В фокусе
Читать
ГлавнаяРубрикиИУС для электроэнергетикиРаспределительные сети и Микрогрид
12.07.2017

Распределительные сети и Микрогрид

Алексей Небера, Николай Шубин. АО «РТСофт»

SmartGrid, MicroGrid, возобновляемые источники энергии, синхронизированные векторные измерения – самые обсуждаемые темы в электроэнергетическом мире. На стыке этих новейших энергетических технологий и зарекомендовавших себя современных энергосистем при непосредственном участии потребителей на наших глазах рождается электроэнергетика будущего. Пока не до конца понятно – чем закончится эта встреча хорошего и нового. Приведёт ли она к очередной научно- технической революции и радикальным изменениям привычного энергетического уклада или новейшие технологии будут незаметно поглощены эволюцией развития? Предлагаемая статья не даёт ответа на этот вопрос, в ней обсуждаются конкретные проблемы и возможности трансформации фрагментов современных распределительных сетей в малые распределённые энергосистемы – в MicroGrid (Микрогрид).

Введение

Тенденции развития электрических распределительных сетей (РС) определяются изменяющимися потребностями общества и находятся в зависимости от прогресса электроэнергетического оборудования, технологий потребления электроэнергии, коммуникационных технологий и разнообразных условий территории (климатические, экологические, стеснённость и др.).

Характерные для современного общества потребности и объективные условия, такие как:

– желание людей жить за пределами перегруженных и экологически загрязнённых мегаполисов;

– стремление администраций к выносу промышленности и её инфраструктуры из центра городов и вообще за пределы городской черты;

– рост электровооружённости домашних хозяйств и культурно-спортивно-развлекательных предприятий;

– повышение требований к сокращению времени на технологическое присоединение новых потребительских электроустановок к сети (принцип «время не ждёт»);

– дороговизна и объективно медленные (относительно динамичных потребностей бизнеса) темпы строительства электрических сетей, –

в совокупности с такими факторами, как:

– постоянное повышение КПД и встречное снижение себестоимости малой электро-, ко- и тригенерации;

– расширяющееся рыночное предложение оборудования для возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и малой генерации при одновременном росте интереса к этой теме потребителей электроэнергии (потенциальный спрос);

– наличие в ряде регионов источников относительно дешёвого топлива, –

являются движущими силами (драйверами) трансформации существующих РС в относительно независимые распределённые энергосистемы (РЭ), допускающие возможность свободного синхронного присоединения к ним разнообразной малой генерации.

Открытый, постоянно пополняемый список возможных видов малой генерации включает в себя топливные элементы, ветровые турбины, фотоэлектрические и нагревательные солнечные системы, гидравлические, геотермальные и газопоршневые установки, микротурбины, работающие на газе, в том числе на биотопливе, и другие. В отличие от огромной ЕЭС России и других больших энергосистем, относительно небольшие по мощности РЭ не могут нормально функционировать без двух дополнительных компонентов:

– накопителей энергии, способных быстро и точно нейтрализовать небалансы активной и реактивной мощности;

– системы автоматического управления (САУ), обеспечивающей живучесть распределённой энергосистемы на всём множестве схемно-режимных ситуаций, включающем нормальные, ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.

Небольшие автоматически управляемые РЭ, обладающие чёткими территориальными границами, получили название микрогридов (МГ). В одной из первых публикаций, посвящённой обсуждаемой теме, – «White Paper on Integration of Distributed Energy Resources. The CERTS MicroGrid Concept» [1], МГ определяется как агрегированное множество нагрузок и микроисточников, управляемых как единая система, производящая электро- и теплоэнергию, обеспечивающая надёжность и безопасность локального потребления. Таким образом, первоначально термин МГ обозначал полностью изолированную локальную систему электроснабжения. В современной трактовке МГ – это группа распределённых нагрузок потребления и различных энергетических ресурсов – источников и накопителей энергии (электро-, тепло-), объединённых электрической сетью переменного и/или постоянного тока в рамках определённых границ, действующая и воспринимаемая операторами больших энергосистем и центров управления сетями как единый управляемый объект, который можно свободно подключать/отключать к/от электрической сети общего назначения. При отключении от энергосистемы МГ должен продолжать надёжное и безопасное энергоснабжение своих внутренних потребителей в автономном (островном) режиме с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии.

