Существующие турбины можно перепрофилировать для обеспечения поддержки сети, использующей возобновляемую генерацию, путем модернизации.
В последнее десятилетие основная тенденция энергетики - вывод из эксплуатации угольных электростанций и неуклонное развитие возобновляемых источников энергии. Следующий этап будет заключаться в постепенном выводе из эксплуатации как можно большего числа станций, работающих на природном газе, по мере развертывания ветряных и солнечных ресурсов.
Однако стремительное вытеснение вращающихся генерирующих активов привело к нестабильности энергосистемы. Паровые и газовые турбины угольных электростанций, установок комбинированного цикла и пикового потребления природного газа чрезвычайно важны для поддержания инерции сети, стабильности и обеспечения реактивной мощности в виде VAR (Voltage Ampere Reactive - вольт-ампер реактивных).
В Великобритании, например, правительство обязалось к 2025 году полностью отказаться от угольной генерации. За последнее десятилетие в стране было установлено около 20 ГВт возобновляемой энергии. В результате чуть более трети (37,1%) электроэнергии в Великобритании вырабатывается возобновляемыми источниками, и в течение следующего десятилетия планируется установить еще 40 ГВт морских ветроэнергетических установок. По мере роста внедрения ветряных и солнечных проектов в энергосистему возрастут проблемы нестабильности и инерции сети.
«Возобновляемые источники энергии подключаются к сети электронным способом, а не напрямую, как крупные централизованные электростанции», - сказал Марк Тирнан, глава подразделения высоковольтных подстанций Соединенного Королевства в Siemens Energy. «В результате отказ от угля привел к тому, что в сети стало меньше крупных вращающихся турбин и это привело к снижению инерции системы. Потеря синхронных газотурбинных и паротурбинных генераторов ведет к нестабильности системы в виде снижения инерции системы».
Электрическое оборудование.
Появляются различные подходы, направленные на предоставление услуг по поддержке и ускорению темпов внедрения в сеть возобновляемых источников энергии. Традиционные электрические решения этой проблемы - конденсаторы, статические компенсаторы реактивной мощности и статические конденсаторы. Конденсаторные батареи обычно устанавливают на электрических подстанциях. Они состоят из шунтирующих конденсаторов, относительно дешевы, надежны и просты в установке, к их недостаткам можно отнести большую площадь основания и то, что они только могут подавать реактивную мощность, но не могут ее поглощать. При увеличении нагрузки и падении напряжения эффективность конденсаторов снижается.
Статические компенсаторы реактивной мощности в основном представляют собой электрические переключатели. Они состоят из шунтирующих конденсаторов и реакторов, и обеспечивают большую степень контроля напряжения, чем простые конденсаторы. Они могут поглощать и обеспечивать реактивную мощность, но не справляются с нестабильностью или падением напряжения.
В статических синхронных компенсаторах (StatComs) используется сложная силовая электроника, а не конденсаторы и реакторы. Они обеспечивают более быстрое время отклика (микросекунды) и занимают меньше места, но по сравнению с более простым оборудованием, стоят дороже. В качестве примера можно привести системы Dynamic VAR (D-VAR) American Superconductor, Purewave DStatCom компании S&C Electric и SVC Plus Siemens Energy.
SVC Plus сочетает в себе технологию StatCom и многоуровневого преобразователя. Внутренние части системы содержат набор электрических компонентов, таких как биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), реакторы, конденсаторы и силовые трансформаторы переменного тока. Она быстро подает индуктивную или емкостную мощность для стабилизации систем передачи электроэнергии и снижения риска падения напряжения и отключений. Этот блок Siemens Energy примерно в два раза меньше обычного SVC.
Компания Siemens Energy поставит две системы SVC Plus для стабилизации энергосети Германии по заказу оператора систем передачи Amprion. Установки будут расположены в Полсума (Северная Рейн-Вестфалия) и Рейнау (Баден-Вюртемберг). Их диапазон мощности составляет +/- 600 МВАр, и они могут поддерживать напряжение сети в стабильном диапазоне. В целом, по расчетам операторов электропередач, для обеспечения достаточной стабильности и инерционности немецкой сети требуется до 28 ГВАр.
Италия также успешно внедряет подобную технологию. Компания Terna. SpA заказала две системы SVC Plus, которые будут способствовать объединению Италии и Черногории, а также материковой Италии и Сардинии. Две аналогичные системы, устанавливаются в итальянском регионе Марке. Они будут вводиться в эксплуатацию постепенно с конца 2021 года до середины 2022 года.
