Интеграция распределенных источников электроэнергии в интеллектуальную сеть

 

Авторы

Фредерих Гэри (Frederich Gary), Корпорация Advantech, группа промышленной автоматизации

Дав Патрик (Dove Patric), Корпорация Advantech, группа промышленной автоматизации

 

    Системы производства, передачи и распределения электро­энергии десятилетиями успешно функционировали при ограниченном использовании интеллектуальных технологий. Но текущие и будущие потребности в электроэнергии делают необходимым внедрение интеллектуальной сети, особенно интеграцию распределенных источников электроэнергии (РИЭ) в единый блок генерирующих мощностей.
    РИЭ — это распределенные аккумуляторные батареи, или генераторы электроэнергии малой мощности, обычно не более 15 МВт. В большинстве случаев они принадлежат конечным потребителям, а не местной энергоснабжающей компании. Электроэнергия от РИЭ идет на нужды абонентов непосредственно в месте расположения системы, а излишки продаются энергоснабжающей организации через локальную распределительную сеть.
    К РИЭ относят газовые турбины, дизельные двигатели, микротурбины, маховиковые накопители энергии, топливные ячейки, аккумуляторные батареи, конденсаторы высокой емкости, а также устанавливаемые на крыше фотоэлектрические системы, ветро- и геотермальные генераторы малой мощности. Особенностью РИЭ часто является когенерация — процесс совместной выработки тепловой и электрической энергии для местных нужд.
    Интеграция РИЭ в локальную сеть распределения электроэнергии, а в конечном счете — в единую сеть производства, передачи и распределения электроэнергии, принадлежащую энергоснабжающей компании, сопряжена с множеством трудностей, каждая из которых имеет свои предпосылки. Однако, несмотря на сложности, количество РИЭ стремительно растет, поскольку:

  • использование РИЭ поощряется и/или финансируется правительством;
  • налоговые льготы предопределяют финансовые стимулы;
  • уменьшается нагрузка на сети передачи электроэнергии;
  • снижается потребность в крупных центральных электростанциях;
    РИЭ могут быть частью всеобъемлющей программы по экологичной генерации электроэнергии.
    Большинство энергоснабжающих предприятий во всем мире функционируют как псевдонезависимые компании, находящиеся под неусыпным контролем государства. По разным причинам, как положительным, так и нет, власти усиленно поддерживают и зачастую финансируют вхождение РИЭ в генерирующие активы энергоснабжающих компаний [1].
    В США «в 29 штатах заданы четкие цели по генерации энергии из возобновляемых источников, а в 16 штатах из 29 планируется вырабатывать электроэнергию с помощью распределенных генераторов» [2].
    Разумность правительственных программ по РИЭ не является предметом обсуждения в данной статье. Достаточно сказать, что каждое государство заинтересовано в развитии РИЭ и будет всячески этому содействовать, возможно, еще с большей активностью.
    Одной из позитивных причин, по которой правительства поддерживают внедрение РИЭ, является стремление уменьшить нагрузку на сети передачи и распределения электроэнергии, принадлежащие энергоснабжающим компаниям. Электроэнергия, вырабатываемая распределенными генераторами, может использоваться для двух целей: либо непосредственно на месте генерации, либо для нужд владельца, либо для нужд других потребителей, подключенных к сети распределения электроэнергии.
    Электроэнергия, расходуемая владельцем генератора «на себя», сокращает нагрузку на сеть распределения электроэнергии и, как следствие, на высоковольтные линии электропередачи. Непотребленная электроэнергия от РИЭ поступает в локальную сеть распределения энергоснабжающей компании. Несмотря на то что проследить точный путь электроэнергии в сети невозможно, логично предположить, что большая часть мощности от РИЭ остается внутри локальной сети распределения электроэнергии и не попадает в высоковольтные линии электропередачи.
    Другим положительным фактором увеличения количества РИЭ является то, что они снижают потребность в крупных центральных электростанциях. Как и в случае с высоковольтными линиями электропередачи, получение разрешения правительства на постройку крупных центральных электростанций является трудным, длительным и затратным делом. Сложности в возведении таких объектов и высоковольтных линий электропередачи — еще одна причина, по которой правительства по всему миру поддерживают РИЭ [3].
