Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Интеграция ветровой генерации в работу энергосистемы

Диссертация: Интеграция ветровой генерации в работу энергосистемы
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Увеличение доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии может создать целый ряд общесистемных проблем. Эти проблемы связаны с влиянием колебаний графиков генерации ВЭС на режимы работы энергосистем (ЭЭС), особенно при низких уровнях нагрузки, а также нехватке технических средств для максимально точного метеопрогнозирования напора ветра и его колебаний, что позволило бы системным операторам… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. МИРОВОЙ СТАТУС ВЕТРОЭНЕРГЕТИКИ
    • 1. 1. Состояние мировой ветроэнергетики
      • 1. 1. 1. Китай
      • 1. 1. 2. США
      • 1. 1. 3. Европейский Союз
      • 1. 1. 4. Индия
      • 1. 1. 5. Россия
      • 1. 1. 6. Ветроэнергетика морского базирования
    • 1. 2. Сценарии развития мировой ветроэнергетики
    • 1. 3. Предпосылки для развития ветровой энергетики
      • 1. 3. 1. Энергетическая безопасность
      • 1. 3. 2. Проблемы окружающей среды
      • 1. 3. 3. Экономика ветроэнергетики
      • 1. 3. 4. Технологии и индустриальное развитие
    • 1. 4. Анализ влияния условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики. 43 1.4.1 Основные формы поддержки генерирующих объектов на базе ВИЭ

Интеграция ветровой генерации в работу энергосистемы (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Ветровая энергетика является одним из наиболее динамично развивающихся видов энергетики на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). По данным Всемирной ветроэнергетической ассоциации (6>№ЕС), с 1992 г. установленная мощность ветровых электростанций (ВЭС) в мире увеличилась почти в 80 раз с 2,5 ГВт до 199,5 ГВт в 2010 г. Общая выработка электроэнергии ВЭС в 2010 г. составила 409,91 ТВтч или 1,92% от общей выработки электроэнергии всех электростанций мира, а средний ежегодный темп роста мировой ветроэнергетической отрасли — около 30%.

Рост рынка ветроэнергетики обусловлен рядом факторов, в том числе возрастающими потребностями в, энергии, остротой проблемы охраны, окружающей среды и техническим прогрессом в областях как ветровой энергетики, так и электроэнергетической отрасли.

Установленная мощность ВЭС в России составляет лишь 13,4 МВт или -0,01% от энергетического баланса, хотя технический ветроэнергетический потенциал, оцененный с учетом энергетических показателей современных ВЭУ, уникален и почти в 13 раз превышает годовую выработку всех электростанций страны, составляющую -900 ТВтч/год.

В" целях обеспечения устойчивого развития энергоснабжения экономики до 2030 г. Россия должна выполнить техническое перевооружение и модернизацию объектов энергетики. Более того, существует необходимость выполнения международных обязательств, взятых Россией в рамках основных положений Киотского протокола иконвенции ООН по охране окружающей среды и решенияпроблемы изменения климата, а также установленных государством энергосберегающих, природоохранных и экологических нормативов.

Для дальнейшего развития сферы ВИЭ правительство России приняло ряд постановлений, в рамках которых к 2020 г. доля ВИЭ в энергобалансе России (исключая гидроэнергетику) должна составить 4,5%, при этом суммарная установленнаямощность оборудования, использующего энергию ветра -7 ГВт.

Увеличение доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии может создать целый ряд общесистемных проблем. Эти проблемы связаны с влиянием колебаний графиков генерации ВЭС на режимы работы энергосистем (ЭЭС), особенно при низких уровнях нагрузки, а также нехватке технических средств для максимально точного метеопрогнозирования напора ветра и его колебаний, что позволило бы системным операторам (СО) оптимизировать влияние погодных условий на графики генерации и нагрузки.

Таким образом, предупреждая негативное влияние ветровой энергетики на технические и экономические аспекты работы ЭЭС и для обеспечения надежного и безопасного энергоснабжения, весьма перспективной и актуальной является рассмотренная в данной диссертации задача поиска решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС.

Целью • работы является систематизация* и анализ существующих технических и рыночных решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС в странах с высокой долей ВЭС в общем энергобалансе с целью обеспечения надежного и безопасного энергоснабжения. На основе-полученных результатов, сформулировать основные требования, которые необходимо учитывать при подключении ветровых установок (ВЭУ)/ВЭС к ЭЭС в странах с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

В соответствии с поставленной целью были сформулированы следующие задачи исследования:

1. Проанализировать современное состояние и перспективы развития-ветроэнергетики в мире и в России.

2. Обосновать предпосылки и направления развития ветроэнергетики в России.

3. Проанализировать влияние условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики.

4. Проанализировать основные характеристики ветровой генерации, в том числе оценить преимущества и недостатки электрических схем современных системных ВЭУ.

5. Выполнить анализ общесистемных проблем, связанных с подключением ВЭУ к сети ЭЭС.

6. Проанализировать основные требования к техническому подключению ВЭУ к сети в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС и возможности современных ВЭУ в предоставлении системных услуг.

7. Сформулировать основные факторы, которые следует учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию;

8. Сформулировать основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС.

9. Выбрать средства защиты в схеме системы генерирования электроэнергии (СГЭЭ) на базе асинхронизированного синхронного генератора (АСГ) для обеспечения устойчивой работы ВЭУ при возникновении возмущений в сети.