Пример МГ приведён на рис. 1.

Рис. 1. МГ на напряжении 0,4 кВ

Особенности функционирования и Требования к микрогриду (подзаголовок ур.1)

Наиболее близкими предшественниками МГ являются широко применяемые схемы электроснабжения предприятий с системами гарантированного питания (СГП). Современные СГП работают по логике или, при которой электрическое питание либо полностью обеспечивается от сети энергосистемы, либо – частично или полностью – от внутреннего независимого источника энергии. Таким образом, СГП предназначены для кратковременного частичного замещения основного источника питания на резервный. МГ же, согласно замыслу, разрабатываются для длительной синхронной работы с большой энергосистемой в целях достижения более экономичного и надёжного энергообеспечения внутренних потребителей. Обозначенное существенное различие в предназначении не означает, однако, гигантской технологической дистанции жду СГП и МГ. Для перехода от СГП к МГ требуется решить всего лишь две принципиальные проблемы:

1. Необходимо обеспечить физическую возможность синхронной работы внешней сети и внутренних источников энергии при сохранении способности внутренних источников справляться с заведомо несимметричной и неравномерной во времени потребительской нагрузкой при выделении МГ на автономную работу.

2. Требуется обеспечить экономичность продолжительной работы внутренних источников МГ.

Экономичность внутренних источников микрогрида

Электрический КПД современных газопоршневых установок и газовых микротурбин мощностью от единиц до нескольких сотен киловатт достигает соответственно 43 и 30–33 %, что делает их соизмеримыми по энергоэффективности с газовыми энергоблоками большой энергетики. Это обстоятельство создаёт экономические предпосылки для развития потребительской распределённой генерации. Однако на практике обеспечить экономичную и надёжную работу МГ оказывается не так просто. Дело в том, что при выделении на островной режим генераторы МГ должны питать сильно неравномерную, меняющуюся во времени, нагрузку потребителей (рис. 2). В больших энергообъединениях, крупнейшим из которых является синхронная Зона ЕЭС России, диапазон суточного хода потребления составляет около 20 % от его максимального значения. В РЭ соотношение максимальных и минимальных суточных нагрузок значительно выше – может составлять 3-4 раза и более. Это обстоятельство определяет специфические условия работы генерации внутри МГ.

Рис. 2. Профиль нагрузки потребления и состав включенного генерирующего оборудования

В современных схемах с СГП «спасаемая» нагрузка потребления полностью ложится на единственный резервный источник (на рис. 2 вариант выбора состава оборудования 1). Очевидно, что в этом случае бóльшую часть времени, кроме кратковременных режимов максимального потребления, питающий генератор будет работать со значительной недогрузкой, то есть неэкономично – в зоне низких КПД. Более того, если на острове имеются двигатели, то для обеспечения нормального режима их пуска или самозапуска потребуется ещё бóльшее завышение мощности резервного генератора, что приводит к ещё бóльшему снижению энергоэффективности.

Повышения экономичности МГ можно добиться путём разукрупнения генерации, а именно: вместо одного источника, покрывающего всё электропотребление, в МГ используется множество мелких. В этом случае общая потребность в мощности обеспечивается более точно и экономично за счёт оптимального выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО), реализуемого в САУ МГ (или MicroGrid Management System – MGMS). На рис. 2 график включённой генерирующей мощности, формируемый MGMS, представлен вариантом выбора состава оборудования 2 (чёрный пунктир). Автоматическая технология ВСВГО должна включать в себя подсистемы:

– прогноза профиля энерго- и электропотребления;

– определения необходимого резерва мощности, учитывающего:

– – пропускную способность сети МГ;

– – готовность к работе, запасы топлива и допустимую скорость набора/сброса нагрузки на управляемых источниках генерации;

– – вероятные аварийные отключения источников генерации и/или сетевых элементов (принцип N-k).