Синхронные компенсаторы.
Еще один способ решения проблемы нестабильности сети - синхронные компенсаторы (или синхронные конденсаторы). Также можно рассматривать множество вариантов. Siemens Energy и GE предлагают конкурирующие электрические системы.
Устройство Siemens Energy включает в себя синхронный компенсатор для обеспечения инерции и усиления сети; мощность короткого замыкания для надежной работы и реактивную мощность для регулирования напряжения. По сути, синхронный компенсатор представляет собой большой вращающийся механизм, состоящий из генератора и маховика. При подключении к сети он обеспечивает инерцию, непрерывно вращаясь синхронно с частотой сети. Таким образом, он способствует стабильности системы, смягчая любые колебания частоты, так же, как автомобильные амортизаторы смягчают неровности дороги. Маховик - это большое колесо, которое добавляет дополнительную массу для увеличения инерции системы. По сути, это замена вращающейся массы газовой или паровой турбины маховиком.
Синхронный генератор подключается к сети передачи высокого напряжения через повышающий трансформатор. Он запускается и останавливается с помощью частотно-регулируемого электродвигателя (пони-мотор) или пускового преобразователя частоты. Когда генератор достигает рабочей синхронной скорости, он синхронизируется с сетью передачи, и работает как двигатель, обеспечивающий реактивную мощность и мощность короткого замыкания в сети передачи.
Программа National Grid Pathfinder в Великобритании направлена на обеспечение достаточного количества энергии короткого замыкания, в основном в районах Уэльса и Шотландии. Siemens Energy получила три проекта в рамках этой программы. Начались работы на объекте Welsh Power в Рассау, Эббв-Вейл в Уэльсе. Вращающаяся технология для стабилизации сети устанавливается на объекте для обеспечения устойчивости сети и будет введена в эксплуатацию до конца года.
«В течение 15 минут после получения команды установка способна обеспечить примерно 1% инерции, необходимой для безопасной работы энергосистемы, с нулевыми выбросами», - сказал Крис Викинс, директор по сетевым услугам компании Welsh Power.
Аналогичная система будет поставлена Управлению электроснабжения (ESB) в Ирландии для электростанции Moneypoint, расположенной в графстве Клэр. «ESB превращает площадку в центр зеленой энергии, где в течение следующего десятилетия будет внедрен ряд технологий возобновляемых источников энергии».
«Из-за непостоянства ветряной энергии, технологии стабилизации энергосистемы играют все более важную роль в успешном энергетическом переходе», - сказал Пол Смит, глава отдела развития активов ESB Generation and Trading.
GE Steam Power тем временем рекламирует свои собственные синхронные компенсаторы и систему маховиков. Компания предоставила компании Terna два таких блока для установки на подстанции в Бриндизи (Италия). Каждый из них может обеспечить до + 250 / -125 МВАр реактивной мощности и 1750 МВт инерции. Они устанавливаются вдоль системы электропередачи, чтобы обеспечить бесперебойную передачу энергии. GE поставит еще четыре синхронных компенсатора мощностью 250 МВАр на станции Selargius и Maida в Сардинии и Калабрии соответственно. Кроме того, GE поставила два синхронных компенсатора на 160 МВАр для подстанций Favara и Partinico Terna на Сицилии, которые работают с конца 2015 года. В совокупности реактивная мощность сетей Италии составляет 1820 МВАр.
Типовая схема синхронной компенсационной установки состоит из одного или двух блоков синхронных компенсаторов с параллельно включенными маховиками, повышающих трансформаторов, автоматических выключателей генератора, всего электрического и механического вспомогательного оборудования и баланса установки, включая системы защиты и управления, системы мониторинга и диагностики.
«Установки состоят из нового электрического вращающегося оборудования или из существующих генераторов, перенастроенных в качестве стабилизаторов сети, то есть для стабилизации напряжения в сети», - сказал Крис Эванс, руководитель отдела управления продукцией GE Steam Power. «Маховики - это дополнительная функция для дополнительной инерции, которая может быть предоставлена на этапе строительства новой станции или добавлена позже в любое время.
Существующие генераторы для синхронной компенсации.
Все представленные на данный момент решения работоспособны. Но, преобразование старых паровых и газовых турбин в синхронные компенсаторы экономически более выгодно. Сегодня на многих электростанциях остались устаревшие турбины. Некоторые из них выведены из эксплуатации или работают с гораздо меньшей мощностью, чем в предыдущие годы и все больше таких турбин будут постепенно выводиться из эксплуатации.
Переоборудование существующих генераторов для обеспечения синхронной конденсации можно разделить на две категории. Первая - это использование их для пиковой мощности и синхронной конденсации путем установки синхронной самопереключающейся муфты (SSS) в существующую турбогенераторную установку. В качестве альтернативы существующая турбогенераторная установка, например, выведенный из эксплуатации паротурбинный генератор угольной электростанции, можно преобразовать в синхронный компенсатор путем удаления турбины и добавления ускоряющего привода с муфтой SSS.
Турбина или ускоряющий привод в случае использования только генератора приводит генератор в нужное положение. Как только генератор синхронизируется с сетью, турбина или привод ускорения отсоединяется от генератора и отключается. Затем, для продолжения вращения, генератор использует энергию сети, постоянно обеспечивая опережающие или запаздывающую переменную мощность по мере необходимости.
Такие же преобразования, как и в случае паровых и газовых турбин, могут быть выполнены и для поршневых двигателей. Сцепление полностью отключает первичный двигатель от генератора, когда требуется только реактивная мощность. Когда требуется активная или реальная мощность, муфта SSS автоматически включается для выработки электроэнергии. Это позволяет установке поглощать или подавать реактивную мощность в сеть для нормализации напряжения за счет работы генератора в качестве синхронного двигателя, не связанного с газовой турбиной. Строящиеся новые газовые электростанции также могут быть сконфигурированы таким образом.
«Существенная экономия достигается за счет того, что существующий генератор подключен к системе трансмиссии и уже находится в рабочем состоянии с элементами управления», - сказал Дэйв Халдеман, SSS Clutch. «Такой подход обеспечивает систему резервного питания или пиковой мощности, которая дополняет возобновляемую энергию».
Электростанция Commonwealth Chesapeake Power Plant в сельской местности Вирджинии состоит из 7 газовых турбин GE LM6000, установленных около 20 лет назад. Они генерируют электроэнергию периодически, в зависимости от потребностей оператора энергосистемы. Четыре из них оснащены муфтами, которые можно отсоединить от турбин, чтобы генераторы могли работать как синхронные компенсаторы. В этом случае генератор синхронизируется и вращается, но не подключен к турбине, что обеспечивает поддержку сети. Как только потребуется электроэнергия, она может быть подана в сети в течение 10 минут, что позволяет отреагировать на перебои в генерации или передаче в других частях сети. Управляющее программное обеспечение используется для того, чтобы быстро довести турбину до практически синхронной скорости, включить или выключить турбину. В выключенном состоянии генератор продолжает вращаться.
Четыре блока на электростанции в США были оснащены муфтами, позволяющими турбинам GE LM6000 обеспечивать быстрое резервное питание, а также компенсацию реактивной мощности.
Халдеман считает, что в будущем могут применяться чисто электрические синхронные компенсаторы, также как и компенсаторы, использующие старые двигатели и турбины. По мере добавления возобновляемых источников энергии требования к инерции и стабильности сети будут только возрастать.
С чисто экономической точки зрения деньги можно сэкономить, используя уже имеющееся оборудование. Недорогая модернизация может быть проведена за пару недель. В этом случае линии электропередачи, выключатели, другие электрические устройства, а также разрешения уже имеются. Сэкономленные деньги можно затем использовать для модернизации других участков сети или инвестировать в расширение ветряной и солнечной генерации. Кроме того, существующие генераторы обычно уже установлены недалеко от центров нагрузки, т.е. в местах, где необходима поддержка реактивной мощности и результирующего напряжения.
Поскольку турбина не работает в режиме синхронной компенсации, не происходит сжигания топлива и, следовательно, выбросов. Существует общая тенденция «рисовать все источники выбросов одной и той же кистью». Но, с точки зрения выбросов, есть большая разница между стареющей угольной электростанцией и турбиной, работающей на природном газе.
«Пиковые газовые турбины играют важную роль в поддержании стабильности сети, обеспечивая инерцию и поддержку реактивной мощности», - сказал Халдеман. «Эти пиковые установки природного газа могут обеспечить критически важную резервную мощность в условиях, когда возобновляемые источники энергии находятся на пониженном уровне генерации, например, во время сильных морозов или других экстремальных погодных явлений. В противном случае они обеспечивают синхронную компенсацию и поддержку напряжения, которые будут востребованы по мере увеличения доли возобновляемых источников энергии».