10. Провести моделирование аварийных режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Проведена систематизация и анализ мировых ветроэнергетических технологий, результаты которых должны использоваться для разработки эффективных схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

2. Проведен анализ технических и рыночных решений интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС, позволяющий осуществить их быстрое и эффективное заимствование в странах с зарождающимся сектором ветроэнергетики, включая Россию.

3. Сформулированы требования, позволяющие оптимизировать процесс подключения ВЭУ в активно функционирующую ЭЭС с учетом требований рынка электроэнергии.

4. Выбраны средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ, позволяющие обеспечить устойчивую работу ВЭУ при возникновении возмущений в сети и сократить продолжительность асинхронного режима АСГ.

Результаты выполненного научного исследования предназначены для практического использования: (1) СО при разработке новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличении в ней доли ВЭС и требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети- (2) генерирующими компаниями, планирующими использовать ВЭС для обновления/ прироста своих электрогенерирующих мощностей.

Первая глава посвящена (1) анализу современного состояния и перспектив развития ветроэнергетики в мире и в России- (2) выделению предпосылок для развития ветровой энергетики в мире и России- (3) анализу влияния условий рынка электроэнергии на развитие ветровой энергетики.

Во второй главе будут рассмотрены основные вопросы интеграции ветровой энергетики в работу ЭЭС, а именно характеристики ветровой генерации, методы ее прогнозирования, основные схемы систем генерирования электроэнергии (СГЭЭ), нашедшие применение в современных ВЭУ, а также главные схемы электрических соединений системных ВЭС.

Третья глава посвящена анализу общесистемных проблем, связанных с увеличением доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии, и оценке влияния ветровой энергетики на краткосрочное и долгосрочное планирование режимов ЭЭС.

В четвертой главе будут исследованы режимы работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ. Основными задачами исследования являются (1) выбор средств защиты в схеме СГЭЭ для обеспечения устойчивой работы ВЭУ в штатных и аварийных режимах- (2) моделирование режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ.

Основные выводы по диссертационной работе приведены в заключении.

4.3 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ.

Результаты моделирования режимов работы ВЭУ с СГЭЭ на базе АСГ-АГП при возникновении на шинах ВЭУ провала напряжения до 30% ином продолжительностью 0,25 сек показывают:

— АСГ, статор которого напрямую подключен к питающей сети, подвержен влиянию первоначальной амплитуды тока короткого замыкания, при этом в результате самоиндукции генератора в обмотках ротора происходит резкий бросок тока гп что в свою очередь приводит к повышению происходит снижение Р5 (Тс), что является результатом ускорения АСГ;

— включение АГП в схему СГЭЭ позволяет обеспечить бесперебойную устойчивую работу ВЭУ в течение всего периода возмущения. Выбранное значение сопротивления' АГП и регулирование по 18д, осуществляемое регулятором преобразователя со стороны сети, обеспечивают допустимый по условиям работы ВЭУ режим потребления реактивной мощности в течение всего периода ЬАГ.

— высокий уровень живучести АСГ при потере возбуждения (не требуется система резервного возбуждения);

— продолжительность асинхронного режима АСГ =0,16 сек;

— проверка заложенных в систему управления ВЭУ алгоритмов автоматических переходов АСГ в резервный режим (АГ-режим) и из резервного режима в штатный показала, что все переходы успешные, без чрезмерных колебательных процессов;

— алгоритм контроля, предусматривающий ограничение скорости изменения Те при возврате АСГ в штатный режим, способствует сглаживанию колебаний частоты вращения АСГ и выдаваемой ВЭУ активной мощности в сеть, вызванных восстановлением напряжения в сети.

Несмотря на то, что СГЭЭ на базе АСГ-АГП позволила добиться устойчивой работы ВЭУ в аварийном режиме, вызванном провалом напряжения на шинах ВЭУ, более тяжелые динамические возмущения в ЭЭС (близкие затянутые КЗ), а также жесткие требования к, техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети (к режимам выдачи/потребления реактивной мощности) могут потребовать изменения схемы СГЭЭ. С этой целью в работе предложены дополнительные средства защиты в схеме СГЭЭ набазе АСГ-АГП.

Результаты моделирования режимов работы ВЭУ по предложенным схемам СГЭЭ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ показывают:

— эти схемы СГЭЭ позволяют добиться более позднего включения АГП или избежать его включения (в зависимости от глубины и продолжительности провала напряжения);

— в обоих случаях значительно сокращена продолжительность асинхронного режима АСГ: о схема СГЭЭ с резистором динамического торможения: 0,056 сек (против ГАГ= 0,16 сек в СГЭЭ на базе АСГ-АГП) — о схема СГЭЭ с переключаемыми сопротивлениями в цепи статора АСГ: ¿-Лг= 0,032 сек (против иг= 0,1 сек в СГЭЭ на базе АСГ-АГП);

— эти схемы обеспечивают допустимый по техническим требованиям режим потребления/выдачи реактивной мощности и высокое качество вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В диссертационной работе получены следующие результаты и выводы:

1. На основе анализа современного состояния и перспектив развития, мировой ветроэнергетики обоснована эффективность ее использования для обеспечения возрастающих потребностей в энергии и решения | проблем охраны окружающей среды.