Уместно добавить, что разукрупнение внутренней генерации МГ способствует не только повышению экономичности, но в ещё бóльшей мере – обеспечению допустимых отклонений частоты при вероятных аварийных отключениях отдельных внутренних источников генерации.

При наличии существенной суточной волатильности рынка электроэнергии, заключающейся в значимом изменении рыночной цены на электроэнергию внутри суток, дополнительный вклад в повышение экономичности работы МГ может внести технология управления спросом (ТУС). Так, при существующем уровне рыночных цен на электроэнергию порядка 1500 руб./МВтч и суточной дифференциации цен (макс.–мин.)/мин. = 40 % годовая экономия от перемещения одного МВтч электроэнергии из пиковой зоны графика суточных цен в провальную даёт при покупке электроэнергии экономию на 1,5 миллиона рублей [2].

Особенности поведения потребления РЭ не исчерпываются одним только большим диапазоном суточного изменения профиля потребления. Сложности в управлении балансами мощности и режимами в МГ создают также:

– большой размах нерегулярных колебаний потребления;

– включение в состав МГ резкопеременной генерации на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ), подверженной влиянию случайных метеорологических факторов;

– существенную несимметричность нагрузки и других параметров режима;

– искажение синусоидальности формы переменного напряжения и токов.

Преодоление технических проблем внутренней сети микрогрида (подзаголовок ур.1)

Нерегулярные колебания и интеграция ВИЭ генерации (подзаголовок ур.2)

Нерегулярные колебания потребления активной и реактивной мощности – явления по своей физической сути случайные, то есть величины непредсказуемые. Это означает, что их подавление в режиме планирования графика генерации принципиально невозможно. Если не предпринимать специальных технических и экономических мер, нерегулярные колебания нагрузки МГ будут напрямую транслироваться на такие показатели качества электроэнергии, как частота и уровни напряжения. Такими специальными техническими средствами, эффективно поддерживающими нормальное качество электроэнергии по частоте и уровням напряжения в больших энергосистемах, являются локальные (ОПРЧ – общее первичное регулирование частоты и НПРЧ – нормированное первичное регулирование частоты) и централизованные системы регулирования частоты и мощности. Однако в условиях МГ скорости реакции силовых агрегатов, управляемых такими системами, будут недостаточны для нейтрализации повышенного уровня нерегулярных колебаний. По этой причине компенсация нерегулярных колебаний балансов мощности и напряжения в МГ обеспечивается в темпе процесса быстродействующими динамическими компенсаторами, силовая электроника которых мобильно использует возможности различных накопителей энергии: маховичных, аккумуляторных, суперконденсаторных и конденсаторных. Обеспечение согласованной работы разнообразных систем регулирования генерации и потребления МГ, включая быстродействующие системы управления накопителями энергии, – ещё одна важная функция MGMS (наряду с функцией ВСВГО). Специфика и подходы к моделированию работы систем смешанного локально-централизованного управления частотой в МГ при их выделении на изолированную работу освещены в [3].

Кроме быстрого и качественного управления балансами мощности, использование накопителей энергии позволяет также дополнительно повысить экономичность работы МГ за счёт снижения включённой управляемой генерации МГ и прохождения экстремальных нагрузок (пики и минимумы) за счёт накопленной или сохраняемой энергии. На рис. 2 график включённой генерирующей мощности, формируемый MGMS при наличии накопителей, представлен вариантом выбора состава оборудования 3 (красная ступенчатая пунктирная линия).

