Мы продолжаем освещать актуальную тему развития энергосистем с инверторной генерацией (IBR), к которой обычно относят недиспетчируемые возобновляемые источники энергии (ВИЭ) типа солнечных панелей и ветровых генераторов.
Переход к доминированию IBR в энергосистеме порождает ряд проблем, одна из которых – это снижение надежности работы энергосистем по мере вывода из эксплуатации классических электрогенерирующих установок с прямым подключением (DOL), то есть энергоустановок с синхронными генераторами. В результате этого формируется более слабая сеть больших масштабов с низкими уровнями коротких замыканий (SCL) и дефицитом инерции вращающихся масс, которая изначально стабилизирует энергосистему на уровне физической синхронизации и связи между генераторами и частотой в сети, а также первичного регулирования.
В статье, опубликованной в № 4 журнала IEEE Electrification Magazine (т. 12 за 2024 год), коллектив авторов (Мартин Йельмеланд. Томас Ойванг, Магнус Корпус, Кристиан Хартманн и Лина Бертлинг Тьернберг) предлагает использовать для обеспечения физической инерции и уровня токов короткого замыкания потенциал малых модульных атомных реакторов (SMR). Предлагаем вашему вниманию обзор этой статьи.
Одним из решений указанной проблемы являются IBR, формирующие сеть (GFM), т.е. инверторов в режиме источников напряжения. В отличие от традиционных IBR, "следующих за сетью" (GFL), т.е. инверторов в режиме источников тока, которые зависят от надежной сетевой инфраструктуры с доминированием инерционных источников, GFM IBR способны стабилизировать систему посредством регулировки напряжения и частоты в сети, но пока они не доступны в масштабах, необходимых для крупных сетей.
В качестве решения, гарантирующего расширение энергосистемы с IBR, авторы рассматривают два альтернативных варианта: синхронные компенсаторы (SynCons), подключенные к DOL и работающие при нулевой активной мощности, и малые модульные ядерные реакторы (SMR). В статье приведен сравнительный анализ этих альтернатив.
Сравнение решений по поддержке сети
Синхронные компенсаторы (SynCon) могут обеспечивать достаточную величину током короткого замыкания для выявления неисправностей в энергосистеме и их устранения. Инерционная масса конмпенсаторов действует, как маховик, и ограничивает колебания частоты сети в периоды помех. Кроме того, они могут снижать потери при передаче, обеспечивая локальное управление реактивной мощностью для стабилизации напряжения сети.
Типичный SynCon представляет собой синхронную машину мощностью 20 МВА, в то время как турбогенератор SMR имеет мощность 300 МВА. Большие синхронизаторы обычно изготавливаются на заказ, что значительно увеличивает затраты на установку, поэтому в данной статье они не рассматриваются.
Сравнение электрических характеристик турбогенераторов с SMR и SynCon показывает, что инерция SMR примерно в три раза выше: это означает, что для обеспечения физической инерционной реакции в будущей энергосистеме требуется значительно меньшая мощность SMR, чем SynCon.
Предполагается, что турбогенератор, управляемый SMR, работает в условиях номинальной мощности, в то время как SynCon работает в условиях холостого хода. Авторы отмечают, что SynCon имеет гораздо более слабую реакцию, чем SMR, при более низких уровнях возбуждения. Получаемые при этом низкие токи короткого замыкания мешают обнаруживать и устранять неисправности. Поскольку установки с SynCon имеют сниженные возможности короткого замыкания, предполагаемая доля SynCon в сетях с преобладанием IBR должна составлять не менее 50% от мощности IBR.
Авторы приводят оценки дополнительных затрат, которые возникают при использовании SynCons, но отсутствуют в случае с SMR. Например, поскольку синхронная машина SynCon не имеет установки для выработки электроэнергии, для разгона до номинальной скорости и синхронизации с электросетью ей требуется дополнительное оборудование, такое как разгонный электродвигатель или статический преобразователь частоты, что повышает стоимость решения.
Высокие коэффициенты использования мощности SynCon снижают нормированную стоимость электроэнергии. Однако их более высокая загрузка может увеличить общую стоимость системы, так как при этом увеличиваются затраты на покрытие потерь при синхронизации и других эксплуатационных расходов. Таким образом, SynCons будут использоваться только тогда, когда сеть в них нуждается, а именно – в периоды интенсивной работы ВИЭ, что снижает их коэффициент мощности до того же уровня, что и у IBR. Тем не менее, существующие объекты по производству электроэнергии, такие как гидроэлектростанции с меньшим количеством часов работы в год, могут быть оборудованы для синхронной работы, что позволило бы сократить некоторые капитальные затраты.
Преимущества SMR в сетях с высокой долей ВИЭ
На сегодняшний день SynCons представляют собой зрелую и доступную технологию, тогда как SMR, как и GFM IBR, все еще можно считать находящимися в стадии разработки. Ожидается, что они начнут вводиться в эксплуатацию в течение десятилетия. Однако, жизнеспособность SMR с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя, в отличие от GFM IBR, уже убедительно доказана, поскольку блоки с аналогичными технологиями и уровнями мощности эксплуатируются более полувека. Объединенный исследовательский центр ЕС (JRC) считает, что среди всех энергетических технологий современные ядерные являются наиболее безопасными. Текущая разработка SMR в основном сосредоточена на адаптации к серийному производству, а также на улучшении функций безопасности.
По мнению авторов статьи, SMR могут эффективно использоваться в качестве автономного ресурса в микросетях, дополняя ВИЭ и вытесняя дизель-генераторные установки. SMR могут производить электроэнергию по низкой цене и с высоким коэффициентом использования мощности: как ожидается, в будущей энергосистеме он может достигать 95%, тогда как коэффициент использования мощности SynCon будет намного ниже (в среднем, 35%). Также, малые реакторы могут управлять энергосистемой, включающей ВИЭ, даже в периоды их высокой выработки, работая с частичной нагрузкой.
В целом, SMR могут предоставлять энергосистеме следующие услуги по обеспечению надежности и устойчивости:
- устойчивое управление напряжением,
- быструю подачу реактивной мощности,
- инерцию для локальной стабильности сети,
- обеспечение необходимых уровней токов короткого замыкания,
- возможность запуска из холодного состояния,
- возможность работы в островном режиме.
Особое внимание авторы уделили вопросу экономической эффективности SMR в энергосистемах с ВИЭ. На рисунке 1 показаны перспективы изменения нормированной стоимости электроэнергии (LCOE) для SMR в ближайшем будущем в трех сценариях (консервативном, умеренном и продвинутом), рассчитанных Национальной лабораторией ВИЭ (NREL) с учетом разницы в стоимости между разными типами реакторов: первого в своем роде (FOAK) и N-го в своем роде (NOAK).
В наиболее конкурентном сценарии около половины LCOE, которая к 2050 году опустится ниже $40 за МВт·ч, может быть покрыто за счет получаемой энергосистемой добавленной стоимости. Таким образом, SMR могут избавить от необходимости использования синхронных конденсаторов для стабилизации работы энергосетей с включением ВИЭ, тем самым, снижая затраты на вспомогательные услуги примерно на $20 за МВт·ч и одновременно обеспечивая более высокую надежность и инерцию сети.
Подробнее читайте исходную статью в журнале IEEE Electrification Magazine (т. 12, № 4 за 2024 год)
Подготовлено АНО «Центр «Энерджинет» при поддержке Фонда НТИ и Минобрнауки России