В этой статье речь пойдет о том, как энергосистема рассчитывает на мощность малых ТЭЦ, генерирующих в распредсеть, а они подведут ее в аварийной ситуации.

При подключении большого числа малых генераторов (или генераторов большой мощности) к шинам одной из секций подстанции, ток на вводном выключателе этой секции будет уменьшаться. Представим, что генераторы наполовину разгрузили ввод, т.е. выдают в сеть энергию, равную половине суммарного потребления секции. А теперь представим, что потребители секции увеличили потребление (включились новые ТП в распредсети), ток на вводном выключателе этой секции будет при этом увеличиваться и достигнет, например, номинального значения.

А теперь самое интересное! Аварийная ситуация! С успешным АПВ первого крата отключается ВЛ-110, питающая нашу экспериментальную подстанцию! Произойдет следующее:

— в момент отключения делительная автоматика отключит генераторы от сети 10 кВ;

— после АПВ (автоматического повторного включения) напряжение на шинах подстанции восстановится, но нагрузка будет уже гораздо больше номинальной, так как наши «помощники»-генераторы еще запускаются (до 60 минут на перезапуск), и трансформатор, и шины, и выключатель — все будет работать с перегрузкой.

Можно представить еще более худший вариант.

До отключения линии малые генераторы вырабатывали энергию на нужды своего предприятия и часть ее выдавали в сеть (такие реальные объекты в Минске есть).

И при вышеописанной аварийной ситуации распредсеть лишится не только помощи генераторов, но и получит дополнительную нагрузку! А это уже может привести к работе АТР (автоматики отключения нагрузки), и некоторые неответственные потребители будут отключены для «спасения» оборудования подстанции от перегрузки.

А если представить, что ВЛ-330 отключилась с успешным АПВ, и отделились все генераторы в сетях этого энергоузла (из-за кратковременной глубокой посадки напряжения в энергоузле), к примеру, суммарной мощностью 100 мВт? Тогда после включения ВЛ-330 через несколько секунд уже энергосистема почувствует, что в ней одномоментно исчезло 100 мВт! И пошли потоки, перетоки, потери… А с такими темпами ввода мини-ТЭЦ, как сейчас, 100 мВт «малой генерации» в Минском энергоузле не за горами. Но контролировать ее никто не хочет.

Как решать эту проблему?

Есть 3 варианта:

1. Ничего не делать — само утрясется. ( Такой вариант действует в настоящее время).

2. Увеличивать пропускную способность линий и оборудования и не надеяться на «малые» генераторы (этот вариант лучше, чем первый, но тогда какой смысл выдачи электроэнергии в энергосистему от «малых» генераторов, если она не гарантирована по всем параметрам?).

3. Создавать «умную распредсеть» (Smart Grid) с учетом всех потоков и перетоков, контролем выработки и потребления в реальном времени (это очень, очень дорого, и при данном состоянии оборудования всей энергосистемы практически не осуществимо, но некоторые изыскания в этом направлении ведутся).

Есть еще один вариант: настроить контроллеры управления мини-ТЭЦ для работы в автономном режиме, т.е при исчезновении напряжения в распредсети мини-ТЭЦ отделяется и работает автономно на свою нагрузку. Но для этого же владельцам мини- ТЭЦ нужно думать, рассчитывать , проектировать, планировать и регулировать нагрузку, чтобы в автономном режиме не «плавала» частота, чтобы не «проседало» напряжение. Для этого нужно грамотно подойти к выбору самого генерирующего агрегата: или это будет ГПА (газопоршневой агрегат), или ГТУ (газотурбинная установка). Нужно набрать грамотный персонал по обслуживанию мини-ТЭЦ, а владельцы мини-ТЭЦ не хотят этого делать, проще все эти проблемы свалить на голову распредсетей.

Вопросы нового подхода к распределенной генерации рассматривались и в Европе в 2007 году, когда на голову их распредсетей свалилась эта самая генерация. Вот ссылка на презентацию этой проблемы венгерского специалиста Гергея Ваша (Венгрия, специалист по моделированию сетей энергокомпании E.ON Hungaria Zrt.): http://energyfuture.ru/distrenergy