    Наконец, РИЭ могут быть частью всеобъемлющей программы по экологичной генерации электроэнергии. Если РИЭ возобновляемые, то это весьма благоприятно сказывается на экологии, следовательно, включение таких генераторов в единый блок мощностей может способствовать более интенсивному использованию возобновляемых источников энергии. Некоторые типы РИЭ, например геотермальные, по своей природе являются строго локализованными и обычно отличаются малой мощностью, то есть подходят для распределенной генерации электроэнергии намного лучше, чем для централизованной.
    С другой стороны, фактический суммарный объем выбросов оксидов углерода от РИЭ, работающих на ископаемом топливе, выше, чем от крупных центральных электростанций. Частично это следствие строгих экологических правил, установленных для крупных центральных электростанций такими правительственными агентствами, как калифорнийское AQMD, в то время как большинство РИЭ исключено из стандартов на выбросы оксидов углерода ввиду своей низкой мощности (в МВт) и привилегированного положения [4].
    По техническим и законодательным причинам малые электростанции, сжигающие ископаемое топливо, отдают в атмосферу больше оксидов углерода в пересчете на один мегаватт, чем крупные. Кроме того, выбросы от множества малых объектов намного труднее контролировать и регулировать, чем от небольшого числа крупных.
    Существуют различные способы повышения экологичности РИЭ, работающих на ископаемом топливе, но самым эффективным из них является когенерация. При когенерации тепло как сопутствующий продукт при производстве электроэнергии потребляется для местных нужд РИЭ, в основном для нагрева воды и пара для системы отопления. Если РИЭ расположен рядом с промышленным предприятием, то пар, выделяемый при когенерации, может быть задействован в технологических процессах. Несмотря на то что когенерация непосредственно не сокращает выбросы оксидов углерода, она повышает общую эффективность благодаря использованию отводимой теплоты.
    Таким образом, появление РИЭ и рост их числа обусловлены указанными выше факторами. Несомненно, с внедрением РИЭ энергоснабжающие компании сталкиваются с множеством проблем, связанных в основном с распределением электроэнергии на местном уровне, а также с выравниванием генерируемой и потребляемой мощности.
    Когда энергоснабжающие компании правили миром
    В понимании сути возникновения проблем может помочь анализ того, какими были энергоснабжающие предприятия до создания РИЭ. До распространения РИЭ и независимых производителей электроэнергии (НПЭ) большинство энергоснабжающих компаний вырабатывали электроэнергию на относительно немногочисленных крупных центральных электростанциях [5].
    Мощность от этих электростанций регулировалась в зависимости от потребления. Предпринимались различные попытки управлять спросом, в основном с целью уменьшения пиковых нагрузок, но большая часть усилий концентрировалась на создании оптимальной инфраструктуры для обеспечения надежного энергоснабжения при любых обстоятельствах.
    НПЭ появились в США в 1980?е гг. Они были подключены к единой энергосистеме, но не принадлежали энергоснабжающим компаниям, по­этому регулировать их выходную мощность было намного труднее, чем мощность собственного оборудования.
    Основной целью электростанций, находящихся в ведении энергоснабжающих компаний, является прогнозируемое и надежное энергоснабжение потребителей. Основная задача НПЭ — получение прибыли при максимально эффективной эксплуатации оборудования. Это противоречие целей чревато последствиями, так как электроэнергия от НПЭ может быть недоступной для клиентов энергоснабжающей организации в те моменты, когда она больше всего необходима.
    Подписывая различные соглашения, энергоснабжающие компании и НПЭ работают над устранением «взаимоисключений», но зачастую бывает очень трудно интегрировать НПЭ в единый блок генерирующих мощностей. В случае с РИЭ такое же фундаментальное противоречие возникает между надежностью энергоснабжения и рентабельностью, но внедрение РИЭ в единую энергосистему более проблематично из-за иных обстоятельств.
    Если говорить о мощностях и количестве, то мощности многочисленных РИЭ сильно уступают НПЭ. Энергоснабжающим компаниям гораздо проще договориться о надежности энергоснабжения с небольшим количеством крупных НПЭ, чем с множеством мелких РИЭ. Контроль выполнения этих соглашений и (при необходимости) наложение штрафов также сложнее в случае с РИЭ, чем с НПЭ.
