Історію про три твіти Ілона Маска та будівництво найбільшого, на той час (а точніше на кінець 2017 року), літій-іонного сториджу потужністю 100 МВт та ємністю 129 МВт⋅год я не буду тут оповідати — її читали всі. Найбільш цікавим є питання, навіщо витрачати такі гроші. Воно звучить кругом: в інтернеті, від експертів та інших спеціалістів народного господарства. Забіжу наперед і скажу, що у 2020 році було введено в експлуатацію ще 64,5 МВт⋅год із потужністю 50 МВт уже за 55 млн доларів США. Строк експлуатації обох черг — 15 років.
Давайте почнемо з того, як жив народ Південної Австралії без цього сториджу, і що таке Південна Австралія. Цей австралійський штат у центральній частині південної Австралії, зі столицею у місті Аделаїда, є одним із найбільш посушливих населених місць у Австралії, оточений пустельними територіями з півночі та морем із півдня. Розташували цю «батарею» поблизу м. Хорнсдейл, у поєднанні із місцевим вітропарком. Потрібно також відмітити, що найбільше родовище урану у світі (понад 30 % світових покладів) знаходиться якраз у цьому штаті і видобувається в шахті Olympic Dam. А єдиний ядерний реактор у Австралії розташовується в іншому штаті, який використовується виключно для виробництва ізотопів. Атомної енергетики в Австралії немає. І не було. Крім того, в цьому штаті повністю відсутня гідроенергетика, що теж важливо для розуміння ситуації.
До будівництва Hornsdale Power Reserve на замовлення державної компанії — оператора NEOEN генерація в штаті виглядала ось так:
У середньому за фінансовий рік, який починається з 1 липня по 30 червня, за даними місцевого регулятора АЕМО (Аustralian Energy Market Office), середньорічний денний профіль генерації та цін (у австралійських доларах) за період 2012-2017 рр. мав такий вигляд:
Уважні читачі помітять, що обсяги та структура генерації (якщо базовий вітер замінити на АЕС) дуже подібні до наших, рідних серцю українських гігават/годин:
Але досить паралелей, хіба що ще одна, дуже яскрава паралель з Україною:
Ой, що ж це я? Дивимось уважно на сайт Укренерго й бачимо там таке:
«+» – переток в енергосистему України;
«−» – переток з енергосистеми України;
Тобто ми зовсім не такі були як Південна Австралія у 2015-2018 роках, електроенергію не імпортували й ми не якась там область. І більше ніяких аналогій!!! 😊
Повернемося до Таблиці 1. Починаючи із 2016 року було прийняте і впроваджене рішення про виведення з експлуатації вугільної генерації в штаті, а це 15-20% від усієї, до того ж низькоманевреної генерації. Вона заміщала, як за рахунок зростання вітрових та сонячних потужностей, так і за рахунок імпорту з інших штатів.
Як бачимо, викиди в останньому періоді скоротилися, як мінімум у півтори метричні тонни на рік, за рахунок виведення з експлуатації вугільної генерації та менших викидів у газовій генерації, незважаючи на зростання долі останньої. А ще – вугільна генерація, як і атомна, має велику інерційність, і на відміну від газопоршневого генератора чи навіть газової турбіни, ви не зможете «відключати» мегаватні блоки вугільних ТЕС на ніч, чи інші періоди зниження попиту.
Але нас більше цікавить, як саме поводилися ціни на ринку Південної Австралії після введення в експлуатацію Horsedale Power Reserve у порівнянні з іншими штатами. Відкривши статистику цін оптового ринку місцевого регулятора, ми бачимо наступну картину:
Як бачите, не зважаючи на виведення вугільних ТЕС та введення в експлуатацію мегабатареї – оптові ціни рухаються більш-менш синхронно, завдяки впливу попиту, пропозиції та інтерконекторам між цими штатами. І руху цін на газ на двох газових хабах Австралії:
До речі, цікавим фактом є те, що вплив 30 гідроелектростанцій, які працюють у штаті Тасманія, незначною мірою знизив оптові ціни в інших штатах у 3 кварталі 2018 року (Тасманія, окрім 70% генерації з ГЕС має ще 2 газопоршневі станції, які виробляють 8% та 2 вітропарки — 10%, а решту — імпортує), а от у першому кварталі 2019 року, який, мабуть, був посушливим, «вивела» штат у абсолютні рекордсмени оптових цін. Тому на цей острів краще увагу не звертати.
