Истринские электросети официальный сайт диспетчерская: АО «Мособлэнерго» — официальный сайт

Телефоны оперативных служб | Территориальное отделение Бужаровское

Пожарная охрана

г. Истра     8 (495) 994-50-31, 8 (498) 314-30-31
г. Дедовск     8 (498) 317-70-34
п. Снегири     8 (495) 994-76-88
с. Новопетровское     8 (498) 316-26-47
Новый Иерусалим     8 (498) 314-66-09
Звонок с моб. телефона     010
 

Полиция

г. Истра     8 (498) 314-98-39
г. Дедовск     8 (495) 994-51-76
п. Снегири     8 (498) 316-62-72
с. Новопетровское     8 (498) 316-23-59
п. Глебовский     8 (498) 316-42-02
п. Павл. Слобода     8 (498) 316-56-06
Звонок с моб. телефона     020
 

Скорая помощь

г. Истра     8 (495) 994-56-03
г. Дедовск     8 (498) 317-59-03
п. Снегири     8 (498) 316-63-15
с. Новопетровское     8 (498) 316-22-05
п. Павл. Слобода     8 (498) 316-56-43
Звонок с моб. телефона     030
 

Газ

г. Истра     8 (495) 994-51-96, 8 (495) 994-59-41
г. Дедовск     8 (498) 317-86-04, 8 (495) 561-71-75
п. Румянцево     8 (498) 316-08-81
Звонок с моб. телефона     040
 

Служба спасения

112 (с мобильных телефонов)
 

Диспетчерские службы района

Единая дежурная служба (круглосуточная)
Истринского муниципального района     994-38-98, 9-69-82

Аварийно-диспетчерская служба
МУП «Истринский водоканал»     994-54-17, 4-99-96

Аварийно-диспетчерская служба
ОАО «Истринская теплосеть»     3-09-11, 3-09-33

Аварийно-диспетчерская служба
МУП «Истринская сетевая компания»     7-70-15

Аварийно-диспетчерская служба
ОАО «Московская объединённая электросетевая
компания» филиал «Истринские районные
распределительные сети» (с. Новопетровское)     994-55-71, 6-24-34

Аварийно-диспетчерская служба
МУП «Истринское ЖЭУ»     4-94-45

Аварийно-диспетчерская служба
МУП «Дедовское ЖЭУ»     7-73-28

Аварийно-диспетчерская служба
МУП «Истринское лифтовое хозяйство»     3-17-36

Вакансии

Должностные обязанности:

Подготовка трассы, канала, тоннеля, коллектора для прокладки кабеля; выполнение земляных работ.

Требования к кандидату:

Условия работы:

Адрес места работы:
г.Москва, Казанский пер., д.3, стр.1, метро «Октябрьская»;

г. Москва, Бережковская наб., д.18а, метро «Киевская»;

г.Москва, ул.Международная, д.17, метро «Площадь Ильича»;

г.Москва, ул.26-ти Бакинских Комиссаров, д.5, корп.1, метро «Юго-Западная»;

г.Москва, ул.Полимерная, д.4, метро «Перово»;

г.Москва, ул.Ставропольская, д.22, стр.2, метро «Люблино»;

г.Москва, ул.Главмосстроя, д.22а, метро «Говорово»;

г.Москва, ул.Голубинская, д.10, корп.1, метро «Теплый стан»;

г.Москва, Бережковская наб., д.20е, метро «Киевская»;

г.Москва, ул.Малая Ботаническая, д.21а, метро «Владыкино»;

г.Москва, ул.Руставели, д.2, метро «Дмитровская», «Бутырская».

График работы:
пн-пт с 08.00 до 16.45, пятница сокращенный рабочий день.

Контактная информация:

Бурцева Надежда Алексеевна
Заместитель начальника управления кадрового обеспечения МКС
8 (495) 668-22-28 доб. (#50-44)
[email protected]

| Городской округ Домодедово

Телефон вызова экстренных оперативных служб по единому номеру «112»

ТЕЛЕФОНЫ:  112

Единая дежурно-диспетчерская служба городского округа Домодедово
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 792-42-00, +7(496) 792-42-06

Домодедовский пожарно-спасательный гарнизон МЧС России
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496)793-02-47

Скорая медицинская помощь
ТЕЛЕФОНЫ: +7(496) 794-10-41, +7(496) 793-15-03

Вызов врача на дом

ТЕЛЕФОНЫ: 122

ГОРГАЗ
ТЕЛЕФОНЫ: +7(496) 793-03-24

Дежурная часть УМВД по г. о. Домодедово
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 793-14-02

Дежурная часть 7 батальона 2 полка ДПС ГИБДД
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 797-46-02

Дежурная часть ОГИБДД
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496)793-01-02

Единое бюро ремонта телефонов и радиоточек
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(495) 597-90-00

Аварийная служба Домодедовских РЭС «Россети «Московский регион»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 796-39-24

Аварийная служба Домодедовский филиал «Мособлэнерго»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 794-28-80

Аварийная служба МУП «Теплосеть»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 793-44-40

Аварийная служба МУП «Домодедовский Водоканал»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 792-41-94, +7(496) 793-44-30

Аварийная служба ОАО «Заря-Жилсервис»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 796-15-86

Аварийная служба ОАО «Домодедово-Жилсервис»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496)792-41-96

Аварийная служба УК «ГЮНАЙ»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 797-05-25, +7(496) 797-0535

Аварийная служба ДЭЗ «МОСТ №11»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 797-52-66, +7(496) 795-52-19

Аварийная служба УК «АЛГА»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 793-28-64

Аварийная служба КТК «РИТМ»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496)795-60-10

Аварийная служба УК «ДОМЭКСКОМ»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(968) 3828595

Аварийная служба ООО УК «ПРЕИМУЩЕСТВО»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(496) 795-60-32

Аварийная служба УК «КОМФОРТ»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(905)7624813

Аварийная служба УК ООО «КАСКАД-НОВОСТРОЙКИ»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(916) 136-12-03,

Аварийная служба ООО «НОВЫЙ ДОМ»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(903) 1333352

Аварийная служба УК ЖК «Ивановские пруды»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(903)200-18-83

Аварийная служба УК «М-4»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(929) 589-56-69

Аварийная служба УК ДЭЗ «Капитал»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(926) 292-11-00

Аварийная служба УК «Доверие»
ТЕЛЕФОНЫ:  +7(929)576-02-88

Сети электропередачи — Всемирная ядерная ассоциация

(обновлено в августе 2020 г. )

• Национальные и региональные энергосистемы, соединяющие производителей с оптовыми потребителями, как правило, не менее важны, чем производство электроэнергии.
• Инвестиции в них часто сопоставимы с генерирующими мощностями.
• Новая технология позволяет осуществлять передачу при высоком напряжении на большие расстояния без больших потерь.
• Операторы системы передачи (TSO) несут ответственность за качество энергоснабжения.
• В тех случаях, когда национальная энергетическая политика отдает приоритет безопасности поставок, роль TSO заключается в обеспечении эксплуатационной надежности из различных источников с различными характеристиками.

Страны с хорошо развитой электроэнергетической инфраструктурой создали сети, управляемые операторами системы передачи (TSO), для передачи электроэнергии в системы распределения там, где она необходима. Там, где электростанции могут быть расположены близко к центрам нагрузки, это менее важно, чем в случае удаленных электростанций, как в случае со многими гидроэлектростанциями и ветряными электростанциями. Можно использовать более низкое напряжение. При более высоких напряжениях, например, 500 кВ и выше, потери при передаче на сотни километров значительно снижаются. При сверхвысоких напряжениях (UHV), например. 1000 кВ переменного тока или 800 кВ постоянного тока, потери дополнительно снижаются ( например, до 5% на 1000 км или 3,5% для HVDC), но требования к капиталу выше. Новые планы касаются линий постоянного тока 1100 кВ и переменного тока 1050 кВ.В Германии рассматривается возможность преобразования некоторых существующих линий переменного тока в линии постоянного тока для увеличения их пропускной способности.