2. Обоснована актуальность и перспективность более масштабного '{ использования ВЭС в России с учетом существующей структуры I производства электроэнергии и социально-экономического положения.

Выделены основные направления развития ветровой энергетики в России.

3. Выполнен анализ характеристик ветровой генерации, возможностей ее прогнозирования, оценены преимущества и недостатки основных схем.

СГЭЭ, нашедших применение в современных системных ВЭУ.

Выделены факторы, которые необходимо учитывать при выборе ВЭУ и разработке схем функционирования ВЭС, подключаемых к ЭЭС стран с зарождающимся сектором ветроэнергетики, в том числе России.

4. Проведены систематизация и анализ общесистемных проблем, связанных с увеличением доли ВЭС в общем объеме производства электроэнергии, а также требований к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети ЭЭС в странах с высокой долей ВЭС в ЭЭС. Выделены основные аспекты, которые необходимо учитывать при разработке системными операторами новых методов планирования режимов ЭЭС при увеличение в ней’доли ВЭС.

5. Выполнено моделирование режимов работы ВЭУ мощностью 2 МВт с СГЭЭ на базе АСГ при возникновении провала напряжения на шинах ВЭУ. Результаты показали, что включение АГП в цепь возбуждения АСГ обеспечивает устойчивую работу ВЭУ в период протекания возмущения и после его устранения. Однако более тяжелые динамические возмущения в ЭЭС (близкие затянутые короткие замыкания), а также жесткие требования к техническому подключению ВЭУ/ВЭС к сети (к режимам выдачи/потребления реактивной мощности) могут потребовать изменения схемы СГЭЭ! С этой целью в работе предложены дополнительные средства защиты в схеме СГЭЭ на базе АСГ-АГП.