    НПЭ и РИЭ должны отвечать требованиям по безопасной интеграции в единую энергосистему, предъявляемым группой стандартов IEEE 1547 относительно конструкций и испытаний [6]. Еще раз отметим, что контролировать несколько крупных НПЭ на соответствие данным стандартам легче, чем множество мелких РИЭ.
    Определяющим фактором является то, что НПЭ и РИЭ значительно отягощают процессы регулирования энергоснабжающей компанией собственных генерирующих мощностей. Но это не единственная проблема. Локальная сеть распределения электроэнергии также сталкивается с трудностями при подключении к ней РИЭ.
    Опасности возврата мощности
    Перед появлением НПЭ и РИЭ локальные сети распределения электроэнергии, принадлежащие энергоснабжающим предприятиям, получали всю электроэнергию от центральной электростанции по линиям электропередачи. Произведенная электроэнергия передавалась при напряжении 100 кВ, затем для транспорта по линиям более низкого уровня оно снижалось до 34,5—69 кВ. Далее на подстанциях высокое напряжение преобразовывалось до более регулируемых 4—5 кВ, и электроэнергия подавалась в локальные сети распределения.
    Раньше, как и сейчас, подстанции являлись узлами локальных сетей распределения электроэнергии, отнесенными к энергоснабжающим компаниям. После падения напряжения на трансформаторных подстанциях электроэнергия поступает в питающие линии, оснащенные автоматическими выключателями. К каждой питающей линии обычно подсоединено несколько тысяч бытовых потребителей или небольшое количество крупных коммерческих или промышленных пользователей.
    За прошедшие годы энергоснабжающие предприятия протестировали множество способов обнаружения и устранения неисправностей в сети распределения электроэнергии, основанных на контроле потока мощности по линиям передачи и распределения электроэнергии от генерирующего оборудования до конечных потребителей. Регулярное техническое обслуживание сократило количество неполадок до минимума, но надежность энергоснабжения часто зависит от прогнозирования потока мощности по радиальным линиям распределительной сети.
    РИЭ меняют структуру потоков мощности внутри сети распределения электроэнергии, усложняя ее и увеличивая риск повреждений. Если вся электроэнергия поступает от источника более высокого уровня, то управлять потоками мощности относительно просто, что облегчает ремонтные работы и техническое обслуживание.
    Локальные сети распределения электроэнергии спроектированы таким образом, что изолирующие устройства, такие как автоматические выключатели, приборы автоматического повторного включения и коммутационные аппараты с ручным управлением, могут изменять потоки мощности в обход участка цепи, на котором производятся работы. После отключения устройства верхнего уровня и прикрепления к нему соответствующей предупреждающей таблички ремонтная бригада может быть уверена, что линия обесточена и работы без­опасны.
    В случае с РИЭ мощность может поступать в локальную распределительную сеть из различных источников, расположенных в любой точке зоны обслуживания. Отключение автоматического выключателя подстанции с последующим «предупреждением» позволяет перекрыть источник питания верхнего уровня, но РИЭ продолжат подавать мощность в сеть (см. рисунок).
    Обычные сети питания представляют собой радиальные электрические сети, в которых, согласно определению радиальной сети, электроэнергия подается только от одного источника питания [7]. Радиальная сеть в конечном счете является сетью передачи электроэнергии, подключенной к трансформаторной подстанции, на которой напряжение снижается до уровня, используемого в сети распределения электроэнергии, например до 13,2 кВ.
    После падения напряжения до 13,2 кВ появляется возможность управлять потоками мощности и направлять электроэнергию в линии питания, оснащенные автоматическими выключателями. Распределительный трансформатор, установленный на столбе или монтажной площадке, получает электроэнергию от линий питания и снижает напряжение до нормы непосредственного потребления, для бытовых нужд это обычно 120/240 В.
    Такую сеть распределения энергоснабжающие компании могут сегментировать не только на уровне подстанций, но и на уровне распределительных трансформаторов. Подстанции мощностью 10 МВА могут иметь четыре питающих линии мощностью по 2,5 МВА. Каждая такая подстанция способна снабжать электроэнергией около 5000 бытовых потребителей, то есть около 1250 единиц на одну питающую линию. Если резервный источник отсутствует, то при неисправности питающей линии и срабатывании установленного на подстанции автоматического выключателя энергоснабжения лишатся 1250 абонентов.