Потери при передаче часто составляют около 6%, хотя средний мировой показатель составляет 8%. В США оценка составляет около 6%, или 250 ТВтч в год, на сумму около 20 миллиардов долларов. ЕС теряет 6%, а Великобритания — 8%. Китай работает над снижением потерь при передаче с 6,6% в 2010 г. до 5,7% в 2020 г., в Японии в 2013 г. потери составили 5%, а в Южной Корее — 3%. В Индии потери при передаче в 2011 г. составили 222 ТВтч (21%), а в 2013 г. — 18%, в основном из-за хищений.Некоторые страны выше. (статистика Международного энергетического агентства)

Оптовые распределительные компании («дискотеки») понижают напряжение с помощью трансформаторов, в конечном итоге до бытового напряжения, и продают электроэнергию.

Сети передачи обычно представляют собой переменный ток (AC), который можно легко преобразовать в более высокое или более низкое напряжение. Линии постоянного тока (DC) все чаще используются для конкретных проектов, в частности, подводные кабели, соединяющие страны или соединяющие морские ветряные электростанции с наземными сетями через преобразовательные станции.Кроме того, высоковольтные линии постоянного тока (HVDC) становятся все более важными для эффективной передачи на большие расстояния.

Обычно напряжение 132 кВ или выше будет соединять электростанции и обеспечивать основу энергосистемы, тогда как напряжение 66 кВ, 33 кВ или 11 кВ может соединять с ней возобновляемые источники генерации, такие как ветер. Распределение на 400 вольт и в конечном итоге меньше.

В синхронной сети, такой как в Западной Европе, все генераторы находятся в фазе, что позволяет передавать мощность переменного тока по всей территории, соединяя большое количество производителей электроэнергии и потребителей и потенциально обеспечивая более эффективные рынки электроэнергии и избыточные генерирующие мощности.В мае 2014 года были подключены электрические сети и коммутаторы в южной и северо-западной Европе, охватившие около 70% европейских потребителей и годовое потребление которых составило почти 2400 ТВтч. Общий рынок электроэнергии на сутки вперед, созданный в результате физической и финансовой интеграции двух регионов, простирается от Португалии до Финляндии. Ожидается, что это приведет к более эффективному использованию энергосистемы и трансграничной инфраструктуры в результате лучшей гармонизации энергетических рынков. Ожидается, что рынки электроэнергии в Чешской Республике, Словакии, Венгрии и Румынии присоединятся аналогичным образом, а затем свяжутся с остальной Европой.Польша частично интегрирована с северо-западным регионом Европы через подводную линию в Швецию. Возможная интеграция Италии будет зависеть от переговоров Швейцарии с Европейским Союзом о соединении энергосистем.

Иногда сети переменного тока соединяются линиями высокого напряжения постоянного тока (HVDC) с использованием преобразователей напряжения (VSC). HVDC позволяет подключать асинхронные системы переменного тока. Ожидается, что к 2020 году к мировым сетям будет добавлено более 300 ГВт новых мощностей передачи постоянного тока высокого напряжения, две трети из которых в Китае для подключения внутренних возобновляемых источников (особенно гидро) к прибрежным центрам нагрузки.В июле 2016 года компания Siemens получила свой первый заказ на преобразовательные трансформаторы 1100 кВ для 3200-километровой линии высокого напряжения постоянного тока Чанцзи мощностью 12 ГВт в Гуцюань в Китае, запуск которой ожидается в конце 2018 года.

Одной из основных проблем для многих стран, намеревающихся добавить ядерные мощности к своей инфраструктуре, является размер их энергосистемы. Многие атомные электростанции крупнее, чем станции, работающие на ископаемом топливе, которые они дополняют или заменяют, и нет смысла иметь какой-либо генерирующий блок мощностью более одной десятой мощности сети (возможно, 15%, если имеется высокий резерв мощности).Это делается для того, чтобы завод мог быть отключен для дозаправки или обслуживания, или из-за непредвиденных событий. Пропускная способность и качество сети также могут рассматриваться на региональном уровне, как, например, в Иордании. Во многих ситуациях может потребоваться столько же инвестиций в сеть, сколько и в электростанцию ​​(станции).

В Европе управляющий орган системы электропередачи ENTSO-E, в состав которого входит 41 TSO из 34 стран, оценил способность сетевых сетей Европы стать единым внутренним энергетическим рынком.Для этого потребуется около 128 миллиардов долларов на новые и модернизированные линии электропередач, чтобы достичь целей ЕС по интеграции возобновляемых источников энергии и энергетического рынка. В своем Десятилетнем плане развития сети на 2012 год компания определила 100 узких мест в энергетике, стоящих на пути, причем 80% из них связаны с проблемой интеграции возобновляемых источников энергии, таких как энергия ветра и солнца, в национальные сети. Большая часть европейских инвестиций должна быть направлена ​​на реконструкцию или строительство около 51 000 км высоковольтных линий и кабелей, которые должны быть сгруппированы в 100 крупных инвестиционных проектов, направленных на устранение основных узких мест.Одна цель (поставленная в 2002 г.) состоит в том, чтобы иметь уровень взаимосвязи для каждой страны, по крайней мере, эквивалентный 10% ее генерирующих мощностей, для создания электроэнергетической инфраструктуры за пределами ЕС. Это было далеко не достигнуто в 2013 году, но вышеупомянутые инвестиции обеспечат это для всех стран ЕС, кроме Испании. Одно из узких мест устраняется путем строительства линии постоянного тока высокого напряжения мощностью 1400 МВт в 65 км через Пиренеи, чтобы удвоить пропускную способность Испания-Франция, самой длинной подземной линии постоянного тока высокого напряжения в мире стоимостью 700 миллионов евро. Запланированная вторая подводная линия увеличит межсоединение до 5000 МВт примерно к 2020 году.

В исследовательском проекте ENTSO-E 2013 приняли участие 20 партнеров из 12 стран, чтобы пересмотреть понятие надежности во все более взаимосвязанной системе с преобладанием возобновляемых источников энергии. Проект GARPUR (Общепринятый принцип надежности с моделированием неопределенности и вероятностной оценкой риска) направлен на поиск оптимального баланса между затратами на обеспечение надежного электроснабжения и социально-экономическими издержками перебоев в подаче электроэнергии во все более сложной системе.Этот подход учитывает вероятность отказов в зависимости от погодных условий, истории обслуживания и условий в реальном времени. Он учитывает неопределенности в прогнозах генерации и нагрузки, а также гибкость, обеспечиваемую спросом, хранением энергии и распределенными возобновляемыми источниками энергии. Это позволяет правительствам, регулирующим органам и TSO устанавливать цену за безопасность поставок и минимизировать затраты на ее достижение.

Мощность передачи от производителей должна быть достаточной для их пиковой производительности.Следовательно, в расчете на МВтч, поставленный оптовикам, это в три или четыре раза дороже для периодических возобновляемых источников энергии, чем для станций с базовой нагрузкой. В Австрии плата за доступность сети и потери в линии на 2015 год установлена ​​на уровне около 3,50 евро/МВтч для возобновляемых источников энергии.

Германия является ярким примером необходимости увеличения пропускной способности электропередач, поскольку ее традиционные электростанции, работающие на ископаемом топливе, и атомные электростанции расположены на юге, а линии тянутся оттуда к остальной части страны, а источники энергии ветра расположены вдоль ее северного побережья Балтийского моря. .Следовательно, его существующие линии с севера на юг стали узкими местами, неспособными передавать достаточно энергии ветра с севера, чтобы заменить закрытые мощности на юге.

TSO заявили, что их анализ показал, что расширение сети всего на 1,3 процента позволяет добавить 3 процента генерирующих мощностей и интегрировать 125 гигаватт возобновляемых источников энергии – и все это по цене 2 цента за киловатт-час для потребителей электроэнергии свыше 10-летний промежуток. «Громоздкие процедуры выдачи разрешений и отсутствие общественного признания линий электропередач в настоящее время являются наиболее существенными препятствиями», с которыми сталкиваются усилия.Следовательно, ENTSO-E предлагает, чтобы каждое государство-член ЕС назначило единый компетентный орган, ответственный за завершение всего процесса выдачи разрешений, который не должен превышать 3 лет.

Еще одной целью усилий ЕС в области сетевой инфраструктуры является снижение статуса «энергетического острова» Италии, Пиренейского полуострова, Ирландии, Великобритании и стран Балтии. Это будет решено за счет модернизации, при этом общая стоимость генерации снизится примерно на 5%.

Запланированное соединение HVDC Nordlink мощностью 1,4 ГВт между Германией и Норвегией имеет большой потенциал для соединения солнечной и ветровой энергии северной Германии с гидроэлектростанциями Норвегии с 2020 года, обеспечивая необходимую резервную поддержку Германии и позволяя экспортировать излишки ветровой и солнечной энергии на север. Ожидается, что 620-километровая линия к западу от Дании будет стоить 2,8 миллиарда долларов. Тем не менее, Норвегия настаивает на том, чтобы в сделке учитывался тот факт, что ее гидромощность является управляемой, и чтобы она была частью любого рынка мощности, который вознаграждает этот атрибут, поддерживая прерывистость Германии. Сообщается, что Германия считает эту связь жизненно важной для своих планов по поэтапному отказу от управляемой ядерной энергетики в 2022 году. Норвежской Stattnett будет принадлежать 50%, немецкой TenneT TSO и государственному банку KfW Group — по 25% каждая.Норвегия производит около 95% электроэнергии на гидроэлектростанциях. У него уже есть линии электропередачи со Швецией, Данией (1700 МВтэ, планируется еще 700 МВтэ HVDC) и Нидерландами (NorNed, 700 МВтэ), и строится 730-километровая линия HVDC стоимостью 2 миллиарда евро в Великобританию (1,4 ГВтэ линия NSN, должен выйти в эфир в 2021 году). Проект NSN был выбран в качестве одного из проектов Европейской комиссии, призванных помочь в создании интегрированного энергетического рынка ЕС.

Исследование Booz, спонсируемое ЕС в 2013 году, поддержало план ENTSO-E по увеличению передачи на 40% к 2020 году, но заявило, что этот уровень должен поддерживаться до 2030 года.«Около 90% преимуществ достижимы, даже если будет достигнуто лишь половина желаемого прироста пропускной способности, даже без снижения спроса», — говорится в сообщении. В исследовании говорится, что более тесная интеграция рынков электроэнергии ЕС может принести к 2030 году до 40 миллиардов евро в год, а координация инвестиций в возобновляемые источники энергии может добавить к этой сумме 30 миллиардов евро в год. Улучшение реагирования со стороны спроса с помощью интеллектуальных сетей может принести до 5 миллиардов евро в год, а затраты на совместное балансирование могут составить до 0 евро.5 миллиардов в год, говорится в исследовании, в результате чего к 2030 году общая потенциальная выгода составит 75,5 миллиардов евро в год.

В мировой перспективе, по оценкам французской RTE, в течение десяти лет до 2022 года потребуются инвестиции в размере 700 миллиардов долларов США в 16 крупнейших энергосистем, через которые проходит 70% мировой электроэнергии, отчасти за счет интеграции возобновляемых источников. 16 сетей имеют 2,2 млн км линий. Сама RTE планирует инвестировать 19 миллиардов долларов к 2020 году. В развитых странах развитие сетей идет медленно из-за процесса утверждения и общественного сопротивления.

Возможность отправки

Основными задачами управления сетью являются регулирование частоты и напряжения в процессе обеспечения спроса, который постоянно меняется. Это означает, что у TSO должна быть доступная диспетчерская мощность. Традиционно они отправляются в порядке убывания ценности, т. е. в соответствии с наименьшими предельными затратами. Однако с установлением преференциального доступа к прерывистым возобновляемым источникам энергии в сочетании с относительно высокими льготными тарифами или другими механизмами это становится все более скомпрометированным.Там, где к сети подключена большая прерывистая возобновляемая мощность, предложение от нее может удовлетворить большую часть спроса или даже временами превышать его, что означает, что затем отключается надежная мощность с низкой предельной стоимостью. Поскольку такого рода установки часто представляют собой оборудование с большими капитальными затратами и низкими эксплуатационными расходами, их экономическая жизнеспособность подорвана.

Органы управления сетями, столкнувшиеся с необходимостью иметь возможность оперативно распределять электроэнергию, рассматривают энергию ветра не как доступный источник снабжения, к которому можно обратиться в случае необходимости, а как непредсказуемое падение спроса.В любом случае ветровая энергия нуждается в резервировании примерно на 90%, в то время как уровень резервирования для других форм производства электроэнергии, которые могут быть задействованы по запросу, составляет около 25%, что просто позволяет проводить техническое обслуживание. Некоторое обсуждение затрат на интеграцию возобновляемых источников энергии содержится в сопутствующем документе WNA о возобновляемых источниках энергии и электроэнергии.

В тех случаях, когда время от времени происходит значительный ввод возобновляемых источников энергии, все чаще звучат призывы к оплате мощности или механизмам вознаграждения за мощность (CRM) – предоставление оплаты коммунальным предприятиям для поддержания доступности диспетчеризируемой мощности и, в среднесрочной перспективе, поощрения инвестиций в нее. Германия является страной, в которой большая часть электростанций, работающих на газе, стала нерентабельной из-за положений Energiewende, направленных на поощрение возобновляемых источников энергии, и она предлагает два типа платежей за мощность: один на основе клиента, как во Франции, и один с центральным покупателем, как запланировано для СОЕДИНЕННОЕ КОРОЛЕВСТВО. В начале 2014 года в половине стран ЕС существовали или планировались какие-либо рынки мощности. В британской системе потребность в мощности будет определяться в административном порядке в соответствии с прогнозами TSO, а цена определяется на аукционе. Во французской системе потребность в мощностях определяется децентрализованным спросом на розничном рынке, а цена определяется товарными сертификатами.Центральная система имеет эффект социализации инвестиционных рисков. Первый аукцион в Великобритании на 2018-1919 годы состоится в ноябре 2014 года. Eurelectric призвала к тому, чтобы CRM основывались на рынке, а не на государственной поддержке, были технологически нейтральными, недискриминационными и привязанными к регионам.

С появлением высоких мощностей возобновляемых источников энергии становится все труднее поддерживать управляемую мощность. Но цена неудовлетворения спроса очень высока. Стоимость потерянной нагрузки (VOLL) оценивается в 50-350 раз выше цены поставленного кВтч.Следовательно, необходимо поддерживать запас мощности, чтобы удовлетворить неожиданные всплески спроса и изменчивость ввода возобновляемых источников энергии.

Вспомогательные услуги: регулирование напряжения и частоты

Одной из основных функций TSO является обеспечение того, чтобы напряжение в распределительных сетях и частота не отклонялись значительно от установленных критериев. Он также должен контролировать поток энергии (нагрузку сети) и реагировать на необычные помехи. TSO часто заранее заключает контракт на эти вспомогательные услуги.

Вспомогательные услуги управления частотой (FCAS) являются фундаментальными, и в сети есть два типа: управление регулированием сглаживает обычные незначительные колебания нагрузки или генерации; управление на случай непредвиденных обстоятельств – это коррекция баланса между спросом и генерацией, чтобы избежать больших скачков частоты в сети, возникающих из-за серьезного перебоя в подаче электроэнергии. Первые используются постоянно и централизованно, вторые лишь изредка и более локально.

В Великобритании Национальная сеть по закону обязана поддерживать частоту в диапазоне 49.5–50,5 Гц и обычно поддерживается на уровне от 49,8 до 50,2 Гц. В Австралии автоматическое управление генерацией поддерживает частоту от 49,85 до 50,15 Гц. В других местах допустимо отклонение в 0,25 Гц. Управление регулированием осуществляется путем регулирования выходной мощности генераторов. Для управления непредвиденными обстоятельствами могут потребоваться более серьезные изменения в генерации или сбросе нагрузки, в зависимости от временных рамок. Во Франции 49,2 Гц обозначается как уровень безопасности, и ниже 49 Гц происходит сброс нагрузки.

Быстрые изменения частоты ослабляются из-за инерции вращающихся турбогенераторов на обычных синхронных электростанциях, это называется мгновенным резервом.В системах с большим вкладом возобновляемых источников энергии электроника входных инверторов может в некоторой степени эмулировать это как синтетическую инерцию. Без этого необходимо ограничить мгновенное проникновение от асинхронных источников, таких как солнце и ветер. Кроме того, обычно существует аварийный резерв или «вращающийся резерв», равный мощности самого большого генератора в системе.

После полного отключения электроэнергии во всем штате Южная Австралия в сентябре 2016 года из-за потери контроля напряжения и частоты, когда большая часть электроэнергии поступала от ветряных электростанций, Оператор энергетического рынка Австралии (AEMO) потребует, чтобы по крайней мере два синхронных генератора всегда были в рабочем состоянии. онлайн в штате (а также сохранение некоторой резервной емкости от межгосударственного).В третьем промежуточном отчете AEMO об инциденте говорится: «Надежность системы… в первую очередь зависит от количества находящихся поблизости онлайн-синхронных генераторов».

Ключевым показателем является скорость изменения частоты (RoCoF). Небольшие заводы настроены так, чтобы выжить только в небольших RoCoF, например. 0,5 Гц/с, и при большем срабатывают (отключаются). Большие генераторы должны выдерживать RoCoF с частотой до 3 Гц/с, прежде чем отключатся. Крупное отключение электроэнергии в Южной Австралии в сентябре 2016 года произошло после того, как RoCoF достигла 7 Гц / с.

В Японии из-за повреждений, вызванных землетрясением в Тохоку в марте 2011 года, частота Tepco упала до 48,44 Гц чуть более чем за минуту, но сброс нагрузки на 5570 МВт, за которым быстро последовал еще 135 МВт в непосредственной близости, позволил избежать отключения системы. Частота была восстановлена ​​​​примерно за пять минут с увеличением выработки (хотя на устранение потери 9100 МВт электроэнергии потребовалась неделя после веерных отключений).

В начале 2016 года Национальная сеть Великобритании получила сильный отклик на тендер на «расширенную частотную характеристику» мощностью 200 МВт.Он предложил четырехлетние контракты на мощность, способную обеспечить 100% выходную активную мощность за секунду или меньше после регистрации отклонения частоты. Было предложено около 888 МВт аккумуляторной емкости, 150 МВт межсетевого соединения, 100 МВт для реагирования на спрос и 50 МВт для маховика. В сентябре были объявлены победившие тендеры на улучшенные частотные характеристики – 64 проекта мощностью от 10 МВт до 49 МВт и общей стоимостью 66 миллионов фунтов стерлингов. Все, кроме трех, связаны с аккумулятором. Выигрышные предложения варьировались от 7 до 12 фунтов стерлингов за МВтч улучшенной частотной характеристики.

В Европе было предложено, чтобы TSO допускали большее изменение частоты, например. от 50 до 47,5 Гц в течение длительных периодов времени, чтобы можно было лучше использовать прерывистые возобновляемые источники. Некоторые правительства ЕС призывают к увеличению вклада возобновляемых источников энергии, но в случае Германии исследование вспомогательных услуг до 2033 года предполагает, что регулированием частоты можно управлять. ENTSO-E заявляет, что предложение о большей гибкости заключается в решении «проблем трансграничной сети и проблем интеграции рынка», одна из которых требует «облегчения целей проникновения возобновляемой генерации». В настоящее время кратковременно допускается изменение до 1 Гц. Западноевропейская ассоциация ядерных регуляторов (WENRA) заявила, что это предложение «может негативно повлиять на ядерную безопасность», поскольку «определение диапазона частот и напряжений слишком велико». Кроме того, изменчивость ускоряет старение некоторых компонентов установки, особенно электродвигателей. Данные ENTSO-E показывают, что увеличение проникновения возобновляемых источников энергии связано с резким увеличением количества и продолжительности повторяющихся событий.

Согласно техническим и проектным спецификациям по ядерной безопасности, самая низкая частота, разрешенная для оборудования, важного для безопасности, составляет 48 Гц, а частота ниже этой означает, например, что насос охлаждающей жидкости может работать слишком медленно. Кроме того, ядерное законодательство нескольких стран WENRA не позволяет атомным станциям участвовать в управлении частотой или отслеживании нагрузки, как это было предложено ENTSOE-E.

Вспомогательные услуги по регулированию напряжения связаны с поддержанием потока мощности в пределах физических ограничений оборудования.Один из методов управления напряжением заключается в том, что генераторы поглощают реактивную мощность из электросети или генерируют в нее реактивную мощность и соответствующим образом контролируют местное напряжение. Это также можно сделать с помощью высокоинерционных вращающихся стабилизаторов в сетке. В ЕС установлен постоянно допустимый диапазон изменения напряжения генератора от 95% до 105% номинального напряжения в течение до 15 минут. В течение ограниченного времени генераторы должны быть способны работать в диапазоне напряжений от 92% до 108% от номинального напряжения, чтобы компенсировать проблемы TSO, в основном для обеспечения синхронной работы сети и поддержки системы при возникновении локальных проблем с напряжением. ( э.г. , чтобы избежать коллапса напряжения). В точке подключения к системе передачи для распределения допускается изменение напряжения на 10%. В Германии изучаются несколько новых средств обеспечения повышенной реактивной мощности в сети, в том числе трансформаторы с фазовым сдвигом, и может быть использовано некоторое перераспределение. Предусмотрено также обеспечение реактивной мощностью через инверторные подстанции планируемых линий постоянного тока высокого напряжения.

Управление напряжением и частотой в сочетании с быстрым нарастанием и снижением мощности являются основными проблемами, возникающими в связи с увеличением доли солнечной и ветровой возобновляемой энергии в любой энергосистеме.Необходимо подключить достаточную диспетчерскую синхронную генерирующую мощность, чтобы обеспечить инерцию для поддержания частоты. Асинхронный вход от ветряных и солнечных фотоэлектрических систем сам по себе не может обеспечить требуемый контроль для обеспечения безопасности системы, что вызывает необходимость в других мерах.

Некоторая синтетическая инерция может быть обеспечена электроникой питающих инверторов от ветряных турбин или, что более надежно, синхронные конденсаторы могут обеспечить достаточную реальную инерцию для стабилизации системы. Это вращающиеся машины с высокой инерцией, которые могут поддерживать сеть электросетей в обеспечении эффективной и надежной синхронной инерции и могут помочь стабилизировать отклонения частоты, генерируя и поглощая реактивную мощность. Некоторые новые ветряные турбины напрямую связаны и работают синхронно с фиксированными скоростями вращения, определяемыми сетью, обеспечивая некоторую стабильность частоты, хотя и меньшую общую выходную мощность, чем с выходом постоянного тока.

Синхронные конденсаторы похожи на синхронные двигатели без нагрузки и ни с чем механически не связаны.Они могут быть дополнены маховиком для увеличения инерции. Они используются для управления частотой и напряжением в слабых частях сети или там, где имеется высокая доля переменного возобновляемого ввода, требующего повышения стабильности сети. Добавление синхронных конденсаторов может помочь с потребностями в реактивной мощности, увеличить устойчивость к короткому замыканию и, следовательно, инерцию системы, а также обеспечить лучшее динамическое восстановление напряжения после серьезных отказов системы. Они могут компенсировать либо опережающий, либо отстающий коэффициент мощности, поглощая или подавая в линию реактивную мощность (измеряемую в реактивных вольт-амперах, ВАр).Некоторые генераторы, выведенные из эксплуатации с угольных электростанций, переоборудуются в синхронные конденсаторы с питанием от сети.

В Германии сильно меняющийся поток от морских ветряных электростанций на севере передается к основным центрам нагрузки на юге, что приводит к колебаниям напряжения и необходимости усиленного контроля реактивной мощности. Уменьшение инерции во всей сети сделало необходимость повышения стойкости к короткому замыканию и стабильности частоты более важной задачей, что было решено путем установки большого синхронного конденсатора GE в Берграйнфельде в Баварии.После отключения электроэнергии по всему штату в Южной Австралии устанавливаются четыре синхронных конденсатора Siemens, чтобы компенсировать высокую долю ветра, поступающего в сеть, и снизить уязвимость к дальнейшим проблемам из-за этого.

В Великобритании компания Statkraft планирует установить два вращающихся стабилизатора GE для обеспечения устойчивости сети передачи в Шотландии. Они будут потреблять около 1 МВт из сети и обеспечивать синхронную инерцию, которая во много раз больше, чем у прерывистого возобновляемого ввода, заменяя роль инерции в электростанциях, работающих на ископаемом топливе или атомных электростанциях.Этот проект входит в число пяти инновационных контрактов на обеспечение стабильности сети, заключенных оператором энергосистемы «Национальная сеть» в январе 2020 года.

Некоторые определения вспомогательных услуг включают перераспределение и сокращение, а также отслеживание нагрузки среди других услуг для обеспечения надежной работы сети. Это новое явление, возникающее из-за чрезмерной солнечной и ветровой мощности, которые обычно имеют приоритет. (Гидроэнергетика как возобновляемый источник может быть отключена без потери потенциальной энергии, которая остается доступной по запросу в качестве управляемого источника. )

Стоимость системы

По мере увеличения роли возобновляемых источников все больше внимания уделяется системным эффектам, связанным с взаимодействием переменных возобновляемых источников энергии с диспетчерскими технологиями. Системные эффекты относятся к затратам, превышающим затраты на уровне завода, на поставку электроэнергии при заданной нагрузке и уровне надежности снабжения. В отчете Агентства по ядерной энергии ОЭСР за 2012 год основное внимание уделялось «системным затратам на уровне сети», подмножеству системных затрат, опосредованных электросетью, которые включают а) затраты на расширение и усиление транспортных и распределительных сетей, а также подключение новых мощностей и б) увеличение затрат на краткосрочное балансирование и поддержание долгосрочной достаточности и надежности электроснабжения.

В отчете показано, что, хотя все технологии генерируют системные затраты, затраты управляемых генераторов по крайней мере на порядок ниже, чем у переменных возобновляемых источников энергии. Если бы системные затраты на переменные возобновляемые источники энергии были включены на уровне электросети, общие затраты на электроснабжение увеличились бы на одну треть, в зависимости от страны, технологии и уровня проникновения. В то время как системные затраты на уровне сети для диспетчерских технологий ниже 3 долларов США/МВтч, они могут достигать 40 долларов США/МВтч для наземной ветроэнергетики, до 45 долларов/МВтч для оффшорной ветроэнергетики и до 80 долларов/МВтч для солнечной энергии.Кроме того, чем больше проникновение прерывистых возобновляемых источников энергии, тем выше стоимость системы. Внедрение возобновляемых источников энергии до 10% от общего объема электроснабжения увеличит стоимость МВтч на 5-50% (в зависимости от страны) и, как правило, на 13-14%, но при 30% возобновляемых источников стоимость МВтч обычно увеличивается на одну треть.

В настоящее время такие затраты на уровне сети просто поглощаются потребителями электроэнергии за счет более высоких сетевых сборов, а также производителями электроэнергии, подлежащей диспетчеризации, в виде снижения маржи и снижения коэффициентов нагрузки. Отсутствие учета системных затрат означает добавление неявных субсидий к уже значительным явным субсидиям для переменных возобновляемых источников энергии. Пока эта ситуация сохраняется, диспетчеризируемые технологии все чаще не будут заменяться по мере того, как они достигают конца своего срока службы, что серьезно снижает надежность поставок. В то же время их экономическая жизнеспособность серьезно подорвана, что особенно заметно на технологиях с самыми высокими переменными затратами. Поддержание высокого уровня безопасности электроснабжения в энергосистемах с декарбонизацией со значительной долей переменных возобновляемых источников энергии потребует стимулов для интернализации системных затрат, а также рыночных моделей, которые должным образом покрывают стоимость всего производства электроэнергии, подлежащего диспетчеризации, включая низкоуглеродную атомную энергию.

В отчете NEA сделан вывод о том, что в краткосрочной перспективе ядерная энергетика будет относительно лучше, чем уголь или газ, благодаря низким переменным затратам. Однако в долгосрочной перспективе, когда необходимо будет принимать новые инвестиционные решения, снижение коэффициента нагрузки приведет к непропорциональному снижению эффективности технологий с высокими фиксированными затратами, таких как атомная энергетика, из-за снижения использования мощностей. Таким образом, в системах, которые в настоящее время используют ядерную энергию, внедрение переменных возобновляемых источников энергии, вероятно, приведет к увеличению общих выбросов углерода из-за использования технологий с более высоким уровнем выбросов углерода, таких как газ в качестве резервного (несмотря на краткосрочное влияние на его жизнеспособность).

Существование высоких системных затрат означает, что потребуются значительные изменения, чтобы обеспечить экономически жизнеспособное сосуществование ядерной энергии и возобновляемых источников энергии во все более обезуглероженных электрических системах. Такие изменения могут включать более широкое использование цен на выбросы углерода, долгосрочные контракты на поставку электроэнергии и механизмы оплаты мощности, чтобы обеспечить адекватные стимулы для новых инвестиций.

В отчете NEA содержатся четыре рекомендации:

• Повышение прозрачности затрат на производство на системном уровне для обеспечения рациональной политики.
• Подготовить нормативно-правовую базу, которая сводит к минимуму системные затраты, и внедрить их для каждой технологии, чтобы обеспечить жизнеспособное, адекватное и устойчивое снабжение с системным балансом.
• Признать ценность управляемых низкоуглеродных технологий и реформировать энергетические рынки для их поддержки.
• Повышение гибкости системы благодаря отслеживанию нагрузки, хранению, управлению спросом и межсетевому соединению.

Уязвимость

Жизненно важная роль инфраструктуры передачи вызывает опасения по поводу ее уязвимости для враждебных наций или террористических атак, особенно от высотного электромагнитного импульса (ЭМИ).Согласно исследованию Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC), США могут быть обесточены на целых 18 месяцев из-за террористических атак на девять жизненно важных трансформаторных подстанций. FERC отвечает за регулирование безопасности межгосударственных электросетей, включая планы восстановления после аварийного запуска, которые требуются для всех частей энергосистемы США. В 2016 году FERC и North American Electric Reliability Corporation выпустили подробную оценку планов по запуску электросетей на основе опроса девяти неназванных сетевых операторов, включая генерирующую компанию, операторов передачи и координаторов управления.

Конгресс назначил комиссию ЭМИ для оценки ситуации и рекомендаций по превентивным мерам. Он провел тесты на повреждение электросетевого оборудования импульсами ЭМИ и в 2008 году сообщил, что многие системы управления уязвимы. Законопроект США «Закон о защите критически важной инфраструктуры» ожидает принятия в Палате представителей. Новый анализ угрозы ЭМИ, проведенный Исследовательским институтом электроэнергетики (EPRI), запрошенный Министерством энергетики (DOE) и ожидаемый в 2018 году, а также обновленный анализ угроз, проведенный Комиссией по ЭМИ, прояснят варианты. Другие страны и ЕС также рассматривают эти уязвимости, и, как сообщается, Южная Корея лидирует в защите от ЭМИ. Угрозы варьируются от высотного ЭМИ, который нанесет глубокий и обширный ущерб, до ружейного огня на трансформаторной подстанции и кибератак.

Некоторые коммунальные службы США начали защищать свои системы от ЭМИ. Dominion Energy в Вирджинии планирует потратить до 500 миллионов долларов к 2020 году на защиту своей системы от атак, включая строительство операционного центра стоимостью 80 миллионов долларов, защищенного от электромагнитных волн.У Duke Energy есть проект по защите трех своих электростанций в Каролине. В случае ЭМИ-атаки гидроэлектростанция Герцога на озере Уайли на государственной границе будет доступна для питания от блэкстарта.

Отдельные страны

Китай развивает очень сложную энергосистему, поскольку его основные угольные месторождения находятся на севере, его основной ветровой потенциал — на крайнем западе, а атомные электростанции — на побережье — недалеко от центров нагрузки. Сетевая система, находящаяся в ведении Государственной сетевой корпорации Китая (SGCC) и China Southern Power Grid Co (CSG), быстро растет, используя передачу сверхвысокого напряжения (1000 кВ переменного тока с 2009 г. и 800 кВ постоянного тока с 2010 г.).К 2015 году SGCC инвестировала 500 миллиардов юаней (75,5 миллиардов долларов) в расширение сети сверхвысокого напряжения до 40 000 км. Ожидается, что к 2020 году мощность сети сверхвысокого напряжения составит около 300-400 ГВт, и она станет основой всей системы, соединяющей шесть региональных кластеров. К 2020 году должно быть подключено 400 ГВт чистых источников энергии, из которых на гидроэнергетику будет приходиться 78 ГВт, а на северную ветровую энергию – еще значительную долю. Ветроэнергетическая мощность к 2020 году планируется превысить 100 ГВт. Однако, по данным Национального управления энергетики, в 2015 году около 34 ТВт-ч ветровой энергии — около 20 % — было упущено из-за неадекватного подключения к сети.

В конце 2009 года Китай заложил в бюджет 600 миллиардов долларов на модернизацию своей энергосистемы. Ожидается, что в период с 2014 по 2020 год протяженность высоковольтных линий электропередачи увеличится с 1,15 млн км до 1,6 млн км в соответствии со значительным увеличением генерирующих мощностей, а эксплуатационные потери при передаче, как ожидается, составят 5,7% по сравнению с 6,6% в предыдущем году. 2010. SGCC также строит экспортные проекты — см. Бразилия ниже.

Линия постоянного тока сверхвысокого напряжения из Юньнани в Шэньчжэнь в провинции Гуандун составляет почти 2000 км и стоит CSG 22 миллиарда юаней (3 миллиарда долларов), и с 2017 года по ней будет передаваться 20 ТВтч в год.Это один из 11 крупных проектов ЛЭП.

В северной части Индии в июле 2012 г. произошло два крупных сбоя в энергоснабжении, в результате чего без электричества остались сначала 390 миллионов человек, а днем ​​позже около 680 миллионов человек в 22 штатах, что подчеркивает проблемы с инфраструктурой страны. В первую очередь пострадала Северная сеть, затем эта плюс участки Восточной и Северо-восточной сетей, после понижения напряжения в одном месте отключилось звено, что привело к отключению каскада. Большинство реле пониженной частоты (РПЧ) в северном регионе не сработало, а диспетчерские центры нагрузки не отреагировали на проблему.Электроснабжение некоторых основных служб каждый раз восстанавливалось через несколько часов, но другие отключались более суток. Все пять сетей контролируются Power Grid Corporation, которая управляет 95 000 км линий электропередачи. В стране имеется 33 государственных диспетчерских центра нагрузки (ГДРЦ), пять региональных диспетчерских центров нагрузки (РДРЦ) и национальный диспетчерский центр нагрузки.

США имеет лоскутное одеяло из сеток, которые часто едва связаны между собой. Western Interconnection включает около 11 штатов, а также Британскую Колумбию и Альберту.ERCOT включает в себя большую часть Техаса, а Eastern Interconnection охватывает остальную часть США и Канады. В центральной части страны пропускная способность сети очень мала. Exelon несколько раз временно сокращала непиковую мощность на одной или нескольких своих атомных электростанциях в Иллинойсе в течение более года из-за ограничений сети в зоне соединения PJM. Ранее компания заявляла, что в районе этих станций периодически возникают перегрузки в сети из-за отключений линий электропередачи для планового обслуживания, большого притока ветровой энергии в сеть в непиковые часы или комбинации этих факторов.

В 2012 году в отчете Американского общества инженеров-строителей говорилось, что устаревшее оборудование и нехватка мощностей приводят к периодическим отказам, и говорилось, что к 2020 году потребуются дополнительные инвестиции в размере 107 миллиардов долларов. Это может быть консервативно. В сентябре 2011 года простая ошибка привела к каскадному и неконтролируемому сбою, который затронул южную Калифорнию и стал самым масштабным в истории штата. Он конкурировал с аварией 2003 года, в результате которой большая часть северо-востока и 50 миллионов человек остались без электричества.Среди четырех основных причин отключения электроэнергии на северо-востоке, которые следователи перечислили шесть месяцев спустя: основная коммунальная служба «не осознавала и не понимала ухудшающееся состояние своей системы». Согласно исследованию Института инженеров по электротехнике и электронике, с 1965 по 2009 год в США и Канаде произошло 57 крупных сбоев в электросетях, 41 из них — в США, а два из них — общие.

В отчете Массачусетского технологического института за 2011 год говорится, что электросеть США столкнулась с «рядом серьезных проблем в течение следующих двух десятилетий, в то время как новые технологии также открывают ценные возможности для решения этих проблем.«Включение большего количества возобновляемых источников энергии — это одна проблема, увеличение проникновения электромобилей — другая. Но «разнообразие структур собственности и регулирующих структур в энергосистеме США усложняет выработку политики, и остается ряд институциональных, нормативных и технических препятствий, которые требуют действий. ». Соответственно, были даны рекомендации.

Согласно отчету об инфраструктуре Американского общества инженеров-строителей за 2017 год, большинство линий электропередачи и распределения в США были построены в период с 1950 по 1969 год с ожидаемым сроком службы 50 лет. Опрос, проведенный в мае 2017 года Smart Electric Power Alliance (SEPA) и Black & Veatch, показал, что инвестиции в передачу и распределение быстро растут, отчасти из-за необходимости интеграции возобновляемых источников энергии. В августе 2017 года Министерство энергетики (DOE) опубликовало отчет о рынках электроэнергии и надежности, в котором рекомендовалось, чтобы Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC) взяла на себя ведущую роль в обеспечении эффективных подключений к сети для более широкого и надежного удовлетворения спроса базовой нагрузки, поскольку а также обеспечение устойчивости в сетевой системе.

В августе 2014 года новая линия HVDC мощностью 530 км и мощностью 1000 МВт, Champlain Hudson Power Express (CHPE), получила окончательное одобрение и будет проложена под землей и под водой, начиная с канадской границы в Квебеке и проходя по всей длине озера Шамплейн и через части рек Гудзон, Гарлем и Ист-Ривер до Нью-Йорка. Стоимость оценивается в 2,2 миллиарда долларов с завершением к началу 2018 года. Это рассматривается как защищенная инфраструктура, обеспечивающая 1 ГВт, невосприимчивую к стихийным бедствиям.В декабре 2016 года была одобрена линия чистой энергии Новой Англии, линия высокого напряжения постоянного тока мощностью 1000 МВт протяженностью более 246 км от Канады до Вермонта, две трети из которых находятся под озером Шамплейн. Hydro-Québec предлагает 3000 МВт избыточной мощности на рынки США.

Другой проект HVDC, коннектор Lake Erie CleanPower мощностью 1000 МВт, обеспечит электроэнергией Онтарио 105 км сети PJM, обеспечивающей 13 штатов на северо-востоке США, стоимостью около 1 миллиарда долларов.

Проект Eversource стоимостью 1,6 млрд долл. США предполагает передачу 1090 МВт гидроэлектроэнергии Квебека в Нью-Гемпшир и Массачусетс.Это 380 км, 320 кВ постоянного тока, но в 2018 году не удалось получить разрешение от Нью-Гэмпшира, где около трети его длины будет находиться под землей.

В ноябре 2013 года правительство США одобрило проект Gateway мощностью 1500 МВт, который представляет собой 1600-километровую линию ОВКВ из южного Вайоминга в южный Айдахо для укрепления западной сети и передачи энергии ветра на запад в более густонаселенные районы.

В 2015 году было выдвинуто предложение «Чистая линия энергии» стоимостью 2 миллиарда долларов для линии электропередачи высокого напряжения постоянного тока протяженностью 1129 км мощностью 3500 МВт от ветряных электростанций в Оклахоме и Техасе до Мемфиса, штат Теннесси, с подключением к сети TVA.Строительство этой линии Plains & Eastern Clean Line должно было начаться в 2017 году для ввода в эксплуатацию в 2020 году, при этом GE поставит преобразовательные станции постоянного тока высокого напряжения. Первоначально Арканзас выступал против проекта, а затем Миссури отклонил его в августе 2017 года в ожидании согласия затронутых округов. Это будет первый из нескольких проектов, которые свяжут ветровую генерацию в центре континента с рынками на востоке и западе. Предлагаемая линия Grain Belt Express Clean Line будет представлять собой 1250-километровую линию высокого напряжения постоянного тока от западного Канзаса через северные штаты Миссури и Иллинойс, соединяясь с рынком PJM Interconnection. Другие предложения касаются соединений с ветряными электростанциями в северном Техасе и западном Канзасе.

В 2014 году были введены в эксплуатацию конкурентные зоны возобновляемой энергии ERCOT (CREZ), которые соединили 11,6 ГВт ветровой энергии в северном Техасе и западном Техасе с центрами нагрузки на юге, с 5700 км линий электропередачи 345 кВ. Он рассчитан на размещение 18,5 ГВт. Ветровая генерация поддерживается большим парком установок комбинированного цикла, работающих на природном газе.

В середине 2016 года Калифорнийский независимый системный оператор (CAISO) заявил в 700-страничном отчете, что расширение его операций за счет включения большего числа западных штатов приведет к созданию более эффективной электросети, сокращению выбросов парниковых газов на западе, а также выполнению или превысить цель государства по получению половины своей энергии из возобновляемых источников.Исследование показало, что региональный рынок с 11 штатами сократит расходы, позволив производителям легче продавать избыточную электроэнергию через границы штатов, а также позволив Калифорнии импортировать большее количество возобновляемой энергии из соседних штатов. CAISO заявила, что к 2025 году Калифорния должна произвести излишки возобновляемой энергии в размере 13 ГВт, которые должны быть отключены, когда пиковая выработка превысит спрос. Расширение территории ISO позволит использовать его совместно или сбрасывать между штатами без отключения турбин.

В Германии существующие линии, идущие с севера на юг, перегружены и не могут передавать достаточное количество ветровой энергии с севера для замены закрытых мощностей на юге. В мае 2011 года немецкое федеральное сетевое агентство и сетевое управление Bundesnetzagentur (BNetzA) сообщило о последствиях планов по закрытию ядерной генерации и значительному увеличению доли ветряных и солнечных источников. Он настоятельно предупредил об уязвимости к крупным сбоям, а также о ненадежности, особенно на юге.Стабильность сети была главной проблемой, наряду с мощностью генерации и передачи.

В декабре 2012 года отчет Немецкого энергетического агентства (Deutsche Energie-Agentur GmbH, DENA) показал, что к 2030 году потребуются инвестиции в размере от 27,5 до 42,5 миллиардов евро для расширения и модернизации распределения электроэнергии, чтобы справиться с увеличением доли возобновляемых источников энергии в поставках. В исследовании распределения DENA говорится, что необходимо расширение сети и распределения со 135 000 км до 193 000 км. Он призвал реформировать нормативно-правовую базу, чтобы помочь сетевым операторам получить прибыль, необходимую в качестве стимула для необходимых инвестиций.DENA на 50% принадлежит министерствам федерального правительства и на 50% — немецким финансовым учреждениям. Исследование распределения было поддержано немецкими генерирующими и сетевыми компаниями, включая EnBW, EOn и Vattenfall.

В октябре 2015 года правительство утвердило планы строительства под землей четырех основных высоковольтных линий электропередачи постоянного тока общей протяженностью около 1000 км к северу и вблизи населенных пунктов, первоначально из-за противодействия Баварии воздушным линиям. Министерство энергетики подсчитало, что подземный вариант будет стоить от 3 до 8 миллиардов евро больше, чем воздушные линии, которые будут добавлены к счетам потребителей, но ожидалось, что это ускорит одобрение. В мае 2016 года BNetzA оценила стоимость необходимых 7000 км новых линий электропередачи в 35 миллиардов евро, при этом приоритет отдается трем линиям север-юг к 2022 году, когда должна быть закрыта последняя атомная станция. Планы по этим четырем коридорам высокого напряжения постоянного тока с севера на юг отстают от графика.

Наряду с 2800 км новых линий – совместно называемых SuedLink – модернизируется около 1 500 км существующей сети. Правительства штатов согласились позволить BNetzA координировать планы, а не отстаивать региональные интересы.Одним из строящихся проектов является так называемый Тюрингенский мост на 380 кВ, соединяющий Саксонию-Анхальт на востоке Германии с Баварией, который должен быть завершен в начале 2016 года. Линия Рейн-Вестфалия — Баден-Вюртемберг до HVDC мощностью 2 ГВт. Это должно было быть введено в эксплуатацию в 2019 году, когда должна закрыться атомная электростанция EnBW Phillipsburg 2 мощностью 1392 МВт, но это произошло примерно на год позже.

Планы по линии HVDC мощностью 1400 МВт с Норвегией обещают помочь Германии в достижении целей возобновляемой энергетики, как интерконнектор между Данией и Норвегией уже несколько лет помогает датской ветровой энергетике.(Эффективное использование ветряных турбин Дании в значительной степени зависит от 29 ГВт гидроэнергии в Норвегии, из которых более 1 ГВт может быть оперативно задействовано, когда ветровая энергия недоступна в Западной Дании. В 2014 году эта мощность вырастет на 700 МВт. Следовательно, существует естественная взаимозависимость между ветром Западной Дании и гидроэнергетикой Норвегии. При хорошем ветре электроэнергию можно экспортировать обратно в Норвегию и там сохранить гидропотенциал.)

Чешская Республика является одной из соседних стран, пострадавших от проблем с сетью в Германии.С середины 2012 года электростанция Темелин мощностью 2 ГВт работала примерно на 100 МВт ниже мощности в соответствии с инструкциями сетевого оператора CEPS из-за проблем с безопасностью сети, вызванных скачками напряжения из-за производства возобновляемой энергии в Германии. Чешская Республика и Польша установили фазосдвигающие трансформаторы на границе с Германией, чтобы предотвратить сброс немецкой электроэнергии; Франция, Нидерланды и Бельгия уже имели их.

Австрия — еще одна страна, испытывающая трудности из-за использования субсидируемых ветровых и солнечных фотоэлектрических систем.Австрийской энергосистеме (APG) все труднее балансировать между непредсказуемым спросом и предложением. В связи с этим возникла потребность в адекватных источниках балансирующей энергии, что требует наличия надежных источников, таких как газовые электростанции. В Австрии большинство из них в настоящее время вышли из строя, не могут конкурировать экономически, и, следовательно, страна сильно зависит от ненадежных поставок из Германии. APG предлагает платежи за мощность, чтобы поддерживать мощности, работающие на ископаемом топливе, в режиме ожидания, особенно в связи с вводом в эксплуатацию дополнительных ветровых мощностей при ограниченном доступе к сети.

Французский сетевой оператор RTE планирует инвестировать 15 миллиардов евро (19 миллиардов долларов) в национальную сеть к 2020 году и еще 20 миллиардов евро к 2030 году при нынешнем энергетическом балансе. Однако в нем говорится, что к 2030 году потребуется 50 миллиардов евро, чтобы справиться с сокращением доли атомной энергии с 75% до 50% в поставках и заменить ее возобновляемыми источниками энергии. Инвестиции в основные сети необходимы для повышения надежности поставок и обеспечения растущей мощности возобновляемых источников энергии. RTE имеет 105 000 км линий электропередачи, а транспортные расходы по сети составляют около 10% счетов потребителей.

