, разработанные для ВИЭ без систем хранения энергии. Чтобы свести к минимуму негативное влияние высокого проникновения ВИЭ, можно рассмотреть различные методы управления инерцией и частотой для ВИЭ с и без ESS. Эти методы позволяют ВИЭ, таким как ветряные турбины и солнечные фотоэлектрические установки, вносить свой вклад в регулирование частоты. 3.1. Ветряная турбина Энергия ветра - один из наиболее применяемых возобновляемых источников во всем мире. Многие страны, обладающие потенциалом ветровой энергии, начали заменять обычные электростанции на ветряные. Статистика показывает, что будущее проникновение ветра в США и Европу превысит 20% в течение следующих двух десятилетий.[23]. Есть две основные категории ветряных турбин; фиксированная скорость и переменная скорость[24]. Ветряная турбина с фиксированной скоростью обычно использует индукционный генератор, который подключен непосредственно к сети и может обеспечивать инерционный отклик на отклонение частоты, даже если эта инерция мала по сравнению с синхронным генератором. Ветряная турбина с регулируемой скоростью в основном использует синхронный генератор с постоянным магнитом (PMSG) или DFIG. PMSG полностью отделен от сетки; это связано с тем, что статор генератора этого типа соединен с силовым электронным преобразователем для подачи энергии в сеть. DFIG аналогичен PMSG, за исключением того факта, что этот генератор подключен к сети через цепь ротора. Техника инерционного и частотного регулирования для ВИЭ Методы управления инерцией и частотой для ВИЭ без системы накопления энергии Солнечная фотоэлектрическая установка Методы управления инерцией и частотой для ВИЭ с системой накопления энергии Ветряная турбина Солнечные фотоэлектрически е установки с системой хранения энергии Ветряная турбина с системой хранения энергии Техника разгрузки Техника инерционного отклика Быстрый запас хода Контроль падения Техника разгрузки Контроль скорости Контроль угла тангажа Скрытая эмуляция инерции Рис 5. Разработка методики инерционного и частотного регулирования для ВИЭ Силовой электронный преобразователь, используемый в ветряной турбине с регулируемой скоростью, позволяет ветровой турбине регулировать выходную мощность в широком диапазоне скоростей ветра.[25]. Однако эта муфта изолирует ветряную турбину от частотной характеристики при возмущении. Кроме того, традиционные ветряные турбины следуют графику максимальной мощности, как показано наРис. 6. Следовательно, у них нет резерва мощности для поддержки управления частотой. Максимальная выходная мощность ветряной турбины, определяемая как функция скорости ротора, определяется выражением[26,27]. где ω - частота вращения ротора, а K - константа (коэффициент усиления регулятора) для отслеживания кривой максимальной мощности, полученная с помощью: где ρ - плотность воздуха, р - радиус турбинного колеса, Cpвыбрать максимальный коэффициент мощности, λвыбрать оптимальная скорость наконечника. Контроллер точки максимальной мощности определяет рабочую точку вдоль линии силовой нагрузки. Эта операция проводилась с использованием регулирования скорости ветряной турбины в пределах скорости и регулирования шага после номинальной скорости. Исследователи изучили два основных метода поддержки управления частотой с помощью ветряной турбины с регулируемой скоростью, инерционного отклика и управления запасом мощности. Управление инерцией позволяет ветряной турбине высвободить кинетическую энергию, накопленную во вращающихся лопастях, в течение 10 с, чтобы остановить отклонение частоты, в то время как метод управления запасом использует контроллер угла наклона, контроллер скорости или их комбинацию для увеличения запаса мощности. во время несбалансированных силовых событий. 3.1.1. Управление инерционным откликом В отличие от обычных генераторов, которые могут автоматически высвобождать кинетическую энергию, накопленную во вращающейся массе, ветровые турбины не обладают такой же способностью высвобождать кинетическую энергию, накопленную во вращающихся лопастях. По этой причине ветровой турбине необходим подходящий контроллер для обеспечения инерционного отклика. Как правило, есть два метода управления, которые имеют дело с инерционным откликом; имитация инерции и быстрый запас хода. Эмуляция инерции - первая техника; он предлагает новые контуры управления для высвобождения кинетической энергии, накопленной во вращающихся лопастях ветряной турбины. Эта дополнительная мощность используется для прекращения отклонения частоты во время дисбаланса. Быстрый запас хода вторая техника, который также можно использовать для устранения отклонения частоты. Однако этот метод реагирует на отклонения частоты, высвобождая постоянную мощность в течение установленного периода времени. 3.1.1.1. Эмуляция инерции. Использование силового электронного преобразователя с подходящим контроллером позволяет ветряным турбинам с регулируемой скоростью высвобождать кинетическую энергию, накопленную в их вращающихся лопастях. Эта кинетическая энергия используется как инерционный отклик в диапазоне 2–6 с.[29]. Как правило, существует два типа инерционной реакции; одна инерционная реакция контура и двухконтурная инерционная реакция. В первом случае для высвобождения кинетической энергии, накопленной во вращающихся лопастях, используется один контур управления на основе ROCOF, а во втором - два контура на основе ROCOF и отклонений частоты. В[21,30– 32] Одноконтурная инерционная характеристика добавляется к системе управления скоростью, чтобы ветряная турбина могла реагировать на ROCOF. Этот контур управления называется имитацией инерции, которая точно имитирует реакцию инерции обычных электростанций, как показано на Рис. 7. Выходная мощность от ветряной турбины пизм определить опорную частоту вращения ротора ωr, исх., которое сравнивается с частотой вращения измерительного ротора ωг, изм, и используется ПИ-регулятором для обеспечения максимальной мощности. Во время нормальной работы опорная мощность, передаваемая преобразователю, равна максимальной мощности без какого-либо вклада контура управления инерцией. После дефицита мощности определенное количество мощностипв на основе значения ROCOF и виртуальной постоянной инерции ЧАСvбудет добавлен к пMPPT. Из-за увеличения мощности генератор замедлится, и кинетическая энергия, накопленная во вращающихся лопастях ветряной турбины, будет высвобождена. Дополнительный вывод питания поступает из контура инерционного отклика, который зависит от ROCOF и задается : Из-за постоянной дополнительной мощности, возникающей в результате инерционного контура управления, этот тип управления имеет два недостатка. Во-первых, скорость ротора быстро снижается, что приводит к большим потерям аэродинамической мощности. Во-вторых, контроллеру требуется время, чтобы вернуть энергию во время восстановления скорости ротора. Этих недостатков можно избежать, согласно[34], где сформулирована новая константа инерционного отклика. Эта постоянная называется эффективной инерционной