Існуючі турбіни можна перепрофілювати для забезпечення підтримки мережі, що використовує поновлювану генерацію, шляхом модернізації.
В останнє десятиліття основна тенденція енергетики - виведення з експлуатації вугільних електростанцій і неухильний розвиток поновлюваних джерел енергії. Наступний етап полягатиме в поступовому виведенні з експлуатації якомога більшого числа станцій, що працюють на природному газі, в міру розгортання вітряних і сонячних ресурсів.
Однак стрімке витіснення обертових генеруючих активів привело до нестабільності енергосистеми. Парові турбіни вугільних електростанцій, установок комбінованого циклу і пікового споживання природного газу є надзвичайно важливими для підтримки інерції мережі, стабільності і забезпечення реактивної потужності у вигляді VAR (Voltage Ampere Reactive - вольт-ампер реактивних).
У Великобританії, наприклад, уряд зобов'язався до 2025 року повністю відмовитися від вугільної генерації. За останнє десятиліття в країні було встановлено близько 20 ГВт відновлюваної енергії. В результаті трохи більше третини (37,1%) електроенергії в Великобританії виробляється поновлюваними джерелами, і протягом наступного десятиліття планується встановити ще 40 ГВт морських вітроенергетичних установок. У міру зростання впровадження вітряних і сонячних проектів в енергосистему зростуть проблеми нестабільності та інерції мережі.
«Поновлювані джерела енергії підключаються до мережі електронним способом, а не безпосередньо, як великі централізовані електростанції», - сказав Марк Тірнан, глава підрозділу високовольтних підстанцій Сполученого Королівства в Siemens Energy. «В результаті відмова від вугілля призвела до того, що в мережі стало менше великих обертових турбін і це призвело до зниження інерції системи. Втрата синхронних газотурбінних і паротурбінних генераторів веде до нестабільності системи у вигляді зниження інерції системи».
Електричне обладнання.
З'являються різні підходи, спрямовані на надання послуг з підтримки та прискорення темпів впровадження в мережу відновлюваних джерел енергії. Традиційні електричні вирішення цієї проблеми - конденсатори, статичні компенсатори реактивної потужності і статичні конденсатори. Конденсаторні батареї зазвичай встановлюють на електричних підстанціях. Вони складаються з шунтуючих конденсаторів, відносно дешеві, надійні і прості в установці, до їх недоліків можна віднести велику площу під ними і те, що вони можуть тільки подавати реактивну потужність, але не можуть її поглинати. При збільшенні навантаження і падіння напруги ефективність конденсаторів знижується.
Статичні компенсатори реактивної потужності в основному являють собою електричні перемикачі. Вони складаються з шунтуючих конденсаторів і реакторів, і забезпечують більшу ступінь контролю напруги, ніж прості конденсатори. Вони можуть поглинати і забезпечувати реактивну потужність, але не справляються з нестабільністю або падінням напруги.
У статичних синхронних компенсатори (StatComs) використовується складна силова електроніка, а не конденсатори і реактори. Вони забезпечують більш швидкий час відгуку (мікросекунди) і займають менше місця, але в порівнянні з більш простим устаткуванням, коштують дорожче. Як приклад можна привести системи Dynamic VAR (D-VAR) American Superconductor, Purewave DStatCom компанії S & C Electric і SVC Plus Siemens Energy.
SVC Plus поєднує в собі технологію StatCom і багаторівневого перетворювача. Внутрішні частини системи містять набір електричних компонентів, таких як біполярні транзистори з ізольованим затвором (IGBT), реактори, конденсатори і силові трансформатори змінного струму. Вона швидко подає індуктивну або ємністну потужність для стабілізації систем передачі електроенергії і зниження ризику падіння напруги і відключень. Цей блок Siemens Energy приблизно в два рази менше звичайного SVC.
Компанія Siemens Energy поставить дві системи SVC Plus для стабілізації енергомережі Німеччини на замовлення оператора систем передачі Amprion. Установки будуть розташовані в Полсумі (Північна Рейн-Вестфалія) і Рейнау (Баден-Вюртемберг). Їх діапазон потужності становить +/- 600 МВАр, і вони можуть підтримувати напругу мережі в стабільному діапазоні. В цілому, за розрахунками операторів електропередач, для забезпечення достатньої стабільності та інерційності німецької мережі потрібно до 28 ГВАр.
Італія також успішно впроваджує подібну технологію. Компанія Terna. SpA замовила дві системи SVC Plus, які сприятимуть об'єднанню Італії і Чорногорії, а також материкової Італії і Сардинії. Дві аналогічні системи, встановлюються в італійському регіоні Марке. Вони будуть вводитися в експлуатацію поступово з кінця 2021 року до середини 2022 року.
