CC BY
228
ISSN 1992-6502 (Print)
2018. Т. 22, № 4 (82). С. 119-131 УДК 004.65
Вестник УГАТУ
ISSN 2225-2789 (Online)
http://journal.ugatu.ac.ru
Об особенностях малой и распределенной генерации
в интеллектуальной электроэнергетике
1 2 3
Б. В. Папков1 , В. Л. Осокин2, А. Л. Куликов3
1 boris.papkov@gmail.com, 2 osokinvl@mail.ru, 3 inventor61@mail.ru
1 2 ГБОУ ВО «Нижегородский государственный инженерно-экономический университет» (НГИЭУ) 3 ФГБОУ ВО «Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева» (НГТУ)
Поступила в редакцию 11.06.2018
Аннотация. Проанализированы особенности внедрения и эксплуатации систем распределенной генерации (РГ) с учетом возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) и накопителей. Показаны востребованность РГ для отдельных регионов и предприятий и основные преимущества развития и внедрения систем РГ. Определены главные факторы, стимулирующие развитие РГ. Рассмотрены основные причины, связанные с необходимостью сооружения систем РГ, и проблемы, возникающие при их эксплуатации. Проанализированы особенности параллельной работы генерирующих установок (ГУ) систем РГ с основной энергосистемой. Показана необходимость обеспечения устойчивой, надежной и экономичной работы потребителей; необходимость учета реверсивных потоков мощности и применения современных микропроцессорных систем релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиПА). Отмечены негативные стороны массового внедрения РГ. Приводится ряд обобщенных рекомендаций по автоматизации управления режимами отдельных ГУ систем РГ с учетом режимов электроснабжения потребителей.
Ключевые слова: распределенная генерация; возобновляемая энергетика; интеллектуальная энергосистема; активно-адаптивная сеть; управление; режим; надежность; активные потребители; эффективность; релейная защита; противоаварийная автоматика.
ВВЕДЕНИЕ
Развитие интеллектуальных энергосистем с активно-адаптивной сетью (ИЭС ААС) формирует структуру и свойства современной клиентоориентированной электроэнергетики, обеспечивающей свободный доступ к электроэнергии при активном поведении потребителей. Структуру и функционирование электроэнергетики РФ определяют уже не только государство и крупные промышленные объекты, а и множество мелких игроков энергорынка, включая потребителей разных типов, становящихся все более активными [1]. Одной из основных характеристик интеллектуальной электроэнергетической системы (ЭЭС) является активное поведение конечного потребителя, под
которым понимается возможность самостоятельного изменения объема и функциональных свойств (надежность, безопасность, живучесть, экономичность и т.д.) получаемой электроэнергии на основании баланса своих потребностей и возможностей ЭЭС [1, 2].
Этот процесс происходит в соответствии с изменениями мирового энергетического уклада путем перехода от централизованной к клиентоориентированной распределенной интеллектуальной энергетике. Клиентоори-ентированность ИЭС ААС требует развития нового уровня отношений между энергетическими компаниями и потребителями энергии, обеспечивая [2]:
• достаточность энергетических услуг надлежащего качества (мощность, объем
и график электропотребления, качественные показатели электрической энергии);
• допустимость (технологическую, экономическую, экологическую, социальную) совместной работы энергосистем централизованного и децентрализованного энергоснабжения с поддержанием необходимого уровня резервирования, надежности, безопасности и живучести;
• доступность предоставления услуг (подключение потребителей) и поставок электроэнергии в соответствии с экономически обоснованным спросом.
Выполнение этих условий требует перехода к новым условиям функционирования, обеспечивая [2]:
• взаимодействие сети с любыми видами генерации, включая малые, нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (ВИЭ);
• максимально эффективное взаимодействие сети с потребителями за счет ситуационного регулирования нагрузки с учетом технологических особенностей и требований потребителя;
• создание сетевой структуры с гибкими активно-адаптивными связями, обеспечивающими обмен и регулирование базовой, пиковой и полупиковой мощностью в автоматизированном, а в перспективе - в автоматическом режиме;
• освоение новых информационных технологий для оценки ситуаций, выработки и принятия рациональных оперативных решений по управлению режимами генерации и потокораспределения в нормальных, ремонтных, аварийных и послеаварийных режимах;
• расширение рыночных возможностей путем взаимного оказания широкого спектра услуг субъектами рынка.
Важнейшая роль при этом отводится распределенной генерации (РГ) энергии, под которой понимается как производство энергии на уровне распределительной сети ЭЭС, так и на стороне потребителя, присоединенного к этой сети. Развитие систем и объектов современной РГ подразумевает строительство потребителями источников энергии (генерирующих установок (ГУ))
компактных размеров (или мобильных), производящих тепловую и электрическую энергию как для собственных нужд, так и направляющих излишки в общую распределительную сеть. Другими словами, это энергообъекты малой и средней мощности, находящиеся вблизи конечного потребления, вне зависимости от того, кто является их владельцем.
Востребованность объектов РГ среди потребителей растет, и в ближайшие годы, по всей вероятности, будет продолжать расти. Относительно недавно строительством собственной генерации небольшой мощности (8-10 МВт) занимались в основном представители малого и среднего бизнеса. Сегодня привлекательность РГ признают крупные корпорации и холдинги. По состоянию на 2017 г. доля объектов РГ в ЭЭС России оценивается в 9-10% или около 23 ГВт [3]. Ежегодный рост ввода объектов РГ, подключаемых к распределительным электрическим сетям 6-110 кВ или к сетям электроснабжения промышленных предприятий, наблюдается во всех отраслях промышленности, сельского хозяйства, ЖКХ - от мощных обрабатывающих производств до пищевой промышленности и логистики. По оценкам 2016 г. потенциал энергосбережения от использования собственных ГУ составлял 5-10% от фактического потребления электроэнергии. В соответствии с прогнозными оценками на 2035 г. экономия мощности в ЭЭС может составить 6-12 ГВт.
