Оптимизация систем энергоснабжения удаленных и изолированных территорий за счет управления энергетической гибкостью

Роман БЕРДНИКОВ
Член правления, первый заместитель генерального директора ПАО «РусГидро»

Дмитрий ХОЛКИН
Генеральный директор АНО «Центр энергетических систем будущего «Энерджинет»
e-mail: dvh@internetofenergy.ru

Игорь ЧАУСОВ
Директор аналитического направления АНО «Центр энергетических систем будущего «Энерджинет»
e-mail: chi@internetofenergy.ru

Проблема энергоснабжения удаленных и изолированных территорий в России

На зоны децентрализованного энергоснабжения приходится почти 65 % территории России, на них проживает чуть менее 14 % населения страны [1]. Значительная его часть сконцентрирована в городах и снабжается электрической и тепловой энергией от крупных электростанций. Но не менее 700 тыс. человек в 23 регионах страны проживают на удаленных и изолированных территориях (УИТ) с децентрализованным энергоснабжением, общая установленная мощность почти 500 российских объектов генерации там составляет 840 МВт [2]. В основном такие территории сосредоточены в Дальневосточном федеральном округе (ДФО) и Арктической зоне Российской Федерации (АЗРФ). Эти объекты обеспечивают в основном небольшие поселения, в 60 % таких населенных пунктов постоянное население составляет менее 500 человек [2].
По оценке ЦЭНЭФ, расходы федерального бюджета на субсидирование тарифов для населения и организаций на удаленных и изолированных территориях и покрытие расходов бюджетных организаций на энергоснабжение составляют 150 млрд руб­лей в год [3]. Себестоимость производства электроэнергии в таких районах находится в пределах от 13,7 до 42,7 руб­лей за кВт·ч [2]. Сегодня эта себестоимость выросла еще больше: можно найти оценки в широком диапазоне от 35 до 270 руб­лей за кВт·ч в зависимости от региона и объекта, но в среднем можно говорить о том, что удельные фактические затраты на энергоснабжение в удаленных и изолированных территориях превышают 50 руб­лей за кВт·ч.
Таким образом, проблема энергоснабжения на удаленных и изолированных территориях в России состоит в его высокой стоимости. Поскольку в России в настоящее время установленная мощность ВИЭ в составе объектов локальной генерации составляет только 2 % от их общей мощности, можно говорить о том, что энергоснабжение удаленных и изолированных территорий осуществляется практически полностью за счет дизельной генерации [2]. Поэтому проблема высокой стоимости такого энергоснабжения формируется двумя факторами:
На удаленных и изолированных территориях, как правило, отсутствуют близкорасположенные источники топлива, и в силу логистической составляющей стоимость завозного топлива на них в 1,5–2 раза выше, чем на территории ЕЭС.
Износ основного оборудования объектов генерации на таких территориях в среднем превышает 50 %. Оперативный ремонт оборудования осложнен логистикой запасных частей и комплектующих, из-за чего для объектов в этих регионах характерны высокие удельные расходы условного топлива (300–600 г у. т./кВт·ч) и затраты на обслуживание [2].
Анализ мировой практики, проведенные для ряда объектов модельные расчеты и имеющийся в России опыт Группы «РусГидро» по модернизации объектов энергоснабжения с применением современных технологий показывают, что размер субсидирования может быть существенным образом сокращен за счет снижения стоимости производства электроэнергии на удаленных и изолированных территориях при эффективном использовании потенциала ВИЭ и систем автоматизированного управления.