    Стандартный распределительный трансформатор на 10 кВА, обслуживающий всего несколько десятков бытовых пользователей, для контроля потоков мощности оснащается местными автоматическими выключателями, обычно с ручным управлением. Таким образом, при возникновении неисправности или необходимости технического обслуживания соответствующий участок цепи можно изолировать через распределительный трансформатор. Вот почему о перебоях в энергоснабжении часто свидетельствует ряд обесточенных домов, в то время как здания на другой улице продолжают получать электроэнергию.
    Но что будет, если один из потребителей энергоснабжающей компании имеет РИЭ, предположим, когенерационную систему на природном газе? В этом случае сеть распределения электроэнергии перестает быть радиальной. Это усложняет схему релейной защиты, принятую для радиальных сетей распределения электроэнергии. Основной проблемой при добавлении источника питания нижнего уровня к радиальной сети является уменьшение функциональности максимальных реле тока, так как они больше не изолируют поврежденные участки цепи.
    Прочие неприятности часто возникают при плановых и внезапных отключениях. Ремонтные бригады обычно рассматривают сеть как радиальную и отключают все источники питания верхнего уровня: линии от подстанций или от распределительных трансформаторов. При наличии РИЭ в сеть может по-прежнему поступать электроэнергия, создавая опасные ситуации, которые могут привести к летальному исходу.
    Для решения этой проблемы энергоснабжающие компании требуют оснащения всех РИЭ межсистемной связью, предназначенной для отсоединения генератора от сети распределения электроэнергии при исчезновении напряжения питания от энергоснабжающей организации. Это обычно достигается путем встраивания реле защиты в генерирующее оборудование или с помощью сигнала отключения, подаваемого непосредственно подстанцией.
    Рекомендуемые способы реализации межсистемной связи приведены в стандарте IEEE 1547. Некоторые энергоснабжающие предприятия часто вводят дополнительные требования, как, например, директива 21 компании Southern California Edison [8]. Чем больше РИЭ, тем больше межсистемных связей, а следовательно, сложнее локальная сеть распределения электроэнергии.
    Но РИЭ «утяжеляют» локальную распределительную сеть не только этим. Определение количества электроэнергии, получаемой каждым владельцем РИЭ, стало существенной проблемой, так как потребление происходит в условиях непрерывно меняющегося соотношения мощностей энергоснабжающей компании и РИЭ.
    Где моя электроэнергия?
    Удовлетворить спрос потребителей, не имеющих РИЭ, относительно легко. Энергоснабжающие организации просто контролируют напряжение и поддерживают его на постоянном уровне, обеспечивая устройствам абонентов необходимую силу тока. При колебаниях напряжения соответствующим образом меняется мощность энергосистемы. Потребленная электроэнергия измеряется счетчиками, по показаниям которых абоненты оплачивают счета.
    Но что происходит, если потребитель вырабатывает свою собственную электроэнергию с помощью РИЭ? Во-первых, он хочет, чтобы энергоснабжающая компания в полном объеме подавала ему электроэнергию, когда РИЭ не функционирует. Во-вторых, в те периоды, когда мощности РИЭ не хватает для удовлетворения всех потребностей, энергоснабжающая организация должна предоставлять ему недостающую мощность. В-третьих, он намерен оставить за собой право продавать энергоснабжающей компании лишнюю мощность.
    Это явно более «запутанный» сценарий, чем в случае с обычными потребителями, который приносит энергоснабжающей компании множество проблем. Мощность, поступающая в единую сеть, должна быть точно измерена, а также соответствующим образом нужно скорректировать счета потребителей, использующих РИЭ.
    Как уже было сказано, иногда возможны ситуации, когда энергоснабжающая организация запрещает потребителям, имеющим РИЭ, подавать электроэнергию в сеть. В связи с этим должен существовать простой, дешевый и надежный способ убедиться, что электроэнергия действительно не поступает.
    Синхронизация между РИЭ и единой энергосистемой также является острым вопросом [9]. Генерирующее оборудование с вращающимися компонентами, например с газовыми турбинами и дизельными двигателями, должно быть «совместимо» с частотой электросети. Если газовая турбина будет подключена к сети в противофазе (под углом 180°), то резкий удар при синхронизации приведет к немедленному разрушению турбины. Синхронизация прочих типов РИЭ также сопряжена с трудностями.