Технология РГ охватывает ГУ мощностью до 25 МВт, включая нетрадиционные и ВИЭ, наиболее известными, распространенными и изученными среди которых являются [4]:
• прямое сжигание твердого топлива (биомасса, уголь, твердые бытовые отходы);
• технологии на природном газе;
• ветроэнергетические установки (ВЭУ) и малые гидроэлектростанции (МГЭС);
• солнечные фотоэлектрические установки и электростанции (СЭС);
• теплонасосные установки;
• атомные электростанции малой мощности (МАЭС).
ОСНОВНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА РАЗВИТИЯ И ВНЕДРЕНИЯ СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ
К недостаткам централизованных систем энергоснабжения зон автономного и рассредоточенного энергопотребления обычно относят [4]:
• необходимость сооружения и эксплуатации протяженных ЛЭП низких классов напряжения с большими потерями электроэнергии;
• монополизм с возможностью диктовать потребителям условия присоединения и режимы электропотребления;
• введение необоснованно завышенных тарифов;
• высокую инерционность развития генерирующих мощностей и сетевой структуры;
• сложность управления разветвленными сетями низкого напряжения.
Основные достоинства систем РГ проявляются в следующем:
• расположение ГУ непосредственно в зоне энергопотребления;
• относительно небольшие единовременные капитальные вложения и сроки строительства;
• возможность использования местных видов топлива для ТЭС.
Распределенная генерация обладает положительным экономическим эффектом, которым можно воспользоваться в случае включения ее на параллельную работу с ЭЭС [5]. За счет выработки реактивной мощности и благодаря возможностям производства различных форм энергии установки РГ могут быть использованы для обеспечения потребителей с соответствующими запросами и в целях повышения общей эффективности.
Территории и предприятия, имеющие и сооружающие объекты РГ, условно делятся на ряд групп.
Первая - предприятия нефтегазовой, горнодобывающей, металлургической, целлюлозно-бумажной и химической отраслей. Это объясняется как соображениями экономической целесообразности (наличие собственных энергоресурсов, отдаленность многих месторождений от источников тра-
диционной генерации и сетей), так и требованиями экологического законодательства, обязывающего повышать степень утилизации попутного нефтяного газа.
Вторая группа - предприятия, уже имеющие или строящие собственную генерацию: агропромышленные комплексы и в первую очередь тепличные хозяйства, основной статьей расхода которых является тепловая и электрическая энергия. Сюда относятся маслоэкстракционные заводы и другие переработчики растительной продукции, а также лесозаготовительные и де-ревоперерабатывающие комплексы, имеющие возможность использовать отходы собственного производства в качестве энергоресурсов (жмых, щепа и т.п.).
В третью группу входят производители и переработчики животноводческой продукции, холодильные комплексы и склады, потребляющие значительное количество электроэнергии. Для многих из этих предприятий строить собственную генерацию намного дешевле, чем покупать ее на внешнем рынке. Однако ни биогаз, ни жмых, ни древесная щепа не выдерживают конкуренции с относительно дешевым природным газом, параметры которого хорошо известны, а объемы поставок достаточно стабильны. Поэтому выбор в пользу собственной генерации может быть оптимальным при условии, что у потребителя есть доступ к относительно дешевому природному газу.
К четвертой группе предприятий, создающих собственную РГ, относятся производства с четкими и реалистичными планами выпуска продукции и перспективного развития с относительно большими объемами потребления энергоресурсов, что определяет и важность доступности природного газа.
Главными факторами, стимулирующими развитие РГ, являются [6-8]:
• адаптация потребителей к неопределенности стратегий развития электроэнергетики РФ;
• рост цен на потребляемую из централизованной ЭЭС электроэнергию;
• относительная предсказуемость затрат на энергоснабжение от источника собственной генерации;
• снижение рисков дефицита мощности и энергии;
• возможность ускоренного расширения производства продукции потребителем, имеющим собственную генерацию, так как сетевая компания вправе осуществлять технологическое присоединение в течение двух лет;
• ожидаемое повышение надежности энергоснабжения для предприятия - владельца собственного источника электроэнергии;
• повышение энергетической и кибернетической безопасности объектов РГ из-за снижения уязвимости от хакерских атак;
• снижение потерь в сетях и перетоков реактивной мощности;
• снижение инвестиционных рисков потребителей при сооружении собственных ГУ;
• появление новых высокоэффективных энергетических технологий (газотурбинных и парогазовых установок);
• ужесточение экологических требований, стимулирующее использование ВИЭ (гидроэнергии, ветра, солнца, биомассы, растущий выброс парниковых газов и др.).
Основной стимул развития РГ, обеспечивающий энергетическую независимость потребителя - увеличение спроса и постоянный рост цен и тарифов на централизованную электроэнергию и мощность. Развитие РГ разгружает как основную, так и распределительную сеть, что способствует снижению потерь электроэнергии, вносит дополнительные возможности в функционирование рынков электроэнергии, увеличивая пропускные способности связей. Поэтому основным фактором повышающим привлекательность РГ, является производство электроэнергии на месте ее потребления. Ожидается [3], что к 2030 г. дефицит мощности в централизованной системе электроснабжения РФ может составить от 47 до 70 ГВт, что открывает еще одну возможность развития РГ. К факторам, стимулирующим развитие РГ, могут быть отнесены МГЭС, которые обеспечивают:
• возможность снижения необходимых ЭЭС аварийных и ремонтных резервов мощности;
• снижение совмещенных максимумов и уплотнение совместных графиков нагрузки;
• улучшение использования электростанций с разной структурой генерирующих мощностей в разные часы суток, дни недели и сезоны года;
• возможность экспорта электроэнергии.
В этой связи можно ожидать нарушение
монополизма крупных генерирующих компаний, что приведет к ликвидации дефицита сетевых мощностей и ограничений в планах развития бизнеса.