Управление энергетической гибкостью как ключ к эффективности энергоснабжения УИТ

Поскольку затраты на завозное дизельное топливо являются определяющими при формировании высокой стоимости энергоснабжения на удаленных и изолированных территориях, очевидным путем снижения этой стоимости видится использование генерации на местном топливе и ВИЭ для топливозамещения. Наиболее универсальными и доступными для таких регионов оказываются ресурсы солнечной и ветровой энергии в зависимости от особенностей местности, что подтверждается анализом российского опыта. Так, на Алтае и в южных районах Якутии эффективными оказываются солнечные станции, а в прибрежных районах Камчатки и Сахалина, а также на островах – ветроэнергетические установки (ВЭУ). При этом в ряде случаев потенциал ВИЭ на удаленных и изолированных территориях достаточно велик: например, в случае Камчатского края расчеты показывают, что КИУМ ветровой генерации может достигать 20 % на западном побережье, 30 % на восточном, и 53 % на о. Беринга [4]. При этом важным, но в настоящее время технологически нераскрытым ресурсом являются органические бытовые отходы и отходы деревообработки.
Использование только ВИЭ в сочетании с дизельной генерацией само по себе еще не гарантирует снижения стоимости электроэнергии и может приводить к существенным проблемам с ее качеством. Например, в с. Новиково Сахалинской области ветрогенераторы работают с КИУМ 2–3 % при проектном значении 18–20 %, а удельные затраты на электроэнергию остаются на уровне 41,7 руб­лей за кВт·ч. На других площадках включение ВЭУ в состав энергоузла приводит к резкому росту и раскачиванию частоты при сильных порывах ветра. В таких изолированных энергосистемах с гибридной генерацией не хватает принципиально важной компоненты, превращающей их в современные микрогриды и обеспечивающей успешность и эффективность интеграции трудно диспетчируемых ВИЭ. Эта компонента – управление энергетической гибкостью.
Энергетическая гибкость – способность таких энергоустановок, как маневренная генерация, различного типа накопители энергии, управляемые нагрузки, электрические котельные и другие устройства с тепловой инерцией, оказывать управляемое воздействие на баланс электрической энергии и мощности в энергосистеме [5]. Ценность энергетической гибкости в изолированных энергоузлах объясняется двумя причинами:
Энергетическая гибкость в изолированных энергоузлах, обеспечивая эффективным образом баланс производства электрической энергии на основе ВИЭ и её потребления, позволяет повысить КИУМ ветровой и солнечной генерации и снизить использование углеводородной генерации, а за счет этого – снизить стоимость электроэнергии.
Энергетическая гибкость позволяет управлять режимом передачи и качеством электроэнергии, поддерживая частоту и напряжение за счет влияния на баланс мощности.
Мировая практика создания изолированных микрогридов показывает большое разнообразие в выборе источников энергетической гибкости. Помимо электрохимических систем накопления энергии в зарубежных микрогридах используются маховики, тепловые накопители, электрокотельные, регулируемые насосы системы водоснабжения, мини-­ГЭС и мини-­ГАЭС, а также водородные накопители энергии в составе электролизеров с регулируемой производительностью, сосудов для хранения водорода под давлением и топливных элементов. Накопление энергии в водородном цикле за счет своей долговременности приобретает все большую популярность, несмотря на сравнительно высокую стоимость водородных технологий.
Для эффективного сочетания ВИЭ с дизельной генерацией под управлением единой системы автоматизированного управления создаются автоматизированные гибридные энергетические комплексы (АГЭК). В частности, Группа «РусГидро» активно внедряет технологию АГЭК в рамках модернизации объектов дизельной генерации Дальнего Востока. Эта технология позволяет увеличивать КИУМ ВИЭ за счет использования ресурсов энергетической гибкости маневренной дизельной генерации и систем накопления энергии (при наличии). Еще большую эффективность можно извлечь, развивая данную технологию, за счет использования всего потенциала управления энергетической гибкостью в изолированном энергоузле, имеющегося как на стороне генерации, так и на стороне потребителей.

Предварительные оценки показывают, что управление энергетической гибкостью в изолированных микрогридах при оптимальном сочетании мощностей ВИЭ и углеводородной генерации в конфигурации АГЭК позволяет снизить приведенную стоимость электроэнергии на жизненном цикле (LCOE) на 30–40 % по сравнению не только с дизельными электростанциями (ДЭС), но и по сравнению с АГЭК, работа которых не сопряжена с управлением энергетической гибкостью. Таким образом, возникает задача создания АГЭК следующего поколения, возможности которых должны быть расширены средствами управления энергетической гибкостью как на стороне генерации, так и на стороне потребителей. За счет этого переход на энергоснабжение УИТ при помощи АГЭК следующего поколения может обеспечить в масштабах страны экономию на снижении стоимости электроэнергии в размере 6,9–9,3 млрд руб­лей в год.
При этом ключевое значение для достижения указанного эффекта в изолированных энергоузлах имеют системы интеллектуального управления такими энергоузлами – автоматизированные системы управления источниками генерации и энергетической гибкости. Именно от качества их работы зависит то, насколько эффективно в каждый момент времени будут задействованы имеющиеся в конфигурации генераторы, накопители и управляемые нагрузки, какой будет стратегия заряда и разряда накопителей, накопления тепла, производства и использования водорода.

