Историю о трех твитах Илона Маска и строительство крупнейшего, на то время (а точнее на конец 2017 года), литий-ионного сториджа мощностью 100 МВт и емкостью 129 МВт⋅ч я не буду здесь рассказывать – ее читали все. Наиболее интересным является вопрос, зачем тратить такие деньги. Оно звучит везде: в интернете, от экспертов и других специалистов народного хозяйства. Забегу наперед и скажу, что в 2020 году было введено в эксплуатацию еще 64,5 МВт⋅ч мощностью 50 МВт уже за 55 млн долларов США. Срок эксплуатации обоих очередей – 15 лет.
Давайте начнем с того, как жил народ Южной Австралии без этого сториджа, и что такое Южная Австралия. Этот австралийский штат в центральной части южной Австралии со столицей в города Аделаида, является одним из самых засушливых населенных мест в Австралии, окруженный пустынными территориями с севера и морем с юга. Расположили эту «батарею» вблизи города Хорнсдейл, в сочетании с местным ветропарков. Нужно также отметить, что крупнейшее месторождение урана в мире (более 30% мировых залежей) находится как раз в этом штате и добывается в шахте Olympic Dam. А единственный ядерный реактор в Австралии располагается в другом штате, который используется исключительно для производства изотопов. Атомной энергетики в Австралии нет. И не было. Кроме того, в этом штате полностью отсутствует гидроэнергетика, что тоже важно для понимания ситуации.
До строительства Hornsdale Power Reserve на заказ государственной компании – оператора NEOEN генерация в штате выглядела вот так:
В среднем за финансовый год, который начинается с 1 июля по 30 июня, по данным местного регулятора АЕМО (Аustralian Energy Market Office), среднегодовой профиль дня генерации и цен (в австралийских долларах) за период 2012-2017 гг. имел такой вид:
Внимательные читатели заметят, что объемы и структура генерации (если базовый ветер заменить АЭС) очень похожи на наших, родных сердцу украинских гигаватт/час:
Но достаточно параллелей, разве что еще одна, очень яркая параллель с Украиной:
Ой, что же это я? Смотрим внимательно на сайт Укрэнерго и видим там следующее:
«+» – переток в энергосистему Украины;
«-» – переток из энергосистемы Украины;
То есть мы совсем не такие были как Южная Австралия в 2015-2018 годах, электроэнергию не импортировали, и мы не какая-нибудь область. И больше никаких аналогий!!! 😊
Вернемся к Таблице 1. Начиная с 2016 было принято и внедрено решение о выводе из эксплуатации угольной генерации в штате, а это 15-20% от всей, к тому же низкоманевренной генерации. Она замещала, как за счет роста ветровых и солнечных мощностей, так и за счет импорта из других штатов.
Как видим, выбросы в последнем периоде сократились, как минимум в полторы метрические тонны в год, за счет вывода из эксплуатации угольной генерации и меньших выбросов в газовой генерации, несмотря на рост доли последней. А еще – угольная генерация, как и атомная, имеет большую инерционность, и в отличие от газопоршневого генератора или даже газовой турбины, вы не сможете «отключать» мегаваттные блоки угольных ТЭС на ночь, или другие периоды снижения спроса.
Но нас больше интересует, как вели себя цены на рынке Южной Австралии после введения в эксплуатацию Horsedale Power Reserve по сравнению с другими штатами. Открыв статистику цен оптового рынка местного регулятора, мы видим следующую картину:
Как видите, несмотря на вывод угольных ТЭС и ввод в эксплуатацию мегабатареи – оптовые цены движутся более или менее синхронно, благодаря влиянию спроса, предложения и интерконнекторам между этими штатами. И движения цен на газ на двух газовых хабах Австралии:
Кстати, интересным фактом является то, что влияние 30 гидроэлектростанций, работающих в штате Тасмания, незначительно снизил оптовые цены в других штатах в 3 квартале 2018 года (Тасмания, кроме 70% генерации с ГЭС имеет еще 2 газопоршневые станции, которые производят 8% и 2 ветропарка – 10%, а остальное – импортирует), а вот в первом квартале 2019 года, который, видимо, был засушливым, «вывела» штат в абсолютные рекордсмены оптовых цен. Поэтому на этот остров лучше внимание не обращать.