Привлекательности РГ добавляет возможность продажи излишков электроэнергии, получаемых от ВИЭ на оптовом рынке, а также появление эффективных накопителей электроэнергии. При этом возрастает и кардинально меняется роль технологий свободной купли-продажи электроэнергии между производителями и потребителями, что определяется тенденциями развития технологий «умных» интеллектуальных активно-адаптивных сетей ИЭС ААС (smart grids). Так, планируется наладить «гибкий энергообмен» между активными потребителями [1, 9], владельцами объектов РГ и накопителей электроэнергии, операторами микроэнергосистем и энергетических сервисов, аналогичный архитектуре сети Интернет. Под микроэнергосистемой (MicroGrid (MG)) понимается часть распределительной сети, в том числе и системы РГ, имеющая фиксированные границы и включающая энергопринимающие устройства потребителей и распределенные энергоресурсы (источники и накопители электро-, теплоэнергии), технологические режимы которых управляемы и скоординированы как в параллельном режиме работы с ЭЭС, так и в изолированном. При отключении от энергосистемы MG должна продолжать работу в изолированном (автономном) режиме с соблюдением требований надежности и безопасности энергоснабжения локальных потребителей [7, 8, 11].
Одна из основных причин строительства собственных ГУ и объектов РГ - стремление обеспечить оптимальное резервирование электроснабжения наиболее ответственных потребителей при критических режимах
и авариях в ЭЭС, особенно при выделении ее части на автономную работу. При этом возможны следующие режимы работы собственного объекта РГ с основной сетью ЭЭС:
1. Изолированная работа ГУ объекта РГ (автономный режим) с полным обеспечением электроснабжения собственных потребителей во всех зонах графика нагрузки, ремонтных резервов, технологической, функциональной [10] и аварийной брони.
2. Параллельная работа ГУ объекта РГ с ЭЭС с выдачей или без выдачи мощности в сеть с обеспечением работы объекта РГ в базовой зоне графика нагрузки за счет получения из ЭЭС мощности в часы пиковых нагрузок и выдачи в ЭЭС избытков мощности в часы их минимума. Этот режим позволяет обеспечить надежное электроснабжение собственных потребителей и повысить технико-экономические показатели работы объекта РГ.
3. Комбинированный режим, когда объект РГ работает параллельно с ЭЭС, но при аварийных ситуациях в ЭЭС ГУ могут быть выделены на изолированную работу, полностью обеспечивая питание потребителей [11].
Таким образом, появляющиеся возможности интеллектуальных систем РГ, связанных с максимальной самодиагностикой, предупреждением системных сбоев, развитием технологий самовосстановления схем электроснабжения потребителей, повышают эффективность ЭЭС.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ, СОЗДАНИЯ И РАЗВИТИЯ СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ
Комплекс задач обоснования развития систем РГ и управления их режимами как при автономной работе, так и в составе ЭЭС связан с необходимостью разработки новых математических моделей и методов обоснования структуры генерирующих мощностей, средств контроля параметров нормальных, аварийных и послеаварийных режимов, исследования эффективности работы систем РЗ и ПА. Только при выполнении этих условий будет обеспечено выполнение основных положений концепции развития ИЭС ААС [12], обеспечивающих системную надежность, живучесть, безопасность, экономичность и другие требования, предъявляемые к
жизнеобеспечивающим системам. Конкретные задачи исследования включают следующие основные направления [13]:
• разработка принципов и критериев обоснования развития систем РГ с анализом и учетом их живучести;
• повышение качества планирования режимов ГУ в условиях рынков электрической и тепловой энергии, мощности и системных услуг;
• разработка правил оперативного управления ГУ, входящими в состав систем РГ и соответственно ЭЭС в условиях множества субъектов отношений с несовпадающими интересами;
• разработка современных принципов систем и средств РЗ и ПА.
На основании концепции [12] сформирована методология исследований, проводимых в указанных направлениях, которая включает:
• возможность интеграции в ЭЭС систем РГ, включая накопители электроэнергии;
• широкомасштабный мониторинг режимов с использованием интеллектуальных средств контроля и управления;
• автоматизацию подстанций, оснащенных современными средствами и системами диагностики, мониторинга и управления;
• повышение надежности и управляемости распределительной электрической сети и систем электроснабжения потребителей;
• внедрение систем РЗиПА на современной микропроцессорной основе с использованием интернет-технологий;
• оснащение потребителей интеллектуальными системами контроля, учета и управления режимами электропотребления;
• разработку и внедрение средств обеспечения кибербезопасности объектов электроэнергетики.
Анализ и учет систем РГ при имеющихся даже на сегодняшний день технологиях и оборудовании позволит существенно снизить риски развития нарушения устойчивости и каскадного развития аварий, обеспечив необходимый или требуемый уровни надежности, живучести, безопасности и экономичности электроснабжения. Для эффективного применения технологий РГ требуется анализ вариантов возможных интегрированных систем, сочетающих несколько технологий
«малой» энергетики (MG) в составе единого генерирующего комплекса, находящегося под единым управлением либо работающего по согласованному графику и представляемого в виде виртуальной электростанции (Virtual Power Plant (VPP)).
ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ
При разработке, внедрении и эксплуатации систем РГ возникает ряд проблемных вопросов управления ЭЭС с источниками РГ. В их числе [7]:
• частичное, а иногда полное отсутствие информации о возможных режимах и параметрах работы ЭЭС и ГУ системы РГ (параллельная, изолированная, комбинированная);
• требование фактически полного резервирования собственных (индивидуальных) ГУ небольшой мощности;
• необходимость обеспечения устойчивости ЭЭС при отключении большого числа ГУ объектов РГ;
• необходимость обеспечения возможности изолированной работы всех типов ГУ на объектах РГ (реализация устройств автоматики выделения собственных нужд (АВСН));
• необходимость учета реверсивных потоков мощности разной интенсивности в сетях низкого и среднего напряжения;
• существенный рост уровней токов КЗ в сетях низкого и среднего напряжения;
• необходимость учета возможных отклонений напряжения переменного знака во всех узлах сети (взаимное влияние графиков электропотребления производственными процессами и выработки электроэнергии ГУ объектов РГ);
• необходимость изменения структуры схем РЗ и ПА в сетях низкого и среднего напряжения, а также принципов применяемых защит;
• увеличение сложности в обслуживании присоединений потребителей (оперативные переключения, травматизм персонала).
Разрешение этих вопросов определяется трудностями, возникающими уже на этапе
согласования проектных решений по присоединению объектов РГ и получения технических условий (ТУ) на технологическое присоединение к распределительным сетям ЭЭС.
При этом необходимо достаточно четкое обоснование цели внедрения объекта РГ и режимов его работы с учетом технологических особенностей основного производства и требований по надежности электроснабжения потребителей как в изолированном режиме работы системы РГ, так и в режиме с электроснабжением от основной сети ЭЭС. Поэтому проектирование схем выдачи мощности (СВМ) ГУ объектов РГ в распределительную сеть ЭЭС должно производиться при наличии и с учетом максимального объема информации о технических параметрах и характеристиках оборудования объекта РГ и его ГУ, а также особенностей сетей и влияния нагрузки.
Развитие и эксплуатация систем РГ требует решения ряда серьезных инженерно-экономических задач, требующих специальной проработки. Одна из них заключается в том, что в отдельно взятой ситуации строительство собственных энергетических мощностей РГ может быть далеко неоптимально. При этом в первую очередь необходим тщательный анализ ряда вариантов решений по затратам на энегоснабжение с учетом:
• возможностей перехода потребителей в другую ценовую категорию;
• управления и оптимизации суточных и годовых графиков электропотребления;
• управления приобретением электроэнергии;
• необходимости существенного изменения схемно-режимных ситуаций электроснабжения с учетом особенностей технологического процесса производства потребителей;
• реализации задач активного энергосбережения.
Также следует учитывать, что решения о местах расположения ГУ принимаются проектными организациями с учетом минимизации затрат на строительство, доставу топлива, рабочую силу, налоги, развитие сетевого хозяйства, лицензирование и т.п.
Однако им в большинстве случаев затруднительно получить объективную информацию о планах отдельных промышленных предприятий по строительству собственных энергетических мощностей, что сдерживает их быстрое проектирование и строительство.
Другая группа не менее серьезных задач связана с тем, что работа систем РГ как в автономном режиме, так и параллельно с основной сетью исследована недостаточно полно. Так как развитие систем РГ невозможно без массового использования систем хранения электроэнергии, технологии которых уже сейчас имеют высокоэффективное быстродействующее управление, они также могут внести существенный вклад в обеспечение управляемости ЭЭС [14]. На рынке появится и множество новых сервисов и контрагентов. Можно ожидать, например, что все увеличивающееся количество электромобилей и зарядных станций может существенно влиять на режимы работы ГУ систем MG, РГ и ЭЭС.
При этом управление ЭЭС России усложнится как структурно, так и по возможностям диспетчеризации, контроля, технологического и административного управления, расчета тарифов и стоимости услуг. Усложнение диспетчерского управления заключается в смещении его функций на распределительную сеть с необходимостью учета высокой неопределенности режимов работы РГ вследствие неравномерности загрузки агрегатов, частичного, а иногда и полного отсутствия текущей информации о режимах и параметрах энергопотребления.
Следует учесть и такой негативный фактор работы ВЭУ, как генерирование инфразвука, хотя эта проблема во многом решается за счет специальной конструкции лопастей. Значительная часть элементов РГ (ветровые (ВЭС) и солнечные (СЭС) электростанции) имеют, как правило, переменный режим работы, что создает проблемы управления режимами ЭЭС. При сильном ветре ВЭУ останавливаются, что при больших суммарных мощностях может оказаться критическим возмущением для ЭЭС, сопровождающимся нарушением устойчивости и каскадным развитием аварии. Малые ГТУ и ПГУ имеют
меньшую, по сравнению с традиционными агрегатами ТЭЦ и ГЭС, постоянную инерции ротора. Системы управления ими существенно проще, а регулировочные характеристики резко отличаются от характеристик агрегатов большой мощности. Подключение установок РГ к ЭЭС радикально изменяет ее свойства и требует применения средств обеспечения нормального функционирования, аналогичных используемым в основной передающей электрической сети [14].
Многие мини- и микро-ГТУ работают на более высокой, по сравнению с промышленной, частоте, и подключаются к системе РГ через выпрямительно-инверторные блоки. Аналогично подключение ВЭУ и СЭС. Это приводит к необходимости учета режимов сетей постоянного тока с соответствующими преобразователями и аккумуляторами. Кроме того, массовое внедрение в ЭЭС таких ГУ будет оказывать существенное влияние вариабельность частотных и других параметров как системы РГ, так и присоединенной сети ЭЭС в нормальных, аварийных и после-аварийных режимах.
При введении в эксплуатацию относительно мощной системы РГ вблизи крупных ТЭЦ, необходимо учесть возможность ухода потребителей от централизованного энергоснабжения. Это увеличивает риски уменьшения валовой выручки энергокомпании и может распространиться на других потребителей ЭЭС. Кроме того, снижение мощности традиционных (системных) электростанций (в основном ТЭЦ) может привести к существенному удорожанию их продукции и даже последующему банкротству.
Стихийный рост числа и мощности установок РГ опасен для централизованной энергосистемы в случае если доля неуправляемой малой генерации возрастет до 20-30%. Это может быть критичным для устойчивости всей системы. При относительно небольшой мощности отдельных источников РГ даже нормальные режимы пуска, наброса нагрузки на крупные электродвигатели или их резкий останов могут привести к нарушению устойчивости ГУ системы РГ и повлиять на режим основной сети. То же можно отметить и относительно последствий раз-
ного рода повреждений сетевого оборудования (короткие замыкания, обрывы воздушных и кабельных линий, перегрузки). Подключение источников РГ к распределительной сети уменьшает ее сопротивление, увеличивая токи короткого замыкания. Это может потребовать замены коммутационных аппаратов и изменения настроек систем РЗиПА, что достаточно затратно и сложно.