Моделирование энергетической гибкости в изолированных энергоузлах

В изолированных энергоузлах без ВИЭ потребность в энергетической гибкости определяется динамикой потребления электроэнергии, в особенности резкопеременными нагрузками, а для управления балансом энергии и мощности используется регулирование частоты и мощности силами дизельных генераторов, обладающих для этого необходимой маневренностью. В случае гибридной генерации с ВИЭ усложняется задача, поскольку на баланс энергии и мощности влияют в этом случае сразу два не полностью предсказуемых и в значительной степени неуправляемых фактора: динамика потребления и динамика выработки. В этом случае управление балансом энергии и мощности при помощи дизельных генераторов оказывается часто неэффективным по следующим причинам:

1. При характерной для изолированных энергоузлов нехватке инерции вращающихся масс, дизельным генераторам часто не хватает маневренности для компенсации резких наборов и провалов мощности, свой­ственных ВИЭ, особенно ветровой генерации.
2. Использование дизельных генераторов для регулирования частоты и мощности в АГЭК приводит к их работе в режимах, далеких от оптимальных – с недостаточной загрузкой и перегрузкой, – что приводит к росту удельного расхода топлива, сокращению моторесурса и росту стоимости обслуживания генераторов.
3. Когда баланс мощности регулируется только за счет дизельных генераторов, КИУМ ВИЭ определяется не возможностями местности, а тем, насколько совпадают профили генерации на базе ВИЭ и потребления электроэнергии. Вся невостребованная в момент ее выработки возобновляемая энергия превращается в потери, недостающая – компенсируется углеводородной генерацией, и возможности ВИЭ для топливозамещения существенно сокращаются.

Последний фактор имеет ключевое значение для ценности энергетической гибкости в изолированных микрогридах. Минимизация стоимости электроэнергии достигается при максимально возможном для данной местности КИУМ ВИЭ. Эти максимальные показатели в свою очередь достигаются при таком балансе энергии и мощности, при котором профиль потребления электроэнергии как можно ближе совпадает с профилем ее выработки на базе ВИЭ. Энергетическая гибкость должна обеспечивать баланс между потреблением и выработкой на базе ВИЭ так, чтобы минимизировать использование топливной генерации и достичь максимальный КИУМ ВИЭ. Основными источниками энергетической гибкости при этом могут выступать следующие типы энергоустановок:

1. Электроустановки потребителей, мощностью потребления которых можно управлять без ограничения их функционала. К таким нагрузкам относятся электрические котлы, электрообогреватели, кондиционеры и холодильные машины, тепловые насосы, промышленное оборудование, связанное с тепловыми процессами.
2. Системы накопления электрической энергии (СНЭ), которые могут работать в разных режимах, например, питать нагрузки в течение времени, необходимого для пуска ДГУ при снижении выдачи мощности от ВИЭ, или обеспечивать дополнительное потребление электроэнергии при ее избытке в энергосистеме и выдачу накопленной электроэнергии при ее недостатке в период от нескольких часов до нескольких суток.
3. Системы накопления тепловой энергии, обеспечивающие превращение электрической энергии в тепловую и накапливающие ее на срок до нескольких суток.
4. Водородные системы накопления энергии, обеспечивающие производство водорода методом электролиза с последующим его использованием для получения электроэнергии в период от нескольких часов до нескольких недель или даже месяцев (сезонное накопление), а также в качестве моторного топлива, для получения тепла, в качестве промышленного сырья.

