Вестник МГТУ. 2020, Т. 23. №4.

Белей В. Ф. и др. Оценка ветропотенциала Мурманской области. Таблица 11. Российские стандарты в области ветроэнергетики Table 11. Russian technical standards in the field o f wind power № № стандарта Наименование стандарта 1 ГОСТ Р 51237-98 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Термины и определения 2 ГОСТ Р 51990-2002 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Классификация 3 ГОСТ Р 51991-2002 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Общие технические требования 4 ГОСТ Р 58491-2019 Технические требования к объектам генерации на базе ветроэнергетических установок Из приведенных выше стандартов только ГОСТ Р 58491-2019 регламентирует ряд требований по подключению и работе ВЭУ и ВЭС как в составе Единой энергетической системы России, так и изолированных электроэнергетических систем: по допустимой длительности работы ВЭС в различных диапазонах частот, напряжений (табл. 12 ), регулировании активной и реактивной мощностей и прочее. Таблица 12. Допустимые напряжения сети для работы ВЭС в составе энергосистемы Table 12. Permissible voltage range for the operation o f the wind farm as a part o f the power system Номинальное напряжение, кВ Аварийно допустимое напряжение, кВ Минимально допустимое напряжение, кВ Наибольшее рабочее напряжение, кВ 110 84,7 88,5 126 220 169,4 177,1 252 330 254,1 265,65 363 500 385 402,5 525 750 577,5 603,75 787 В странах Европы и Северной Америки разработаны нормативные документы, регламентирующие проведение оценки подключения и работы ВЭС (Белей и др., 2011; 2018а; б). В соответствии с этими нормативами оценка должна основываться на комплексном расчете перетоков мощности, изменениях напряжения при коммутациях, расчете токов короткого замыкания, оценке уровней дозы фликера и высших гармоник. Выполнение ряда вышеизложенных требования к работе ВЭС можно рассмотреть на основании расчетов в программном обеспечении NEPLAN (табл. 13). Была разработана модель энергосистемы Мурманской области, основанная на линиях электропередачи 150 и 330 кВ. Достоверность модели проверена сравнительными расчетами на модели и рядом режимов работы энергосистемы, представленных в открытом доступе9. В качестве балансировочного узла принята связь от Ленинградской АЭС по двум ЛЭП напряжением 330 кВ (рис. 6 ). Таблица 13. Результаты расчетов на модели перетоков мощностей в энергосистеме Мурманской области при различных режимах Кольской ВЭС Table 13. Results o f the Murmansk Region's powerflow calculation for different operation modes o f the wind farm Режим От подстанции Величина перетока, МВт + МВАр К подстанции До подключения Кольской ВЭС Кольская ВЭС - Мурманская (348,3 кВ) Выходной (348,7 кВ) 8,5 + )76,4 Мурманская (348,3 кВ) После подключения Кольской ВЭС, выдача реактивной мощности Кольская ВЭС (152,8 кВ) 197,3 + j9,8 Мурманская (353,7 кВ) Мурманская (353,7 кВ) 188,6 - j65,3 Выходной (354,0 кВ) После подключения Кольской ВЭС, потребление реактивной мощности Кольская ВЭС (143,2 кВ) 200,8 - j63,5 Мурманская (345,3 кВ) Мурманская (345,3 кВ) 193,3 - j 128,7 Выходной (345,9 кВ) На Кольской ВЭС используются асинхронные генераторы (АГ) двойного питания (рис. 7). Что касается использования АГ с двойным питанием, то благодаря применению полупроводникового преобразователя меньшей мощности (около 30 % от мощности генератора) существенно снижается стоимость таких ВЭУ 9 Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Мурманской области на период 2021­ 2025 гг. URL: https://minenergo.gov-murman.ru/documents/npa/tek/reg/. 384