Так, в [15] отмечается, что режимные возмущения и аварии, возникающие в ЭЭС, могут вызвать необходимость отделения от нее ГУ объектов РГ, что обеспечивается специальной делительной автоматикой (ДА), под которой понимается автоматика, отключающая в аварийных ситуациях от сети электростанцию или отдельные ее генераторы в целом с целью сохранить в работе собственные нужды (СН) и (или) максимально возможное число и (или) мощность потребителей. Для крупных электростанций при снижении частоты в ЭЭС до 47,5-46 Гц предусматривается установка частотной делительной автоматики (ЧДА), выполняющей функции выделения электростанции на собственные нужды или сбалансированную нагрузку. При разработке ДА электростанций, водящих в систему РГ, необходимо прежде всего учитывать изменение структуры генерирующих мощностей ЭЭС, а также особенности динамических характеристик параметров режима малых ГУ.
Как уже отмечалось, агрегаты малых электростанций характеризуются малыми значениями механических постоянных инерции, ввиду чего увеличивается вероятность нарушения синхронной динамической устойчивости ГУ объектов РГ. Естественно, что потребуется обязательное дополнение и пересмотр существующих критериев и алгоритмов функционирования ДА. Кроме того, [8, 11, 16], в сети, содержащей малые ГУ с разнотипными первичными двигателями, могут возникать многочастотные асинхронные режимы.
Так как ГУ систем РГ подключены к относительно «слабым» распределительным сетям напряжением 35-110 кВ, предел передаваемой мощности в них ограничивается не только условиями устойчивости, а и возмож-
ностью работы в режиме перегрузок. Поэтому в распределительных сетях относительно большой протяженности возможно возникновение аварийных режимов, связанных с нарушением устойчивости по напряжению [16] с дальнейшим развитием лавины напряжения.
Таким образом, необходимость отделения ГУ с местной нагрузкой от распределительной сети может возникать [15] при:
• недопустимых изменениях частоты;
• отключении внешних связей с ЭЭС;
• опасных небалансах активной и реактивной мощности;
• внешних коротких замыканиях;
• при нарушениях устойчивости по напряжению.
При относительно большом количестве ГУ в системе РГ возможна группировка их в «острова» (Islanding) - сбалансированные по генерации и потреблению подсистемы с использованием минимальных сечений сети для их выделения. Потеря питания от подстанции основной сети позволяет посредством Islanding выделить установку РГ на «близкую» по мощности нагрузку, что обеспечит электроснабжение ответственных потребителей. Однако для решения этой задачи требуется:
• произвести учет конкретных условий работы источников РГ;
• определить состав потребителей, подключаемых к малой ГУ при ее выделении;
• разработать принципы действия и конкретные устройства ПА;
• оценить ожидаемую величину ущерба.
Следует учесть, что ГУ, входящие в состав выделенного «острова», могут отличаться не только по способам генерации (мини ТЭЦ, МГЭС, ВЭУ, СЭС, аккумуляторы и др.), но и по мощности, маневренности, типу турбин и генераторов. Это накладывает дополнительные трудности в обеспечении нормального (или близкого к нему) режима электроснабжения потребителей, подключенных к ГУ «острова». Кроме того, возникает проблема при подключении ГУ «острова» к основной сети после ликвидации
аварийного режима в ЭЭС. С особой остротой она проявляется в случаях, когда произошло выделение нескольких «островов». Здесь важно учитывать не только особенности включения отдельных ГУ на параллельную работу, но и соблюдать очередность их включения параллельно с ЭЭС в соответствии с особенностями технологических режимов как самих ГУ, так и особенностей производств потребителей.
Для гибкой реакции на колебания, вызванные периодической работой ВЭС и СЭС, необходима высокая степень готовности ГУ с традиционными источниками первичных энергоносителей, эксплуатируемых как при минимальных, так и при максимальных нагрузках. Так, газовые турбины достигают номинальной мощности за 5-10 мин, маневренные газовые турбины в составе ПГУ - за 30 мин, угольные мини ТЭЦ - за 1-3 часа [17]. Отметим, что даже при нормативных возмущениях в сетях внешнего и (или) внутреннего электроснабжения возможен ускоренный износ вплоть до аварийного выхода из строя ГУ систем РГ. Вследствие относительно частых пусков, остановов и изменений режимов выдачи мощности возможно ускоренное исчерпание ресурса ГУ с необходимостью выполнения внеплановых текущих и капитальных ремонтов. Эти обстоятельства также необходимо учитывать при ТЭО проекта РГ.
Присоединение объектов РГ к распределительным электрическим сетям ЭЭС или сетям внутреннего электроснабжения конкретных потребителей, в которых широко используются устройства автоматического ввода резерва (АВР), может создать условия, усложняющие нормальное функционирование этих устройств [8]. В этой связи необходимо определить, что должно быть изменено в настройках АВР в связи с присоединением дополнительной собственной генерации.
Неоднозначно влияние РГ на качество электроэнергии по уровням напряжений. С одной стороны, наличие РГ в распределительной сети позволяет более стабильно поддерживать уровни напряжений в узлах за счет возможностей управления генерацией реактивной мощности, с другой - могут воз-
никнуть явления, связанные с быстрыми колебаниями напряжения (фликкер), развивающийся при резком снижении напряжения в узле присоединения малого асинхронного генератора. То же можно отметить и относительно генерации высших гармоник. Наличие РГ снижает их уровень. Но, например, ВЭУ, высокочастотные ГТУ, зарядные блоки электромобилей подключаются к распределительной сети через преобразователи, которые генерируют в сеть высшие гармоники.