6. Результаты моделирования аварийных режимов работы ВЭУ с выбранными средствами защиты в схеме СГЭЭ подтвердили их преимущества, обуславливающие целесообразность их применения, а именно повышенное быстродействие регулирования напряжения реактивной мощности) и поддержание высокого качества вырабатываемой ВЭУ электроэнергии.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Директива ЕС 96/92/ЕК.2. Директива ЕС 2003/54/ЕК.
  2. Paul L. Joskow. Electricity sector restructuring and competition: Lessons learned // Cuadernos de Economia. 2003. № 121. с. 548−558.
  3. Мировой обзор энергетики. Международное Энергетическое Агенство. 2004.
  4. Under pressure, Utilities Global Survey. PricewaterhouseCoopers. 2005.
  5. Power Deals 2004 Annual Review. PricewaterhouseCoopers.2005.
  6. Movers and Shapers 2003, Utilities Europe. PricewaterhouseCoopers. 2004.
  7. Ensuring investments in a liberalised electricity sector. EURELECTRIC.2004.
  8. Medium term vision for the internal electricity market. Strategy Paper. EC DG Energy and Transport. 2004.
  9. Integrating electricity markets through wholesale markets: EURELECTRIC road map to a pan-European market. EURELECTRIC.2005.
  10. Electricity sector reform: the pan-European, CIS and Mediterranean dimension. EUROPE and MED Desk. EURELECTRIC. 2004.
  11. The Creation of regional electricity markets. ERGEG discussion, paper for public consultation. 2005.
  12. Key interactions and potential trade distortions between electricity markets. CEER Working Paper for Florence. 2004.
  13. Regulatory control and financial reward for electricity cross-border transmission infrastructure. CEER. 2004.
  14. Declaration of UCTE concerning the challenges and risks of integrating booming wind power in a reliable electricity system of continental Europe. UCTE. 2005.
  15. Integration of Renewable Energy Sources in the Electricity System. Grid Issues. ETSO: 2005.
  16. Integration into the national grid of onshore and offshore wind energy generated in Germany by the year 2020. Grid Study. Deutsche EnergieAgentur GmbH (Dena), 2005.
  17. Market Integration of Wind Power. P. Meibom, H. Ravn, L. Soder,.Ch. Weber. EWEA конференция. 2004'.
  18. Energy for the Future: Renewable Sources of Energy (White Paper). European Commission. 1997.
  19. Holttinen H. Hourly wind power variations and their impact on the Nordic power system operation. Licenciate’s thesis. Helsinki University of Technology. 2003.
  20. The wind farm main controller and the remote control system in the Horns Rev offshore wind farm. Kristoffersen J. R., Christiansen P., Hedevang A., Proceedings of Global Wind Power Conference GWPC'02. 2002.
  21. ILEX. Quantifying the system sosts of additional renewables in 2020. UK Department of Trade and Industry. 2003.
  22. Challenges of large-scale integration of distributed generation into Eltra’s system. Eriksen P. B., Pedersen J., Parbo H. Proceedings of 2nd International Symposium on Distributed Generation: Power System and Market Aspects. Stockholm. 2002.
  23. Management of surplus electricity production from a fluctuating renewable energy source. LundH., Munster E. AppliedsEnergy. 2003. N? 76. c. 65−74.
  24. Ernst B. Analysis of wind power ancillary services characteristics with German 250 MW wind data. NREL Report. 1999.
  25. Wind power impacts on electric power system operating costs: summary and perspective on work to date. Smith J. C., DeMeo E. A., Parsons B., Milligan M. Global Wind"Power conference GWPC'04, Chicago, USA. 2004.
  26. California renewables portfolio standard, renewable generation integration cost analysis. Kirby B., Milligan M., Makarov Y., Hawkins D., Jackson K., Shiu H. California Energy Commission. 2003.
  27. Dany G. Power reserve in interconnected systems with high wind power production. IEEE Power Tech Conference, Portugal. 2001.
  28. Milborrow D. Penalties for intermittent sources of energy. Submission to Energy policy review. 2001.
  29. Milligan M. Wind power plants and system operation in the hourly time domain. Windpower conference, Austin, Texas, USA. 2003.
  30. Assessing wind integration costs with dispatch models: a case study. Dragoon K., Milligan M: AWEA Windpower conference, Austin, Texas, USA. 2003.
  31. Giebel G. On the benefits of distributed generation- of wind energy in Europe. Fortschr.-Ber. VDI Reihe 6 Nr 444. Dusseldorf, VDI Verlag. 2001.
  32. Variability of wind power and other renewables. Management options and strategies. DBA. 2005.
  33. Milborrow D.J. Assimilation of wind energy into the Irish electricity network. Dublin: Sustainable Energy Ireland. 2004.
  34. Review of European Electricity Prices. KEMA Consulting GmbH on behalf of EURELECTRIC. 2005.
  35. Electricity markets: getting the picture straight and boosting market integration. EURELECTRIC. 2005.
  36. C02-emission trading and green markets for renewable electricity. WILMAR project. 2004.
  37. Co-existence of electricity, ТЕР, and TGC markets in the Baltic Sea Region. Hindsberger M., Nybroe M.H., Ravn H.F., Schmidt R. Energy Policy. 2003. № 1.
  38. European wind integration study towards a successgul integration of wind power into European electricity grids. ETSO. Final report. 2007.
  39. Перспективы мировой ветроэнергетики. Greenpeace GWEC. 2006.
  40. World Market Update 2007. Forecast 2008−2012. BTM Consult ApS. 2008.42. Директива EC 2001/77/EC.
  41. World Energy Outlook 2006. OECD/IEA. 2006.
  42. Statistical Yearbook 2007. UCTE. 2007.
  43. Годовой отчет ОАО РАО «ЕЭС» России. 2007.
  44. Large scale integration of wind energy in the European power supply. EWEA. 2005.
  45. Design and Operation of Power Systems with large amounts of wind power. VTT Working Papers 82. 2007.
  46. Holttinen H. The impact of large scale wind power production on the Nordic electricity system. VTT Publications 554. 2004.
  47. Wan Y. Fluctuation and ramping characteristics of large wind power plants. Windpower 05 Conference and Exhibition. Denver, Colorado. Washington, DC. American Wind Energy Association. Content Management Corp. NREL Report No. CP-500−38 057. 2005. c. 13.
  48. Giebel G. A Variance analysis of the capacity displaced by wind energy in Europe. Wind Energy. 2007. № 10. c. 69−79.
  49. Experiences with operation of wind farms using wind forecasting tools. Kurt Rohrig Iset e. V, Yvonne Sassnick, Prof. Dr. Zbigniew Styczynski, Dr. Ronald Volzke. CIGRE. 2006.
  50. Электрические генераторы с постоянными магнитами. Балагуров В. А., Галтеев Ф. Ф: — М.: Энергоатомиздат, 1988.
  51. А.Н. Электрические машины с высококоэрцитивными постоянными магнитами. — М.: Энергоатомиздат, 1985.
  52. Бут Д. А. Бесконтактные электрические машины. — М.: Высшая школа, 1999.
  53. Integrating Wind: developing Europe’s power market for the large-scale integration of wind power. Trade Wind. 2009.
  54. European Wind Integration Study (EWIS) towards a successful integration of wind power into European electricity grids. European TSOs. Final Report. 2010.
  55. Grid Code High and extra high voltage. E. ON Netz GmbH. Bayreuth. Germany. 2006.
  56. Mapping of grid faults and grid codes. Iov F., Hansen A., Soerensen P., Cutululis N. Technical report of the research project «Grid fault and design basis for wind turbine». Risoe National Laboratory. Denmark. 2007.
  57. Joos G. Wind turbine generator low voltage ride through requirements and solutions. Proceedings of IEEE Power and Energy Society General Meeting Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century. Pittsburgh. 2008.
  58. An improved fault ride-through strategy for doubly fed induction generator-based wind turbines. Kasem A. H., El-Saadany E. F., El-Tamaly H. H., Wahab M. А. А. ГЕТ Renewable Power Generation. 2008: 2(4). c. 201−214.
  59. Coordinated control and operation of DFIG and FSIG based Wind Farms. Foster S., Lie Xu, Fox B. Proceedings of IEEE Power Tech. Lausanne. 2007.
  60. Stability Simulation of wind turbine systems. Anderson P.M., Bose A. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. PAS-102. No 12. 1983.
  61. Heier S. Grid integration of wind energy conversion systems. John Wiley and Sons. 1998.
  62. Ветроэнергетика России: Состояние и перспективы развития. Дьяков А. Ф., Перминов Э. М., Шакарян Ю. Г. -М. Издательство МЭИ. 1996:
  63. Alternatives to reduce requirements and reserve costs in the Nordel system. Bakken B. Hi, Petterteig A. SINTEF Technical Report. 2005.
  64. Contribution of Wind Farms to Ancillary Services Bousseau P., Belhomme R., Monnot E., Laverdure N., Boeda D., Roye D., Bacha S. CIGRE. 2006.
  65. Temporary primary frequency control support by variable speed wind turbines— potential and applications. Ullah N. R., Thiringer Т., Karlsson D. IEEE Transactions on Power Systems. 2008. 23(2). c. 601−612.
  66. Frequency control and wind turbine technologies. Lallor G., Mullane A., O’Malley M. ГЕЕЕ Transactions Power Systems. 2005. 20(4). c. 19 051 913.
  67. Энергетическое оборудование для использования ВИЭ. Под редакцией В. И. Виссарионова. М.-2004.
  68. Controles avanzados de parques y turbinas eolicas para su integracion a redes electricas. Achilles S., Miller N.W. CIGRE. 2009.
  69. Global Wind 2009 Report. GWEC. 2010.
  70. The Wind Forecast, Market Outlook 2009. MAKE. 2009.
  71. International wind energy development world market update 2009. Forecast 2012−2014. BTM Consult ApS. 2010.
  72. FICHTNER. Grid codes for wind power integration in Spain and Germany: use of incentive payments to encourage grid-friendly wind power plants. 2010.
  73. Global Wind, 2008 Report. GWEC. 2009.
  74. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения. Николаев В. Г., Ганага С. В., Кудряшов Ю. И. М.: Атмограф, 2008.
  75. Энергетический диалог России-ЕС. Десятый обобщающий доклад. Министерство энергетики РФ. М. 2009:
  76. Russia Emerges on Global Renewables Stage. Emerging Energy Research. 2009.
  77. Государственная политика относительно запуска и выбытия энергомощностей: проблемы, пути решения и контроль. Министерство энергетики РФ: 2010.
  78. Europe Wind Energy Market Forecast: 2010−2025. Emerging Energy Research. 2010.
  79. International wind energy development — world market update 2005. Forecast 2006−2010. BTM Consult ApS. A. Rasmussens, Ringkobing, Denmark. 2006.
  80. Методы расчета ресурсов! ВИЭ. Учебное пособие для ВУЗов. Под редакцией В. И. Виссарионова. Mi: Издательский дом МЭИ. 2007.
  81. The Economics of Wind Energy. EWEA. 2009.
  82. П.П. Использование энергии ветра. Техника, экономика, экология. Издательство «КОЛОС». М.-2008.
  83. Pure power wind energy scenarios up to 2030. EWEA. 2008.
  84. АСУ и оптимизация режимов энергосистем. Арзамасцев Д. А., Бартоломей П. И., Холян A.M. М.: 1983.
