Развитие возобновляемой энергетики направлено на освоение неисчерпаемых природных ресурсов, таких как солнечного излучения, энергии ветра, гидропотенциала и геотермального тепла. В последние годы наибольшими темпами развивается солнечная (СЭС) и ветровая (ВЭС) генерация, всё чаще реализуемая в виде объектов распределённой генерации (DER — Distributed Energy Resources). Поддержка этого сектора осуществляется, в частности, через специальные тарифы на электроэнергию, обеспечивающие окупаемость инвестиций в возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Помимо экономических выгод, развитие возобновляемой энергетики способствует повышению энергетической независимости, снижению рисков, связанных с импортом ископаемого топлива, а также созданию резервных источников электроснабжения.
При интеграции электростанций, использующих возобновляемые источники энергии, на параллельную работу с энергосистемой применяются специализированные устройства силовой электроники — инверторы и преобразователи, а также системы автоматического регулирования. Однако, в отличие от традиционных электростанций, оснащённых синхронными (или асинхронными) генераторами, возобновляемые источники не обладают вращающейся массой и механической инерцией. Это существенно усложняет поддержание устойчивости энергосистемы в переходных и аварийных режимах. Поэтому системы управления ВИЭ при параллельной работе с сетью должны соответствовать строгим техническим требованиям, направленным на обеспечение надёжности функционирования, качества электроэнергии и возможности участия в режимном управлении энергосистемой.
Рисунок 1. Обобщенная схема подключения ВИЭ к энергосистеме
Выходная мощность ВИЭ характеризуется высокой изменчивостью, вызванной зависимостью от внешних природных условий (уровня инсоляции, скорости ветра, температуры окружающей среды и других факторов). Для максимизации энергетической отдачи применяются MPPT-контроллеры (Maximum Power Point Tracking) с функцией отслеживания точки максимальной мощности. MPPT-контроллер в реальном времени определяет и поддерживает оптимальную рабочую точку генерирующего модуля, повышая общую эффективность установки на 20–30 % по сравнению с классическими схемами управления. MPPT-контроллер — электронное устройство, которое в реальном времени отслеживает и поддерживает точку максимальной мощности солнечных панелей или ветрогенераторов. Кроме того, MPPT-контроллер формирует стабилизированное выходное напряжение, необходимое для последующего преобразования или заряда аккумуляторных батарей. В современных маломощных системах (до 5–10 кВт) функция MPPT часто интегрирована непосредственно в инвертор. В более сложных автономных или гибридных энергокомплексах компоненты обычно разнесены: отдельно располагаются генерирующие модули (солнечные панели или ветрогенератор), MPPT-контроллер, аккумуляторный банк и инвертор. Такая архитектура обеспечивает большую гибкость, масштабируемость и надёжность всей энергоустановки.
П.1. Основные требования к электростанциям, использующих возобновляемые источники энергии, при параллельной работе с энергосистемой.
В отличие от традиционных тепловых электростанций, гидроэлектростанций или атомных электростанций, генерация на которых осуществляется с помощью синхронных машин, обладающих значительной вращающейся массой, электростанции на возобновляемых источниках энергии (Variable Renewable Energy, VRE), как правило, строятся на базе статических преобразователей - инверторов, не имеющих собственной инерции. В связи с этим системы управления ВИЭ при работе параллельно с сетью обязаны удовлетворять жёстким техническим требованиям, призванным обеспечить надёжность работы, качество электроэнергии и возможность участия в режимном управлении энергосистемой.
Для обеспечения устойчивой параллельной работы с энергосистемой к электростанциям на ВИЭ предъявляются следующие технические требования:
П.1.1.Устойчивость к отклонениям частоты — способность сохранять работоспособность в течение установленного времени при отклонении частоты сети в допустимых пределах (как в сторону повышения, так и понижения).
П.1.2.Устойчивость к отклонениям напряжения — обеспечение непрерывной работы при кратковременных и длительных отклонениях напряжения в соответствии с нормативными диапазонами.