    Для обеспечения локального контроля и интеграции в единую энергосистему РИЭ должны оснащаться устройствами управления и системой автоматизации, следящей за состоянием оборудования. К счастью, множество систем автоматизации уже реализовано и еще большее количество разрабатывается и вводится в эксплуа­тацию в соответствии с развитием РИЭ.
    Решение проблем, возникающих с РИЭ, при помощи систем автоматизации
    Все РИЭ должны иметь системы автоматизации, предназначенные для контроля и защиты генерирующего оборудования, различного для разных типов РИЭ, а также обмена данными с единой энергосистемой. Подобные системы могут быть как очень сложными, например для управления газовой турбиной, так и очень простыми, например для управления ветрогенератором малой мощности. В стандарте IEEE 1547 описывается «межсистемная связь», частью которой является система автоматизации.
    Система автоматизации РИЭ обычно предусматривает три основных компонента: контроллер, устройства ввода-вывода и интерфейс оператора. Устройства ввода-вывода нужны для подсоединения к контроллеру таких элементов, как клапаны, переключатели и приводы. Сигналы, поступающие на входы контроллера, обрабатываются согласно внутренней программе, затем соответствующим образом корректируются исходящие сигналы управления. Во многих современных системах автоматизации контроллер фактически является промышленным ПК — такие устройства часто называются программируемыми контроллерами системы автоматизации (PAC), примером могут служить контроллеры серии APAX от компании Advantech. PAC представляет собой помехозащищенное устройство, легко подсоединяемое к электрическим и электронным компонентам РИЭ и оборудованию энергоснабжающей компании.
    Интерфейс оператора — это ЖК-монитор или просто буквенно-цифровой дисплей, отображающий параметры контролируемых процессов. Большинство интерфейсов оператора также оснащены средствами контроля и управления.
    Помимо управления генерирующим оборудованием РИЭ система автоматизации должна обеспечивать контроль и управление компонентами, через которые осуществляется обмен данными между генерирующим оборудованием и локальной сетью распределения электроэнергии. Такими компонентами являются устройства автоматического включения резерва, контроля синхронизации, отключения от сети распределения электроэнергии и т. д.
    Системы автоматизации помогают решать такие задачи при интеграции РИЭ в единую сеть, как:
    1) контроль скачкообразного и непредсказуемого изменения мощности РИЭ во избежание дестабилизации сети;
    2) контроль подачи электроэнергии в сеть во избежание несчастных случаев;
    3) измерение мощности, переданной в единую сеть;
    4) работа с несколькими источниками электроэнергии, усложняющими структуру сети и повышающими риск возникновения неисправностей;
    5) синхронизация генерирующего оборудования с вращающимися компонентами и сети распределения электроэнергии.
    Системы автоматизации РИЭ позволяют энергоснабжающей компании выполнять следующие функции:
  • контролировать мощность РИЭ;
  • получать мощность от РИЭ;
  • отсоединять РИЭ от сети, предотвращая подачу электроэнергии в сеть;
  • пересылать РИЭ информацию о текущей стоимости электроэнергии;
  • передавать РИЭ сигналы синхронизации и прочие данные об энергосистеме.
    Одной из основных функций системы автоматизации является контроль мощности РИЭ.
    Для выравнивания нагрузки энергоснабжающие предприятия должны в режиме реального времени регулировать объемы производства и потребления электроэнергии. Точные данные о генерируемой мощности поступают в энергоснабжающую компанию от систем автоматизации РИЭ. Переданная мощность обычно измеряется такими устройствами, как трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, которые подключены к входам системы автоматизации.
    С точки зрения энергоснабжающей организации или системы управления спросом контроль энергопотребления бытовых пользователей и перебоев в энергоснабжении является очень важной функцией интеллектуальной сети. Для повышения эффективности управления спросом энергоснабжающим компаниям необходимо контролировать условия работы РИЭ, например условия передачи электроэнергии и отклонения параметров.
    Система автоматизации обрабатывает входящие данные и рассчитывает мощность. В качестве альтернативы для определения мощности могут быть использованы интеллектуальные счетчики некоторых типов. Такой прибор может иметь обычный корпус или предназначаться для установки в НКУ.
