Наш старый сайт

Cклеп из золота

Cклеп из золота

№32 (1225) от 10.08.202113.08.2021

Как история внедрения ВИЭ может помочь ее эффективному использованию в будущем

Возобновляемая энергия — моднейшее веяние современности, о путях внедрения новых технологических находок и трудностях, которые приходится преодолевать в процессе их внедрения, "ЭБ" рассказывал в предыдущем номере. Сейчас речь пойдет о реалиях нашего отечества.

*Продолжение, начало см. в "ЭнергоБизнесе" №31 от 3.08.21 г.

Георгий ГАВРИЛЕНКО, Олег РОГОЖНИКОВ

Украинский маршрут

Ниже представлены некоторые данные о работе ВЭС и СЭС в составе украинской энергосистемы в течение февраля 2021 г., по данным диспетчерской службы НЭК "Укрэнерго". Февраль выбран в связи с тем, что это зимний и наиболее ветреный месяц в году, что способствует работе ВЭС, а также в связи с тем, что в феврале отсутствовали диспетчерские ограничения на работу ВЭС и СЭС.

Установленная мощность всех источников генерации энергосистемы на начало февраля 2021 г. составляла 54.832 ГВт, установленная мощность СЭС и ВЭС -— (5423+1111) 6.534 ГВт (11.91% от общей мощности).

В феврале всеми источниками генерации энергосистемы было выработано 12.87 млрд кВтч электроэнергии, в том числе 524 млн кВтч на ВЭС и СЭС. Таким образом, при установленной мощности ВЭС и СЭС 11.91% от общей установленной мощности энергосистемы, выработка составила 4.07% от общей выработки — это значимый фактор, который заставляет задуматься относительно эффективности использования ВИЭ.

Коэффициент использования мощности (КИУМ) ВЭС и СЭС составил 11.93%.

Фактическая пиковая максимальная мощность всех ВЭС в ночной период в феврале составила 977 МВт, средняя мощность всех ВЭС в ночной период составила 469 МВт или 42.2% от суммарной проектной мощности ВЭС. Чем можно объяснить низкую эффективность работы ВЭС и СЭС, если ограничения на работу ВИЭ в феврале не вводились? Что было не так?

Ветер с моря дул

Полагаем, что проблема низкого КИУМ украинских ВЭС состоит в некорректном выборе ветряных турбин применительно к украинским климатическим условиям.

Примером ветровой энергетики в Украине можно считать Ботиевскую ВЭС проектной мощностью 200 МВт, которая размещена в прибрежной зоне Азовского моря.

Ботиевская ВЭС оснащена ветрогенераторами V112-03 датской фирмы Vestas. Мощность генератора V112-03 равна 3.0 МВт при номинальной скорости ветра 12 м/с на высоте 70 м над землей.

Согласно карте ветров Украины, на побережье Азовского и Черного морей средняя скорость ветра на высоте 10 м от земли составляет 5м/с. Средняя расчетная скорость ветра на высоте 70 м составляет 8.54м/с, что в 1.4 раза меньше проектной, следовательно, фактическая мощность турбины в 2.7 раза меньше проектной (согласно законам аэродинамики, мощность ветряной турбины пропорциональна скорости ветра в третьей степени, то есть при снижении скорости ветра в два раза мощность снижается в восемь раз).

В описании Ботиевской ВЭС указано, что с ноября 2009 г. проводился мониторинг ветра на территории Азовского побережья Запорожской и Донецкой областей. По данным трёхлетних наблюдений, средняя скорость на площадке Ботиевской ВЭС на высоте 70 м составила 7.3-7.7 м/c. Таким образом, до начала строительства Ботиевской ВЭС инвесторам было известно, что технические показатели ветротурбин не соответствуют местным климатическим условиям. Как получилось, что при известной скорости ветра были выбраны турбины, рассчитанные на большую скорость?

Таким образом, при расчете вклада Ботиевской ВЭС в работу украинской энергосистемы следует оперировать не кажущимся значением мощности 200 МВт, а средним значением — 74 МВт. Конечно, в отдельные часы при порывах ветра возможно кратковременное увеличение мощности.

Что касается других ВЭС с турбинами фирмы GE Energy, которые используются в украинских ВЭС, то эти турбины выдают номинальную мощность также при скорости ветра 12 м/с (вообще существует мнение, что при скорости ветра менее 5 м/с применение ветряных турбин нецелесообразно). Это основная причина несоответствия фактической мощности ВЭС расчетной.