В то же время стабилизирующего эффекта от разукрупнения источников генерации и создания системы смешанного локально- централизованного регулирования режима (в составе MGMS), воздействующей на источники и накопители энергии, может оказаться недостаточным. В этой связи для окончательного преодоления проблем с нестабильностью частоты и напряжений при работе МГ в островных режимах к регулированию необходимо привлекать потребителей энергии. В первую очередь целесообразно обеспечить качественную настройку таких традиционных средств аварийного регулирования частоты (АРЧ), как автоматическая частотная разгрузка (АЧР), дополнительная аварийная разгрузка (ДАР) и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ). При проектировании и настройке средств АРЧ необходимо учитывать как внешние требования, транслируемые на МГ со стороны Системного оператора, так и внутренние схемно-режимные условия, которые в разных МГ могут иметь существенные индивидуальные особенности. В этой связи потребуется тщательное моделирование режимов внутренней сети МГ с учётом меняющейся частоты и электромеханических процессов.

Другие серьёзные вызовы генерации МГ формируются несимметричностью и нелинейностью нагрузок и других параметров режима сети переменного тока.

Несимметрия и несинусоидальность

Сети низкого напряжения, ввиду большого количества относительно случайно включаемых/отключаемых однофазных нагрузок, являются естественными производителями несимметрий и несинусоидальностей.

Никакое, даже самое тщательное, статическое распределение этих нагрузок между фазами принципиально не может противостоять динамическому нарушению равенства нагрузки фаз, вызывающему соответствующую несимметричность параметров электрического режима. В то же время для обеспечения надёжной работы и предотвращения сокращения сроков службы трёхфазных электрических машин (генераторы и двигатели) требуется ограничивать разность токов в фазах 10-ю процентами. В режимах с изолированной нейтралью, а именно в таких режимах эксплуатируются электрические генераторы, проблемы создаются так называемыми токами обратной последовательности, вызывающими в машине ряд нежелательных явлений, и делают режим работы машины тяжёлым [4]. В частности, наличие обратной последовательности в магнитном поле статора вызывает:

– излишние потери в роторе (особенно в неявнополюсных машинах), вызванные индуцированными токами двойной промышленной частоты, и его нагрев, сопровождаемый также снижением КПД машины (высокие температуры ротора способны вызывать в нём опасные деформации, что резко повышает вероятность повреждения изоляции обмотки возбуждения);

– повышенную вибрацию машины, появляющуюся в результате взаимодействия магнитных потоков возбуждения и обратной последовательности статора, а также – поля прямой последовательности статора и поля токов двойной частоты ротора (при этих воздействиях на ротор и статор действуют знакопеременные вращающие моменты и тангенциальные силы, пульсирующие с частотой 100 Гц);

– искажение симметрии напряжений. В результате различности падений напряжений в фазах напряжения более загруженных фаз будут несколько ниже, в менее загруженных – выше. Несимметрия напряжений ухудшает условия работы приёмников, в особенности асинхронных и синхронных двигателей.

Высшие гармоники тока могут вызывать опасные резонансные явления, если цепи обмоток статора работают на емкостную нагрузку, формируемую, например, электрическими ёмкостями кабельных линий электропередачи. В результате резонанса напряжений на зажимах обмотки статора возникают напряжения повышенных частот, которые могут превышать номинальные напряжения во много раз и приводить к преждевременному повреждению изоляции машины.

Эффективной формой борьбы с резонансами напряжений в большой энергетике считается применение мощных успокоительных (демпферных) обмоток. Например, демпферные обмотки уникальных мощных гидрогенераторов, работающих на длинные линии передачи (емкостной характер нагрузки), позволяют выровнять сверхпереходные сопротивления генераторов по продольной и поперечной осям, вследствие чего токи остаются синусоидальными и опасность резонансных перенапряжений исчезает.

К сожалению, демпферные обмотки не устанавливаются на малые электрические машины. Поэтому для МГ требуется найти свои методы борьбы с несинусоидальностью.

Радикальным способом преодоления проблем несимметричности параметров режимов и несинусоидальности формы кривых переменных токов и напряжений является физическое отделение трёхфазной генерации от заведомо несимметричных и нелинейных нагрузок. На рис. 3 приведён пример схемного решения по отделению сети постоянного тока и однофазных нагрузок переменного тока некого коллективного потребителя от основной сети МГ, изображённой на рис. 1. Такая схема обеспечивает надёжную изоляцию трёхфазной сети от любой несимметрии и несинусоидальности. Недостатком этой схемы является то, что присутствующие в ней выпрямители и инверторы имеют не стопроцентный КПД. Потери в преобразователях составят около 10 %.