характеристикой, которая основана на значении частоты. Как правило, постоянная инерции ветряной турбины определяется следующим образом: где E kin - кинетическая энергия, запасенная во вращающейся массе ветряной турбины, SB - номинальная мощность, а J - момент инерции. Уравнение(5) можно переписать, подставив соответствующую мощность из уравнения. (2). Тогда эффективная постоянная инерции будет: Основная идея состоит в том, чтобы увеличивать значение постоянной инерции, пока частота системы продолжает снижаться. Следовательно, передача крутящего момента на гидротрансформатор уменьшается, как показано на Рис. 8. Принцип инерционной реакции с одним контуром, рассмотренный ранее, заключается в следующем: что он обеспечивает сигнал замедляющего момента, пропорциональный ROCOF. Этот замедляющий крутящий момент длится до восстановления частоты. Следовательно, без поддержки со стороны другого контроллера общая точка максимальной мощности, которая работает, чтобы вернуть систему к оптимальной кривой. В результате мощность, вводимая в сеть, будет напрямую снижена и немедленно восстановит поддержку частоты. Чтобы избежать повторного ускорения ветряной турбины,[35,18] [18,35]предложили двухконтурную реакцию инерции управления, как показано на Рис.9.. Этот регулятор обеспечивает дополнительный крутящий момент ΔТ, который пропорционален девиации частоты и длится до восстановления номинальной частоты. Двухконтурная система управления инерционным откликом с двумя дополнительными модификациями представлена на рис.[36]. Добавлен новый блок, называемый восстановлением скорости задержки, чтобы восстановить скорость турбины как можно скорее. Другой модификацией является волновой фильтр, адаптированный в Δж цикл, чтобы избежать постоянного значения. В этой статье автор также обсуждает влияние различных значенийK1 а также K2 на стабильность системы. 3.1.1.2. Быстрый запас хода.Как правило, инерционный отклик можно эмулировать, поскольку управляющий сигнал зависит от девиации частоты или ROCOF, как указывалось ранее. Его также можно определить как постоянные 10% от номинальной активной мощности в течение 10 с, несмотря на различные скорости ветра. [37]. Кратковременная постоянная мощность, которая называется быстрым запасом мощности, высвобождается из кинетической энергии, накопленной во вращающейся массе ветряной турбины. Такой быстрый запас мощности может быть достигнут путем управления уставкой частоты вращения ротора. Это дает: где Рconst, - постоянная величина активной мощности, t - время действия быстрого резерва мощности, ωро - начальная частота вращения, ωrt скорость вращения в конце инерционного отклика. Таким образом, эталонная частота вращения может быть получена следующим образом: В различных литературных источниках обсуждается принцип действия быстрого резерва мощности. использованная литература[38,39] обсудили способность ветряных турбин с регулируемой скоростью обеспечивать кратковременное перепроизводство мощности при различных скоростях ветра. Фактически, в этих двух документах не было представлено никакого дизайна контроллера для быстрого резерва мощности. Тем не мение,[30]предложили систему быстрого управления запасом мощности для ветряной турбины, как показано на Рис. 10. Количество постоянной мощности и продолжительность времени определяют скорость ротора в соответствии с формулой.(8). Ref.[40] предложила архитектуру для быстрого контроллера резерва мощности, как показано на Рис. 11. Этот рисунок содержит схему обнаружения и запуска, формирование мощности и контроллер MPPT. Работа быстрого контроллера резерва мощности начинается, когда отклонение частоты превышает определенный порог; сигнал управления отправляется из схемы обнаружения и запуска, чтобы обойти отслеживание точки максимальной мощности и разрешить формирование мощности, как показано на Рис. 12. Эта схема продолжает обеспечивать дополнительную мощность во время перепроизводства. Однако, когда разряд кинетической энергии завершен, функция восстановления скорости возвращает скорость ротора к значению до события и восстанавливает максимальную мощность. Это восстановление часто приводит к фазе недопроизводства, когда мощность отбирается из сети, чтобы вернуть скорость ротора к желаемому значению. Чтобы избежать немедленного падения выходной мощности, переход от перепроизводства к недопроизводству должен происходить по наклонному переходу. Различные стратегии быстрого резерва мощности ветряных электростанций были предложены в [41]. Автор рассмотрел работу централизованного контроллера, отвечающего за частотное регулирование. Этот центральный контроллер выполняет две основные задачи: первая задача - определить количество дополнительной мощности для каждой ветряной турбины, а вторая задача - определить подходящее время для восстановления кинетической энергии после того, как перевыполнение выработки закончено. 3.1.2. Контроль падения Схема управления спадом, показанная на Рис 13 регулировать выходную активную мощность ветряной турбины пропорционально изменению частоты. Этот контроллер значительно улучшает надиру частоты, а также процесс восстановления частоты после возмущений. Активная мощность регулируется в соответствии с линейными характеристиками и определяется выражением[42–44]. Где Р постоянная спада, Ро и P1 - новая частота и выходная мощность ветряной турбины соответственно, fmeas fnom по начальные и рабочие точки. Линейная зависимость между частотой и активной мощностью ветряной турбины показана на Рис. 14. Когда частота падает сжном к жизм, ветряная турбина увеличивает мощность от пок п1 для компенсации отклонений частоты [45]. 3.1.3. Контроль разгрузки С экономической точки зрения ветряные турбины спроектированы для работы с оптимальной кривой отбора мощности. В результате они не участвуют в частотном регулировании. По этой причине в системе должна быть доступна достаточная резервная мощность для устранения любого отклонения частоты. Разгрузка - это новый метод обеспечения запаса запаса путем смещения рабочей точки ветряной турбины с оптимальной кривой отбора мощности на пониженный уровень мощности. Исходя из аэродинамических характеристик ветряной турбины, механическая выходная мощность, захваченная ветряной турбиной, будет: где ρ - плотность воздуха, А - площадь захвата ротора, v скорость ветра,Cп коэффициент мощности, β - угол наклона, а λ - передаточное число наконечников, которое определяется по формуле: Из уравнения. (10), видно, что выходная мощность ветряка зависит от передаточного числа λ и угла наклона β. В общем, техника разгрузки имеет два типа системы управления; регулировка скорости и угла тангажа. 3.1.3.1. Разгрузка регулировкой скорости.Для регулировки скорости рекомендуется изменять значение передаточного числа λ наконечника, сдвигая рабочую точку влево или вправо от точки максимальной мощности, как показано наРис. 