Синхронні компенсатори.
Ще один спосіб вирішення проблеми нестабільності мережі - синхронні компенсатори (або синхронні конденсатори). Також можна розглядати безліч варіантів. Siemens Energy і GE пропонують конкуруючі електричні системи.
Пристрій Siemens Energy включає в себе синхронний компенсатор для забезпечення інерції і посилення мережі; потужність короткого замикання для надійної роботи і реактивну потужність для регулювання напруги. По суті, синхронний компенсатор є великий обертовий механізм, що складається з генератора і маховика. При підключенні до мережі він забезпечує інерцію, безперервно обертаючись синхронно з частотою мережі. Таким чином, він сприяє стабільності системи, пом'якшуючи будь-які коливання частоти, так само, як автомобільні амортизатори пом'якшують нерівності дороги. Маховик - це велике колесо, яке додає додаткову масу для збільшення інерції системи. По суті, це заміна обертається маси газової або парової турбіни маховиком.
Синхронний генератор підключається до мережі передачі високої напруги через підвищувальний трансформатор. Він запускається і зупиняється за допомогою частотно-регульованого електродвигуна (поні-мотор) або пускового перетворювача частоти. Коли генератор досягає робочої синхронної швидкості, він синхронізується з мережею передачі, і працює як двигун, що забезпечує реактивну потужність і потужність короткого замикання в мережі передачі.
Програма National Grid Pathfinder в Великобританії спрямована на забезпечення достатньої кількості енергії короткого замикання, в основному в районах Уельсу і Шотландії. Siemens Energy отримала три проекти в рамках цієї програми. Почалися роботи на об'єкті Welsh Power в Рассау, Еббв-Вейл в Уельсі. Обертається технологія для стабілізації мережі встановлюється на об'єкті для забезпечення стійкості мережі і буде введена в експлуатацію до кінця року.
«Протягом 15 хвилин після отримання команди установка здатна забезпечити приблизно 1% інерції, необхідної для безпечної роботи енергосистеми, з нульовими викидами», - сказав Кріс Вікінс, директор з мережних послуг компанії Welsh Power.
Аналогічна система буде поставлена Управлінню електропостачання (ESB) в Ірландії для електростанції Moneypoint, розташованої в графстві Клер. «ESB перетворює майданчик в центр зеленої енергії, де протягом наступного десятиліття буде впроваджений ряд технологій поновлюваних джерел енергії».
«Через мінливості вітряної енергії, технології стабілізації енергосистеми грають все більш важливу роль в успішному енергетичному переході», - сказав Пол Сміт, глава відділу розвитку активів ESB Generation and Trading.
GE Steam Power тим часом рекламує свої власні синхронні компенсатори і систему маховиків. Компанія надала компанії Terna два таких блоку для установки на підстанції в Бріндізі (Італія). Кожен з них може забезпечити до +250 / -125 МВАр реактивної потужності і 1750 МВт інерції. Вони встановлюються уздовж системи електропередачі, щоб забезпечити безперебійну передачу енергії. GE поставить ще чотири синхронних компенсатори потужністю 250 МВАр на станції Selargius і Maida в Сардинії і Калабрії відповідно. Крім того, GE поставила два синхронних компенсатори на 160 МВАр для підстанцій Favara і Partinico Terna на Сицилії, які працюють з кінця 2015 року. У сукупності реактивна потужність мереж Італії становить 1 820 МВАр.
Типова схема синхронної компенсаційної установки складається з одного або двох блоків синхронних компенсаторів з паралельно включеними маховиками, що підвищують трансформаторів, автоматичних вимикачів генератора, всього електричного і механічного допоміжного обладнання та балансу установки, включаючи системи захисту і управління, системи моніторингу і діагностики.
«Установки складаються з нового електричного обертового обладнання або з існуючих генераторів, переналаштовані в якості стабілізаторів мережі, тобто для стабілізації напруги в мережі», - сказав Кріс Еванс, керівник відділу управління продукцією GE Steam Power. «Маховики - це додаткова функція для додаткової інерції, яка може бути надана на етапі будівництва нової станції або додана пізніше в будь-який час.
Існуючі генератори для синхронної компенсації.
Всі представлені на даний момент рішення працездатні. Але, перетворення старих парових і газових турбін в синхронні компенсатори економічно більш вигідно. Сьогодні на багатьох електростанціях залишилися застарілі турбіни. Деякі з них виведені з експлуатації або працюють з набагато меншою потужністю, ніж у попередні роки і все більше таких турбін будуть поступово виводитися з експлуатації.