Отже, відповіді на питання: на чому саме, чи за які послуги, тільки протягом 2019 року, мегабатарея у Хорнсдейлі знизила витрати на Національному ринку ЕЕ на 116 мільйонів австралійських доларів (Джерело: https://hornsdalepowerreserve.com.au/learn/) із попереднього графіка не зовсім зрозуміло. Бо на початку 2020 ціни на газ на світових ринках були теж низькими.
Відповідь на це питання лежить у вартості допоміжних послуг з підтримки частоти в енергомережі. Давайте спочатку дамо відповідь на питання: коли підвищується частота в мережі й коли вона знижується. Для цього уявімо собі генератор змінного струму, вал якого обертається від тиску пару, що подається на лопаті турбіни. У нашій уявній ТЕС тиск і температура незмінні, отже, робота пару у турбіні стала протягом усього періоду часу. До виводів генератора приєднано навантаження, яке дорівнює номінальній потужності генератора. Ми маємо вольтметр, амперметр , а також частотомір та тахометр, які показують напругу 400 вольт, 2,5 ампера, 50 герц та 3700 об/хв відповідно. Тепер при збільшенні навантаження ми будемо спостерігати зростання струму, падіння напруги та відповідно частоти в мережі й обертів вала генератора. Оскільки енергетики у своїй діяльності завжди підвищують та знижують напругу в мережах передач – єдиним незмінним показником є частота. Тому всі справжні енергетики не кажуть «регулювати напругу», а «регулювати частоту». Отже, якщо ваш електрик каже, що вам треба «повисіть напряженіє в сеті» – треба насамперед міряти частоту, а потім глибше задуматися не тільки над тим, де ви знаходитесь і хто ця людина, але і про те, що з цим усім робити!
Так от, при падінні частоти ми можемо збільшити тиск/температуру пари, або від’єднати «зайвого» споживача. Зазвичай у випадку ТЕС проходить певний проміжок часу між збільшенням подачі палива та збільшенням тиску пари в системі. Ну добре, ми сиплемо більше вугілля – воно весело гуде – у нас знову 50 герц – усі веселі. Якщо швидко не відреагувати на падіння частоти (читай зниження напруги і зростання струму) ми можемо мати системну аварію, яка полягає в тому, що від зростання струму на обмотках генератора, вони або нагріються й розширяться й генератор заклинить, або вони нагріються й розплавляться, що теж не сприятиме роботі цього генератора. До того ж, поки згорить генератор, встигнуть згоріти більш тендітні прилади, які не мали достатнього захисту. Давайте розглянемо ситуацію, коли споживач відключився, а ми продовжуємо крутити турбіну із новим тиском, із яким наша система була в стані рівноваги хвилину тому. А відбудеться проста «криза перевиробництва», тобто зростання напруги в мережі, у якій завжди є елементи, наприклад, конденсатори, які виходять із ладу, кажуть «пробило». Отже, падіння частоти відслідковують до 2 і 3 знаку після коми. І за стабільність частоти теж треба платити, навіть коли ви на своїй Богом даній землі спалюєте вміст Богом даних вам надр. Думаю, що навіть людям із яскравою уявою важко уявити, як можна утримувати 50 герц із мегаватним котлом, коефіцієнт корисної дії (ККД) якого – 70%, а парової турбіни 20%, у найкращому випадку, а головне – що робити із надлишком електроенергії (вугілля вже горить, гроші за нього ви вже маєте заплатити, а електроенергія ваша зараз нікому не потрібна, навіть даром), тобто, як знизити частоту в мережі, тому що ситуація із підвищенням трохи легша: ви завжди знаєте, скільки часу треба для того, щоби розгорілося полум’я й можете підкладати «дрова» заздалегідь (увага, дивіться початок речення!).
Ну якщо із ТЕС ми розібрались, із газопоршневими генераторами все ясно, а з газотурбінними установками теж непросто – вони, як і всі турбіни не люблять зупинятися, а потім розганятися, і навіть у параметрах турбіни чітко вказана кількість зупинок протягом строку експлуатації. (перше ліпше посилання на відосік https://youtu.be/ki5noeitXpU).
