Подзатянул, конечно, но, к сожалению, бывает так, что статья «не идёт». А потом бац – всплывает некая тема, и пошло… Всплыла Румыния)
В первой части я описывал, как Укрэнерго пытается балансировать энергосистему «веерными» отключениями и к каким последствиям это приводит.
Если коротко, то основная задача «веерных» отключений – это даже не снижение потребления (хотя это тоже происходит), а его более равномерное распределение по времени с целью большего соответствия имеющейся генерации. Когда же «веерных» отключений не хватает – Укрэнерго вводит аварийные, которые на самом деле разгрузочные (фактически это можно назвать превентивной АЧР (автоматической частотной разгрузкой)). Для энергосистемы это оборачивается различными перегрузками, основными страдальцами от которых являются различные силовые трансформаторы.
Теперь же попробуем разобраться, почему украинская энергосистема без «веерных» отключений обойтись уже не сможет.
Можно возразить, что сейчас именно это и происходит. Да, но осень (и весна) для энергосистемы не является экстремальным режимом работы: ни холодно, ни жарко (т.е. не нужно обогревать или охлаждать), нет плановых ремонтов (т.е. энергосистема работает в наиболее комплектном виде), достаточно светло (это уже конкретно про украинскую энергосистему с её долей СЭС, но и другим энергосистемам ещё не сильно приходится вкладываться в освещение). А впереди зима с ростом нагрузки и падением генерации – вот это реально тяжёлый для энергосистемы режим.
Но сначала нужно немного разобраться, как работает нормальная энергосистема.
Как она устроена, я достаточно подробно объяснял, например, тут, поэтому сейчас ограничусь только крупными блоками: энергосистема состоит из генерации (АЭС, ТЭС/ТЭЦ, ГЭС, СЭС ВЭС и т.д.), распределительных сетей (магистральных (750, 400, 330, 220 кВ), распределительных высоковольтных (110(150), 35, 6(10) кВ), распределительных низковольтных (0,4 кВ)) и нагрузки (большинство – 0,4 (220/380 В) кВ, меньшинство – более высоковольтные потребители).
Единственный параметр, общий для всей энергосистемы (определяемой не государственными границами, а непосредственно прямыми электрическими связями, т.е. с точки зрения электроэнергии украинская энергосистема является частью континентальной сети Европы (бывшей UCTE)) – это частота, для европейской энергосистемы ENSTO и нашей ОЭС/ЕЭС она равна 50 герц.
Почему же мы тогда не можем просто взять и подключиться к европейской энергосистеме? Если совсем просто, то дело в том, что 50 Гц – это номинальный параметр, в реальности частота постоянно изменяется (желающие могут понаблюдать тут, в правом верхнем углу), и вот эти колебания у нас и у европейцев различаются, соответственно, фактически частота – разная. А колебания эти происходят из-за постоянного дисбаланса генерации/нагрузки. Опять же на пальцах: вы просто включили телевизор, нагрузка энергосистемы увеличилась, частота пошла вниз, где-то на ближайшей станции сработает АРС (автоматический регулятор скорости) и увеличит генерацию, потом на другой станции сработает АВРЧМ (автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности) и вернёт частоту к исходному значению. Но тут над вашим домом выглянет солнце, на солнечную панель, стоящую у вас на крыше, упадёт солнечный луч – и теперь уже генерация энергосистемы обгонит нагрузку, частота пойдёт вверх, и тот же механизм снова будет компенсировать проявившийся дисбаланс. Таким образом, поддержание частоты в энергосистеме сводится к поддержанию баланса генерации и нагрузки.
Каким образом это делается, когда у нас в энергосистеме включаются/выключаются миллионы условных телевизоров?
Сразу отмечу – в нормальной энергосистеме, в которой имеется избыток установленной мощности электростанций, регулируется именно генерация, потому что нагрузка может регулироваться только очень грубо и она непредсказуема сама по себе – графики нагрузки, на которые ориентируются энергетики, носят вероятностный характер. Вы можете включить телевизор, можете к нему добавить микроволновку, а можете просто завалиться спать. Поэтому то, что в энергосистеме применяются повсеместные «веерные» отключения, говорит о её неблагополучном состоянии.