15 (а). Этот рисунок иллюстрирует функцию разгрузки ветряной турбины на базе DFIG мощностью 1,5 МВт на (1-x) максимальной мощности при определенной скорости ветра (VW). Ветровая турбина, работающая в точке A, может быть разряжена с помощью регулирования пониженной или превышающей скорости. Для управления пониженной скоростью рабочая точка ветряной турбины перемещается в сторону точки C, в то время как для управления превышением скорости рабочая точка ветровой турбины перемещается в сторону точки B, что является предпочтительным. Ссылаясь на Рис.15 (б), когда частота системы падает, ветер турбина выделяет определенное количество активной мощности, пропорциональное девиации частоты. Тогда рабочая точка будет расположена между A и B: где Pmax - максимальная мощность (о.у.), Pdel - мощность без нагрузки (pu), ωr max- частота вращения ротора при максимальной мощности, ωрdel частота вращения ротора без нагрузки, ωр - частота вращения ротора, соответствующая опорной мощности. Как правило, разгрузка с использованием управления превышением скорости предпочтительно используется при средних скоростях ветра. 3.1.3.2. Разгрузка регулировкой угла тангажа.Угол тангажа - это второй регулятор, используемый для разгрузки ветряной турбины за счет увеличения угла лопасти. Предпочтительно, чтобы этот контроллер активизировался, когда генератор ветряной турбины достигает номинальной скорости и когда контроллер превышения скорости не может выполнить эту операцию. под разными углами наклона. На этом рисунке показан способ разгрузки ветряной турбины, работающей в точке A; в этом случае контроллеру не удается увеличить скорость вращения выше номинальной. Затем контроллер угла наклона начинает увеличивать угол наклона лопастей ветряной турбины и перемещает рабочую точку из точки A в точку B без какого-либо изменения скорости вращения ротора. Как правило, несколько различных работ в литературе касались техники разгрузки, поскольку она используется с ветряной турбиной с регулируемой скоростью в соответствии с [47]. Техника разгрузки поддерживает управление первичной частотой в двух рабочих условиях, как показано наРис.17.. В нормальных условиях ветряная турбина с регулируемой скоростью работает с оптимальной кривой мощности, извлекая рабочую точку из справочной таблицы. Однако, когда переключатель разгрузки включен, режим разгрузки будет активирован. В этом случае контроллеры скорости и угла наклона будут взаимодействовать, чтобы ветряная турбина могла сохранять некоторую мощность в различных режимах. Уравнение(12) определяет опорную мощность для управления скоростью и шагом, чтобы обеспечить 10% запаса мощности. Чтобы высвободить активную мощность, запасенную во вращающейся массе, за счет управления разгрузкой, в этой работе также представлено управление спадом. Величина отпускаемой мощности пропорциональна отклонениям частоты и ограничена 10% номинальной мощности ветряной турбины. [48] представляет инерционный отклик и первичную частоту для DFIGна базе ветряных турбин. Контроллер инерции эмулируется для высвобождения кинетической энергии, накопленной во вращающихся лопастях ветряной турбины, в течение нескольких секунд. Предлагается, чтобы стратегия разгрузки с неоптимальной мощностью 90% использовалась как основной регулятор частоты. Эта стратегия, основанная на взаимодействии между контроллерами скорости и шага, обеспечивает ветряную турбину относительно долгосрочным резервом мощности.Рис.18 показывает метод разгрузки, используемый с ветряной турбиной в трех рабочих режимах. В первом рабочем режиме контроль превышения скорости используется для разгрузки ветряной турбины. Например, разгрузка ветряной турбины, работающей в точке F, на 90% сверхоптимальной мощности была осуществлена путем увеличения скорости ротора генератора в направлении точки C. Во втором рабочем режиме контроллер превышения скорости и угла наклона были объединены для достижения определенная сверхоптимальная мощность. Например, чтобы разгрузить ветряную турбину, работающую в точке B, с 90% оптимальной мощности, контроллеру превышения скорости необходимо сместить рабочую точку в сторону точки D. Однако контроллер превышения скорости увеличивал скорость до тех пор, пока ветряная турбина не прибудет. в точке G. После этого регулятор превышения скорости больше не сможет увеличивать скорость вращения. Как результат этого, Взаимодействие между углом наклона и регулятором скорости для ветряная турбина с регулируемой скоростью также представлена в [18]. В данной работе предложены три режима работы в зависимости от диапазона скорости ветра. Автор предложил алгоритм решения для управления взаимодействием между углом тангажа и регулятором скорости. Этот алгоритм определяет установленное значение мощности для контроллера угла наклона и запас мощности для контроллера превышения скорости. Другое исследование [50] используется взаимодействие между углом наклона и регулятором превышения скорости, чтобы ветряная турбина могла участвовать в регулировании частоты. Однако на этот раз контроллеры приняли решение по величине резервной мощности в зависимости от запроса оператора сети. В[51], те же контроллеры регулирования частоты, которые использовались для ветряной турбины DFIG, были переработаны и внедрены в PMSG, чтобы этот тип ветряной турбины мог вносить свой вклад в управление первичной частотой. В [52,53], регуляторы шага и превышения скорости, согласованные с было предложено управление свисанием. Эти контроллеры были активированы в зависимости от диапазонов скорости ветра, чтобы ветряная турбина на основе DFIG могла вносить свой вклад в регулирование частоты. Кроме того, стратегия управления превышением скорости с использованием измерения скорости ветра для определения субоптимальной мощности на основе кривой отслеживания разгрузки сохраняется в справочной таблице. 3.2. Вклад солнечных фотоэлектрических батарей в регулирование частоты В последнее время проникновение солнечных фотоэлектрических фотоэлектрических систем в распределительные сети значительно увеличилось. В результате этого резервной мощности от оставшегося обычного источника питания недостаточно для регулирования частота системы в островных условиях. Более того, из-за высокой стоимости солнечных фотоэлектрических систем были внедрены различные методы MPPT для извлечения максимальной мощности из этого источника.[54–56]. Однако использование методов MPPT позволяет солнечным фотоэлектрическим фотоэлектрическим элементам работать без какой-либо резервной мощности. По этим причинам в конструкцию контроллеров, используемых с фотоэлектрическим преобразователем, были внесены различные модификации, чтобы позволить им эффективно участвовать в регулировании частоты. В соответствии с [57], умные фотоэлектрические инверторы не имеют полной возможность коммерческого управления для изменения выходной мощности фотоэлектрических систем, даже если они способны обеспечивать понижающую частоту за счет ограничения мощности. Более того, исследования, связанные с этим типом управления, все еще находятся на начальной стадии и в основном полагаются на два типа контроллеров. Первый тип использует солнечные фотоэлектрические фотоэлементы, поддерживаемые ESS, для регулирования частоты; этот тип будет обсуждаться в разделе IV (B.), в то время как второй тип предлагает метод разгрузки для солнечных фотоэлектрических фотоэлектрических элементов без ESS, как представлено в[58–60]. В этих документах представлена комплексная схема управления, которая позволяет фотоэлектрической системе регулировать частоту.