Но энергетическая гибкость, как и генерация, имеет собственную стоимость владения, связанную как с капитальной стоимостью источников гибкости и систем управления ими, так и с операционными расходами на эксплуатацию и обслуживание источников гибкости.
Таким образом, LCOE в изолированных микрогридах оказывается функцией многих переменных, связанных с параметрами источников энергии и источников гибкости, причем в число последних включены и нагрузки потребителей с учетом как их управляемости, так и их регулирующего эффекта. Минимум функции LCOE достигается при оптимальной конфигурации АГЭК и изолированного микрогрида на его основе (наборе генераторов и источников гибкости) и таком балансе энергии и мощности, в котором для достижения максимального КИУМ ВИЭ используются наиболее дешевые источники энергетической гибкости. При этом кроме минимума LCOE в зависимости от запросов потребителей и общества критериями оптимизации могут выступать также минимизация углеродного следа электроэнергии и минимизация времени и частоты перерывов в электроснабжении (SAIDI, SAIFI), то есть максимизация надежности электроснабжения.
Многопараметрическая дискретная оптимизация конфигурации изолированного энергоузла, включающего АГЭК и источники энергетической гибкости, в целях обеспечения баланса энергии и мощности на жизненном цикле по указанному набору критериев является нетривиальной задачей, в решении которой могут быть применены как методы полного перебора, так и популяционные методы (метод роя частиц) и многокритериальные методы принятия решений (TOPSIS, MVO). В настоящее время силами Центра «Энерджинет» и Группы «РусГидро» ведется разработка многопараметрической цифровой расчетной модели для выбора оптимальных параметров АГЭК и подбора источников гибкости в изолированном энергоузле. Это качество отличает создаваемую модель от используемых в мировой практике средств инвестиционного моделирования микрогридов, таких как HOMER Pro, RETScreen и ряда других [6].

Мировая практика

Мировая практика энергоснабжения поселений на островах и в изолированных районах подтверждает вывод о том, что стоимость электроэнергии на таких территориях может быть снижена на 20–40 % и более по сравнению с дизельной генерацией при использовании гибридной генерации с управлением энергетической гибкостью. На основе анализа более 40 действующих изолированных микрогридов в 22 странах мы отобрали 12 наиболее показательных примеров, параметры которых приведены в таблице 1. Из нее видно, что за счет сочетания дизельной генерации, ВИЭ и источников энергетической гибкости достигается стоимость электроэнергии в диапазоне 8,5–22,5 руб­ля за кВт·ч (по курсу 2022 г.), соответствующему результатам предварительного модельного анализа возможности снижения стоимости энергии в ряде российских изолированных энергоузлах. Для того, чтобы показать влияние природно-­климатических факторов на возможности снижения стоимости энергии, примеры разделены поровну на территории, находящиеся в высоких широтах, и территории, находящиеся в тропиках или близко к ним.

На ряде примеров можно явным образом показать эффект снижения LCOE при использовании ВИЭ в сочетании с источниками энергетической гибкости:

1. В городке Уналаклит на Аляске (США) установка ВЭУ и использование в качестве источника гибкости электрокотельной позволили, согласно расчетам, снизить стоимость электроэнергии на 21,8 %.
2. На Фолклендских о-вах установка ветрогенераторов в дополнение к ДГУ и использование маховикового накопителя энергии обеспечила снижение стоимости электроэнергии на 28,6 %.
3. В поселении Рай в Норвегии в рамках пилотного проекта по использованию водородного накопителя энергии как источника гибкости в дополнение к солнечной, ветровой и биогазовой генерации, а также литий-­ионным СНЭ, рассчитанный эффект снижения стоимости энергии в сравнении с дизельной генерацией составляет 43,9 %.
4. В поселении Клемту на о. Суиндл в Канаде в качестве источника гибкости используется микро-­ГЭС, которая в сочетании с крышными солнечными панелями позволила снизить стоимость электроэнергии на 71,4 %.

