Изначально влезать в достаточно глубокие дебри электроэнергетики я не планировал, но для понимания дальнейших перспектив украинской энергосистемы необходимо понимать хотя бы в общих чертах принципы функционирования энергосистем вообще…
У электроэнергии есть куча преимуществ перед другими видами энергии. И, естественно, некоторое количество недостатков. Нас интересуют два из них. Первый – это непрерывность процесса её производства-потребления, выработанную электроэнергию очень тяжело аккумулировать, фактически её оптовые количества можно запасать только с помощью гидроаккумулирующих электростанций.
А второй недостаток вытекает из первого – нам не достаточно непрерывно производить/потреблять электроэнергию, ещё необходимо поддерживать как можно более точный баланс производства/потребления. В идеале он должен быть постоянно равен нулю. Почему? Потому что от этого баланса зависит один из основных параметров работы энергосистемы – частота переменного тока. Она напрямую влияет на работу основных электрических машин – турбогенераторов (это ТЭС, ТЭЦ и АЭС), производящих большую часть электроэнергии. Они, как правило, рассчитаны на отклонения частоты не более 2% от номинальной, т.е. для номинала 50 Гц, рабочий диапазон составляет 49-51 Гц. Изменение частоты зависит от баланса мощности в энергосистеме: преобладает генерация – частота растёт, преобладает нагрузка – падает. Таким образом, для корректной работы электростанций с турбогенераторами необходимо удерживать частоту в рамках этого диапазона, а наиболее оптимально – держать её равной номинальному значению (50 Гц). И что же этому мешает?
Как ни странно, и мы с вами в том числе. Предположим, пришли домой. Включили свет в прихожей (+100 Вт к нагрузке), на кухне (ещё +200), поставили электрочайник (+1500). Пошли в комнату, включили там свет (+500) и телевизор (+800), выключили свет в прихожей (-100). По телевизору ничего интересного, выключили (-800). Чайник вскипел и сам выключился (-1500). И так постоянно. Казалось бы, мелочи, но нас же миллионы и у каждого из нас киловатты установленной нагрузки, которой мы желаем пользоваться по собственному желанию. А ещё есть промышленные потребители, которые имеют ещё большую удельную мощность, измеряемую иногда сотнями мегаватт (но стоит отметить – более предсказуемую). И не забываем про передачу электроэнергии, она, как ни странно, тоже потребитель и достаточно непредсказуемый. Стоит вот линия 500 кВ, гудит себе. Набежали облака, пошёл дождь – загудела сильнее, усилилось коронирование, а это потери активной мощности. Облака ушли, наяривает солнце – провода нагрелись, выросли потери, но не только активной, но и реактивной. И так тоже постоянно.
Таким образом, в огромных энергосистемах, включающей в себя большое количество производителей (которые, в общем, управляемы), потребителей (которые управляются значительно хуже) и средств передачи (которые, можно сказать, не управляются), баланс мощности меняется постоянно. И это изменение нужно как-то держать в рамках. Как это сделать, если на нагрузку в нормальном режиме (т.е. без каких-либо ограничений или отключений) мы повлиять не можем? Правильно – повлияем на управляемую генерацию. Посмотрим, как это делается.
Регулирование генерации осуществляется согласно прогнозируемым графикам нагрузки, вариант которого представлен на рисунке.
Этот график показывает, как в общих чертах работает энергосистема:
1) мощность базовой зоны обеспечивают постоянно работающие АЭС и крупные ТЭЦ и ТЭС;
2) мощность полупиковой зоны обеспечивают маневренные блоки ТЭС, которые включаются по заранее составленному графику или команде системного оператора;
3) мощность пиковой зоны и разницу между генерацией АЭС, ТЭС и ТЭЦ и реальным графиком нагрузки обеспечивают маневренные электростанции: ГЭС, ГАЭС и высокоманевренные блоки ТЭС (типа газотурбинных);
4) какие-либо серьёзные отклонения от графика (как правило, вызванные авариями) нивелируются вводом резервных энергоблоков ТЭС, пребывающих в различном состоянии (вращающийся резерв, горячий резерв, холодный резерв).
Но это по крупному. Если смотреть более мелко, то график нагрузки будет выглядеть примерно вот так:
Очевидно, что такие колебания нагрузки включением/выключением энергоблоков не отрегулируешь. Их компенсацией и занимается система регулирования частоты, принцип работы которой можно вкратце изложить так:
1) изменение баланса мощности вызывает изменение частоты энергосистемы;
2) на изменение частоты реагирует АРЧВ (автоматический регулятор частоты вращения, иногда называют АРС – автоматический регулятор скорости), установленный на турбогенераторе: при повышении частоты он уменьшает впуск пара в турбину, при падении – увеличивает. Таким образом восстанавливается баланс мощности. Этот процесс называется первичным регулированием частоты;
3) однако при этом полного восстановления частоты не происходит (АРЧВ имеет зону нечувствительности, поэтому реагирует быстро, но не достаточно точно). Для этого задействуется АВРЧМ (автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности), воздействующее дополнительно на генератор (как правило, гидрогенератор), увеличивая или уменьшая вырабатываемую ими мощность. При этом турбогенератор, задействованный в первичном регулировании, возвращается в исходное состояние;
4) но этим дело не ограничивается. Значительное изменение мощности электростанций, задействованных во вторичном регулировании, тоже не желательно, поэтому позднее эта мощность компенсируется другими электростанциями энергосистемы, соответственно, теперь уже агрегат, задействованный во вторичном регулировании, возвращается в исходное состояние.