Итак, ответы на вопросы: на чем именно, за какие услуги, только в течение 2019 года, мегабатарея в Хорнсдейли снизила расходы на Национальном рынке ЭЭ на 116 000 000 австралийских долларов (Источник: https://hornsdalepowerreserve.com.au/learn/) из предыдущего графика не совсем понятно. Потому что в начале 2020 года цены на газ на мировых рынках были тоже низкими. Ответ на этот вопрос лежит в стоимости вспомогательных услуг по поддержке частоты в энергосети. Давайте сначала ответим на вопрос: когда повышается частота в сети и когда она снижается. Для этого представим себе генератор переменного тока, вал которого вращается от давления пара, подаваемого на лопасти турбины. В нашей воображаемой ТЭС давление и температура неизменны, следовательно, работа пара в турбине устойчивая в течение всего периода времени. К выводам генератора присоединена нагрузка, равная номинальной мощности генератора. Мы имеем вольтметр, амперметр, а также частотомер и тахометр, которые показывают напряжение 400 вольт, 2,5 ампера, 50 герц и 3700 об/мин соответственно. Теперь при увеличении нагрузки мы будем наблюдать рост тока, падение напряжения и соответственно частоты в сети и оборотов вала генератора. Поскольку энергетики в своей деятельности всегда повышают и понижают напряжение в сетях передач – единственным неизменным показателем является частота. Поэтому все настоящие энергетики не говорят «регулировать напряжение», а «регулировать частоту». Итак, если ваш электрик говорит, что вам надо «повысите напряжение в сети» – надо прежде всего мерить частоту, а затем глубже задуматься не только над тем, где вы находитесь и кто этот человек, но и о том, что с этим всем делать!
Так вот, при падении частоты мы можем увеличить давление/температуру пара, или отсоединить «лишнего» потребителя. Обычно в случае ТЭС проходит определенный промежуток времени между увеличением подачи топлива и увеличением давления пара в системе. Ну хорошо, мы сыплем больше угля – он весело гудит – у нас опять 50 герц – все веселые. Если быстро не отреагировать на падение частоты (читай снижение напряжения и рост тока) мы можем иметь системную аварию, которая заключается в том, что от роста тока на обмотках генератора, они или нагреются и расширятся и генератор заклинит, или они нагреются и расплавятся, что тоже не будет способствовать работе этого генератора. К тому же, пока сгорит генератор, успеют сгореть более хрупкие приборы, не имеющие достаточной защиты. Давайте рассмотрим ситуацию, когда потребитель отключился, а мы продолжаем крутить турбину с новым давлением, с которым наша система была в состоянии равновесия минуту назад. А произойдет простой «кризис перепроизводства», то есть рост напряжения в сети, в которой всегда есть элементы, например, конденсаторы, которые выходят из строя, говорят «пробило». Следовательно, падение частоты отслеживают до 2 и 3 знака после запятой. И за стабильность частоты тоже надо платить, даже если вы на своей Богом данной земле сжигаете содержание Богом данных вам недр. Думаю, что даже людям с ярким воображением трудно представить, как можно удержать 50 герц с мегаваттным котлом, коэффициент полезного действия (КПД) которого – 70%, а паровой турбины 20%, в лучшем случае, а главное – что делать с избытком электроэнергии (угль уже горит, деньги за него вы уже должны заплатить, а электроэнергия ваша сейчас никому не нужна, даже даром), то есть, как снизить частоту в сети, так как ситуация с повышением немного легче: вы всегда знаете, сколько времени надо для того, чтобы разгорелось пламя и можете подкладывать «дрова» заранее (внимание, смотрите начало предложения!).