Пилотные проекты в России

В целях освоения и последующего масштабирования практики использования изолированных микрогридов с АГЭК нового поколения, обеспечивающих комплексное управление энергетической гибкостью, в России также необходимо запустить ряд пилотных проектов. В настоящее время в России на УИТ действует почти 50 объектов генерации, в составе которых есть ВИЭ, но только несколько объектов созданы по технологии АГЭК, при этом управление энергетической гибкостью в части электроустановок потребителей пока не реализовано ни на одном из них.
Наиболее освоенным типом АГЭК является комплекс на базе дизельной и солнечной генерации. Так, в 2021–2022 гг. Группа «РусГидро» ввела в эксплуатацию шесть АГЭК на основе сочетания ДГУ, СЭС, СНЭ и автоматизированной системы управления в населенных пунктах Табалах, Верхоянск, Кулун-­Елбют, Хонуу, Чумпу-­Кытыл и Сасыр на территории Якутии общей установленной мощностью 11,9 МВт.
Практика управления энергетической гибкостью в изолированных энергосистемах и энергоузлах, основу генерации в которых составляют ветровые и дизельные источники энергии, слабо развита. Наиболее сложное сочетание источников гибкости с применением СНЭ, накопителей тепловой энергии и управления нагрузками в такого типа АГЭК реализуется в настоящее время в рамках проекта МФТИ в с. Лаборовая в ЯНАО. Именно на отработке автоматизированных (интеллектуальных) систем управления ветродизельных АГЭК нового поколения, включая управление энергетической гибкостью для повышения их эффективности, должны быть сосредоточены новые пилотные проекты. Параметры двух дальневосточных площадок, на базе которых могут быть реализованы такие пилотные проекты, приведены в таблице 2. Одна из них располагается в с. Новиково Сахалинской области, вторая – в п. Усть-­Камчатск Камчатского края.

Пилотный проект в с. Новиково. Село Новиково располагается в Корсаковском районе Сахалинской области на Тонино-­Анивском полуострове в 75 км от ближайшего крупного города, в нем проживает чуть более 250 человек. Энергоснабжение в изолированном Новиковском энергоузле обеспечивается АО «НДЭС». В составе ветродизельной электростанции имеется две ВЭУ Vestas V‑25 (2×225 кВт), только одна из которых находится в эксплуатации, и дизельные генераторы: американские Caterpillar С‑18 (2×500 кВт) и советские ДГ‑72 (4×800 кВт, два – на консервации).
Основной проблемой энергоснабжения в с. Новиково является сильное несоответствие доступных мощностей (ДГУ 2600 кВт и ВЭУ 225 кВт) и потребности в мощности (150 кВт летом и 400 кВт зимой), а также отсутствие единой автоматизированной системы управления и накопителей энергии. Избыток генерации и острый недостаток энергетической гибкости приводят к тому, что ДГУ практически постоянно работают в неоптимальном режиме с мощностью около 30 % от номинальной. Такая работа ДГУ, в свою очередь, приводит к высокому расходу топлива на уровне 350 г/кВт·ч. Чтобы не рисковать техническим состоянием ДГУ, снижая нагрузку на них ниже 30 % от номинальной мощности, необходимо ограничивать выдачу энергии от ВЭУ в сеть, в результате чего КИУМ ВЭУ оказывается на уровне 2–3 % при расчетном значении 18–20 %. Совокупно указанные факторы делают себестоимость электроэнергии в Новиково высокой – более 40 руб­лей за кВт·ч.
Создание АГЭК с комплексным управлением энергетической гибкостью за счет единой автоматизированной системы управления в Новиковском энергоузле позволит решить описанные проблемы. При этом необходимо как повысить гибкость дизельной генерации, так и обеспечить энергоузел дополнительными источниками гибкости, с которыми можно реализовать ветровой потенциал местности и существенно повысить КИУМ ВЭУ.
На первом этапе пилотного проекта предлагается установить новые ДГУ российского производства мощностью 100 кВт и 200 кВт для работы в условиях низких и средних нагрузок в оптимальных для ДГУ режимах и снятия ограничений на выдачу энергии с ВЭУ. Предполагается восстановить работу второго ВЭУ V‑25, обеспечить синхронную и параллельную работу ВЭУ и ДГУ с автоматическим управлением составом включенных мощностей и их оптимальной загрузкой, установить опорно-­балансирующий литий-­ионный накопитель (200 кВт/70–80 кВт·ч) для повышения КИУМ ВЭУ и обеспечения возможности режима максимального использования ВИЭ, а также перевести ряд административных зданий с. Новиково на электрическое отопление со встроенными системами накопления тепловой энергии для повышения КИУМ ВЭУ. Последнее мероприятие должно быть проведено в том числе для оценки влияния перевода потребителей на электроотопление на себестоимость производства тепла котельными при изменении полезного отпуска.
Предварительный анализ, проведенный с использованием разрабатываемой многопараметрической цифровой модели, показывает, что за счет перечисленных мероприятий себестоимость электроэнергии с учетом возврата инвестиций может снизиться на 50–65 %, а эмиссия CO2 – на 25–35 %.