Ми теж пам’ятаємо, що ні ГЕС, ні ГАЕС у Південній Австралії немає, а вони якраз досить непогано справляються із піковими навантаженнями/розвантаженнями мережі, хоча знизити частоту може тільки ГАЕС, а щоби її побудувати, треба мати, окрім води та бажання, ще і відповідний рельєф та дууууже багато грошей. Залишаються ще інтерконектори, але вони не роблять особливої погоди, бо вони спричиняють такі ж збурення попиту/пропозиції по обидва боки «дроту». І з ними ви будете мати не одну проблему, а вже дві.
Отже, давайте подивимось, як саме працював ринок допоміжних послуг із регулювання частоти, на прикладі порівняння вартості послуг гідроакумулюючих станцій та літій-іонного сториджу. Я маю на увазі фінансовий результат зі звітності, який формується на основі цін на внутрішньоденному ринку й має визначити, хто і скільки заробить/втратить на незапланованому споживанні електроенергії. Щоби далеко не ходити й нічого не вигадувати – звіт місцевого регулятора за 1 квартал 2020 року нам у допомогу. Друга черга, нагадаю, була введена в експлуатацію в 3 кварталі 2020 року, тому вона жодним чином не впливає на наведені в таблиці дані в мільйонах австралійських доларів.
Як видно з таблиці, ГАЕС взагалі не бере участі у швидкому регулюванні частоти з технологічних причин, або простіше кажучи, не для цього вона будувалася. Дивлячись на цю таблицю у вас може виникнути питання, як тут взагалі все пораховано й чому вартість за одну й ту ж послугу різна? Нагадаю, що Південна Австралія обділена водними ресурсами, і там, навіть, гідроелектростанцій немає (є одна на 3 МВт потужності, із турбіною, що вбудована у центральний водопровід міста Аделаїда), на відміну від острова Тасманія, де їх 30. А сума доходу (5) від послуг із регулювання частоти мережі була отримана таким чином: ринкову вартість енергії на момент балансування, що приймала участь у балансуванні (1) коригували на витрати на її отримання (4) та до результату додавали премію за послуги (2) та (3), тобто (5) = (1)-(4)+(2)+(3). Більше деталей ви можете знайти за посиланням https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/quarterly-energy-dynamics-qed
Так от, із 116 млн доларів економії ми знайшли вже 45,5 виключно на допоміжних послугах із регулювання частоти до 6 хвилин. А звідки взялася решта?
Решта – це економічний ефект від роботи з підтримки енергосистеми під час аварій на інтерконекторах, що з’єднують енергосистеми штатів. Як виявилось, на відміну від України, в Австралії не сформовано так зване «кільце», яке б у разі аварії, дозволяло не втрачати постачання. Найбільш масштабною й дорогою аварією було повне «від’єднання» Південної Австралії від інших штатів протягом 1324 годин із 31 січня по 17 лютого 2020 року. Ремонтні роботи повністю були завершені 3 березня 2020 року.
Реакція обох частин на аварію наведена на графіку з офіційного звіту про аварію:
Як бачимо, стрибок частоти за межі коридору в Південній Австралії був подоланий за 10 секунд і впродовж наступних 20 секунд частота була стабілізована, тоді, як реакція трьох інших материкових штатів була невідповідною ситуації – вони не повернули частоту в коридор 49,85 ГГц, ні протягом 3, ні протягом 10 хвилин, ні впродовж наступних 1343 годин.
Ви запитаєте: а де висновки? Замість висновків я дам вам посилання на «ринок», точніше базар, допоміжних послуг однієї, начебто, європейської країни. І спробуєте їх зробити самостійно, якщо це вам треба.
Ще можете зайти сюди https://ua.energy/dokumenty/#1538038431059-ab9c72a8-65b7 і спробувати розібратися в «тонкощах» роботи системи частотного регулювання цієї країни. Хай щастить і най прибуде з вами стабільність.
Публікація відображає погляди та позицію автора і не обов’язково збігається з офіційною позицією компанії.