Проблемы, связанные с качеством напряжения, возникают при подключении мощных потребителей, а также из-за пульсирующих колебаний напряжения генераторов ВЭС и СЭС. Кроме того, в [17] отмечается, что в дневное время на ЛЭП 0,4 кВ с большим количеством подключенных фотоэлектрических установок может возникнуть обратный поток мощности, превышающий номинальные значения напряжения более чем на 10%, что может привести к повреждениям оборудования. В вечерние часы активность солнечного излучения снижается, но возникает потребность в одновременной зарядке большого количества электромобилей. При этом также происходит перегрузка сетевого оборудования.
Особую остроту имеют вопросы обеспечения надежности функционирования самой системы управления режимами ЭЭС, включая вопросы информационной и кибербез-опасности [14, 18].
В условиях роста количества и мощности электроприемников силовой и бытовой электроники, питающихся через выпрямители, стабилизаторы, инверторы (частотно-регулируемый электропривод, компьютерная, офисная и бытовая техника, светодиодное освещение и т.п.) регулирующие эффекты нагрузки по напряжению и частоте снижаются. Вместе с тем изменяется гармонический состав токов, а значит и питающее напряжение электроприемников. Это создаст дополнительные проблемы управления режимами ЭЭС. При этом возрастет роль разного рода компенсирующих устройств, включая активных потребителей [1, 19], управляющих собственным электропотреблением в режиме реального времени в зави-
симости от ценовых условий на рынке электроэнергии путем переноса нагрузки ряда электроприемников из зон с высокими ценами на электроэнергию в низкие.
Потребители с отмеченными выше особенностями нагрузочных характеристик, влияние преобразователей, накопителей и малой генерации существенно меняют структуру, свойства и управляемость ЭЭС. Большая неопределенность режимов работы отдельных ГУ систем РГ, единичных активных потребителей, а также возможности накопителей электрической энергии практически неразличимы для диспетчера ЕЭС. Это привело к возникновению и введению понятия виртуальной электростанции (Virtual Power Plant (VPP)), под которой понимается объединение установок РГ, активных потребителей и накопителей электрической энергии, расположенных в некоторой подсистеме системы управления режимами [14]. При этом по рекомендациям [7, 8, 11] следует отличать рыночную VPP, обеспечивающую участие объектов РГ в операциях на рынках электроэнергии и мощности с максимизацией экономических показателей, и техническую VPP, сформированную из объектов РГ и MG, имеющих точки подключения к одной сети, и обеспечивающую их участие в управлении режимами и оптимизацию участия отдельных элементов с учетом режимных параметров, конфигурации и ограничений в каждый момент времени.
В последние годы появился ряд разработок, где предпринимаются попытки решения поставленных задач на основе распределенной системы диспетчерского управления с использованием VPP, которая условно объединяет ГУ систем РГ посредством Интернет-технологий управления их режимами. Необходимость объединения возникла по ряду причин, среди которых появление возможности повышения эффективности энергоснабжения потребителей в условиях множества практически ненаблюдаемых распределенных ГУ (ПГУ, ГТУ, малых ГЭС, ВИЭ), систем аккумулирования (тепловые, электрические, механические и химические) электроэнергии, активных (бытовых и про-
мышленных) потребителей [1, 9, 19], управляющих собственной нагрузкой. Виртуальная электростанция может решать сразу несколько задач, среди которых
• оптимизация нормальных и аварийных режимов;
• стабилизация работы энергосистемы с детерминированными и стохастическими генераторами;
• гибкость в управлении производством энергии;
• способность согласования генерации с текущим уровнем потребления;
• интеграция различных типов генерирующих энергоисточников;
• задачи коммерческого назначения (продажа электроэнергии на оптовый рынок);
• задачи технического назначения (системные услуги по регулированию частоты и активной мощности, поддержание качества электроэнергии).
Управление VPP осуществляется дистанционно через управляющую систему, которая принимает информацию о состоянии каждой энергоустановки и передает на них управляющие сигналы. Она интегрирует технические и технологические решения по управлению спросом, электропотреблением и предложением распределенной генерации, оптимизируя график нагрузки с помощью программно-аппаратного комплекса, включающего управление интеллектуальной сетью средствами РЗиПА, потокораспределе-нием, качеством электроэнергии, гибким ценообразованием и другими показателями, отражающими эффективность работы всей системы производства, преобразования, распределения и потребления электрической и тепловой энергии. По своей сути управление подобной системой должно осуществляться методами и средствами, применяемыми крупных энергообъединениях [5, 20].
Таким образом, развитие ЭЭС на технологической базе интеллектуальной энергосистемы (Smart Grid), позволит нивелировать потенциально негативные тенденции в изменении свойств ЭЭС за счет применения интеллектуальных технологий и средств управления режимами.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Тенденции развития мировой и российской электроэнергетики определяются необходимостью развития ЭЭС, адаптации производителей и потребителей к рыночной неопределенности, появлением новых высокоэффективных энергетических технологий, ужесточением экологических требований, все более широким использованием ВИЭ. Электроснабжение в ЭЭС скорого будущего будет обеспечиваться мощными централизованными электростанциями и ГУ систем РГ, включающих ВИЭ. Концептуальная основа развития систем РГ, охватывает задачи их функционирования и управления с учетом особенностей их режимов и режимов электроснабжения потребителей на основе построения интеллектуальных микросетей.
Задачи исследований в этом плане связаны с разработкой принципов и критериев обоснования развития систем РГ, урегулирования правил и процедур оперативного управления объединениями, их включающими, разработкой принципов систем и средств противоава-рийного управления, повышением квалификации оперативного персонала.
