Согласно концепции развития энергетической отрасли общая потребность республики в электроэнергии к 2030 году возрастет до 120,8 млрд. кВт.ч или в 1,86 раза (+55,8 млрд. кВтч) по сравнению с 2019 годом (65,0 млрд. кВтч), т.е. в среднем 5,8% в год.
До 2024 году планируется ввод 9 ПГУ (парогазовые установки) суммарной установленной мощностью 6010 МВт, 5 ГТУ (газотурбинные установки) суммарной мощностью 844 МВт, ВИЭ (возобновляемые источники энергии) суммарной мощностью 4000 МВт (в том числе, СЭС -2400 МВт и ВЭС- 1600 МВт), и ГЭС суммарной мощностью 613МВт. Также планируется ввод угольных блоков суммарной мощностью 620 МВт.
Предусмотренные Концепцией планы по интеграции ВИЭ в энергосистему Узбекистана достаточно масштабны и, по нашему мнению, не могут быть полноценно реализованы, если не будет решена проблема влияния переменчивости и прерывистости ВИЭ на работу узбекской энергосистемы.
Если влияние переменчивости можно более или менее решить за счет поддержания горячих резервов на энергоблоках и с помощью накопителей, то проблему прерывистости, присущей солнечным станциям, установкой мобильных газовых станций, к примеру ГТУ или ДВС (двигателей внутреннего сгорания), решить не получается даже в такой богатой газом стране как Узбекистан.
Ввод в энергосистему генерирующих источников на основе ВИЭ с прерывистым характером выработки создаст дополнительные трудности при обеспечении стабильности режима работы Единой электроэнергетической системы Узбекистана. Это также подтверждается зарубежным опытом, в частности, есть информация о сложностях по балансировке режимов в энергосистемах Испании, Италии и Германии, несмотря на то, что в этих системах введены достаточно большие мощности, предусмотренные для балансирования.
Особенностью функционирования узбекской энергосистемы является то, что существующая газотранспортная система АО «Узтрансгаз» позволяет обеспечивать газом электростанции в режиме, при котором разность между минимальным потреблением газа в провальные часы нагрузок и максимальным потреблением в часы максимума не превышает 250-300 тыс. м3, т.е. когда требуется подъем выработки на станциях для покрытия роста потребления природный газ в необходимом объеме и давлении становится недоступным. Чтобы можно было сориентироваться в этих величинах, отметим, что на существующих энергоблоках конденсационного типа требуется 32 тыс.м3/час газа для выработки 100 МВт, т.е. газовики в существующих условиях могут обеспечить подъем нагрузки на тепловых станциях всего лишь на 1000 МВт.
Рис.1. Примерный суточный график генерации без и с наличием СФЭС с установленной мощностью 3000 МВт. Р(1) – величина мощности, на которую требуется увеличивать генерацию ТЭС после дневного провала (на вечерний максимум); Р(2) – величина мощности, на которую будет необходимо повышать генерацию ТЭС после дневного провала при наличии СФЭС мощностью 3000 МВт.
К чему это приведет можно увидеть с помощью моделирования суточного графика (рис. 1) при внедрении в систему 3000 МВт СЭС.
Рис. 2. Минимальные и максимальные нагрузки зимнего и летнего периода 2019г.
Из диаграммы (рис. 2), взятой из Концепции обеспечения Республики Узбекистан электрической энергией на 2020 – 2030 годы, видно, что в текущее время без наличия в энергосистеме СФЭС величина регулирования мощности составляет более 2000 МВт. А с вводом СФЭС мощностью 3000 МВт потребуются регулирующие мощности более 5000 МВт.
Следовательно, нужно:
а) либо ставить при станциях газголдеры, которые должны аккумулировать газ в провальные часы нагрузок;
б) либо перейти на режим ежедневного (!) сжигания мазута в часы подъема нагрузки в вечерний максимум, когда имеют место ограничения по набору нагрузки из-за нехватки газа. Для этого необходимо будет сохранить в рабочем состоянии часть существующих традиционных энергоблоков, которые могут работать и на газе, и на мазуте;
в) либо ставить накопители энергии при СЭС и/или в энергосистеме в объемах, достаточных:
— в первую очередь для снижения скорости подъема нагрузки тепловыми станциями до величин, обусловленных режимом газотранспортной системы;
— для компенсации флуктуаций, вызванных погодными факторами;
— для перераспределения энергии из более дешевой части суточного графика в дорогие пиковые часы.
Если эту проблему не решить, создается ситуация с нескомпенсированными набросами мощности, исчисляемой гигаваттами, на интерфейс ЕЭС России — ЕЭС Казахстана. Напомним, что сейчас допустимый наброс в сторону России равен 500 МВт, а из России в сторону ОЭС ЦА — всего лишь 300 МВт.
С учетом последнего фактора в энергосистеме Узбекистане были вынуждены ввести автоматику по отключению крупных энергоблоков, таких как блок 800 МВт на ТалТЭС. При его отключении срабатывает противоаварийная автоматика на САОН (специальная автоматика отключения нагрузки) в размере 800-300=500 МВт (естественно, предусмотрен контроль предшествующего режима (КПР), который определяет нужный объем САОН в зависимости от нагрузки, которую нес аварийно отключающийся блок).
Касательно помощи от соседних энергосистем, обладающими значительными гидроресурсами, следует отметить следующее. Сейчас в Кыргызстане резервов мало, порядка 150-200 МВт, в Таджикистане 700-1000 МВт. Их, конечно, можно учитывать при интеграции СФЭС, но нужно помнить, что:
- Услуги по регулированию не бесплатны и на большую величину будут стоить величин, соизмеримых с поставками электроэнергии;
- Обе эти страны связаны обязательствами по проекту CASA-1000 и что станет с резервами после того, как этот проект начнет работать — неизвестно;
Свои проблемы с небалансами нужно в первую очередь решать самим. Это проблема энергетической безопасности. Нельзя планировать массовое строительство ВИЭ в промышленных масштабах, не решая проблемы с балансированием энергосистемы.
По весьма приблизительным расчетам, выполненных на Excel с учетом сегодняшнего состояния энергосистемы Узбекистана (наращивались мощности СЭС до величин пока для приема энергии их энергии все тепловые станции не разгружались до технологического минимума (величины, ниже которой нельзя разгружать по условиям обеспечения режима работы горелок) и все, что можно отключить, уже отключено (здесь тоже есть ограничения по минимальному составу энергоблоков на станциях с т.з. обеспечения чувствительности устройств релейной защиты), получилось:
— летом, когда энергосистема вынуждена для обеспечения ирригации покупать гидроэнергию у соседних энергосистем, а энергоблоки ТЭС уходят в ремонтную компанию допустимо интегрировать не более 1000 МВт СЭС.
— зимой, когда потребности практически всегда превышают предложения и востребована любая энергия — не более 2500 МВт.
На основе изложенного можно сделать следующие выводы:
- Для достаточно точного определения возможных допустимых мощностей ВИЭ, интегрируемых в единую энергосистему, их видов, а также видов и объемов сопряженного оборудования по накоплению энергии необходимо выполнение полноценного исследования вопроса интеграции ВИЭ в ОЭС ЦА и, в частности, в энергосистему Узбекистана.
- С точки зрения энергобезопасности страны без проведения такого исследования преждевременно принятие каких-либо стратегических решений по внедрению ВИЭ в больших масштабах, соизмеримых с нынешней располагаемой мощностью энергосистемы.