Солнечный круг

Что касается низкой эффективности СЭС, то помимо сезонности — "низкого солнца", причина в следующем. Солнечные панели СЭС закреплены к металлоконструкциям жестко под определенным углом к горизонту, а это значит, что панели не отслеживают автоматически положение солнца. Если панели автоматически не отслеживают положение солнца, то эффективность солнечной панели снижается на 25%. Кроме того, работа солнечной панели зависит от окружающей температуры, с ростом температуры эффективность снижается.

На эффективность панелей влияет запыленность, о чем известно как из технических обзоров работы солнечных панелей, так и из опыта эксплуатации Крымской СЭС, о чем было сказано в предыдущем номере. Если не принимать мер к своевременной очистке панелей, то их эффективность вследствие запыленности может быть снижена еще на 25%.

В результате эффективность солнечных панелей может составлять 60-75% от паспортных значений.

Например, проектная мощность Никопольской СЭС равна 246 МВт. Фактически при расчете вклада Никопольской СЭС в работу энергосистемы следует оперировать не кажущейся мощностью 246 МВт, а не более — 185 МВт.

Отсюда вытекает, что суммарная мощность СЭС и ВЭС энергосистемы на начало февраля 2021 г. была не 6534 МВт, а не более 4360 МВт. Ниже приведены фактические пиковые значения максимальной суммарной мощности ВЭС и СЭС в каждом из 6 мес. I полугодия 2021 г.:

  • январь, 22.01.2021 г. — 1948 МВт (диспетчерские ограничения отсутствовали);
  • февраль, 26.02.21 г. — 3031 МВт (диспетчерские ограничения отсутствовали);
  • март, 11.03.21 г. — 4224 МВт (диспетчерские ограничения были приняты после максимума нагрузки);
  • апрель, 29.04.21 г. — 3225 МВт (диспетчерские ограничения отсутствовали);
  • май, 11.05.21 г. — 3383 МВт (диспетчерские ограничения были приняты после максимума нагрузки);
  • июнь, 24.06.21 г. — 3504 МВт (диспетчерские ограничения отсутствовали).

Как видно из фактических результатов, пиковые значения мощности не превышали 4360 МВт, а это значит, что допущения о причинах снижения мощности ВЭС и СЭС соответствуют реальности. Это знают и учитывают специалисты, прогнозирующие работу ВЭС и СЭС.

Например, на 17.07.21 г. в качестве прогноза указано максимальное суммарное значение генерации СЭС и ВЭС 3770 МВт в 13:00 (суммарная установленная мощность СЭС и ВЭС на 17.07.21 г. составляла 7048МВт), то есть 53.5% от проектной. Фактическая мощность ВЭС и СЭС в 13:00 17.07.21 г., согласно отчету "Укрэнерго", составила 3.334ГВт (47.3% от проектного значения).

Согласно условиям рынка, гарантированный покупатель обязан купить электроэнергию у производителя по "зеленому" тарифу.

О какой выработке идет речь: о фактической, о прогнозируемой или о проектной?

Сколько и за что взыщут с потребителей э/э через тариф передачи, в который "зашиты" сегодня все доплаты ВИЭ?

Как видно из опытных данных, прогнозирование выработки ВЭС и СЭС является условным. Согласно отчету "Укрэнерго", периодически отмечаются сбои в генерации ВЭС. Так, 20.02.21 г. в 04:00 суммарная мощность всех ВЭС составила 17 МВт (1.5% от установленной мощности), то есть генерация на ВЭС практически прекратилась из-за отсутствия ветра. В феврале было 10 "плохих" ночей, когда суммарная мощность всех ВЭС снижалась до 100 МВт и менее. Всего в первом полугодии 2021 г. было 67 таких "плохих" ночей, то есть каждая третья ночь.

"Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей" ГКД 34.20.507-2003 предусматривают, что для каждой электростанции, включая ВЭС и СЭС, после окончания строительства должны быть определены технико-экономические показатели, включая КИУМ. К сожалению, в материалах "Укрэнерго", в публикациях ДТЭК отсутствуют данные по определению технико-экономических показателей завершенных строительством ВЭС и СЭС.

Были ли проведены испытания ВЭС и СЭС по подтверждению технико-экономических показателей согласно проекту, как предусмотрено требованиями правил? На основании чего государство выдало сертификат соответствия СЭС, ВЭС проекту? Отчего такой избирательный подход?

Учет и контроль

В материалах "Укрэнерго" в рубрике "Установленная мощность энергосистемы" по ВЭС и СЭС указаны данные согласно проекту, что, как уже известно, не соответствует реальности. Складывается ошибочное представление о мощности энергосистемы, ложное впечатление о роли ВЭС и СЭС в энергосистеме.