Современный уровень развития технологий ВИЭ, систем РГ и накопления электроэнергии позволяет повысить эффективность функционирования автономных систем электроснабжения удаленных территорий. Но ряд ГУ иностранного производства достаточно сложно использовать в отечественной электроэнергетике, поскольку их технические характеристики не удовлетворяют действующим требованиям нормативно-технической документации РФ по обеспечению надежного электроснабжения потребителей.
При создании и развитии систем РГ возникают специфические условия и требования, связанные с необходимостью обеспечения интересов всех владельцев ГУ, входящих в состав систем РГ и основной ЭЭС, включая координацию оперативно-диспетчерского управления.
Рост доли РГ в ЭЭС имеет не только положительные стороны, но и проблемы, связанные с трудностями обеспечения устойчивости, регулирования и поддержания оптимальных нормальных, предотвращения и
ликвидации аварийных и обеспечения максимально приближенных к нормальным по-слеаварийных режимов. Распределительная сеть становится активной. Существенно усложняется диспетчерское и автоматическое управление.
В связи с высокой вероятностью возникновения в распределительных сетях возмущений и развития аварий, связанных со снижением напряжения, особую значимость приобретает задача создания в этих сетях делительной автоматики по напряжению.
Факторы, которые необходимо учитывать при создании, развитии и эксплуатации систем РГ, свидетельствуют о том, что все операции в них будут усложняться. Это потребует интеллектуального взаимодействия систем управления, контроля режимов и параметров, адаптации устройств РЗиПА для осуществления эффективного энергообмена при условии обеспечения всех свойств, характерных для надежной, безопасной и экономичной работы ЭЭС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Папков Б. В. Активные элементы потребителей в электроэнергетической системе // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 66. Актуальные проблемы надежности систем энергетики. Минск: БНТУ, 2015. С. 218-225. [ B. V. Papkov, "Active elements of consumers in the electric power system, Methodical questions of research of reliability of large power systems", (in Russian), in Actual'nye problemy nadezhnosti system ehnergetiki, pp. 218-225, 2015. ]
2. Теоретические основы и модели управления большими электроэнергетическими системами / под ред. Н. И. Воропая. М.: ПАО «ФСК ЕЭС». 2015. 188 с. [ Theoretical foun-dations and models of management of large electric power sys-tems, Moscow: PAO «FSK EEHS», 2015. ]
3. Восканян Е. В России открывается окно возможностей для развития собственной генерации // Энергетика и промышленность России, № 22 (330). 2017. [ E. V. Voskanyan, "Russia opens a window of opportunities for the development of its own generation", (in Russian), in Ehnergetika I promysh-lennost' Rossii", no. 22 (330), 2017. ]
4. Колобов Ю. И., Чайка Л. В. Малая энергетика в системе энергоснабжения республики Коми. Сыктывкар: Коми НЦ УРО РАН, 2000. 140 с. [ Yu. I. Kolobov, L. V. Chajka, Small power supply system of the Komi Republic. Syktyvkar: Komi NC URO RAN, 2000. ]
5. Лю Чженья. Глобальное энергетическое объединение. М.: Издательский дом МЭИ, 2016. 512 с. [ Lyu Chzhen'ya, Global energy association. Moscow: Publ. ME-HI, 2016. ]
6. Воропай Н. И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах: мат. Междунар. науч.-практ. конф. Малая энергетика-2005, 2005. С. 9-11. [ N. I. Voropaj,
"Distributed generation in electric power systems", (in Russian), in Malaya ehnergetika-2005, pp. 9-11, 2005. ]
7. Илюшин П. В. О влиянии распределенной генерации на работу устройств автоматического включения резервного питания // Релейная защита и автоматизация. 2017, № 4(29). С. 28-36. [ P. V. Ilyushin, "On the influence of distributed generation on the operation of devices for automatic backup power", (in Russian), in Relejnaya zashchita I avtoma-tizaciya, no. 04 (29), pp. 28-36, 2017. ]
8. Илюшин П. В., Музалев С. Г. Особенности организации противоаварийного управления электроэнергетическими режимами микроэнергосистем. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 68. ИСЭМ СО РАН, 2017. С. 222-231. [ P. V. Ilyushin, S. G. Muzalev, Features of the organization of emergency management of electric power modes of microenergy systems. Methodical questions of research of reliability of big systems of power, (in Russian), in ISEHM SO RAN, vol. 68, pp. 222-231, 2017. ]
9. Папков Б. В., Осокин В. Л. Системный подход к задачам управления электропотреблением // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 67. Изд-во ООО «Коми республиканская типография» 2016. С. 53-59. [ B. V Papkov, V. L. Osokin, "System approach to the problems of power consumption management", (in Russian), in Metodicheskie voprosy issledovaniya nadezh-nosti bol'shih system ehnergetiki, vol. 67, pp. 53-59, 2016. ]
10. Надежность систем энергетики: сборник рекомендуемых терминов. М.: ИАЦ «Энергия», 2007. 192 с. [ Reliability of energy systems. Moscow: IAC «Ehnergiya», 2007. 192 p. ]
11. Илюшин П. В. Учет особенностей объектов распределенной генерации при выборе алгоритмов противоава-рийного управления в распределительных сетях. Электро, 2011, № 4. [ P. V. Ilyushin, Consideration of features of objects of distributed generation at the choice of algorithms of emergency control in distribution networks. Electro, no. 4, 2011. ]
12. Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью / под ред. В. Е. Фортова, А. А. Макарова. М.: ФСК, 2012. 238 с. [ The concept of intellectual power system of Russia with actively adaptive network. Moscow: FSK, 2012. ]
13. Снижение рисков каскадных аварий в электроэнергетических системах / отв. ред. Н. И. Воропай. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2011. 303 с. [ Reducing the risks of cascading accidents in electric power systems. Novosibirsk: Publ. SO RAN, 2011. ]