  85. П. М. Задачи и технологии оперативно-диспетчерского управления режимами ЕЭС в конкурентно-рыночной энергетшсе России. Диссертация на соискание ученой степени- доктора технических наук. Екатеринбург. 2005'.
  86. Andre Merlin. Integrating large shares of fluctuating power sources into power electric systems. 42nd CIGRE Session. Opening panel. Paris. 2008:
  87. Ragwitz. Assessment and Optimisation of renewable energy support schemes in the European electricity market. Fraunhofer IRB Verlag. Germany. 2007.
  88. П.П., Арбузов Ю. Д., Борисов Г. А. и др./ под ред. Безруких. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. П.П.-СПб, 2002.
  89. Focken U. Optimal combination of European weather models for improved wind power predictions. Proceedings of EWEC. Milan, Italy. 2007.
  90. Hansen A.D.1 Generators and power electronics for wind turbines. Chapter in «Wind Power in Power systems». John Wiley&Sons, Ltd. 2004.
  91. Wind turbine concept market penetration over 10 years (1995— 2004). Hansen A.D., Hansen L.H. Wind Energy. 2007. 10, (1). c. 81−97.
  92. Northern power systems windPACT drive train alternative design. Bywaters G., John V., Lynch J., AI. ET. Study report. NREL, Golden, Colorado. 2004.
  93. Регулирование режима электрических систем и дальних электропередач и повышение их устойчивости при помощи управляемых статических ИРМ. Веников В. А., Жуков JI.A. Электричество. 1967. № 6.
  94. Гибкие электропередачи переменного тока. Ивакин В. Н., Ковалев
  95. B.Д., Худяков В. В. Электротехника. 1996. № 8. С. 15−20.
  96. A review of grid code technical requirements for wind farms. Tsili M., Papathanassiou S. ГЕТ Renewable Power Generation. Vol.3. № 3. 2009:1. C. 308−322.
  97. Теория подобия и моделирования. Веников В. А., Веников Г. В. — М.: Высшая школа, 1984.
  98. Моделирование систем. Советов Б. Я., Яковлев С. А. — М.: Высшая школа, 1999:
  99. Kundur P. Power system stability and control. McCraw-Hill Inc. 1994.
  100. Simulation of interaction between wind farm and power system. Soerensen P., Hansen A.D., Janosi L., Bech J., Bak-Jensen B. Technical report. 2001.
  101. Aggregated modelling of wind parks with variable speed wind turbines in power system dynamics simulations. Slootweg J.G., H. de Haan S.W., Polinder H., Kling W.L. Proceedings of the 14th Power Systems Computation Conference. Sevilla. 2002.
  102. Conceptual survey of generators and power electronics for wind turbines. Hansen L.H., Helle L., Blaabjerg F., AI. ET. Riso National Laboratory Technical Report. Roskilde, Denmark. 2001.
  103. A comparison of electrical systems for variable speed operation of wind turbines. Carlson O., Grauers A., Svensson J., Al. ET. European wind energy conf. 1994. C. 500−505.
  104. Comparison of generator topologies for direct-drive wind turbines. Dubois M.R., Polinder H., Ferreira J.A. Proc. Nordic Countries Power and Industrial Electronics Conf. (NORPIE). Aalborg, Denmark. 2000. C. 22−26.
  105. Developments in wind turbine generator systems. Polinder H., Morren J. Electrimacs. Hammamet, Tunisia. 2005.
  106. Comparison of direct-drive and geared generator concepts for wind turbines. Polinder H., Van Der Pijl F.F.A., De Vilder G.J., Al. ET. IEEE Trans. Energy Convers. 2006. 21. C. 725—733.
  107. Getting out of gear and into magnets. Windpower Monthly. Ноябрь 2008.
  108. E.M. Ветродвигатели и ветроустановки / Е. М. Фатеев. — М.: ОГИЗ-СЕЛЬХОЗГИЗ, 1948.
  109. A small test model for the transmission grid with a large offshore wind farm for education and research at Technical University of Denmark. Akhmatov V., Nielsen A. Wind Engineering. Vol 3. No. 3. 2006.
  110. Analysis of dynamic behavior of electric power systems with large amount of wind power. Akhmatov V. PhD thesis. 0rsted DTU. 2003.
  111. Operating reserve requirements as wind power penetration increases in the Irish electricity system. Ilex, UMIST, UCD and QUB. Sustainable Energy Ireland. 2004.
  112. Impact of wind generation on the operation and development of the UK electricity systems. Strbac G., Shakoor A., Black M., Pudjianto D., Bopp T. Electrical Power Systems Research. 2007. Vol. 77. Issue 9. C. 11 431 238.
  113. The capacity value of wind in the United States: methods and implementation. Milligan M., Porter K. Electricity Journal. Elsevier, Inc. March 2006. Vol. 19. Issue 2. C. 91−99.
  114. Customer-specific metrics for the regulation and load following ancillary services. Kirby В., Hirst E. Oak Ridge National Laboratory. 2000.
  115. Regulation requirements for the wind generation facilities. Hudson R., Kirby В., Wan Y.H. Proceedings of AWEA Windpower conference. Washington DC. 2001.
  116. Modeling the impact of wind power fluctuations on the load following capability of an isolated thermal power system. Persaud S., Fox В., Flynn D. Wind Engineering 24(6). 2000. C. 399−415.
  117. Total cost estimates for large scale wind scenarios in UK. Dale L., Milborrow D., Slark R., Strbac G. Energy Policy 32 (17). 2004. C. 19 491 956.
  118. Quantifying the system costs of additional renewables in 2020. Report commissioned by UK Department of Trade and Industry. 2003.
  119. Papazoglou T.P. Sustaining high penetration of wind generation the case of Cretan electric power system. Blowing network meeting. 2002.,
  120. Soder L. Wind energy impact on the energy reliability of a hydro-thermal power system in a deregulated market. Proceedings of Power System-Computations Conference. 1999.
  121. Matevosyan J. Wind power integration in power system with transmission bottlenecks. PhD study. KTH, Sweden. 2006.
  122. Cost analysis case study of grid integration of larger wind farms. Tande J.O., Uhlen K. Wind engineering. 2004. Vol. 28. No. 3. C. 265 273.
  123. Requisitos de respuesta frente a huecos de tension de las instalaciones de produccion de regimen especial. REE. PO 12.3. Испания. 2005.
  124. The Grid Code. NATIONAL GRID ELECTRICITY TRANSMISSION pic. UK. Issue 3. Revision 24. 2007.
  125. Grid connection of wind turbines with voltages below 100- kV. Regulation TF 3.2.6. Energinet. Дания. 2004.
  126. Grid connection of wind turbines with voltages above 100 kV. Regulation TF 3.2.5. Energinet. Дания. 2004.
  127. Interconnection for wind energy. Final Rules. Federal Energy Regulatory Commission. USA. 2005.
  128. Hydro-Quebec grid code for wind farm interconnection Bernard S., Beaulieu D., Trudel G. Proc. of Power Engineering Society General Meeting. 2005. Vol. 2. C. 1248 1252.
  129. New generation technologies and GB grid codes. Report on Change Proposals to the Grid Codes in England & Wales and in Scotland. Sinclair Knight Merz. 2004.
  130. Ю. Г. Асинхронизированные синхронные машины. М. «Энергоатомиздат». 1984.
  131. Evaluation of the suitability of a fixed speed wind turbine for large scale wind farms considering the new UK grid code. El-Helw HM, Tennakoon SB. Renewable Energy. 2007. 33. C. 1−12.
  132. A simple method for analytical evaluation of LVRT in wind energy for induction generators with STATCOM or SVC. Molinas M., Suul J.A., Undeland T. Proceedings of European Conference on Power Electronics and Applications. Aalborg, Denmark. 2007.
  133. Low voltage ride through of wind farms with cage generators: STATCOM versus SVC. Molinas M., Suul J.A., Undeland Т. ШЕЕ Transactions on Power Electronics. 2008. 23(3). С. 1104−1117.
  134. Integration of large wind farms into utility grids (part 2 performance issues). Pourbeik P., Koessler R.J., Dickmander D.L., Wong W. Proceedings of IEEE Power Engineering Society General Meeting. Toronto. 2003.
  135. Advanced Grid Requirements for the Integration of Wind Turbines into the German Transmission System. Erlich I., Winter W., Dittrich A. Proceedings of IEEE Power Engineering Society General Meeting. Montreal. 2006.
  136. An improved fault ride-through strategy for doubly fed induction generator-based wind turbines. Kasem A. H., El-Saadany E. F., El-Tamaly H. H., Wahab M. A. A. LET Renewable Power Generation. 2008. 2(4). C. 201−214.
  137. Joos G. Wind turbine generator low voltage ride through requirements and solutions. Proceedings of IEEE Power and Energy Society General Meeting Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century. Pittsburgh. 2008.
  138. Coordinated control and operation of DFIG and FSIG based Wind Farms. Foster S., Lie Xu, Fox B. Proceedings of IEEE Power Tech. Lausanne. 2007.
  139. Optimised fault ride through performance for wind energy systems with doubly fed induction generator. Geniusz A., Engelhardt S. Proceedings of European Wind Energy Conference (EWEC). Brussels. 2008.
  140. Niiranen J. Experiences on voltage dip ride through factory testing of synchronous and doubly fed generator drive. European Conference on Power Electronics and Applications. 2005. C. l 1.
  141. System Operation with High Wind Penetration. Boerre Eriksen P., Ackermann Т., Abildgaard H., Smith P., Winter W., Rodriguez Garcia J. IEEE Power & Energy. 2005. Vol. 3. Issue 6i C. 65−74.
  142. Frequency Control and Wind Turbine Technologies. Lallor G., Mullane A., O’Malley M. IEEE Transactions Power Systems. 2005. 20(4). C. 1905−1913.
  143. Э. Электромагнитная совместимость. Основы ее обеспечения в технике. М.: Энергоатомиздат. 1995.
  144. Feddersen L. Circuit arrangement and methods for use in a wind energy installation. Vestas Wind System A/S. US Patent No. 7 102 247. 2006.
  145. Akhmatov V. Proc. of International> Workshop on Transmission" networks for Offshore Wind Farms. Stockholm" Sweden. 2002.
  146. Doubly fed induction generator using back-to-back PWM^ converters and its application to variable speed wind-energy generation. Pena R., Clare J., Asher G. I EE Proc. Electric Power Application. 1996. Vol. 143. No. 3. C. 231 -241.
  147. Variable-speed wind turbines with doubly fed induction generators. Power system stability. Akhmatov V. Wind Engineering, 2002. Vol. 26. No. 3. C. 171−188.
  148. Short-circuit current of wind turbines with doubly fed induction generator. Morren J., S. de Haan. Energy* Conversion. IEEE Transaction on Power Systems: 2007. Vol. 22. No. 1. C. 174 180.
  149. Modelling and analysis of variable speed wind turbines with induction generator during grid fault. Bolik S. PhD Thesis. Aalborg University, Denmark. 2004.
  150. Reactive power generation by DFIG based windv farms with AC grid connection. Erlich I., Wilch M., Feltes C. Proc. 2007 European Conference on Power Electronics and Applications". Aalborg, Denmark. 2007. C. 1−10.
  151. Ride-through analysis of doubly fed induction wind-power generator under unsymmetrica network disturbance. Seman S., Niiranen J., Arkkio A. IEEE Transaction on Power Systems-. 2006. Vol. 21. No. 4. C. 1782−1789.
  152. Alternative models of the doubly-fed< induction machine of powersystem dynamic analysis. Koch F., Shewarega F., Erlich I. Proc. International Conference on New and Renewable Energy Technologies for Sustainable Development. Evora, Portugal. 2004.