На втором этапе пилотного проекта предполагается развернуть в составе Новиковского энергоузла ряд инновационных источников гибкости контейнерного исполнения: водородный накопитель энергии (электролизер, ресиверы водорода/азота, топливный элемент) и проточную ванадиевую редокс-­батарею в целях их сравнительной опытно-­промышленной эксплуатации для вторичного и третичного регулирования в энергоузле и проверки возможности сезонного накопления. Эти работы предполагается проводить в рамках федеральной программы «Чистая энергетика» и создания водородного полигона в Сахалинской области. За счет этих мероприятий предполагается достичь увеличения КИУМ ВЭУ до 20 % и дополнительного снижения LCOE.
Пилотный проект в п. Усть-­Камчатск. Поселки Усть-­Камчатск и соседнее село Крутоберегово располагаются на берегах реки Камчатки в Усть-­Камчатском районе на восточном побережье Камчатского края, в них проживает чуть более 3,5 тыс. человек и расположено несколько крупных предприятий рыбной промышленности. Сезонность работы этих предприятий, связанная с нерестом лососевых, обуславливает специфический годовой профиль потребления электроэнергии с летним максимумом на уровне 6–8 МВт и зимним минимумом на уровне 1–2 МВт. Теплоснабжение поселка осуществляется распределенными котельными на топочном мазуте – по одной котельной на 2–4 здания. Этим объясняется сравнительно невысокое зимнее потребление электроэнергии.
Энергоснабжение поселков осуществляется Усть-­Камчатским РЭС на основе ветродизельного комплекса без единой системы автоматизированного управления и накопителей энергии. В его составе три ВЭУ Kamai KWT‑300 (по 300 кВт), ВЭУ Vergnet (275 кВт), а также 13 ДГУ различных марок с мощностями 800–1500 кВт. В 2022–2023 гг. планируется ввод в эксплуатацию еще одной ВЭУ мощностью 300 кВт.
КИУМ ветровой генерации превышает 20 %, удельный расход топлива ДГУ сравнительно невысок (250 г/кВт·ч), но стоимость электроэнергии в АГЭК остается сравнительно высокой – более 50 руб­лей за кВт·ч. Кроме того, при свежем ветре ВЭУ «раскачивают» сеть с набором частоты до 52 Гц: с «провалами» ветра ДГУ справляются, но с резким набросом мощности ВЭУ эффективно работать ДГУ не могут. Используемая схема утилизации избыточной энергии ВЭУ для подогрева воды в ряде котельных поселка не обеспечивает достаточного повышения эффективности использования ВЭУ.
В рамках пилотного проекта необходимо рассмотреть следующие решения:

• установка опорно-­балансирующей СНЭ мощностью 200–300 кВт и емкостью 300–500 кВт·ч для первичного регулирования и повышения КИУМ ВЭУ;
• частичный перевод потребителей поселка на электроотопление с накоплением тепловой энергии и питанием от ВЭУ;
• установка систем сезонного накопления энергии, например, на основе водородных технологий, для использования ветрового потенциала зимних месяцев во время пиков потребления в летние месяцы;
• установка дополнительных ВЭУ с учетом возможностей по накоплению энергии.

Таким образом, создание АГЭК с управлением энергетической гибкостью в Усть-­Камчатске должно обеспечить повышение КИУМ ВЭУ до теоретически достижимых в этой местности 33,5 % для снижения стоимости электроэнергии, а также первичное регулирование в энергосистеме для обеспечения нормативного качества электроэнергии.

Развитие российский компетенций по управлению энергетической гибкостью в изолированных микрогридах