14. Воропай Н. И. Тенденции и перспективы развития релейной защиты и автоматики в электроэнергетических системах России // Релейная защита и автоматика энергосистем. Санкт-Петербург. 2017. [ N. I. Voropaj, "Trends and prospects of development of relay protection and automation in electric power systems of Russia", (in Russian), in Relejnaya zashcita I avtomatika ehnergosistem, Saint-Petersburg, 2017. ]
15. Нудельман Г. С., Онисова О. А. Совершенствование делительной автоматики по напряжению для электростанций распределенной энергетики // Релейная защита и автоматика энергосистем. Санкт-Петербург. 2017. [ G. S. Nudel'man, O. A. Onisova, "Improvement of the separating au-tomatics voltage for power plants distributed power", (in Russian), in Relejnaya zashcita I avtomatika ehnergosistem, Saint-Petersburg, 2017. ]
16. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высш. шк., 1985. 536 с. [ V. A. Venikov, Transient electromechanical processes in electrical systems. Moscow: Vyssh. shk., 1985. ]
17. Бухгольц Б. М., Стычински З. Ф. Smart Grids - основы технологии энергосистем будущего. М.: Издательский дом МЭИ, 2017. 461 с. [ B. M. Buhgol'c, Z. F. Stychinski, Smart Grids - basics of technology future energy systems. Moscow: Iz-datel'skij dom MEHI, 2017. ]
18. Папков Б. В., Куликов А. Л., Осокин В. Л. Проблемы кибербезопасности электроэнергетики. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2017. 96 с. [ B. V. Papkov, A. L. Kulikov, V. L. Osokin, Cybersecurity problems of electric power industry. Moscow: NTF «Ehnergoprogress», 2017. ]
19. Папков Б. В., Куликов А. Л. Теория систем и системный анализ для электроэнергетиков. М.: Юрайт, 2016. 470 с. [ B. V. Papkov, A. L. Kulikov. Systems theory and systems analysis for electric power engineers, Moscow: Yurajt, 2016. ]
20. Эффективность межгосударственных электрических связей / Л. С. Беляев и др. Новосибирск: Наука, 2008. 239 с. [ L. S. Belyaev, et. al., Efficiency of interstate electric ties. Novosibirsk: Nauka, 2008. ]
ОБ АВТОРАХ
ПАПКОВ Борис Васильевич, проф. каф. «Электрификация и автоматизация». Дипл. инженер-электрик (Горьковский политехнический институт, 1967). Д-р техн. наук по электрическим станциям и электроэнергетическим системам (Научно-исследовательский институт электроэнергетики РФ, г. Москва). Иссл. в обл. управления электропотреблением в промышленных системах электроснабжения.
ОСОКИН Владимир Леонидович, доц. кафедры «Электрификация и автоматизация». Дипл. инженер-механик (НГСХА, 2008). Канд. техн. наук по электротехнологиям и электрооборудованию в сельском хозяйстве (ЧувГСХА, 2011). Иссл. в обл. энергосбережения и электропотребления электроустановок в системах электроснабжения.
КУЛИКОВ Александр Леонидович, проф. кафедры «Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника». Дипл. инженер-радиофизик (Военная инженерная радиотехническая академия ПВО, 1992). Д-р техн. наук по электрическим станциям и электроэнергетическим системам (Ивановский государственный энергетический университет, 2008). Иссл. в обл определения мест повреждений высоковольтных линий электропередач.
METADATA
Title: About the features of small and distributed generation
in the intellectual electric power industry. Authors: B. V. Papkov 1, V. L. Osokin2, A. L. Kulikov3 Affiliation:
1 2 Nizhny Novgorod State University of Engineering and
Economics (NGIEU), Russia. 3 Nizhny Novgorod State Technical University n. a. R. E. Ale-
kseev (NNSTU), Russia. Email: 1 boris.papkov@gmail.com, 2 osokinvl@mail.ru
3 inventor61@mail.ru Language: Russian.
Source: Vestnik UGATU (scientific journal of Ufa State Aviation Technical University), vol. 22, no. 4 (82), pp. 119-131, 2018. ISSN 2225-2789 (Online), ISSN 1992-6502 (Print). Abstract: The features of the introduction and operation of distributed generation systems with renewable energy sources and storage are analyzed. The demand for distributed generation for individual regions and enterprises and
the main advantages of the development and implementation of these systems are shown. The main factors stimulating the development of distributed generation are determined . The main reasons related to the need for the construction of distributed generation systems and the problems arising during their operation are considered. The features of parallel operation of generating sets of distributed generation systems with the main power system are analyzed. It is shown that it is necessary to ensure stable, reliable and economical operation of consumers; the need to take into account the reverse flow of power and the use of modern microprocessor systems of relay protection and emergency automation. The negative aspects of the mass introduction of distributed generation are noted. A number of generalized recommendations for automation of control modes of individual systems, taking into account the modes of power supply to consumers.
Key words: Distributed generation; renewable energy; intelligent power system; active-adaptive network; control; mode; reliability; active consumers; efficiency; relay protection; emergency automation.
About authors:
PAPKOV, Boris Vasilyevich, Professor of the department "Electrification and automation". Dipl. electrical engineer (Gorky Polytechnic Institute, 1967). Dr. Techn. of Sciences on electric stations and electric power systems (Research Institute of electro-power engineering of the Russian Federation, Moscow). Issl. in. electricity consumption management at industrial power systems.
OSOKIN, Vladimir Leonidovich, associate professor department of "Electrification and automation". Dipl. mechanical engineer (NSHA, 2008). The candidate tehn. of Sciences, electrotechnology and electrical equipment in agriculture (Cough, 2011). Issl. in the field of energy saving and power consumption of electrical installations in power supply systems.
KULIKOV, Alexander Leonidovich, Professor of the department "Electric power, power supply and power electronics". Dipl. engineer-radiophysicist (Military engineering radio engineering Academy of air defense, 1992). Dr. Techn. electrical stations and electric power systems (Ivanovo state power University, 2008). Issl. in the area of determining the locations of damage to high-voltage power lines.
