Исследователи из Тяньцзиньского университета и Института электрических исследований Северной сетевой компании ГЭК Китая разработали модель оптимального размещения синхронных компенсаторов в крупных зонах генерации из возобновляемых источников. Он позволяет увеличить передачу энергии, сохранить устойчивость сети и избежать лишних затрат.
Сегодня крупные комплексы солнечных и ветровых станций, подключенные к линиям сверхвысокого напряжения, часто работают в «мягких» сетях — без традиционных генераторов, но с большим количеством преобразователей. Это снижает инерцию и способность выдавать ток короткого замыкания. При авариях возникают сильные колебания напряжения и частоты, а также кратковременное перенапряжение, из-за чего приходится ограничивать выработку — потери могут достигать 20 % и более.
Наиболее эффективным решением проблемы являются синхронные компенсаторы. Внешне это те же генераторы, только не производящие электричество, но добавляющие сети инерцию и обеспечивающие мгновенную реактивную поддержку, а также увеличивающие ток короткого замыкания. Однако это оборудование дорогостоящее, крупногабаритное и требующее время на установку, поэтому важно точно определить, сколько устройств нужно, какой мощности и в каких точках.
Разработанная китайскими учеными модель как раз учитывает капитальные вложения, эксплуатационные расходы, ремонты и технические ограничения, а также возможность установки на разных уровнях напряжения — от коллекторных подстанций до отдельных станций. Она проверяет выполнение нормативов по коэффициенту короткого замыкания и допустимым перенапряжениям, а для ускорения расчётов сначала оценивает, как установка компенсаторов повлияет на параметры сети, и только затем итоговые варианты проверяются на детальных моделях.
Модель была испытана на реальной энергобазе из 15 станций и двух коллекторных подстанций установленной мощностью около 3 ГВт. До внедрения компенсаторов коэффициент одновременной выдачи был 0,368, годовая выработка составляла около 4,6 ТВт·ч, а потери от ограничения генерации достигали 21%. Ученые рассматривали три сценария: установку оборудования только на высоковольтных узлах (110–500 кВ), только на низковольтных (10–35 кВ) и комбинированный вариант. Лучшие экономические результаты показал последний подход: он оказался дешевле по суммарным затратам, обеспечил нормативные показатели устойчивости на всех узлах и удержал перенапряжения в допустимых пределах.
В результате коэффициент одновременной выдачи вырос до 0,72, годовая выработка увеличилась на 1,1 ТВт·ч, потери снизились до 2%, а дополнительная выручка составила около 76 млн долларов в год. По расчетам исследователей, срок окупаемости проекта с учетом обслуживания составляет около четырех лет.
В дальнейшем они предлагают дополнить модель сезонными режимами, оптимизировать ее с другими устройствами и использовать искусственный интеллект для автоматического выбора точек установки.