Можно сказать так, что первичное регулирование срабатывает быстро, но не достаточно точно, потому что имеет задачу переломить процесс изменения частоты, а вторичное – срабатывает медленно, но куда точнее, потому что его задача – ликвидировать последствия.
Первичное регулирование частоты делится на общее (ОПРЧ) и нормированное (НПРЧ). Если в первом должны принимать участие все электростанции энергосистемы (естественно, в меру возможностей, в первую очередь – наличия резерва мощности), то второе – это специально организованное резервирование, т.е. на части генераторов ограничивают выдачу мощности, что иметь возможность оперативно нарастить генерацию.
А теперь вернёмся к украинской энергосистеме. На 2014 год в нормированном первичном регулировании (оно так и по-украински НПРЧ - нормоване первинне регулювання частоти) принимали участие 11 электростанций (Молдавскую ГРЭС добавил самостоятельно, исходя из того, что она должна быть готова к автономной работе), 30 энергоблоков. Во вторичном (по-украински - система автоматичного регулювання частоти і потужності, САРЧП) – 3 тепловых электростанции (13 энергоблоков), причём тех же самых, что и в случае НПРЧ – Молдавской ГРЭС (предположительно два энергоблока), Бурштынской (10 энергоблоков) и Добротворской (1 энергоблок), и одна гидроэлектростанция – ДнепроГЭС (6 энергоблоков). Итого 19 энергоблоков (17 – украинских). В сумме, в системном регулировании (НПРЧ и АВРЧМ) принимало участие 12 электростанций (36 энергоблоков).
В дальнейшем украинцы планировали довести количество энергоблоков с АВРЧМ до 30, удалось ли это осуществить – неизвестно, но можно предположить, что кандидатами на это переустройство являются энергоблоки, уже оборудованные НПРЧ, в первую очередь – Трипольской, Запорожской и Кураховской ТЭС.
Выделяется тут, конечно же, Бурштынская ТЭС, 10 (из 12 в наличии) энергоблоков которой оборудованы системами НПРЧ и АВРЧМ. Это связано с двумя обстоятельствами:
1) её включение в европейскую энергосистему в составе Бурштынского острова. И в этой самой энергосистеме она использовалась как раз для регулирования баланса мощности (не забываем, что электростанция имеет прямой выход на европейский энергоперекрёсток – ПС 400 кВ Мукачево);
2) но и с украинской стороны её роль необычайно важна – она через ПС 750 кВ Западноукраинская связана аж с двумя АЭС, т.е. непосредственно балансирует их мощность (а в качестве страховки выступает Добротворская ТЭС).
Надо отметить, что Бурштынская ТЭС имеет какую-то заоблачную значимость для украинской энергосистемы – это и достаточно мощная генерация на двух классах напряжения, и связь с Европой аж на трёх напряжениях (750 кВ через ПС 750 Западноукраинская, 400 кВ – через ПС 400 кВ Мукачево и 220 кВ – через транзит Стрый – Мукачево), и регулировка баланса мощности аж десятью энергоблоками. Думаю, что при поступлении команды на отключение украинской энергосистемы она будет являться самой главной целью. И это не будет новостью для Киева…
После переворота в Киеве и отсоединения Донбасса (следует отметить, что из собственно украинских, половина тепловых электростанций с системным регулированием (НПРЧ и АВРЧМ), пять, находились именно там) число этих станций уменьшилось до десяти (фактически до девяти – Луганская ГРЭС осталась без топлива и адекватной энергосвязи с украинской энергосистемой), а в ходе СВО – до семи (до 10.10.2022). И из этих оставшихся:
1) Молдавская ГРЭС – в Приднестровье. И активно отрубается от украинской энергосистемы ударами по Ладыжинской ТЭС и Одессе;
2) 10 энергоблоков находятся на Бурштынской ТЭС, т.е. выводятся из строя одним негуманным ударом;
3) 4 энергоблока находятся на Кураховской ТЭС, т.е. в пределах поражения нашей дальнобойной артиллерии (одна из возможных причин гуманности в отношении этой электростанции – как раз понимание её роли на востоке Украины);
4) остальные ТЭС (Трипольская, Криворожская и Добротворская) имеют по одному энергоблоку;
5) ДнепроГЭС (ОРУ 150 кВ и, возможно, ПС 150 кВ Алюминиевая) тоже не так далеко от линии фронта.
Выводы последуют…