Поскольку работа ВЭС и СЭС не прогнозируемая и даже их сверхизбыточность не гарантирует наличия электричества все время в требуемом количестве, то их вклад в обеспечение потребителей электроэнергией может быть вспомогательным, дополняющим к основному базовому источнику.

Базовыми источниками генерации могли бы быть ТЭС, ТЭЦ. Но, согласно обязательствам по Парижскому соглашению по изменению климата, Украина постепенно должна перейти на генерацию без использования ископаемых углеводородов. В связи с этим, базовыми источниками генерации для климатических условий Украины могут быть только АЭС.

Представим, что потребление электроэнергии в ночное время удовлетворяется за счет работы ВЭС. Как показал опыт работы энергосистемы, в каждую третью ночь возможна потеря генерации на ВЭС. Следовательно, в энергосистеме должны быть резервные источники генерации, равные по мощности ВЭС. То есть должна быть двойная система обеспечения генерации, что противоречит здравому смыслу и экономически невыгодно.

Особенностью энергосистемы является также то, что из 6 месяцев первого полугодия 2021 г. максимальное потребление электроэнергии для двух месяцев выпадает на 10:00, в остальные 4 месяца выпадает на вечернее время от 19:00 до 22:00, когда СЭС не работают.

Если ориентироваться на использование СЭС в системе, как на источники генерации базового дневного режима, то необходимо также планировать сооружение резервных источников генерации, работа которых не зависит от природных условий, суммарной мощностью, равной суммарной мощности всех СЭС. Резервные источники должны включаться в работу во время отсутствия инсоляции.

Опять-таки должна быть двойная система обеспечения генерации, что противоречит здравому смыслу.

Поиски решений

Существуют методы обеспечения стабильности в работе энергосистем созданием систем аккумуляции (накопления) энергии, если генерация в отдельные часы работы системы превышает потребление.

К таким системам относятся гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). ГАЭС имеются в составе энергосистемы Украины, и эти станции выполняют "пиковые" функции, но их возможности ограничены.

Строительство новых ГАЭС возможно при определенных рельефных условиях. В Украине практически исчерпаны возможности строительства новых ГАЭС.

Электрохимические (ионно-литиевые и иные аккумуляторы) накопители могут справиться со стабильностью энергообеспечения отдельных потребителей, но не со стабильностью работы мощной энергосистемы, которой является украинская система.

Германия, Дания и другие европейские страны обеспечивают стабильность работы энергосистемы импортом/экспортом электроэнергии и вводом в работу, при необходимости, ПГУ.

В Украине принят закон, запрещающий импорт электроэнергии из Беларуси и РФ, поэтому этот метод для Украины по политическим мотивам не приемлем.

В соответствии с энергетической стратегией на период до 2035 г., в Украине должно быть выработано 25% (49 млрд кВтч) электроэнергии с использованием ВИЭ в 2035 г. Для выработки этого количества электроэнергии потребуется довести установленную суммарную мощность ВЭС и СЭС до 46.6 ГВт (с учетом КИУМ 12%).

Если использовать АЭС (согласно опыту эксплуатации, КИУМ АЭС может быть 85% и более), то для выработки 49 млрд кВтч потребуется ввести в работу АЭС суммарной мощностью 6.58 ГВт. Это пять современных блоков ВВЭР мощностью 1.2 ГВт каждый.

Применение атомных энергоблоков требует ответа на вопрос — возможно ли их использование в режиме недельного регулирования, участия в суточном, в переходных процессах с ночного режима на дневной и с дневного на ночной?

Расчеты показывают, что можно. Возможна разгрузка до 90, 80, 70% от номинальной со скоростью 3% в минуту, возможно увеличение нагрузки со скоростью 6%. При реализации режимов со сбросом нагрузки в конденсатор, которые разрешены проектом, открываются дополнительные возможности. Вполне возможно приближение доли АЭС в отечественном миксе генераций к французским показателям.

И напоследок

Во-первых, оценивая вышеприведенные результаты работы ВЭС и СЭС в составе энергосистемы Украины, учитывая результаты использования энергии ветра и солнца в Германии, Дании, США применительно к условиям Украины, а также принимая во внимание обстоятельства, что энергия ветра в Украине низкого потенциала, а максимальное потребление электроэнергии выпадает на вечерние часы, когда инсоляция отсутствует, приходим к выводу, что только применение атомной энергии позволяет обеспечить стабильность производства электроэнергии и значительно сократить выбросы парниковых газов в соответствии с обязательствами по Парижскому соглашению по изменению климата.