Ну если с ТЭС мы разобрались, с газопоршневыми генераторами все ясно, а с газотурбинными установками тоже непросто – они, как и все турбины не любят останавливаться, а потом разгоняться, а также в параметрах турбины четко указано количество остановок в течение срока эксплуатации (Первая лучшая ссылка на видосик https://youtu.be/ki5noeitXpU).
Мы тоже помним, что ни ГЭС, ни ГАЭС в Южной Австралии нет, а они как раз достаточно неплохо справляются с пиковыми нагрузками/разгрузками сети, хотя снизить частоту может только ГАЭС, а чтобы ее построить, надо иметь, кроме воды и желания, еще и соответствующий рельеф и ооочень много денег. Остаются еще интерконнекторы, но они не делают особой погоды, потому что вызывают такие же волнения спроса/предложения с обеих сторон «провода». И с ними вы будете иметь не одну проблему, а уже две.
Итак, давайте посмотрим, как работал рынок вспомогательных услуг по регулированию частоты, на примере сравнения стоимости услуг гидроаккумулирующих станций и литий-ионного сториджа. Я имею в виду финансовый результат по отчетности, который формируется на основе цен на внутридневному рынке и должен определить, кто и сколько заработает/потеряет на незапланированном потреблении электроэнергии. Чтобы далеко не ходить и ничего не придумывать – отчет местного регулятора за 1 квартал 2020 нам в помощь. Вторая очередь, напомню, была введена в эксплуатацию в 3 квартале 2020 года, поэтому она никак не влияет на приведенные в таблице данные в миллионах австралийских долларов.
Как видно из таблицы, ГАЭС вообще не участвуют в быстром регулировании частоты по технологическим причинам, или проще говоря, не для этого она строилась. Глядя на эту таблицу у вас, может возникнуть вопрос, как тут вообще все посчитано и почему стоимость за одну и ту же услугу разная? Напомню, что Южная Австралия обделена водными ресурсами, и там даже гидроэлектростанций нет (есть одна на 3 МВт мощности, с турбиной, встроенная в центральный водопровод города Аделаида), в отличие от острова Тасмания, где их 30. А сумма дохода (5) от услуг по регулированию частоты сети была получена следующим образом: рыночную стоимость энергии на момент балансировки, принимала участие в балансировании (1) корректировали на затраты на ее получение (4) и к результату добавляли премию за услуги (2) и (3 ), то есть (5) = (1) – (4) + (2) + (3). Больше деталей вы можете найти по ссылке https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/quarterly-energy-dynamics-qed
Так вот, из 116 млн долларов экономии мы нашли уже 45,5 исключительно на вспомогательных услугах по регулированию частоты до 6 минут. А откуда взялось остальное?
Остальное — это экономический эффект от работы по поддержанию энергосистемы при авариях на интерконнекторах, соединяющих энергосистемы штатов. Как оказалось, в отличие от Украины, в Австралии не сформировано так называемое «кольцо», которое бы в случае аварии, позволяло не терять поставки. Наиболее масштабной и дорогостоящей аварией было полное «отключение» Южной Австралии от других штатов в течение 1324 часов с 31 января по 17 февраля 2020. Ремонтные работы полностью были завершены 3 марта 2020 года.
Реакция обеих частей на аварию приведена на графике с официального отчета об аварии:
Как видим, скачок частоты за пределы коридора в Южной Австралии был преодолен за 10 секунд и в течение следующих 20 секунд частота была стабилизирована, тогда как реакция трех других материковых штатов была несоответствующей ситуации – они не вернули частоту в коридор 49,85 ГГц, ни в течение 3, ни в течение 10 минут, ни в течение следующих 1343 часов.
Вы спросите: а где выводы? Вместо выводов я дам вам ссылку на «рынок», точнее базар, вспомогательных услуг одной якобы европейской страны. И попробуете их сделать самостоятельно, если это вам надо.
Еще можете зайти сюда https://ua.energy/dokumenty/#1538038431059-ab9c72a8-65b7 и разобраться в «тонкостях» работы системы частотного регулирования этой страны. Удачи и пусть прибудет с вами стабильность.
Публикация отражает взгляды и позицию автора и не обязательно совпадает с официальной позицией компании.