  153. Double-fed induction- machine: converter optimisation and field oriented control without position sensor. Morel L., Godfroid H.,
  154. Mirzaian A., Kauffmann J. IEE Proceedings Electric Power Applications. 1998. Vol. 145. No. 4. C. 360 368.
  155. Petersson A. Analysis, modeling and control of doubly-fed induction generators for wind turbines. Ph.D. dissertation. Chalmers, University of Technology. 2005.
  156. А.П. Бурман, В. А. Строев. Основы современной энергетики. Т. 2. Современная электроэнергетика. Издательский дом МЭИ, М: — 2008.
  157. Position paper on the green paper on energy efficiency improving energy efficiency by power factor correction. Handler R., Knoll P., Stein J. ZVEI (Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie) e.V. 2006.
  158. Datenbank Netznutzungsentgelte. ENE’T. Database. April 2007.
  159. Report on electricity balancing services contracts 1st April 04 31 March' 05. National1 Grid Transco. Informal Procurement Guidelines Report. 2005.
  160. Reactive power from distributed energy. Kueck J, Kirby В., Rizy Т., Li F., Fall N. The Electricity Journal. 2006. Vol. 19. No 10.
  161. Wind power plant capabilities — operate wind farms like conventional power plants. Rohrig K., liange В., Gesino A., Wolff M, Mackensen R., Dobschinski J., Wessel A., Braun M., Quintero C., Mata J.-L., 1. Pestana R. EWEC. 2009.
  162. World market update 2010. Forecast 2011−2015. BTM Consult. 2011.
  163. Карта распределения коэффициента установленной мощности ВЭУ V809 (Vestas) в местах расположения аэрологических станций на территории России. Среднее значение за год (Источник: Энергосбережение, № 5 2007 г.).
  164. Коэффициента использования установленной мощности ВЭУ, % • • • • • •
  165. W<15 15-20 20-25 25-30 30-35 35-40 40-45 W>45• S" — •• м&bdquo-Uß- тw-.чтяф %Y>" ¦ •- ••
  166. ВЭУ V80 номинальной мощностью 2 МВт с диаметром BK 80 м и высотой башни 100 м.
  167. Долгосрочный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, потребность во вводах генерирующих мощностей, износ генерирующего оборудования России (Источник: Министерство Энергетики РФ, 2010 г.).
  168. Долгосрочный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность2000 млрд. кВт. ч 1860taoo 1710 181"1000 1426 1388 — 15 531 400 1157 14 191 200 980 «994 11Я ^ 1127 —---- 1288 9*5 800 2010 201S 2020 2025
  169. Действующая Генсхема, Базовый вариант (среднегодовой темп прироста ЭП за 2006−2020 гт. 4,1%)
  170. Корректировка Генсхемы, Максимальный вариант (за 2010−2030 гг. 3,1%) Корректировка Генсхемы, Базовый вариант (за 2010−2030 гг. 2,24)2030
  171. Потребность во вводах генерирующих мощностей
  172. Потребность во вводах ГВт новых генерирующихдОР Потребность в установленной мощности в максимальном варианте мощностей
  173. Потребность в установленной мощности в базовом варианте360 320 280 240 200 160 120 2008 г.
  174. Мощность действующих электростанций2010 г. 2015 г.2020 г2025 г.
  175. Износ генерирующего оборудования России 79.1. Оборудование ГЭС России
  176. Всего Срок эксплуатации от 30 до 50 лет Срок эксплуатации более 50 лет
  177. Котлов (ШТ.) Турбин (шг) Мощюсть (ГВт) Котлов (шг.) Турбин (шг) Мощность (ГВт) Доля, % Котлов (шт.) Турбин (ШТ.) Мощность (ГВт) Доля, %3136 2180 145,3 1847 955 75,6 52% 669 360 10.2 7%
  178. Сценарии развития ветроэнергетики до 2050 года (ОУЕС, 2008 г.)
  179. ЕС 2006 79 104 129 166 185
  180. ЕС 2005 .1.1 .1 71 92 120 137 146
  181. Сценарии ПА ««*'< Мг Г.'УЗЖ да’а-. жвда-1ЕА2002 33 57 711ЕА2004 .1... .! Б6 131 1701ЕА2006 ев 106 150 2171ЕА2008 Сценарии Е№ЕА 1 — 148 183 211 2321. ЕМ/ЕЛ 1997 40
  182. ЕМ>2000 11 ! ¦ --! ------------н 60 150
  183. ВЫЕЛ 2003 75 180 !-----*—-
  184. ЕМЕА2007 ----- 1 80 125 180 240 300
  185. ЕШЕА2009 Установленная мощность ВЭС '. ! г. .Т -----— ««1 82.5 143 230 324 480а 1а 41 ?5
  186. Структура затрат на сооружение ВЭУ (Источник: 2009 г. 83.)
  187. Структура затрат на сооружение ВЭУ мощностью 2 МВт в Европе (в евро, данные приведены к ценам 2006 г.)
  188. Компоненты затрат Средняя стоимость (тыс. евро/ МВт) % стоимости ВЭУ1. ВЭУ, заводская 928 75,6стоимость
  189. Подключение к сети 109- 8,91. Фундамент 80 6,51. Аренда земли 48 3,9
  190. Электрическо е оборудование 18 1,51. Консалтинг 15 1,2'1. Финансовые затраты 15 1,21. Сооружение дорог 11 0,9
  191. Системы управления ВЭУ 4 0,31. ВСЕГО 1.227 100
  192. Структура затрат на сооружение ВЭУ средней мощности на базе данных Германии, Дании, Испании и Великобритании
  193. Компоненты затрат Доля общей Доля в прочихстоимости, % затратах,%1. ВЭУ, заводская 68−84 стоимость
  194. Подключение к сети 2−10 35−451. Фундамент 1−9 20−25
  195. Электрическое оборудование 1−9 10−151. Аренда земли 1−5 5−10
  196. Финансовые затраты 1−5 5−10.1. Сооружение дорог 1−5 5−101. Консалтинг 1−3 5−10
  197. Факторы, влияющие на себестоимость производства электроэнергии1. ВЭС (Источник: Riso DTU)
  198. Зоны с низк. ск. ветра Зоны со сред. ск. ветра1. Прибрежные зоныо. оо1,500 1.700 1.900 2.100 2.300 2,500 2.700 2.900 Число часов использования установленной мощности
  199. Тенденция снижения себестоимости производства электроэнергии при увеличении единичной мощности ВЭУ (по опыту Дании). Расчетный срок службы ВЭУ 20 лет, стоимость заемного капитала — 7,5%. Все данные приведены к ценам 2006 г. J
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!