Вложения в строительство АЭС суммарной мощностью 6.58 ГВт к 2035 г. могут составить $16.8 млрд при высокой степени локализации производства оборудования и строительства. Оценка инвестиций выполнена согласно данным Atominfo, в соответствии с которыми инвестиции в 1 кВт установленной мощности Белорусской АЭС, Нововоронежской АЭС-2 составили $2550. Аналогичные данные по стоимости инвестиций используются в расчете обоснования строительства новой АЭС "Белене" в Болгарии.

И действительно, чтобы АЭС были конкурентными, нужна именно такая стоимость - около $3 тыс/кВтч. Это более чем в 3 раза меньше стоимости сооружения ВЭС и СЭС в отечественных условиях и практикуемых подходах, обеспечивающих выработку 49 млрд кВтч.

Во-вторых, если предположить, что основная генерация в энергосистеме будет производиться за счет работы ВЭС и СЭС, то для украинской энергосистемы это плохо потому, что:
— Отсутствует стабильность в генерации, поскольку климатические условия в Украине таковы, что каждую третью ночь возможна потеря генерации на ВЭС, ночью СЭС не работают, то есть возможен полный развал энергосистемы, а это развал промышленности и экономики в целом.
— Максимальное потребление электроэнергии выпадает на вечернее время, когда СЭС не работают, отсутствие генерации на ВЭС потребует импорта электроэнергии из РФ и Беларуси, что ведет к потере энергонезависимости.
— Вложения в сооружение ВЭС составят $17.4 млрд, в сооружение СЭС – $41.6 млрд, всего - $59 млрд к 2035 г., принимая в расчет, что, согласно данным ДТЭК, стоимость 1 кВт установленной мощности ВЭС равна $1870 и СЭС — $1117.
— Наличие в энергосистеме ВЭС и СЭС потребует сооружения резервных источников генерации такой же мощности, что вдвойне затратно.

В-третьих, использование ВЭС и СЭС может найти применение, как автономные источники электроэнергии, в составе предприятий (производство водорода, производство водородных топливных элементов, отдельные домохозяйства, металлургические предприятия, автозаправочные электростанции и другие). Эти предприятия при избытке производства электроэнергии могли бы продавать излишки электроэнергии в энергосеть.

В-четвертых, энергосистема наиболее оптимальная, экологически чистая и экономически эффективная для Украины видится такой, если в ней базовую нагрузку и часть полупиковой мощности несут АЭС, регулирование и балансирование — ГЭС и ПГУ, накопление - ГАЭС, СНЭ, а ВЭС и СЭС оказывают помощь для удешевления стоимости э/э у конечного потребителя: промышленности, бизнеса, населения.

В-пятых, микс электроэнергии разных видов генераций может производиться в корпоративном контуре одной компании, как это уже есть в ДТЭК (э/э ТЭС, ВЭС, СЭС), как уже скоро будет в "Укргидроэнерго" (э/э ГЭС, ГАЭС, СЭС, литий-ионные системы накопления энергии), к этому может и, наверное, должна присоединиться Компания "Энергоатом", прибавив к э/э АЭС э/э Александровской ГЭС, Ташлыкской ГАЭС ещё и э/э СЭС и литий-ионные системы хранения, которые к тому же необходимы и полезны, как дополнительные источники электроэнергии для собственных нужд в случае обесточивания АЭС по общей причине (в рамках пост-фукусимских мероприятий).

Идея использования ВИЭ вместе с водородными технологиями все более захватывает массы, приобретает роль панацеи, и общество ждет чуда, поскольку возобновляемые источники от природы, то и энергия должна быть практически бесплатной. Может ли это чудо прийти к нам и когда?

Вряд ли в скором времени, если еще и сегодня не решены многие вопросы эффективного применения ВИЭ в нашей стране, в которой "самые зеленые" тарифы будут действовать до 2030 г.

Кроме того, производство водорода требует очень ответственного и высокопрофессионального отношения. Учитывая свойства этого вещества, нужно создание новой нормативной базы, новые установки, существенная реконструкция, модернизация систем передачи/доставки водорода, что требует новых знаний, совершенства технологий и компетенций персонала, ресурсов, денег, времени.

До 2030 г. производство "зеленого" водорода, если и возможно, то только с использованием атомной электроэнергии, у которой в Украине весьма привлекательная цена, многократно ниже "зеленых" тарифов ВИЭ, а производство традиционно обеспечивается строгими ответственными режимами, выполнением высоких требований безопасности и культуры производства.

Читайте также: 

- Их склеп из золота хранит...