    В любом случае интеллектуальный счетчик обменивается данными с системой автоматизации, которая, в свою очередь, подключена к энерго­снабжающей компании, обычно через проводную или беспроводную сеть Ethernet.
    Другой функцией системы автоматизации является обработка запросов от энергоснабжающей компании. В периоды пиковой нагрузки последняя может потребовать от РИЭ полной мощности, при этом произведенная электроэнергия будет оплачена по выгодной цене. При ремонте локальной сети распределения электроэнергии энергоснабжающая компания может послать РИЭ сигнал на отключение. При прекращении питания в сети в целях безопасности система автоматизации РИЭ обычно выполняет процедуры, гарантирующие полную остановку генерирующего оборудования и надлежащее положение всех промежуточных выключателей.
    Крупным РИЭ энергоснабжающие компании часто выдают информацию о текущей стоимости электроэнергии, предоставляя системам автоматизации РИЭ возможность принимать решения о покупке или продаже электроэнергии в режиме реального времени. Если стоимость электроэнергии, производимой энергоснабжающим предприятием, ниже стоимости внутренней электроэнергии, система автоматизации может понизить мощность РИЭ, если же она выше, РИЭ может работать на полной мощности.
    Эти решения о покупке или продаже часто принимаются в случае с РИЭ, сжигающими ископаемое топливо, например газовыми турбинами и дизельными двигателями. РИЭ такого типа отличаются значительными эксплуатационными расходами, в первую очередь — из-за цены топлива. Также включение, отключение или изменение мощности таких РИЭ происходит относительно быстро.
    С другой стороны, функционирование возобновляемых РИЭ зависит от наличия солнечного излучения, ветра или других условий окружающей среды, а не от текущей стоимости электроэнергии, что существенно усложняет их интеграцию в блок генерирующих мощностей.
    Еще одной функцией системы автоматизации является синхронизация генерирующего оборудования с вращающимися компонентами и единой сети. Это непростая задача, требующая учета множества параметров РИЭ и единой энергосистемы. Лучше всего с ней справляются современные системы автоматизации, особенно использующие производительные программируемые контроллеры.
    Своему появлению и росту популярности РИЭ обязаны как практическим, так и политическим факторам. Интеграция РИЭ в сеть генерации, передачи и распределения электроэнергии ставит перед энергоснабжающими компаниями множество задач. Одним из лучших способов их решения и успешного внедрения РИЭ в единую энергосистему является применение современных систем автоматизации, ориентированных на использование контроллеров на базе промышленных ПК.
    Справочная информация
    1. Кому интеллектуальную сеть? // http://www.distributedenergy.com/march-april-2010/smart-grid-anyone.aspx
    2. Разрушат ли единую сеть бытовые энергосистемы? // http://anz.theoildrum.com/pdf/theoildrum 5753.pdf
    3. Конгрессмен Эд Марки (Ed Markey) хочет увеличить численность агентства по атомной энергетике // http://nuclearfissionary.com/2010/03/11/conqressman-ed-markev-want-to-expand-nuclear-bureaucracy/
    4. Директива 9. Неорганические газообразные загрязняющие вещества; Правило 9. Оксиды азота от стационарных газовых турбин // http://www.baaqmd.qov/~/media/Files/Planninq%20and%20Research/Rules%20and%20Reqs/req%2009/rq0909. ashx
    5. Обзор электроэнергетики в 2007 г. // http://www.eia.doe.qov/cneaf/electricitv/paqe/prim2/toc2.htmltfnon
    6. IEEE 1547. Стандарт по подключению распределенных генераторов в единую энергосистему // http://qrouper.ieee.org/qroups/scc21/1547/1547 index.html
    7. Дж. Левис (J. Lewis). Реле защиты: принципы функционирования и области применения. — Блэкберн, Флорида: CRC Press, 2007.
    8. Правило 21. Подключение генерирующего оборудования // http://www.sce.com/NR/sc3/tm2/pdf/Rule21.pdf
    9. Синхронизация распределенных генераторов, использующих возобновляемые источники энергии // http://www.icrepq.com/full-paper-icrep/334-ramos.pdf
    10. Программируемые контроллеры систем автоматизации нашли свою нишу… Она везде! // http://www.automationworld.com/imaqes/sponsored content/wp advantech pac.pdf