Для реализации пилотных проектов и развития локальной энергетики Дальнего Востока и Арктики на основе технологии АГЭК с использованием ВИЭ, систем накопления энергии и автоматизированных систем управления требуется наращивание отечественных компетенций в этой области. Группа «РусГидро» открыла во Владивостоке на о. Русский Научно-­исследовательский центр (НИЦ «РусГидро»), который представляет собой уникальный для России полигон для разработки, тестирования и апробации инновационных решений в том числе в области локальной энергетики, развития технологии АГЭК, использования ВИЭ и локальных энергетических ресурсов, управления нагрузками потребителей, накопителей электроэнергии и тепла и других источников энергетической гибкости. В настоящее время помимо прочих созданы две лаборатории, непосредственно связанные с управлением энергетической гибкостью.
В рамках лаборатории «Технологии потребления энергии» развивается тема активного потребления энергии – одного из важных источников энергетической гибкости. Силами компании «Фонд “Форсайт”» при участии Центра «Энерджинет» развернута интеллектуальная система управления потреблением НИЦ «РусГидро», за счет которой сам НИЦ стал «живой лабораторией». К системе активного потребления НИЦ подключены солнечные панели (36 кВт), ветрогенератор (60 кВт), зарядка для электромобилей (60 кВт) и около 80 приборов, управляющих нагрузками. Уникальной компонентой системы является энергетический роутер – регулятор перетоков мощности, реализованный в соответствии с архитектурой Интернета энергии (IDEA). Он перераспределяет мощность между двумя независимыми вводами в здания НИЦ, симметрирует фазы и сглаживает профиль потребления из сети. По предварительным оценкам, активное потребление позволяет в 2 раза сократить потребности в присоединённой мощности и снизить затраты на энергоснабжение на 20–30 %.
Лаборатория «Интеграция ВИЭ и накопителей энергии» изучает вопросы подбора оптимальных конфигураций АГЭК и управления энергетической гибкостью в изолированных микрогридах. Для натурного моделирования конфигураций и режимов работы АГЭК в лаборатории силами МФТИ и Центра «Энерджинет» развернут полигон, на котором можно создать действующую упрощенную модель АГЭК с любой конфигурацией, конструируя ее из установленных в лаборатории генерирующих мощностей (ДГУ 10 кВт и СЭС 5,7 кВт), СНЭ с опорно-­балансирующей функцией (30 кВт), управляемых нагрузок (30 кВт) и накопителей тепла (15 кВт). Установлены два цифро-­аналоговых имитатора ВИЭ (по 10 кВт) и гибридная СНЭ (30 кВт/50 кВт·ч) на базе сочетания литий-­ионной и редокс-­ванадиевой технологий. Планируется развивать полигон за счет его дополнения водородными системами и технологиями.
Сформированная в НИЦ «РусГидро» исследовательская инфраструктура позволит изучать различные аспекты организации и управления АГЭК, в том числе АГЭК нового поколения, выявлять проблемы их функционирования, разработать необходимые требования к оборудованию и функциональным свой­ствам АГЭК, типовые технические решения для преодоления этих проблем. В частности, в силу включения в систему управления АГЭК кроме разнотипной генерации еще и различных источников энергетической гибкости, в т. ч. размещенных у потребителей, возникают вопросы обеспечения устойчивости работы микрогрида и качества электроэнергии. Все эти вопросы должны быть решены на полигоне НИЦ «РусГидро», а потом в пилотных проектах создания АГЭК нового поколения.

Важным, особенно в контексте темы этой статьи, направлением работ НИЦ «РусГидро» станет цифровое моделирование изолированных микрогридов для определения оптимального состава оборудования модернизируемых энергосистем и энергоузлов на удаленных и изолированных территориях. Будет применяться вышеуказанная многопараметрическая модель энергетической гибкости.

Выводы

Группа «РусГидро» формирует новую технологическую основу локальной энергетики Дальнего Востока и Арктики на основе АГЭК. Реализованные пилотные проекты Группы «РусГидро» подтверждают эффективность АГЭК для изолированных микрогридов. Опыт по созданию АГЭК позволяет сформировать новые стандарты строительства и эксплуатации объектов локальной генерации, существенно снизив сроки строительства, капитальные и эксплуатационные затраты, при этом обеспечивая рост надежности энергоснабжения и снижение выбросов парниковых газов. Переход в ближайшем будущем к АГЭК нового поколения, обеспечивающим управление энергетической гибкостью, позволит получить еще большие эффекты за счет увеличения КИУМ ВИЭ. Деятельность нового центра компетенций – НИЦ «РусГидро», – будет направлена в том числе на развитие указанных технологий локальной энергетики, а также реализация нескольких пилотных проектов. В перспективе удаленные и изолированные территории могут стать местом «зарождения» нового энергетического уклада, основанного на бережном использовании локальных энергетических ресурсов и кооперативном управлении энергосистемами с участием потребителей.