Другие способы борьбы с нарушениями показателей качества электроэнергии предусматривают использование быстродействующих регулируемых компенсирующих устройств: источников реактивной мощности и кондиционеров или динамических компенсаторов искажений напряжений (ДКИН).

Рис. 3. Пример схемного решения по отделению сети постоянного тока и однофазных нагрузок переменного тока некого коллективного потребителя от основной сети МГ, изображённой на рис. 1

Заключение

Потребность общества в расширении жизненного пространства за пределы перегруженных мегаполисов, повышение требований бизнеса к сокращению времени на технологическое присоединение к сетям, дороговизна и объективно медленные темпы строительства электрических сетей, наличие в РФ территорий со стеснёнными условиями, а также удалённых территорий, в том числе с экстремальными климатическими условиями, которые нуждаются в быстром и эффективном развитии, – могут послужить поводом к созданию новой сущности в электроэнергетике – распределённым энергосистемам и, в частности, МГ.

Ввиду особенностей физических процессов, происходящих в сетях среднего и низкого напряжения, МГ не могут быть созданы путём простого присоединения распределённой генерации к существующим РС. МГ – это инновационная технология, предусматривающая создание умной системы автоматического управления (MGMS), взаимодействующей с умными управляемыми энергоустановками генерации и потребления.

Поскольку МГ включает в себя множество разнородных внутренних энергетических источников, управляемых электроустановок потребителей, накопителей энергии и к тому же сам подключён к источникам внешнего электроснабжения, MGMS должна в темпе реального времени решать и технические, и экономические задачи. Технические задачи – по регулированию частоты и напряжения; по обеспечению устойчивости. Экономические задачи – по оптимальному динамическому распределению нагрузки между всеми управляемыми ресурсами.

Наличие интеллектуальной контролирующей, анализирующей, оптимизирующей и управляющей MGMS, наряду с появлением линий электропередачи с двухсторонним питанием, определяет основное отличие МГ от современных РС, внутренних электрических сетей домов и предприятий.

Появление МГ – это значимое явление на современном этапе развития электроэнергетики. МГ позволят:

1. Преодолеть нарастающую стихию неуправляемости режимов в сетях среднего и низкого напряжения. Действительно, МГ проектируются и формируются как агрегаты распределённых нагрузок и генерации, воспринимаемые Операторами энергосистемы и рынка как единые (виртуальные) объекты управления, обладающие внутренним порядком.

2. Усилить конкуренцию «снизу». Причём МГ позволяет не только усилить конкуренцию на площадке генерации, но и распространить конкуренцию в электроэнергетике на электрические сети.

МГ могут найти активное применение в стеснённых условиях мегаполисов, в отдалённых регионах России, в первую очередь в Сибири и на Дальнем Востоке. В регионах, где отсутствует централизованное электроснабжение, на территориях, расположенных вдали от крупных населённых пунктов, на объектах добывающей промышленности, в туристических центрах, на военных объектах и прочих.

Литература

1. Robert Lasseter, Abbas Akhil, Chris Marnay, John Stephens, Jeff Dagle, Ross Guttromson, A. Sakis Meliopoulous, Robert Yinger, and Joe Eto, «White Paper on Integration of Distributed Energy Resources. The CERTS MicroGrid Concept», LBNL-50829, 2002 г.

2. А. С. Бердин, О. Д. Молчан, Н. Г. Шубин, «Об участии потребителей в новом типе управления энергосистемой», журнал «Энергетика и ЖКХ Урала», июль 2013.

3. A. Madureira, C. Moreira and J. Peças Lopes, «Secondary Load-Frequency Control for MicroGrids in Islanded Operation», 2005 г.

4.Вольдек А. И., «Электрические машины», 3-е издание, переработанное, издательство «Энергия», 1978 г.

Версия для печати835 просмотров.
Оцените статью по: