Мне кажется вы немного смешиваете два вида регулирования у СГ.
Регулированием напряжения занимается АРВ (хотя оно еще опосредованно влияет на активную мощность, но эта связь мала). Напряжение для АРВ берут либо с шин генератора, либо с ВН блочного трансформатора (регулирование с компенсацией). АРВ измеряет действующее значение напряжения. Как раз в случае регулированием с компенсацией повышение активной мощности сопровождается повышением напряжения на шинах (т.к. АРВ поддерживает напряжение за трансформатором, при увеличении мощности увеличивается падение напряжения на трансформаторе, АРВ реагирует на снижение напряжения и задирает возбуждение, и, как следствие, напряжение на своих шинах).
Регулированием активной мощности занимается АРЧВ - он смотрит частоту. И, как правильно было сказано, если не рассматривать регулирование с компенсацией, увеличение активной мощности будет происходить без роста напряжения.
Собственно, к посту #24 добавить особо нечего.
Если вернуться к первоначальному вопросу: современные полупроводниковые преобразователи имеют 4-х квадрантную систему регулирования, т.е. фактически выдавать любую комбинацию потребления\генерации активной и реактивной мощности (естественно, с учетом перегрузочной способности и заряда конденсатора). Т.е. такой ПП преобразователь может в точке подключения формировать напряжение с заданным углом и модулем. Собственно поэтому и спрашивал в начале обсуждения: в чем конкретно проблема в выдаче активной мощности.

Значит другие есть генераторы, которые занимаются регулированием напряжения. Либо СКРМ.

При выдаче только активной мощности, принимая условно наиболее тяжелый вариант, когда вся мощность передаётся за эквивалентное сопротивление сети получим, что напряжение на генераторе будет 22,98 кВ. При напряжении на шинах бесконечной мощности 22 кВ
http://rzia.ru/uploads/images/10358/2906fa88aeb1e09c175e592e382a8e2c.jpg
Вверху отображается полная мощность в комплексной форме в МВт+j*Мвар, внизу напряжение и его угол
Если мы зафиксируем напряжение 22 кВ и на стороне нашего генератора, то получим, что он должен принимать примерно 0,85 Мвар. Ну или не он, а некий реактор шунтирующий. Как-то так.
http://rzia.ru/uploads/images/10358/23b6bbed3c95052eab90fc32d0949d04.jpg

В принципе, то про что я говорю, по моим расчетам выше примерно так и получается. А в какой программе моделировали?

Добавлено: 2021-12-19 15:13:18

Это все вопросы законодательства, в ЕС ты генераторам до 5МВ вообще ничего предъявить не можешь. Единственный вариант до  подключения  обязать оплатить меры по усилению сети (например ЛЭП 110кВ с подстанцией), т.е сделать такую СЭС экономически нецелесообразной. Данный объект построен в переходный период и к нему вообще сложно что-то предъявить.
СЭС с накопителями не имеет смысла в принципе, так это делает ее нерентабельной в любых условиях.

Это MATLAB-SimPowerSystems. Но модели нагрузок и генераторов самодельные. В модели нагрузки задающий ток считается методом простои итерации, а в генераторе - модуль ЭДС и угол через частные производные напряжения и мощности. В принципе, для небольших сетей (до 60 узлов) можно выпросить у разработчиков студенческую версию RastrWin или одно время распространялся его бесплатный упрощенный аналог InorXL ( https://inorxl.com/ ).
Я так понял, у Вас главная цель - в часы интенсивной инсоляции обеспечить предельную по току загрузку инвертора активной мощностью. Тогда действительно, параллельно вашему источнику потребуется какое-либо устройство компенсации реактивной мощности ставить, у которого стоимость потребления/генерации Q будет ниже, чем у инвертора. Другой вариант - попробовать разобраться с режимом напряжения в прилегающей сети 20 кВ. Может быть его в допустимые пределы Вашего инвертора как-то ещё ввести можно? Например, через изменение положения РПН на подстанции 110 кВ?

Если СЭС накопитель не нужен, тогда конечно!!! тогда работа СЭС аналогична работе СГ!

Вы ищите каких-то волшебных заклинаний, что бы как-то всё устроилось само собой.

Считал устойчивость Крыма, там 297 МВт СЭС и ни одной батарейки (новая Сакская ТЭЦ строилась уже позже, чем СЭС 120 МВт на хрена? если мощности СЭС завались , Симф ТЭЦ 100 МВт модернизация с пермаркировкой турбин тоже на хрена, блоки на ГТУ и те по 165 МВт, аж 8 штук установили на хрена если СЭС 300 МВт поставили  бы всего 6 и хватило бы),

это такой маразм, по налепили столько АРЗКЗ из-за этих СЭС, были бы накопители работа ли бы в базе со стабильной заданной сезонной мощностью...
однако с напряжениями всё нормально...

для моделирования СЭС можно взять SimInTech,
моделирование поэлементно и нет ограничений как в MatLab (после 100...150 элементов виснет), преобразователи и проч.
прога бесплатна ... пример там есть, дерзайте!

В том и вся мерзость ситуации, что в Ростовской ЭС от Ростовской АЭС (именно АЭС) т.е. все блоки которые есть всегда будут работать на полную мощность! и качать эл.эн. в Крымы, но от Украины остались СЭС общей мощн. 297 МВт!!! ну это же известные экономисты, если не сказать грубее скупердяи, т.е. естественно без накопителей. Если учитывать всё летом: обе ст. 470х2 + 120 + 100 и +297 СЭС, то Крым начинает выдавать на материк!!! во как!!! вот такой маразм пришлось считать!!!
Понимаете в чём дело, тогда наверно нужно будет один блок на Ростовской АЭС погасить.
Вообще нужно исходить, что проще гасится и регулируется,
тепловые можно гасить (планово тоже не минуты, подготовка может занять десятки минут) и вводить, цикл может занимать от 1 ч. до 2, с ГТУ сложнее минимум 3-4 часа. после погасания, а вот СЭС отключил за доли секунды, включил за минуты (преобразователю всё же надо выйти на требуемый режим).
У всех станций есть жёсткий график выдачи мощности и понятно это их деньги, но с другой стороны - это гарантированная энергия, а зимой ещё и тепловая-отопление, поэтому никто не будет гасить блоки на станциях, если видите ли какой-то СЭС захотелось выдать эл.ен. из-за того, что яркое солнышко выглянуло! Поэтому, должен быть накопитель
и для СЭС должна быть задана постоянная генерируемая мощность и днём и ночью одна и та же.
Мощность накопителя может быть в широком диапазоне, но менее мощности самой СЭС наверно, как Вы говорите, не рентабельно.
Проблема, в том, что СЭ дорогие, но аккумуляторы ещё дороже, поэтому всегда экономят.
Для меня остаётся загадкой: как определяют необходимую, оптимальную мощности СЭС, как считают СВМ СЭС??? из каких соображений, хз...

Практический пример. Посёлок Ключи рядом с чёртовыми куличками. ВЛ 35 кВ не добьёт, а 110 кВ слишком дорого - никогда не окупится. Поэтому автономная ЭС. Нагрузка, порядка 6,6/10 МВт. Ставят ДЭС - 6,5 МВт и так решили СЭС с накопителями 6,4 МВт (СЭС занимает поляну 6 Га), работают в параллель. Посчитали по режимам, вроде всё сходится и летом и зимой. Но без накопителя на солярке прогорят...

Так и задано.