Казалось бы, какая разница, один телевизор или миллион? Всё равно ж, увеличивать/уменьшать генерацию. Да, именно так, реально всё равно придётся гонять электростанции – вопрос какие. Одно дело, когда у вас энергосистема состоит из высокоманевренных гидроэлектростанций (как, например, в Норвегии, 85% установленной мощности - ГЭС), и совсем другое, когда у вас винегрет из АЭС, ТЭС, ГЭС, СЭС и ВЭС. Грубо зоны работ можно обозначить примерно так:
Стоит сразу разобраться с маневрированием и балансировкой мощности в энергосистеме:
1) Маневрирование – это следование графику прогнозируемой нагрузки (тёмно-зелёная ломаная линия), осуществляется включением/выключением энергоблоков/гидроагрегатов. Соответственно, речь идёт о сотнях мегаватт/гигаваттах;
2) Балансировка – это приведение генерации к реальному графику (красная кривая), т.е. компенсация разницы между графиками прогнозируемой и реальной нагрузки. Осуществляется высокоманёвренными генераторами, как правило, гидроагрегатами ГЭС. Можно разделить на грубую, когда электростанция просто набирает мощность по предложенному графику, или точную, когда мощность генератора регулируется автоматикой (АРС или АВРЧМ).
Но лучше посмотреть, как это работает на примере реального графика страны, достаточно похожей (но с другим процентным соотношением различных типов) по составу генерации, к тому же ещё и соседа Украины, т.е. достаточно схожей по климату - Румынии.
Заодно и посмотрим, как она там типа экспортирует электроэнергию.
Возьмём три августовских дня, 25-27. Выбор не случаен – около полудня 26 августа произошла аварийная ситуация на АЭС Черноводы (отключение одного энергоблока), поэтому можно наглядно посмотреть как энергосистема на неё отреагировала.
Для прогнозирования необходимого уровня генерации используется график прогнозируемой нагрузки (синяя ломаная линия, ступеньки на ней соответствуют некоторому количеству работающих генераторов), как видим, он очень неплохо совпадает с реальным графиком нагрузки (розовая линия). Неплохо – это то, что прогноз не отлетает от реальности более чем на 300-400 МВт.
Наиболее неманёвренный вид генерации (АЭС) в нормальной энергосистеме стараются не дёргать – как видим атомная генерация (бордовая линия) практически не меняется (провал графика – это то самое аварийное отключение одного энергоблока).
Генерацию различных видов ТЭС (черная, жёлтая и коричневая линии) тоже стараются держать стабильно – изменения происходят только тогда, когда по каким-либо причинам не хватает прочей генерации (безветренный вечер, например) и нет возможности получить электроэнергию из-за границы (экспорт/импорт – малиновая линия, выше нуля – импорт, ниже – экспорт, вечером за бугром, как ни странно, тоже пик нагрузки), плюс часто именно на ТЭС осуществляется балансировка. Объяснение тут простое: на ТЭС, как и на АЭС, источником электроэнергии являются турбогенераторы, в которых многотонный (в гигаваттном ТВВ-1000-2КУЗ – 86,5 тонн) ротор крутится с частотой самой энергосистемы – 50 герц, или в более понятных величинах, 3000 оборотов в минуту. Лишний раз менять режим работы такой махины не стоит.
Напомню, что изменение мощности турбогенератора происходит не изменением скорости вращения, а крутящим моментом ротора турбины (давлением пара в ней). Скорость же стабильна, в пределах колебания частоты энергосистемы. Тем не менее, чем меньше дёргаем турбогенератор – тем лучше.
СЭС (бордовая линия), как ни странно, очень даже неплохо вписываются: во-первых, их мощность относительно невелика, во-вторых, в отличии от ВЭС, прогнозируемость у них достаточно хорошая. Соответственно, днём они дают возможность передохнуть главному регулировщику и балансировщику энергосистемы – ГЭС.
