Современное состояние проблемы и тенденции

В последние годы в электроэнергетике России произошли количественные и качественные изменения, режимы энергосистем значительно утяжелились. Работа с минимальным резервом по мощности, повышение числа высокоэкономичных, но маломаневренных энергоблоков, отставание сетевого строительства и увеличение числа слабых связей существенно усложнили проблемы статической и динамической устойчивости, живучести энергосистем, надежности и качества электроснабжения, несмотря на успехи, достигнутые в области автоматизированных систем диспетчерского управления и систем автоматического управления и противоаварийной режимной автоматики.

В настоящее время в ЕЭС России продолжают оставаться напряженными режимы ее работы, сохраняется достаточно сложная топливная проблема, возрастают трудности управления энергосистемами в связи с большой долей недостаточно маневренных крупных энергоблоков тепловых электростанций. Высокие требования, предъявляемые к электроэнергетике предопределяют радикальную перестройку электроэнергетики, как принципов ее построения и управления, так и требуемого оборудования, т.е. объективно необходимы качественные изменения в технике производства и распределения электроэнергии. Необходимость экономии топлива предъявляет высокие требования к экономичности режимов.

В настоящее время формирование мощных электроэнергетических систем характеризуется повышением доли блоков, работающих в базе суточных графиков нагрузки. В определенной мере этому способствует существующая практика обновления генерирующих мощностей, при которой на станциях последовательно демонтиру­ются маневренные агрегаты мощностью 50÷200 МВт. В результате, при нагрузках, составляющих 50% от номинальной, расход топлива увеличивается на 16-26 г/кВтчас. Статистический анализ работы объединенных энергосистем показывает, что, наряду с повышением надежности энергоснабжения и снижением затрат на резервирова­ние, уплотнения суточных графиков нагрузки не наблюдается. Объективный учет тенденций в развитии топливно-энергетического комплекса также говорит о том, что в ближайшие 30-40 лет ос­новными производителями электроэнергии останутся тепловые электростанции, стоимость топлива будет возрастать, а межсис­темные связи еще на долгие годы будут отнесены к разряду "сла­бых связей". Вследствие этого, включение в электроэнергетичес­кую систему накопителей, позволяющих разделить во времени про­цессы выработки и потребления энергии (при условии их высокого КПД), имеет большое народнохозяйственное значение.

Аккумулирование энергии позволит увеличить мощность и время работы базовых электростанций, улучшив тем самым технико-эко­номические показатели крупных энергоблоков благодаря сущест­венному уменьшению эксплуатационных расходов, уплотнить график нагрузки и компенсировать ее пиковые изменения. Кроме того, накопители могут существенно повысить устойчивость крупной станции при обеспечении баланса мощности электроэнергетической системы. Включение накопителя в энергосистему в качестве са­мостоятельной структурной единицы является объективной необхо­димостью и на ближайшую перспективу нет альтернативных решений для мощных ТЭС и АЭС с накопителями энергии, можно ожидать, что более 10% всей вырабатываемой энергии, прежде чем попасть к потребителю, будут проходить через системы накопите­лей.

На современном эта­пе развития Единой энергетической системы (ЕЭС) динамические свойства энергообъединений настолько усложнились и системная автоматика достигает такого уровня сложности, что могут возникать проблемы в отношении устойчивости, регулирования частоты и активной мощ­ности[1,2 и др.]. Именно сложность динамических свойств энергообъединений и отсутствие целостного взгляда на проблему управляемости привели к тому, что некоторые научно-исследовательские организации и специа­листы считают неизбежной необходимостью выполнять объединения подсистем только через вставки постоянного тока, с целью секционирования энергообъединения по каналам распространения возмущений, обеспечивающих либо полное разделение системы по возмущениям, либо интенсивное затухание по мере их трансляции.

Переходные процессы в сложных энергообъединениях представляют собой взаимообусловленную совокупность движений локального (в подсистемах) и межсистемного (обменного) характера. Результатом взаимодействий выступает процесс распространения и распределения возмущения, проявляющийся в том, что движение, инициированное возмущением в одной из подсистем, последовательно и постепенно, через промежуточные подсистемы, транслируется вдоль энергообъединения, вызывая развитие переходных процессов в удаленных от места возмущения регионах. Возмущения, действующие на ОЭС можно разделить по частотному спектру на высокочастотные (с периодом менее 1 минуты), низкочастотные (с периодом колебания до 5 минут) и инфранизкочастотные (с периодом колебания более 5 минут). Высокочастотные составляющие колебаний мощности (так называемые "шумы" системы), хотя они, как правило, имеют небольшую амплитуду, но могут угрожать устойчивости связи, особенно слабой. Низкочастотные колебания мощности имеют большую амплитуду и связаны с действительными обменами мощности.

Таким образом, вытекает правомерность постановки и необходимость решения задачи управления процессами распространения возмущений, весь комплекс противоаварийных мероприятий и системная автоматика предназначены для ее решения. Решение проблемы локализации возмущений с помощью средств регулирования и противоаварийного управления во многом определяют надежностные показатели работы протяженных энергообъединений. В понятии надежность функционирования электроэнергетической системы целесообразно выделить понятие схемная и режимная надежности. Схемная надежность в основном связана со структурой системы. Режимная надежность является сложной функцией структуры, динамических и статических параметров, диапазона осуществляемых режимов, статистических параметров возмущающих воздействий. Обеспечение схемной надежности, т.е. построение системы с достаточным уровнем резервирования при отказах элементов, автоматически не приводит к системе с высоким уровнем режимной надежности во всем диапазоне пространства состояний. Режимная надежность определяется технологическими ограничениями (в том числе по устойчивости), процессами распространения возмущающих воздействий и развития аварийных состояний.

Многочисленные системные испытания, проведенные в объединенных энергосистемах ЦДУ ЕЭС, ВНИИЭ, НИИПТ, Энергосетьпроект, СибНИИЭ, ВЭИ, ВНИИЭлектромаш позволили обнаружить одну важнейшую общую закономерность для переходных явлений в объединенных энергосистемах. Чем более низкочастотный спектр рассматриваемых движений, тем более системный характер они приобретают, т. е. низкочастотные движения определяются не столько региональными параметрами района возмущения, сколько свойствами всей системы в целом[3].

Целостный взгляд на анализ динамических свойств энергообъединений позволяет оценить эффективность традиционных средств регулирования (АРВ, АРС, АРЧМ ), а также определить необходимость создания принципиально новых комплексов электрооборудования - накопителей энергии и устройств управляемых (гибких) систем электропередач переменного тока -Flexible Alternative Current Transmission System (FACTS)

АРВ синхронных генераторов при использовании в законе управления вектора скорости и больших коэффициентов усиления позволяет обеспечить требуемые динамические характеристики для движений с частотами свыше 0.8 Гц. Более низкочастотные колебания уже характеризуют обменные процессы, воздействие на них АРВ не эффективно в силу недостаточного ресурса управления. Автоматические регуляторы частоты вращения недостаточно эффективно демпфируют такие колебания в силу их малого быстродействия.

Новые возможности появились с разработкой управляемых статических компенсаторов реактивной мощности (СТК и СТАТКОМ), которые, кроме обеспечения требуемого баланса реактивных мощностей и поддержания уровня напряжения, при соответствующих законах регулирования могут эффективно демпфировать как локальные колебания, так и системные.

При анализе системных испытаний, все возмущения (изменения нагрузки ОЭС) были условно разбиты на следующие три группы: возмущения, связанные с отклонением графика нагрузки от запрогнозированного; кратковременные случайные колебания не превышающие 2 ÷ 5% общей мощности; крупные возмущения.

Общее выражение для возмущающих воздействий Р_н(t), вызывающих отклонения частоты и перетоков мощности межсистемных связей можно представить в виде

где ΔР_н(t) – отклонение от плановой составляющей, имеет период Т = 5 – 25 мин; - нерегулярная составляющая колебаний мощности, имеющая два основных частотных спектра: первый с периодом колебаний 10 – 20 с и второй с периодом колебаний 1,5 – 4 мин - составляющая Р_н(t), характеризующая резкие изменения небаланса мощности.

Количественные характеристики этих составляющих возмущений являются исходными данными для определения допустимых значений перетоков, а также для предъявления требований к системной автоматике и к регулирующим станциям, включающие в себя регулировочный диапазон и требуемую скорость изменения мощности станций в пределах регулировочного диапазона.

В тех случаях когда крупные блоки вынуждены привлекать к регулированию переменной части графика нагрузки, значительно увеличивается расход топлива.

Потери, возникающие на блоках станций при колебаниях мощности, разделяют на две основные группы: статические и динамические. Статические потери являются функцией только амплитуды колебаний, в то время как динамические являются функцией и амплитуды и частоты колебаний.

Известно соотношение суммарных потерь от колебаний мощности блоков станций при регулировании частоты и обменной мощности[4]

M [Z_бл] = G (ω, M[P_бл]) · D [P_бл]

где М [Z_бл] – математическое ожидание суммарных добавочных потерь от колебаний мощности блоков станций; М [P_бл] – математическое ожидание мощности блока; G(ω, M[P_бл]) – функциональный коэффициент, зависящий от частотного спектра и колебаний нагрузки блоков станций, а также от местонахождения рабочей точки на расходной характеристике блока; D[P_бл] – дисперсия колебаний мощности блока.

Величина G существенно зависит от колебаний нагрузки. Для случая подавления небалансов мощности с периодом менее 3-х минут функциональный коэффициент G достаточно велик (≈2) и потери от колебаний мощности на электростанциях ощутимы.

В случае, если система автоматического регулирования частоты и активной мощности регулирует лишь медленные отклонения небаланса, период которых больше двадцати пяти минут, G ≈ 0,3 и потери от колебаний мощности регулирующих станций значительно меньше.

Размах нерегулярных колебаний определяет одну из важнейших составляющих регулировочного диапазона. Вторая составляющая регулировочного диапазона связана с монотонными изменениями.

Объективный анализ колебательных свойств энергообъединений позволяет выявить случаи, когда вставки постоянного тока не только весьма полезны, но и незаменимы. К таким случаям относятся, например: установка вставок на параллельных линиях переменного тока (когда одна из линий, снабженная вставкой, образует звено, пропускающее через себя возмущения и повышающее пропускную способность остальных линий), установка вставок на связях с весьма удаленными и относительно маломощными системами, когда наличие вставки решает проблему передачи мощности. Совмещение вставки постоянного тока накопителем энергии позволяет в неопасных ситуациях работать в режиме переменного тока, а в опасных ситуациях не пропускать обменные возмущения за счет перевода схемы связи накопителя с энергосистемой в режим вставки постоянного тока.

В работах ОАО «Институт «Энергосетьпроект» выполнены исследования по покрытию переменной электрической нагрузки ОЭС Европейской секции ЕЭС России, включая ОЭС Урала, в период до 2020 года. На основе традиционных методов проектирования энергосистем разработаны базовые варианты покрытия расчетных прогнозных графиков электрической нагрузки и, в частности, их переменной части. В этих вариантах во всех ОЭС покрытие переменной нагрузки предусмотрено ГЭС, КЭС на газе и ТЭЦ, а в ОЭС Центра дополнительно ГТУ и ГАЭС.

Узким местом такого решения является использование конденсационных блоков на газе К-150, К-200, К-300 и К-800 в маневренном режиме. Многие из этих блоков в рассматриваемый период будут эксплуатироваться с переработкой паркового ресурса, и возможность их использования в маневренных режимах вызывает сомнения.

Hеобходим скорейший запуск рынка системных услуг с адекватной оплатой высокоманевренных и резервных мощностей ГЭС и ГАЭС. Это обусловлено нехваткой мощности, обостряющейся в последние годы, и практически полным исчерпанием гидроэнергетического потенциала в Европейской части страны. В этих условиях резко возросла потребность в маневренных мощностях, а лучшим способом ее удовлетворить является строительство накопительных систем большой энергоёмкости в первую очередь гидроаккумулирующих станций и СПИН.

В странах со значительной долей АЭС технологические ограничения, связанные с режимом их работы, во многом преодолеваются благодаря наличию в системе гидроаккумулирующих станций, доля которых, например, во Франции составляет 10 процентов от мощности АЭС, а в Японии – до 30 процентов. То же самое можно сказать и в отношении эксплуатации маломаневренных мощных ТЭС, особенно когда характерное для отечественной энергетики укрупнение единичных мощностей агрегатов вступает в противоречие с маневренностью энергосистем.
В настоящее время намечается строительство гидроаккумулирующих станций, в том числе Загорской ГАЭС-2 в Московской области, Ленинградской, Центральной и Зеленчукской (Ставропольский край) гидроаккумулирующих станций.