Рис.19. показывает технику разгрузки, которая достигается за счет увеличения напряжения фотоэлектрической системы за пределы Напряжение MPP. Это достигается за счет увеличения значения от VMPP по напряжениюVразгружать, что позволяет солнечной батарее сохранять некоторую резервную мощность. Эта резервная мощность не будет высвобождена, пока не изменится системная частота. В этих условиях управляющий сигнал, пропорциональный девиации частотыVdcΔf добавляется к опорному напряжению постоянного тока. Это ясно показано на Рис.19. что изменение выходной мощности фотоэлектрической панели будет зависеть не только от VMPP значение, но также зависит от отклонения частоты, как задано формулой. (13). Работа разгруженного контроллера показана на Рис.20., где PV работает в точке 3 для поддержания некоторой резервной мощности. Эта ситуация продолжается до тех пор, пока системная частота не начнет снижаться, в этот момент управляющий сигнал, связанный с отклонением частоты, снизит напряжение фотоэлектрической панели и заставит фотоэлектрическую систему работать в точке 2. Фактически, контроллер, обсуждаемый в Рис.19. имеет большую проблему, поскольку он не принимает во внимание оставшуюся резервную мощность для каждого фотоэлектрического блока. По этой причине все фотоэлектрические блоки будут выделять одинаковое количество активной мощности, необходимой для регулирования частоты, даже если резервная мощность каждого блока не будет одинаковой. В результате некоторые фотоэлектрические блоки с меньшими резервами быстрее достигнут точки MPP и не смогут вносить дальнейший вклад в регулирование частоты. Это приведет к неравномерному распределению частотного регулирования. Ref.[61] предложили новую модификацию предыдущего контроллера, добавив новый управляющий сигнал, представляющий оставшуюся резервную мощность ΔVбронировать, как показано в Рис.21.. Опорное напряжение нового контроллера дается формулой. (14), что ясно показывает, что выходная мощность, выделяемая фотоэлектрическими модулями, не равна и зависит от резервной мощности, доступной для каждого один. Другой метод, предложенный в [62] позволяет солнечной фотоэлектрической установке регулировать частоту. Было реализовано два алгоритма; Первым был традиционный контроллер MPPT, который отвечает за работу фотоэлектрической установки на MPP во время нормальной работы. Для переходных условий управляющий сигнал активирует алгоритм разгрузки, который использует измененное дробное напряжение холостого хода. Эта модификация предложила использовать коэффициент K в качестве регулируемой переменной, которая определяет количество резервной мощности для фотоэлектрических станций, ограниченное диапазоном (0,8– 0,95). Основной вывод этой статьи показывает, что фотоэлектрический генератор может регулировать частоту и отслеживать изменения нагрузки. Кроме того,[63]обсудили схему управления, разработанную для фотоэлектрической панели, чтобы регулировать частоту изолированной микросети. Основная цель этой статьи состояла в том, чтобы использовать алгоритм отслеживания для отслеживания командного сигнала, который изменяется в соответствии с отклонением частоты микросети. После этого система управления продолжает работу до тех пор, пока контроллер не достигнет PMPP, после чего фотоэлектрическая панель продолжает работать на PMPP. Как правило, все методы управления, обсуждаемые в этой статье, были разработаны для обеспечения надежного управления солнечной фотоэлектрической системой для регулирования частоты в подключенном к сети или автономном режиме. Эти методы были в основном основаны на контроллере MPPT, запускающем Массив ФЭ в режиме разгрузки. Наоборот,[64] предложил частотный регулятор, состоящий из адаптивной частотной схемы с использованием нелинейного управления для расчета сигнала активной мощности. П*, в зависимости от отклонения частоты, как показано на Рис 22.. Этот сигнал необходим для обновления опорной мощности.пссылка используется контроллером мощности для определения выходной мощности солнечной фотоэлектрической системы путем регулирования рабочего цикла. (D) преобразователя мощности. 4. Методы контроля, разработанные для ВИЭ, поддерживаемых системами хранения энергии. В соответствии с предыдущими разделами были предложены различные методы управления, чтобы дать РЭС возможность регулировать частоту системы во время возмущений. Однако у этих методов есть некоторые проблемы с точки зрения надежности, поскольку природа ВИЭ зависит от переменных факторов. Следовательно, ESS необходимы для работы с ветряными турбинами с регулируемой скоростью или солнечными фотоэлектрическими фотоэлектрическими панелями, чтобы повысить надежность регулирования частоты. 4.1. Методы управления, используемые для ветряных турбин, поддерживаемые ESS В [65], сотрудничество между методами управления частотой и ESS был предложен для ветряной турбины DFIG. Это сотрудничество помогает преодолеть проблемы техники управления частотой, такие как колебания частоты и второе падение частоты. Фактически, ESS выполняет две основные функции по поддержке частотного регулирования во всех диапазонах скорости ветра. В первой функции ESS обеспечивает активную мощность, необходимую для восстановления скорости, чтобы предотвратить падение второй частоты; а во втором случае ESS рассматривается как резервная система для обеспечения электроэнергией во время дефицита. В [66], первичное регулирование частоты применялось на ветроэлектростанциях для поддержания определенного уровня запаса хода. Ветряная электростанция поддерживается маховиковым накопителем для выполнения требований к запасу мощности, установленных сетевым оператором. В установившемся режиме центральный контроллер распределяет требуемый запас мощности между ветряными турбинами и системой накопления маховика, как показано наРис 23.. Запас хода x (в о.е.) определяется в зависимости от диапазона скорости ветра и выражается как: где Popt максимальная мощность, извлекаемая из ветряной турбины и Pdel мощность ветряной турбины в условиях разгрузки. В [67], была предложена техника виртуальной инерции для ветра DFIG. турбина для кратковременного регулирования частоты. Поскольку этот метод фокусируется на кратковременных колебаниях, нет необходимости в длительном регулировании мощности. По этой причине суперконденсатор подключен к звену постоянного тока инвертора ветряной турбины DFIG через преобразователь постоянного тока в постоянный. Сравнительное исследование, проведенное в этой работе, показало, что использование вращающейся массы DFIG или суперконденсатора в качестве виртуального источника инерции улучшает стабильность системы. Однако каждый тип имеет разные последствия. Хотя виртуальная инерция вращающейся массы не требует дополнительных компонентов, ее характеристики сильно зависят от колебаний скорости ветра. С другой стороны, виртуальная инерция суперконденсатора, которая может повысить стабильность системы и не зависит от скорости ветра, требует новых компонентов. 4.2. Методы управления, используемые для солнечной фотоэлектрической установки, поддерживаемые ESS В [68], метод модуляции мощности, используемый для генерации фотоэлектрических выход был описан как использование суперконденсатора с двойным слоем, как показано на Рис 24. На этом рисунке показана фотоэлектрическая система генерации, состоящая из фотоэлектрической матрицы, инвертора и суперконденсатора. Массив вырабатывает мощность постоянного тока Ps. После этого инвертор преобразует мощность постоянного тока в мощность переменного тока, и передает эту мощность в сеть по сервисной линии. Суперконденсатор используется для поглощения разницы Pc между Ps а также P. Предлагаемый частотный регулятор показан на Рис.25.. Этот рисунок показывает, что если отклонение частоты меньше 0,1 Гц, то выход Pf дан кем-то G (fref−f). Однако он ограничен в пределах ±Pmod, что составляет 3% от генерирующей мощности. Методика регулирования частоты и напряжения с использованием фотоэлектрических систем и литий-ионных аккумуляторов, подключенных к сети, была представлена в [69]. Этот метод позволяет эффективно контролировать активную и реактивную мощность, доступную в системе. В этой работе предлагается разрешить системе участвовать в регулировании частоты. Понижающее регулирование - это когда аккумуляторная батарея поглощает выходную мощность от фотоэлектрической системы и избыточную мощность из сети, а повышающее регулирование - это когда фотоэлектрическая / аккумуляторная система вводит активную мощность в сеть. Предлагаемая система, состоящая из фотоэлектрической батареи мощностью 2 кВт, батарей 2,64 кВт · ч с двунаправленным преобразователем постоянного тока в постоянный, трехфазного инвертора и сети, была смоделирована и смоделирована в MATLAB. Согласно этой статье, фотоэлектрическая установка может быстро реагировать и участвовать в регулировании частоты. В [70], Частотное регулирование с использованием фотоэлектрической установки, поддерживаемой ESS был представлен. В этой статье предложена комплексная система управления с использованием контроля спада на основе PQ. Эта система управления автоматически регулирует активную и реактивную мощность, при этом потребляемая мощность превышает мощность, генерируемую солнечными батареями. Однако, когда мощность, потребляемая сетью, меньше, чем мощность фотоэлектрической батареи, управление инвертором переключается на регулирование частоты и напряжения на основе активных и реактивных уставок. Предлагаемый контроллер принимает решение о регулировании частоты на основе выходной мощности фотоэлектрической системы и состояния заряда батареи (SOC). Другое исследование, использующее те же принципы управления PQ для микросети с фотоэлектрическим генератором и аккумуляторной батареей, было представлено в [71]. В этой статье предлагается плавный переход PV от управления PQ в режиме подключения к сети к управлению Vf в изолированном режиме. Предлагаемый переход солнечных фотоэлектрических модулей на управление напряжением Vf продемонстрировал очень удовлетворительные характеристики восстановления напряжения и частоты до номинальных значений всего за 2 секунды. Стратегии управления, представленные в этой статье, включают работу фотоэлектрического генератора на MPP, поддерживаемом аккумуляторным хранилищем. Этот аккумуляторный аккумулятор впрыскивает и поглощает дефицит или избыточную мощность, используя цикл зарядки / разрядки аккумулятора. 5. Инерционные и частотные регуляторы на основе подходов мягких вычислений. В ближайшем будущем сложность / нелинейность энергосистем увеличится за счет непрерывной интеграции ВИЭ. По этой причине классический регулятор, такой как пропорционально-интегральный (ПИ) регулятор, не подходит для работы в широком диапазоне. Следовательно, требуется надежная схема управления, использующая оптимальные / интеллектуальные методы. Авторы в[72] предлагает регулятор инерции и регулирования частоты на основе нечеткой логики для ветряной турбины DFIG. Как показано вРис 26, нечеткий регулятор непрерывно настраивает значенияk1, k2, kж на основе девиации частоты Δж отклонение мощности ветраΔPш. Исследование моделирования показывает важность предложенного нечеткого контроллера в обеспечении динамического реагирования энергосистемы на изменения нагрузки. Другое исследование, использующее те же принципы настройки классического ПИ-регулятора методом мягких вычислений, было представлено в [73]. В этой статье используется метод PSO для улучшения функций принадлежности нечеткого контроллера, который используется для настройки констант PI-контроллера, как показано наРис 27. Сравнительное исследование, проведенное в [73] Между классическим ПИрегулятором, подходом нечеткой настройки и подходом нечеткой настройки на основе PSO показана надежность предлагаемого подхода нечеткой настройки на основе PSO по сравнению с двумя другими методами. Другое сравнительное исследование было проведено в[74]между классическим ПИД-регулятором и контроллером адаптивной нейронной сети (ИНС) для регулирования частоты изолированной сети, где эта сеть содержит ветряные и дизельные генераторы без ESS. Имитационное исследование показывает преимущества предлагаемой ИНС с точки зрения частоты выброса, частоты выброса и времени установления. Как обсуждалось в Раздел 3.1.3, управление частотным регулированием проПостановка для ветряной турбины реализована методом разгрузки. Этот метод используется для сохранения фиксированного количества резервной мощности для компенсации нехватки мощности. Однако поддержание фиксированного значения резервной мощности снизит годовой коэффициент мощности (CF) ветряных электростанций, поскольку выходная мощность от этого источника непостоянна. По этой причине авторы в[75] рекомендуют использовать онлайн-метод разгрузки, основанный на контроллере нечеткой логики, для непрерывной регулировки коэффициента разгрузки в зависимости от отклонения частоты. Более того,[76] предложить частотное регулирование для фотоэлектрического генератора на основе контроллера нечеткой логики. Этот контроллер использует отклонение частоты и солнечное излучение в качестве входных данных для определения опорной мощности, подаваемой фотоэлектрическим инвертором, как показано наРис.28. Имитационное исследование подтвердило эффективность предложенного метода регулирования частоты. 6. Обсуждение В этой статье обсуждается несколько предлагаемых методов управления инерцией и частотой для ветряных турбин и солнечных батарей. Некоторые исследователи предлагают использовать регулятор частотного регулирования без поддержки ESS, где им удается регулировать частоту во время перебоев в поставках. С другой стороны, другие исследователи предлагают поддержку ESS для регулирования частоты в широком рабочем диапазоне.[77]. Из-за прерывистых выбросов РЭС и колебаний выходной мощности необходимо использовать ESS для повышения надежности системы управления, даже если она увеличить общую стоимость энергосистемы. Как правило, выбор наилучшего метода регулирования частоты, независимо от того, поддерживается он ESS или нет, должен зависеть от требований энергосистемы. Другими словами, в качестве основы для выбора необходимо принять баланс между потребностью в надежности и стоимостью контроллера. Общие преимущества и недостатки каждого метода приведены в следующей таблице. (Таблица 1). Интеграция большого количества ВИЭ в энергосистемы создает проблемы с критической стабильностью частоты. По этой причине требуются регуляторы инерции и частоты, чтобы позволить РЭС участвовать в регулировании частоты. Однако для упрощения интеграции ВИЭ в энергосистемы необходимо четко определить некоторые важные рекомендации. A) Определите новый сетевой код и стандарты: необходимо провести дополнительные исследования, чтобы определить новый сетевой код и стандарты, подходящие для вклада крупномасштабных ВИЭ. Новый сетевой кодекс должен учитывать требования частотного регулирования ВИЭ. Б) Пересмотр существующей резервной политики: необходимы дальнейшие исследования и экономический анализ для определения надлежащей резервной маржи, где при определении этой маржи следует учитывать баланс между затратами и техническими характеристиками. C) Разработка новых технологий хранения, используемых для регулирования частоты: с увеличением количества ВИЭ, подключенных к сети, необходимость в ESS увеличилась. По этой причине дополнительные Таблица 1 Достоинства и недостатки инерционных и частотных методов регулирования ВИЭ ESS Тип источник Методы Преимущества Недостатки Нет Солнечная фотоэлектрическая установка Турбина переменной скорости ветра Техника разгрузки Не требует дополнительных компонентов Может обеспечивать инерционный и частотный контроль Теряет определенный процент энергии Зависит от условий окружающей среды Инерционный отклик Техника Разгрузка Техника Разгрузка Мощность, извлекаемая непосредственно из вращающейся массы. Может произойти второе падение частоты . Обеспечивает первичный контроль частоты. Высоконадежная система. Возможно второе падение частоты Теряет определенный процент энергии Высокая стоимость из-за цены батареи и потери определенной энергии да Солнечная фотоэлектрическая установка Турбина переменной скорости ветра Не может потреблять электроэнергию от сети, если Инерционный аккумулятор Отклик полностью Разгрузка заряжен. Предотвращает Высокая второе падение стоимость из-за частоты цены батареи и Высоконадежный потери метод определенной энергии MPPT Устраняет колебания мощности. необходимо провести исследование, чтобы найти дешевые и эффективные системы хранения, такие как гидроаккумулирующие накопители, сверхпроводящие магнитные накопители энергии и накопители для электромобилей. [78]. 7. Выводы и будущие исследования. В ближайшем будущем в сетях энергосистем значительно возрастет уровень проникновения ВИЭ. Например, к 2020 году возобновляемых источников энергии будет достаточно для обеспечения примерно 26% мировых потребностей в электроэнергии.[79]. Однако интеграция большего количества ВИЭ в энергосистемы сократит количество обычных генерирующих блоков, которые обеспечивают первичное управление частотой и инерционный отклик. Например, инерционный отклик энергосистемы NORDIC будет снижен на 35% в период с 2010 по 2020 год.[80]. По этой причине новая схема управления должна быть интегрирована с RES, чтобы обеспечить управление по инерции и первичной частоте. В этой статье рассмотрены несколько регуляторов инерции и частотного регулирования для ветряных турбин и солнечных фотоэлектрических станций с ESS и без них. Независимо от того, поддерживается ли ESS или нет, регулятор инерции и регулирования частоты, обсуждаемый в этой работе, подходит для нынешнего уровня проникновения ВИЭ. Однако для будущей энергосистемы с высоким уровнем проникновения ВИЭ необходимо провести дальнейшие исследования для разработки эффективных, интеллектуальных и надежных схем регулирования первичной частоты. Потребуется координация между первичным регулятором частоты и регулятором защиты частоты, например регулятором сброса нагрузки. Более того, Подтверждение Авторы выражают благодарность Министерству высшего образования Малайзии за финансовую поддержку в рамках исследовательского гранта №: HIR-MOHE D000004-16001). ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА [1] Донг Дж., Сюэ Дж., Донг М., Сюй X. Диспетчеризация энергосберегающего производства электроэнергии в Китае: нормативные акты, пилотные проекты и политические рекомендации обзор. Renew Sustain Energy Ред. 2015; 43: 1285–300. [2] Саидур Р., Рахим Н., Ислам М., Соланги К. Воздействие энергии ветра на окружающую среду. Renew Sustain Energy Ред. 2011; 15: 2423– 30. [3] Киотский протокол к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата. Доступно в Интернете по адресу:http://unfccc.int/resource/docs/convkp/kpeng.pdf〉; 1997 [дата обращения 01.10.15] [4] Чище и дешевле: использование чистого воздуха резко снижает углеродное загрязнение от существующих электростанций, обеспечивая здоровье, окружающую среду и экономику. Доступно в Интернете по адресу:〈 https://www.nrdc.org/file/3410/download? токен = 6c64p-xd 〉; 2014 [дата обращения 18.03.15] [5] Целевая схема возобновляемых источников энергии. Доступно в Интернете по адресу:〈http:// www.aph.gov.au/ DocumentStore.ashx? id = 17008e4b-e2f3-4ea3-9d53-fb3fb0cd4d85 & subId = 351098〉; 2014 [дата обращения 17.11.15] [6] Глобальный отчет о состоянии возобновляемых источников энергии, REN21. Доступен в Интернете по адресу: 〈http: // www.ren21. net / Portals / 0 / documents / Resources / GSR2012_low% 20res_FINAL.pdf〉; 2012 [дата обращения: 01.05.15]. [7] Махзарния М., Шейхолеслами А., Адаби Дж. Стабилизатор напряжения для микросетевой системы с двумя типами ресурсов распределенной генерации. IIUM Eng J 2013: 14. [8] Чун Су. Линия Влияние работы распределительной системы на профили напряжения в распределительных сетях, связанных с ветроэнергетикой. Proc IEEE Power Syst Technol 2006: 1– 7.. [9] Аусаваноп О., Чайтусаней С. Координация диспетчерских устройств распределенной генерации и управления напряжением для улучшения профиля напряжения с помощью Tabu Search. В: Proc IEEE Elec Eng / Elect, Comp, Telecommunication and Inform Technol Conf (ECTI-CON); 2011. с. 869–72. [10] Сехар АСР, Вамси Кришна К. Улучшение профиля напряжения гибридной энергосистемы, подключенной к сети. Int J Eng Res Appl 2012; 2: 87–93. [11] Беврани Х., Гош А., Ледвич Г. Возобновляемые источники энергии и регулирование частоты: обзор и новые перспективы. Возобновляемая энергетика, ИЭПП 2010; 4: стр. 438–57. [12] Дехганпур К., Афшарния С. Вклад в регулирование частоты в энергосистемах со стороны спроса на электроэнергию: обзор технических аспектов. Renew Sustain Energy Ред. 2015; 41: 1267–76. [13] Десятилетний отчет по электроэнергии (ETYS). Доступно в Интернете по адресу〈http: // www2. nationalgrid.com/UK/Industryinformation/Future-of-Energy/Electricity-ten-year statement /〉; 2014 [дата обращения: 11.05.15] [14 британских сценариев развития энергетики будущего. Доступно на сайте 〈http://www2.nationalgrid.com/ WorkArea / DownloadAsset.aspx? Id = 10451〉; 2013 [дата обращения: 11.05.15] [15] Джаявардена А., Мегахапола Л., Перера С., Робинсон Д. Динамические характеристики гибридной микросети с инверторными и неинверторными возобновляемыми источниками энергии: пример из практики. В: Proceedings of IEEE Power Syst Techno (POWERCON); 2012. с. 1– 6. [16] Ульбиг А., Борше Т.С., Андерссон Г. Влияние низкой инерции вращения на стабильность и работу энергосистемы. препринт arXiv arXiv: 1312.6435; 2013. [17] Кундур П., Балу, штат Нью-Джерси, Лауби М.Г. Устойчивость и контроль энергосистемы. Нью-Йорк: Макгроу-Хилл; 1994 г.. [18] Диас-Гонсалес Ф., Хау М., Шумпер А., Гомис-Беллмунт О. Участие ветряных электростанций в контроле частоты системы: обзор требований правил сети и методов контроля. Renew Sustain Energy Ред. 2014; 34: 551–64. [19] Мачовски Дж., Бялек Дж., Бамби Дж. Динамика энергосистемы: стабильность и контроль, 2-е издание. Джон Уайли и сыновья; 2011, ISBN: 978-1-84628-492-2 (печать) 978-1-84628-493-9 (онлайн). [20] Ю М., Диско А., Бут CD, Роско А. Дж., Чжу Дж. Обзор методов управления для обеспечения частотной характеристики в системах передачи VSC-HVDC. В: Proceedings of IEEE Power Eng Conf (UPEC); 2014. с. 1–6. [21] Гонсалес-Лонгатт Ф.М. Влияние синтетической инерции энергии ветра на общую инерцию системы: исследование с помощью моделирования. В: Материалы конференции IEEE по экологически безопасным источникам энергии и устройствам (EFEA); 2012. с. 389– 95. [22] Ребурс Ю.Г., Киршен Д.С., Тротиньон М., Россиньоль С. Обзо р вспомогательных услуг по регулированию частоты и напряжения Часть I: Технические характеристики. IEEE Trans Power Syst 2007; 22: 350–7. [23] Трешер Р., Робинсон М., Вирс П. Уловить ветер. IEEE Power Energy Mag 2007; 5: 34–46. [24] Маурисио Дж. М., Марано А., Гомес-Экспосито А., Мартинес Рамос Дж. Л.. Вклад в регулирование частоты с помощью систем преобразования энергии ветра с переменной скоростью. IEEE Trans Power Syst 2009; 24: 173–80.. [25] Ревель Г., Леон А.Е., Алонсо Д.М., Мойола Д.Л. Анализ динами ки и устойчивости энергосистемы с ветроэлектростанцией на базе PMSG, выполняющей вспомогательные услуги. IEEE Trans Circuits Syst I 2014; 61 (7): 2182–93. [26] Bianchi FD, De Battista H, Mantz RJ. Системы управления ветряными турбинами: принципы, моделирование и планирование усиления. Springer Science & Business Media; 2006, ISBN: 978-1-84628-492-2. [27] Сингх Б., Шармей С. Автономная система преобразования энергии ветра с асинхронным генератором. J Power Electr 2010; 10: 538–47.. [28] Ламчич М.Т., Лахгер Н. Matlab simulink как инструмент моделирования ветроэнергетических систем на основе асинхронных машин с двойным питанием. Издатель открытого доступа INTECH; 2012 г. [29] Кнудсен Х., Нильсен Дж. Н.. Введение в моделирование ветряных турбин. Энергия ветра в энергетических системах, второе издание: 76797; 2005 г. [30] Sun Yz, Zhang Zs, Li Gj, Lin J. Обзор частотного управления энергосистемами с проникновением ветровой энергии. В: Материалы конференции IEEE Power Syst Technol (POWERCON), 2010. с. 1-8. [31] Эканаяке Дж., Дженкинс Н. Сравнение реакции ветряных турбин с индукционным генератором с двойной подачей и фиксированной скоростью на изменения частоты сети. IEEE Trans Power Syst Energy Convers 2004; 19: 800–2.. [32] Гонсалес-Лонгатт Ф., Чикуни Э., Рашайи Э. Влияние синтетической инерции энергии ветра на общую инерцию системы после частотного возмущения. В: Материалы конференции IEEE Ind Technol (ICIT); 2013. с. 826–32. [33] Моррен Дж., Пиерик Дж., Де Хаан СВ. Инерционный отклик ветряных турбин с регулируемой скоростью. Electr Power Syst Res 2006; 76: 980–7.. [34] Wu L, Infield DG. К оценке поддержки частоты энергосистемы от ветряной электростанции - моделирование совокупного инерционного отклика. IEEE Trans Power Syst 2013; 28: 2283–91.. [35] Моррен Дж., Де Хаан С.В., Клинг В.Л., Феррейра Дж. Ветряные турбины, имитирующие инерцию и поддерживающие управление первичной частотой. IEEE Trans Power Syst 2006; 21: 433–4. [36] Zhang Z., Wang Y., Li H., Su X. Сравнение методов управления инерцией для ветряных турбин на основе DFIG. в: Proceedings of IEEE ECCE Asia Downunder (ECCE Asia); 2013. с. 960–4. [37] Wachtel S, Beekmann A. Вклад преобразователей энергии ветра с имитацией инерции в управление частотой и стабильность частоты в энергосистемах. В: Материалы 8-го международного семинара по крупномасштабной интеграции энергии ветра в энергетические системы, а также на море. ветряные электростанции, Бремен, Германия; 2009 г. [38] Уллах Н.Р., Тирингер Т., Карлссон Д. Поддержка временного управления первичной частотой с помощью ветряных турбин с регулируемой скоростью - потенциал и области применения. IEEE Trans Power Syst 2008; 23: 601–12.. [39] Хансен А.Д., Алтин М., Маргарис И.Д., Иов Ф., Тарновски Г.С. Анализ возможности краткосрочного перепроизводства ветряных турбин с регулируемой скоростью. Renew Energy 2014; 68: 326–36.. [40] Эль Итани С., Аннаккаге Ю.Д., Джоос Г. Кратковременная частотная поддержка с использованием инерционного отклика ветряных турбин DFIG. В: Материалы общего собрания IEEE power and energy soc; 2011. с. 1–8. [41] Кеунг П.К., Ли П., Банакар Х., Оои Б.Т. Кинетическая энергия ветрогенераторов для частотной поддержки системы. IEEE Power Syst 2009; 24: 279–87.. [42] Мишра С., Зарина П., Сехар П. Новый контроллер для регулирования частоты в гибридной системе с высоким проникновением фотоэлектрических модулей. В: Протоколы общего собрания IEEE Power and Energy Soc (PES); 2013. с. 1–5. [43] Джозефин Р., Суджа С. Оценка ветровых турбин PMSG по инерции и схемам управления спадом с интеллектуальным нечетким контроллером в Индии. Dev J Elect Eng Technol 2014; 9: 1196–201.. [44] Яо В., Ли К.Ю. Конфигурация управления ветряной электростанцией для отслеживания нагрузки и поддержки частоты с учетом проблемы инерции. В: Протоколы общего собрания IEEE Power and Energy Soc; 2011. с. 1–6. [45] Курбан-байрам Б.М., Рахим Н.А., Сельварадж Дж., Эль-Хатеб А.Х. Методы и задачи управления распределенными энергоресурсами с электронной связью в микросетях: обзор. IEEE Syst J 2014: 1–13. [46] Castro LM, Fuerte-Esquivel CR, Tovar-Hernández JH. Решение перетока мощности с помощью устройств автоматического регулирования частоты нагрузки, в том числе ветряных электростанций. IEEE Trans Power Syst 2012; 27: 2186–95.. [47] Видьянандан К., Сенрой Н. Первичное частотное регулирование разгруженными ветряными турбинами с использованием переменного спада. IEEE Trans Power Syst 2013; 28: 837–46.. [48] Zhang ZS, Sun YZ, Lin J, Li GJ. Согласованное регулирование частоты с помощью ветроэнергетических установок на основе индукционных генераторов с двойным питанием. IET Renew Power Gener 2012; 6: 38–47.. [49] Рамтаран Дж., Дженкинс Н., Эканаяк Дж. Частотная поддержка от ветряных турбин с индукционным генератором с двойным питанием. IET Renew Power Gener 2007; 1: 3–9. [50] Де Алмейда Р.