В виду большой установленной ГЭС (голубая линия), они вовсю пашут и как базовая нагрузка, и как маневрирующая мощность, закрывая пики нагрузки, и как балансирующая. Но не стоит забывать, что им для работы нужна вода, поэтому необходимо следить за её уровнем в водохранилище – при расходе воды большем естественного стока можно данное водохранилище сработать, и остаться без источника электроэнергии в самый неподходящий момент.
Подобная ситуация имела место быть в мае этого года с водохранилищем Днестровской ГЭС, но тогда было чёткое понимание, когда заработает альтернативный источник электроэнергии (молдавский транзит).
Гидроагрегаты, в отличии от турбоагрегатов, имеют кратно меньшую скорость вращения (за счёт большего количества полюсов) и регулировка мощности (которая определяется тоже вращательным моментом - и тоже давлением, но теперь воды) у них механическая (открыл/закрыл, т.е. менее инерционная, чем у турбогенератора, где для увеличения давления пара, нужно его подогреть). Соответственно, для плавной регулировки или быстрого набора/сброса мощности они подходят лучше.
Но прям принципиальных ограничений по применению тех или иных энергоагрегатов нет: в районе с преобладанием ТЭС они выполняют все описанные функции, то же самое происходит и в районах с доминированием ГЭС. Это распространяется даже на ВИЭ, но им для нормальной работы нужны как минимум, аккумулирующие устройства.
Выбиваются из этого дружного коллектива ВЭС – из-за плохой предсказуемости они могут как зажечь (что может привести к серьёзному экспорту, в этом году, правда, это происходит совсем редко), так и провалится в ноль (что потребует компенсации либо ТЭС, либо импортом).
Если на пальцах, то маневрирование мощностью в румынской энергосистеме осуществляется в пределах примерно 3,5 ГВт (разница между максимумом и минимумом графика нагрузки), а балансировка – в пределах 0,7 ГВт (самая большая разница в ступеньках графика прогнозируемой нагрузки). Как видим, разница солидная.
Теперь посмотрим, как энергосистема реагирует на аварийную ситуацию – примерно в 11-40 отключается энергоблок на АЭС.
Сразу же на помощь приходит румынское забугорье, скорее всего, Болгария.
Тут чистая физика: упала генерация – пошло вниз напряжение – появилась избыточная разница напряжений – в результате появился переток в сторону аварийной энергосистемы.
ВЭС, СЭС в данной ситуации помочь ничем не могли, в нормальной энергосистеме они все включены и резерва, соответственно, нет. ТЭС тоже были нагружены, да и вывести какой-либо энергоблок из состояния «выключен» за несколько минут нереально. Поэтому возникший дефицит компенсировали имеющимся резервом генерации ГЭС – в течении 20 минут они заместили выпавший энергоблок полностью.
Таким образом, в нормальной энергосистеме подобные аварийные ситуации гасятся наличным оперативным резервом и внешними перетоками.
Ну и о помощи Украине со стороны Румынии. Вот аналогичный график за сентябрь месяц:
Экспорт (суммарный, конечно, на Украину им приходится поставлять электроэнергию практически постоянно) из Румынии, как видим, идёт только в период хорошей (солнечной или ветреной, а ещё лучше – солнечной и ветреной) погоды, в остальное время она сама является импортёром электроэнергии. Если учитывать, что с солнечной генерацией и на самой Украине неплохо, то прямые поставщики из румын так себе. Другое дело – как транзитёр электроэнергии из более стабильных в смысле генерации стран (Болгария, Сербия, Словакия) Румыния для Украины крайне важна, потому что через молдавский транзит можно обеспечивать электричеством проблемные центр (район Винницы) и юг (район Одессы), высвобождая мощности ЮУАЭС для востока.
На пальцах как-то так. Надеюсь, в пятницу/субботу будет и завершающая часть - про украинскую энергосистему.
Подбросить автору денех через Бусти, или более традиционно (2202 2069 3287 7165, Сбер, Алексей).