Существенными недостатками ГАЭС являются малая удель­ная энергоемкость, низкий КПД, высокие требования к месту установки.

Развитие систем передачи электроэнергии в мире в последнее время характеризуется их значительным усложнением, повышением их интеллектуального уровня, активным внедрением возобновляемых источников энергии (ВИЭ), распределенных генераторов, конечных потребителей с управляемым потреблением, а также систем коммуникации и систем управления. Эти изменения призваны обеспечить преимущества, такие, как возможность отвечать целям государственной политики по диверсификации электроэнергетики и предоставлению потребителю больших возможностей выбора при обеспечении собственного электроснабжения. Однако, эти преобразования сталкиваются с определенными проблемами, такими как:

• Рост вклада в суммарную генерацию изменяющейся, в значительных пределах, во времени генерации возобновляемых источников энергии, регулирование которой затруднительно.

• Непостоянство выходной мощности солнечных электростанций, обусловленное продолжительностью светлого времени суток, облачностью и другими факторами, может привести к резким изменениям выходной мощности и потребовать непредсказуемого управления нагрузкой. Более того, резкие изменения выходной мощности ветровых генераторов, будь то быстрые колебания (секундные) или более медленные (минутные), могут влиять на напряжение в распределительной сети (если ВИЭ присоединены к распределительной сети). Кроме того, для нейтрализации резких изменений генерации ветровых станций может потребоваться дополнительные резервы мощности в системе.

• Реверсивные перетоки, создаваемые распределенными источниками генерации, требуют пересмотра требований к средствам регулирования напряжения и релейной защиты, спроектированным для случая однонаправленного перетока мощности.

• Ограниченная пропускная способность линий электропередачи вынуждает ВИЭ снижать генерацию в периоды максимума производства электроэнергии, а увеличение пропускной способности за счет ввода новых сетевых объектов сталкивается с экологическими и регуляторными ограничениями.

• Энергокомпании изыскивают новые пути продления срока использования активов, задерживая инвестиции в модернизацию систем, поддерживая при этом надежное электроснабжение по приемлемым для потребителей ценам и учитывая неопределенность в росте нагрузки.

Активное внедрение систем накопления энергии (СНЭ) в энергосистемах в какой-то мере позволит преодолеть указанные выше проблемы. Предлагаемые СНЭ могут ранжироваться по мощности от нескольких кВт до тысяч МВт. Время разряда может также меняться от сотых долей секунды до нескольких суток. СНЭ могут управляться локально и с удаленных центров управления. Они могут быть спроектированы таким образом, чтобы очень быстро реагировать на управляющие команды. СНЭ могут потреблять и выдавать активную мощность, а в соединении с устройствами силовой электроники – реактивную мощность. В зависимости от потребностей энергосистемы СНЭ могут обеспечить регулирование частоты и напряжения, сдвиг во времени потребления и генерации, регулировку мощности на выходе системы ВИЭ+СНЭ, расширить возможности диспетчерского управления. Они могут быть спроектированы для потребностей распределительной и/или передающей сети, для одноцелевого использования или многоцелевого использования, или для целей управления на стороне потребителя.

Каждая технология накопления энергии характеризуется капитальными затратами на ее внедрение, а также эксплуатационными расходами. В общем, в настоящее время некоторые технологии накопления энергии не являются экономически эффективными, и в перспективе необходимо снизить, в первую очередь, капитальные затраты. Стоимость различных СНЭ и выгода от их применения в значительной степени зависят от их структуры в терминах мощности разряда (МВт) и энергетической емкости (МВт∙ч). Независимым системным операторам (НСО), энергокомпаниям, продавцам и провайдерам технологий накопления энергии необходимо активно формировать правила развивающегося рынка СНЭ, а также эксплуатационные требования с тем, чтобы добиться максимальной экономической эффективности от применения СНЭ. В идеале рынки и тарифы должны быть спроектированы таким образом, чтобы можно было бы воспользоваться преимуществами СНЭ без дополнительных неоправданных затрат.