П.1.3.Регулирование активной мощности — возможность управления выдачей активной мощности для участия в первичном регулировании частоты и поддержании баланса генерации и нагрузки в энергосистеме.
П.1.4.Регулирование реактивной мощности — способность генерировать или потреблять реактивную мощность для поддержания напряжения на шинах присоединения в установленных пределах.
П.1.5.Работа оборудования при нормативных возмущениях (в аварийных режимах) — сохранение работоспособности силового оборудования при протекании токов короткого замыкания в течение времени, необходимого для срабатывания защитных устройств.
П.1.6.Переход в автономный режим — обеспечение безопасного и устойчивого перехода в изолированный (островной) режим работы при отключении от энергосистемы с последующей корректной синхронизацией при восстановлении связи с сетью.
Выполнение данных требований позволяет не только обеспечить интеграцию ВИЭ в энергосистему, но и обеспечить их полноценное участие в поддержании устойчивости и качества электроэнергии на системном уровне.
Требования для России представлены в ГОСТ Р 70787-2023 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Возобновляемые источники энергии. Технические требования к фотоэлектрическим солнечным станциям.» и ГОСТ Р 58491-2019 «Распределенная генерация. Технические требования к объектам генерации на базе ветроэнергетических установок».
П.1.1. Допустимая длительность работы ВИЭ при отклонении частоты
Устойчивость к отклонениям частоты является фундаментальным требованием для предотвращения каскадных отключений в аварийных ситуациях.
В соответствии с указанными выше ГОСТ Р современные ветряные и солнечные электростанции (ВЭС и СЭС) установленной мощностью 5 МВт и выше обязаны обеспечивать длительную работу без отключения при изменении частоты в диапазоне от 49,0 до 51,0 Гц включительно. При снижении частоты ниже 49,0 Гц установлены минимальные временные интервалы устойчивой работы: не менее 5 минут в диапазоне 48,0–49,0 Гц, не менее 40 секунд при 47,0–48,0 Гц и не менее 1 секунды при частоте 46,0–47,0 Гц. При повышении частоты свыше 51,0 Гц допустимая продолжительность работы определяется техническими возможностями инверторного оборудования, установленными заводом-изготовителем.
Данные требования призваны обеспечить устойчивость распределённой генерации на основе ВИЭ при возникновении аварийных режимов работы в энергосистеме, сопровождающихся отклонениями частоты, тем самым предотвращая каскадное развитие нарушений и способствуя восстановлению нормального режима работы.
П.1.2. Допустимая длительность работы ВИЭ при отклонении напряжения
Устойчивость к отклонениям напряжения является важным параметром, определяющим способность электростанций на возобновляемых источниках энергии сохранять подключение к сети и продолжать работу в условиях переходных и аварийных режимов энергосистемы. Требования к длительной работе при отклонениях напряжения различаются для солнечных и ветровых электростанций в связи с особенностями их архитектуры и точек контроля параметров.
Солнечные электростанции мощностью 5 МВт и выше в соответствии с ГОСТ Р 70787-2023 должны обеспечивать непрерывную работу без отключения при изменении напряжения на шинах распределительного устройства 6–35 кВ в диапазоне от 0,77 относительных единиц (аварийно допустимое напряжение) до наибольшего рабочего напряжения.
Ветряные электростанции в соответствии с ГОСТ Р 58491-2019 (Изменение №1) должны обеспечивать непрерывную работу при отклонениях напряжения на выводах преобразователя ветроэнергетической установки в диапазоне от минимально допустимого напряжения до наибольшего рабочего напряжения. Минимально допустимое напряжение 
, В, рассчитывается по формуле:
где 
— коэффициент запаса устойчивости по напряжению, равный 0,15.
Таким образом, принципиальное отличие требований между СЭС и ВЭС заключается в точке контроля напряжения, а именно ВЭС контролирует напряжение на уровне преобразователя каждой установки, тогда как у СЭС напряжение на уровне шин станции.
При возникновении авариных режимах работы могут наблюдаться такие явления как просадка напряжения (вследствие возникновения короткого замыкания) или повышение напряжения (при внезапном отключении крупной нагрузки). Для устойчивой работы электростанций, использующих возобновляемые источники энергии, предъявляют требования LVRT (Low Voltage Ride-Through) и HVRT (High Voltage Ride-Through).
Рисунок 2. Типовая характеристика LVRT и HVRT
Low Voltage Ride-Through (LVRT) - это способность генерирующего оборудования оставаться подключённой к электрической сети и продолжать работу во время кратковременного снижения напряжения во время возникновения аварийных режимов работы энергосистемы. Согласно требованиям российских стандартов, электростанции мощностью 5 МВт и выше должны оставаться подключёнными к сети при кратковременных провалах напряжения в соответствии с вольт-секундными характеристиками (ВСХ) преобразователя. На момент написания статьи в ГОСТ не представлены требования по обеспечению вольт-секундной характеристики LVRT и параметры ВСХ определяются с учётом требований, установленных в инструкциях организаций-изготовителей преобразователей. Оценка выполнения этого требования осуществляется путём сравнения расчётных значений снижения напряжения при нормативных возмущениях с уставками технологических защит инверторного оборудования. Типовые требования к ВСХ включают выдерживание провала напряжения до 0% в течение не менее 150 мс, сохранение подключения при напряжении выше 0,15 о.е. в течение 2–3 секунд, а также обязательную выдачу максимально возможной реактивной мощности с задержкой не более 50 мс для поддержания напряжения в точке присоединения.
High Voltage Ride-Through (HVRT) - это способность генерирующего оборудования оставаться подключённой к электрической сети и продолжать работу при возникновении кратковременного повышения напряжения во время аварийных режимов работы энергосистемы, что особенно актуально в сетях с высокой концентрацией распределённой генерации при низкой нагрузке. Согласно требованиям российских стандартов, электростанции мощностью 5 МВт и выше должны оставаться подключёнными к сети при перенапряжениях до 1,25 о.е. в течение не менее 0,5 с и до 1,10–1,15 о.е. — в течение 10–20 с. В этом режиме допускается снижение активной мощности и управление реактивной мощностью в индуктивную сторону для подавления роста напряжения. Такой подход особенно важен для сетей с высокой концентрацией распределённой генерации в периоды низкой нагрузки и высокой выработки ВИЭ.
П.1.3. Регулирование активной мощности
Регулирование активной мощности ветро- и солнечных электростанций осуществляется с существенно различными скоростными характеристиками, что обусловлено физическими особенностями применяемого оборудования.
Ветроэлектрические станции согласно ГОСТ Р 58491-2019 должны обеспечивать снижение активной мощности в пределах регулировочного диапазона со скоростью не менее 10 % номинальной мощности в минуту, при этом максимальная скорость набора мощности ограничена тем же значением — 10 % номинальной мощности в минуту. Такие ограничения связаны с инерционностью механических процессов в ветрогенераторах: изменение угла установки лопастей, перераспределение аэродинамических нагрузок и динамика вращающихся масс требуют определённого времени для безопасного перехода между режимами работы.
В отличие от ветровых установок, солнечные электростанции, регламентируемые ГОСТ Р 70787-2023, обладают значительно более высоким быстродействием. Снижение активной мощности по диспетчерской команде или команде режимной автоматики должно происходить со скоростью не менее 100 % номинальной мощности станции в минуту, то есть фактически в течение нескольких секунд. Это обусловлено тем, что инверторное оборудование СЭС не имеет механических движущихся частей и способно практически мгновенно изменять уровень выдаваемой мощности путём корректировки угла управления силовыми ключами преобразователя. Более того, станция должна обеспечивать возможность полного отключения по команде противоаварийной автоматики, что критически важно для быстрого реагирования на аварийные ситуации в энергосистеме.
Таким образом, десятикратная разница в скоростях регулирования отражает фундаментальное различие в физической природе генерации: ветроэнергетика ограничена механической инерцией вращающихся систем, тогда как солнечная энергетика, базирующаяся на статических преобразователях, обладает потенциалом для сверхбыстрого управления мощностью, что делает её особенно ценной для обеспечения оперативной устойчивости энергосистемы в переходных режимах.
П.1.4. Регулирование реактивной мощности
Управление реактивной мощностью является критически важной функцией для поддержания профиля напряжения в распределительных сетях. В отличие от классических электростанций, ветро- и солнечные установки не обладают естественной способностью к генерации реактивной мощности, что требует применения специальных алгоритмов управления и соблюдения строгих нормативных требований.
Согласно ГОСТ Р 70787–2023 солнечные электростанции обязаны обеспечивать регулирование коэффициента мощности в диапазоне от 0,95 опережающего до 0,95 отстающего в точке присоединения к энергосистеме при уровне генерируемой активной мощности от 20 % до 100 % номинальной. По диспетчерской команде станция должна поддерживать один из трёх режимов работы: генерацию максимальной реактивной мощности в пределах своей P-Q диаграммы, потребление максимальной реактивной мощности или автоматическое регулирование напряжения на выводах станции. Ветроэнергетические установки, в свою очередь, в соответствии с ГОСТ Р 58491–2019 (с Изменением №1) должны обеспечивать возможность регулирования реактивной мощности и/или автоматического поддержания заданного значения напряжения в пределах заводской P-Q диаграммы, определяющей допустимую область комбинаций активной и реактивной мощности.
Типовая P-Q диаграмма представляет собой пятигранную область, ограниченную пятью линейными зависимостями: максимальной активной мощностью, границами при коэффициенте мощности 0,85 в опережающем и отстающем диапазонах (соответствующими |Q| ≤ 0,32 о.е. при полной загрузке), а также двумя наклонными линиями, связывающими реактивную мощность с уровнем активной генерации. Эта диаграмма отражает физические ограничения преобразователя и генератора, а также требования системного оператора к поддержке напряжения.
Рисунок 3. Типовая PQ-диаграмма
Реализация управления реактивной мощностью может осуществляться по трём основным законам регулирования. Фиксированный коэффициент мощности предполагает поддержание заданного значения 
независимо от уровня активной мощности и напряжения. Зависимость реактивной мощности от напряжения (Q(U)-характеристика) обеспечивает автоматическую коррекцию реактивной мощности в ответ на отклонения напряжения в точке присоединения, что способствует локальной стабилизации профиля напряжения. Регулирование напряжения (V/f-характеристика) реализует прямое управление напряжением на шинах станции за счёт динамической генерации или потребления реактивной мощности.
В аварийных режимах, особенно при провалах напряжения и коротких замыканиях, ветро- и солнечные электростанции обязаны обеспечивать выдачу максимально возможной реактивной мощности для поддержания напряжения в точке присоединения. Современные преобразователи обладают высоким быстродействием: в нормальных режимах они способны реализовать 90 % требуемой реактивной мощности в течение 1–5 секунд, а в аварийных условиях — не более чем за 50 миллисекунд.
П.1.5. Требования к работе оборудования в аварийных режимах при нормативных возмущениях
Требования к работе оборудования при нормативных возмущениях (в аварийных режимах) направлены на обеспечение сохранения работоспособности силового оборудования при протекании токов короткого замыкания. В отличие от синхронных генераторов, инверторы не вносят значительного тока короткого замыкания в сеть (их вклад ограничен алгоритмами защиты), однако они должны выдерживать токи КЗ, поступающие от других источников генерации в энергосистеме.
Синхронные генераторы при коротком замыкании выдают значительный ток подпитки, превышающий номинальный в 5–10 раз, благодаря энергии, запасённой во вращающейся массе ротора и электромагнитным процессам в обмотках. Инверторные источники — солнечные электростанции и ветроэлектрические станции с полной преобразовательной системой (типы III и IV) — не способны генерировать ток короткого замыкания, превышающий возможности силовых полупроводниковых ключей. Это принципиальное отличие обусловлено физическими особенностями преобразовательного оборудования.
Максимальный ток, который может выдать инвертор, ограничен 1,1–2,0-кратным значением номинального тока станции:
Величина данного тока поддерживается в течение очень короткого времени (обычно не более 100–200 мс), после чего оборудование либо ограничивает ток на безопасном уровне, либо отключается для защиты полупроводниковых элементов от теплового повреждения.
В аварийных режимах при несимметричных коротких замыканиях (однофазных, двухфазных) возникает ток обратной последовательности, величина которого определяется исключительно алгоритмами управления и тепловыми пределами полупроводниковых ключей (инверторы не имеют «встроенной» защиты от тока обратной последовательности). В связи с тем, что инвертор может кратковременно (50–200 мс) выдать ток в повреждённой фазе от 
до 
, возникает ток обратной последовательности, который определяется по следующей формуле:
где переменная 
является оператор поворота фаз.
В зависимости от вида несимметричного короткого замыкания ток обратной последовательности может составлять величину от 0,67 до 1,15 от 
при максимальном 2-х кратном ограничении тока в повреждённой фазе.
В качестве примера рассмотрим инвертор мощностью 1 МВА (
на 10 кВ). В случае если максимальный фазный ток в повреждённой фазе ограничивается коэффициентов 2,0 и составляет величину:
При однофазном КЗ ток обратной последовательности 
При двухфазном КЗ ток обратной последовательности 
Российские стандарты не нормируют ток обратной последовательности для инверторов ВИЭ напрямую. Ограничение 
обеспечивается косвенно через общее ограничение тока фазы. Для сетей с высокой долей инверторной генерации рекомендуется применять оборудование с функцией активного ограничения тока обратной последовательности, особенно при подключении через трансформаторы с воздушным охлаждением или при наличии чувствительных потребителей.
Согласно ГОСТ Р 70787-2023 и ГОСТ Р 58491-2019 основное требование к ВИЭ в аварийных режимах заключается не в формировании тока короткого замыкания, а в сохранении работоспособности при протекании токов КЗ, поступающих от других источников генерации в энергосистеме. Станции должны выдерживать термическое и динамическое воздействие токов короткого замыкания в течение времени, необходимого для срабатывания защитных устройств, и не отключаться при нормативных возмущениях в прилегающей сети. При этом вклад самой станции в ток КЗ не нормируется как обязательный параметр.
П.1.6. Переход в автономный режим и синхронизация
Защита от изолированной (островной) работы является обязательной функцией для всех электростанций на ВИЭ, подключённых к распределительным сетям. При отделении станции от основной сети инверторное оборудование должно автоматически отключаться в случае выхода параметров режима (частоты и напряжения) за допустимые пределы. Автоматическое повторное включение станций, отключённых вследствие недопустимого повышения частоты, не допускается без участия оперативного персонала.
Синхронизация и включение станции в работу должны осуществляться только при длительно допустимых уровнях частоты (49,2–50,5 Гц) и напряжения (0,9–1,1 от номинального значения). Для станций, способных работать в изолированном режиме (например, при наличии систем накопления энергии), должны быть предусмотрены специальные алгоритмы плавной синхронизации при восстановлении связи с основной сетью, исключающие возникновение бросков тока и механических усилий.
П.2. Заключение
Рост доли возобновляемых источников энергии в структуре генерирующих мощностей Единой энергетической системы России обусловливает необходимость обеспечения их надёжного функционирования при нормативных возмущениях для предотвращения развития системных аварий. Благодаря современным требованиям к электростанциям на возобновляемых источниках энергии, а также достижениям в области силовой электроники и развитию алгоритмов управления инверторами, станции сегодня способны динамически поддерживать напряжение и баланс реактивной мощности, сохранять устойчивость при провалах (LVRT) и перенапряжениях (HVRT), а также участвовать в регулировании частоты в переходных режимах. Эти функции позволяют ВИЭ полноценно интегрироваться в энергосистему как равноправные участники, способные оперативно реагировать на возмущения, поддерживать баланс активной и реактивной мощности и обеспечивать устойчивость сети на уровне, сопоставимом с традиционными генерирующими объектами.