Г., Пис Лопес Дж. Участие индукционных ветрогенераторов с двойным питанием в частотном регулировании системы. IEEE Trans Power Syst 2007; 22: 944– 50.. [51] Wu Z, Gao W, Wang J, Gu S. Скоординированное первичное регулирование частоты от генерации синхронных ветряных турбин на постоянных магнитах. В: Proceedings of IEEE Power Electron and Mach in Wind Appl Conf (PEMWA); 2012. с. 1–6. [52] Чжанцзе С., Сяору В., Цзинь Т. Стратегия управления крупномасштабной ветряной электростанцией на базе DFIG для регулирования частоты электросети. В: IEEE Control Conference (CCC) 2012 31-я китайская; 2012. с. 6835–40. [53] Тиленс П., Де Рийке С., Сривастава К., Реза М., Маринопулос А., Дризен Дж. Частотная поддержка ветряных электростанций в изолированных сетях с изменяющейся структурой генерации. В: Протоколы общего собрания IEEE Power and Energy Soc; 2012. с. 1–8. [54] Фаранда Р., Лева С. Энергетическое сравнение методов MPPT для фотоэлектрических систем. WSEAS Trans Power Syst 2008; 3: 446–55. [55] De Brito MAG, Galotto L, Sampaio LP, de Azevedo e Melo G, Canesin CA. Оценка основных методов MPPT для фотоэлектрических приложений. В: Труды IEEE Trans Ind Electron. 2013; 60: стр. 1156–67. [56] Хуа С., Шен С. Изучение методов отслеживания максимальной мощности и управления преобразователями постоянного тока в фотоэлектрические системы. В: Протоколы конференции специалистов по силовой электронике IEEE, 1998 PESC 98 Record 29-я ежегодная конференция IEEE; 1998. с. 86–93. [57] Хоке А., Максимович Д. Управление активной мощностью фотоэлектрических систем. В: Материалы 1-й конференции IEEE Конференция IEEE Technol for Sustainability (SusTech), 2013 г .; 2013. с. 70–7. [58] Зарина П., Мишра С., Сехар П. Получение инерционного отклика от неинерциальной фотоэлектрической системы для регулирования частоты. В: Proc IEEE Int Drives and Energy Syst Conf (PEDES) по силовой электронике IEEE; 2012. с. 1–5. [59] Рахманн Ч., Кастильо А. Быстрая частотная характеристика фотоэлектрических электростанций: необходимость новых требований к сетям и определений. Энергия 2014; 7: 6306–22. [60] Зарина П., Мишра С., Сехар П. Подавление переходных процессов и регулирование частоты на основе фотоэлектрических систем. В: Материалы Ежегодной конференции IEEE в Индии, 2012 г. (INDICON); 2012. с. 1245–9. [61] Зарина П., Мишра С., Сехар П. Исследование возможности регулирования частоты фотоэлектрической системы в гибридной фотоэлектрической вращающейся машине без системы хранения. Int J Elect Power Energy Syst 2014; 60: 258–67. [62] Паппу ВАК, Чоудхури Б., Бхатт Р. Реализация возможности регулирования частоты на солнечной фотоэлектрической электростанции. В: Proceedings of North Amer Power Symp Conf (NAPS); 2010. с. 1–6. [63] Уотсон Л.Д., Кимбалл Дж. В.. Частотное регулирование микросети с использованием солнечной энергии. В: Материалы конференции и выставки IEEE Appl Power Electron (APEC); 2011. с. 321–6. [64] Окоу А., Ахриф О., Бегуэнан Р., Тарбоучи М. Стратегия нелинейного управления, обеспечивающая вклад фотоэлектрического генератора в регулирование напряжения и частоты. В: Материалы 6-й Международной конференции IET по силовым электронам, машинам и двигателям (PEMD 2012). ИЭПП; 2012. с. 1–5. [65] Miao L., Wen J., Xie H., Yue C., Lee W.-J. Скоординированная стратегия управления ветрогенератором и оборудованием для хранения энергии для поддержки частоты. Собрание Ind Appl Soc Annu; 2014. с. 1–7. [66] Диас-Гонсалес Ф., Хау М., Шумпер А., Гомис-Беллмунт О. Скоординированная работа ветряных турбин и маховиков для поддержки управления первичной частотой. Int J Elect Power Energy Syst 2015; 68: 313–26. [67] Арани МЧМ, Эль-Саадани Э.Ф. Реализация виртуальной инерции в ветроэнергетике на основе DFIG. IEEE Trans Power Syst 2013; 28: 1373–84. [68] Какимото Н., Такаяма С., Сато Х., Накамура К. Модуляция мощности фотоэлектрического генератора для управления частотой энергосистемы. IEEE Trans Energy Convers 2009; 24: 943–9.. [69] Бхатт Р., Чоудхури Б. Поддержка частоты и напряжения сети с использованием фотоэлектрических систем с накоплением энергии. В: Proceedings of North Amer Power Symp Conf (NAPS); 2011. с. 1–6. [70] Чамана М., Чоудхури Б.Х. Управление на основе спада в фотоэлектрической микросети с аккумулятором. В: Proceedings of North Amer Power Symp Conf (NAPS); 2013. с. 1–6. [71] Адхикари С., Ли Ф. Скоординированное управление Vf и PQ солнечных фотоэлектрических генераторов с MPPT и аккумулятором в микросетях. IEEE Trans Smart Grid 2014; 5: 1270–81.. [72] Sa-ngawong N, Ngamroo I. Оптимальный адаптивный контроллер на основе нечеткой логики, оснащенный ветряной турбиной DFIG для регулирования частоты в автономной энергосистеме. В: Материалы 2013 IEEE Innovative Smart Grid Technologies-Asia (ISGT Asia); 2013 10 ноя. С. 1–6. [73] Беврани Х., Хабиби Ф., Бабахаджани П., Ватанабе М., Митани Ю. Интеллектуальное управление частотой в микросети переменного тока: онлайн-подход нечеткой настройки на основе PSO. IEEE Trans Smart Grid 2012; 3 (4): 1935–44.. [74] Али С.К., Хасаниен Х.М. Частотное регулирование изолированной сети с ветровыми и дизельными генераторами с помощью адаптивного контроллера искусственной нейронной сети. Международный обзор автоматического управления I. RE. A. CO; 5; 2012 г. [75] Pradhan C, Bhende CN. Адаптивная разгрузка автономной ветроэлектростанции для управления первичной частотой. Energy Syst 2015; 6 (1): 109–27. [76] Датта М., Сенджю Т., Ёна А., Фунабаши Т., Ким Ч. Подход с частотным регулированием с помощью фотоэлектрического генератора в гибридной фотоэлектрической и дизельной энергосистеме. IEEE Trans Energy Convers 2011; 26 (2): 559–71.. [77] Родригес Э., Осорио Дж., Година Р., Бизуайеху А., Лухано-Рохас Дж., Каталао Дж. Усиление сетевого кода для более глубокой генерации возобновляемой энергии в островных энергетических системах. Renew Sustain Energy Ред. 2016; 53: 163–77. [78] Тан К.М., Рамачандарамурти В.К., Йонг Дж.Й. Интеграция электромобилей в интеллектуальную сеть: обзор технологий и методов оптимизации от транспортных средств к электросети. Renew Sustain Energy Ред. 2016; 53: 720–32. [79] Среднесрочный отчет о рынке возобновляемых источников энергии. Доступно в Интернете по адресу:〈 https: // www.iea.org/Textbase/npsum/MTrenew2015sum.pdf〉; 2015 [дата обращения: 05.07.16] [ 80] Отчет об инерции будущей системы. Европейская сеть операторов систем передачи электроэнергии. Доступно в Интернете по адресу:〈https://www.entsoe.eu/Documents/ Publications / SOC / Nordic / Nordic_report_Future_System_Inertia.pdf〉; 2013 [дата обращения: 05.07.16]