Виробництво апаратури для приймання генераторів для забезпечення синхронної компенсації можна розділити на дві категорії. Перша - це використання їх для пікової потужності та синхронної компенсації шляхом установки синхронної самоперемикаємої муфти (SSS) в існуючу турбогенераторну установку. В якості альтернативи існуюча турбогенераторна установка, наприклад, виведений з експлуатації паротурбінний генератор вугільної електростанції, можна перетворити в синхронний компенсатор шляхом видалення турбіни і додавання прискорювача приводу з муфтою SSS.
Турбіна або прискорює привід у разі використання тільки генератора призводить генератор в потрібне положення. Як тільки генератор синхронізується з мережею, турбіна або привід прискорення від'єднується від генератора і відключається. Потім, для продовження обертання, генератор використовує енергію мережі, постійно забезпечуючи випереджальні або запізнюється змінну потужність по мірі необхідності.
Такі ж перетворення, як і в разі парових і газових турбін, можуть бути виконані і для поршневих двигунів. Зчеплення повністю відключає первинний двигун від генератора, коли потрібно тільки реактивна потужність. Коли потрібно активна або реальна потужність, муфта SSS автоматично включається для вироблення електроенергії. Це дозволяє установці поглинати або подавати реактивну потужність в мережу для нормалізації напруги за рахунок роботи генератора в якості синхронного двигуна, не пов'язаного з газовою турбіною. Будуються нові газові електростанції також можуть бути налаштовані таким чином.
«Істотна економія досягається за рахунок того, що існуючий генератор підключений до системи трансмісії і вже знаходиться в робочому стані з елементами управління», - сказав Дейв Халдеман, SSS Clutch. «Такий підхід забезпечує систему резервного живлення або пікової потужності, яка доповнює поновлювану енергію».
Електростанція Commonwealth Chesapeake Power Plant в сільській місцевості Вірджинії складається з 7 газових турбін GE LM6000, встановлених близько 20 років тому. Вони генерують електроенергію періодично, в залежності від потреб оператора енергосистеми. Чотири з них оснащені муфтами, які можна від'єднати від турбін, щоб генератори могли працювати як синхронні компенсатори. У цьому випадку генератор синхронізується і обертається, але не підключений до турбіни, що забезпечує підтримку мережі. Як тільки буде потрібно електроенергія, вона може бути подана в мережі протягом 10 хвилин, що дозволяє відреагувати на перебої в генерації або передачі в інших частинах мережі. Керуючий програмне забезпечення використовується для того, щоб швидко довести турбіну до практично синхронної швидкості, включити або вимкнути турбіну. У вимкненому стані генератор продовжує обертатися.
Чотири блоки на електростанції в США були оснащені муфтами, що дозволяють турбін GE LM6000 забезпечувати швидке резервне живлення, а також компенсацію реактивної потужності.
Халдеман вважає, що в майбутньому можуть застосовуватися чисто електричні синхронні компенсатори, також як і компенсатори, які використовують старі двигуни і турбіни. У міру додавання поновлюваних джерел енергії вимоги до інерції і стабільності мережі будуть тільки зростати.
З чисто економічної точки зору гроші можна заощадити, використовуючи вже наявне обладнання. Недорога модернізація може бути проведена за пару тижнів. В цьому випадку лінії електропередачі, вимикачі, інші електричні пристрої, а також дозволу вже є. Заощаджені гроші можна потім використовувати для модернізації інших ділянок мережі або інвестувати в розширення вітряної та сонячної генерації. Крім того, існуючі генератори зазвичай вже встановлені недалеко від центрів навантаження, тобто в місцях, де необхідна підтримка реактивної потужності і результуючого напруги.
Оскільки турбіна не працює в режимі синхронної компенсації, не відбувається спалювання палива і, отже, викидів. Існує загальна тенденція «малювати все джерела викидів однієї і тієї ж пензлем». Але, з точки зору викидів, є велика різниця між старіючої вугільної електростанцією і турбіною, що працює на природному газі.
«Пікові газові турбіни відіграють важливу роль у підтримці стабільності мережі, забезпечуючи інерцію і підтримку реактивної потужності», - сказав Халдеман. «Ці пікові установки природного газу можуть забезпечити критично важливу резервну потужність в умовах, коли поновлювані джерела енергії знаходяться на зниженому рівні генерації, наприклад, під час сильних морозів або інших екстремальних погодних явищ. В іншому випадку вони забезпечують синхронну компенсацію і підтримку напруги, які будуть затребувані в міру збільшення частки поновлюваних джерел енергії».