Франция уже экспортирует много электроэнергии в Италию. В 2015 году RTE начала работу над новым соединением HVDC Savoie-Piemont мощностью 1200 МВт из Шамбери в Турин в Италии стоимостью около 1 миллиарда евро, что может иметь отношение к новой энергетической политике и ограничению внутренних поставок. Это будет самая длинная подземная высоковольтная линия электропередачи (320 кВ), когда она будет введена в эксплуатацию в 2019 году. В 2014 году Италия импортировала 19 ТВт-ч через существующие линии мощностью 2700 МВт, а новое соединение добавит мощности еще на 10,5 ТВт-ч.

Итальянская компания Terna является TSO с 64 000 км линий электропередачи. Он разделит стоимость подключения HVDC Savoie-Piemont.

Новое правительство Украины , сформированное в 2014 году, стремится интегрироваться в европейскую энергосистему и газовую сеть, чтобы к 2017 году сделать страну частью европейского энергетического рынка. контрагента, для экспорта электроэнергии в рамках «энергетического моста» Украина-ЕС и связанного с Планом объединения Балтийского энергетического рынка.Это позволит шире использовать ядерные мощности Украины и генерировать средства для оплаты увеличения этой мощности в Хмельницком. Предусматривается подключение линии электропередач 750 кВ от Хмельнисток до Жешува в Польше, включающее также украинскую угольную электростанцию ​​на острове Бурштын, при этом блок 2 Хмельнистки будет отключен от сети Украины. В июне 2015 года правительство одобрило проект.

Федеральная сетевая компания России на 80% принадлежит государству и контролирует 125 000 км линий электропередачи более 13.6 млн кв км. Его заказчиками являются региональные распределительные компании («дискотеки»), поставщики электроэнергии и крупные промышленные предприятия.

Японская сетка очень необычна тем, что на главном острове, Хонсю, северо-восточная половина, включая Токио, имеет частоту 50 Гц, обслуживается Tepco (и Тохоку), юго-западная половина, включая Нагою, Киото и Осаку, имеет частоту 60 Гц, обслуживается Chubu. (с Кансай и Хокурику), и их соединяют преобразователи частоты мощностью всего 1 ГВт. Это происходит из-за оригинального оборудования, поступающего из Германии и США соответственно.Присоединение увеличивается до 2,1 ГВт, финансируется коммунальными службами. В начале 2013 года было объявлено, что уже в 2015 году METI создаст новый орган для балансировки спроса и предложения электроэнергии на обширных территориях по всей Японии. Новый орган будет управлять сетевыми и передающими объектами, которые в настоящее время принадлежат коммунальным компаниям и управляются ими.

Между Финляндией и Швецией линия Fenno-Skan 2 HVDC была завершена в декабре 2011 года, в результате чего соединение увеличилось на 40%. Это улучшит функционирование скандинавского рынка и позволит Финляндии импортировать недостающую электроэнергию из Швеции, а не из России.Это 300 км, две трети подводных лодок через Ботнический залив и 800 МВт при 500 кВ постоянного тока. Это стоило 315 миллионов евро. Fingrid планирует дальнейшее соединение со Швецией к 2024 году.

В Бразилия Государственная электросетевая корпорация Китая (SGCC) строит линию протяженностью 2084 км от гидроэлектростанции Белу-Монте мощностью 11 233 МВт на реке Шингу в северном штате Пара до южных экономических центров в штате Минас-Жерайс. Это первый такой экспортный проект сверхвысокого напряжения для компании, и это 800 кВ постоянного тока. Кроме того, State Grid Brazil строит 250-километровую линию сверхвысокого напряжения от электростанции Bel Monte до Рио-де-Жанейро. Ожидается, что стоимость двух проектов составит 4,7 миллиарда долларов. SGCC уже является четвертым по величине TSO в Бразилии.

Крупные региональные сетевые проекты

План межсоединений Балтийского энергетического рынка  (Карта энергосистемы Балтийского моря pdf)

Планируемая АЭС в Висагинасе предусмотрена в качестве краеугольного камня Плана межсоединений Балтийского энергетического рынка (BEMIP), связывающего Польшу, Финляндию и Швецию.Необходимо построить высоковольтную (400 кВ) юго-западную межсистемную линию постоянного тока мощностью 1000 МВт — PowerBridge или LitPol Link — стоимостью 250–300 миллионов евро для повышения пропускной способности передачи между Литвой и Польшей, 500 МВт к 2015 году и еще 500 МВт планируется к 2015 году. 2020. Большая часть финансирования поступает из Европейского Союза (ЕС), и работа идет с опережением графика. Для синхронизации трех стран Балтии с Польшей и ЕС к 2025 году потребуются дополнительные линии электропередачи между Эстонией и Латвией.

Это следует за открытием интерконнектора между Эстонией и Финляндией на севере – Estlink-1, кабель HVDC 150 кВ, 350 МВт стоимостью 110 миллионов евро, также поддерживаемый финансированием ЕС.170 км 450 кВ HVDC Estlink-2 дальше на восток и сейчас строятся, обеспечат еще 650 МВт в начале 2014 года. Бюджет проекта составляет около 320 миллионов евро, которые будут разделены между TSO Finngrid и Elering (Эстония), с ЕС предоставит 100 миллионов евро в рамках обширного пакета мер по восстановлению экономики ЕС. Оба будут эксплуатироваться двумя TSO.

Еще одна крупная линия электропередачи на запад под Балтийским морем, проект NordBalt 300 или 400 кВ постоянного тока мощностью 700 МВт, планируется между Клайпедой в Литве и Нибро в Швеции (400 км) Svenska Kraftnat и LitGrid.Ожидается, что проект стоимостью 550 миллионов евро будет завершен к 2016 году. (Страны Балтии и Беларусь имеют хорошую взаимосвязь сетей советской эпохи, но это не распространяется на Польшу, не говоря уже о Германии. Калининград получает всю электроэнергию из России. , через литовскую сеть.)

Пересмотренная энергетическая политика Литвы в 2012 году предусматривает перестройку энергосистемы, чтобы она стала независимой от российской системы и работала в синхронной системе Европейской сети операторов системы передачи (ENTSO), а также усилила взаимосвязь между тремя балтийскими государствами.

Эта интеграция в ЕС стала важным фактором, приведшим к тому, что Россия приостановила работы над своей новой Балтийской атомной электростанцией в своем эксклаве Калининграде. Он был спроектирован для сети ЕС и построен примерно на 20%. Несмотря на попытки привлечь западноевропейский капитал и обеспечить продажу электроэнергии в ЕС через предлагаемые линии электропередач, электростанция мощностью 1200 МВтэ изолирована, и в ближайшем будущем нет никаких шансов на то, что она выполнит свое предназначение. Калининград имеет ограниченную линию электропередач с Литвой и не имеет линии с Польшей, другим своим соседом.Обе эти страны отказались покупать продукцию нового Балтийского завода. Литва не желает модернизировать свое подключение к сети Калининградской области, чтобы обеспечить передачу мощности Балтийской АЭС через ее территорию и Беларусь в Россию. Помимо модернизации литовской линии, российский сетевой оператор ИнтерРАО планировал построить линию мощностью 600-1000 МВт через границу Калининграда с Польшей и подводную линию постоянного тока мощностью 1000 МВт с Германией, но без клиентов эти планы не реализуются. В марте 2013 года Росатом заявил, что Россия подала заявку на присоединение Калининградской области к энергосистеме ЕС (ENTSO-E), очевидно, без ответа.

Европейские и скандинавские энергетические биржи

В Европе существует несколько бирж электроэнергии: NordPool, охватывающий Скандинавию, страны Балтии и Польшу; Европейский (EEX), охватывающий Францию, Германию, Австрию и Великобританию; GME охватывает Италию, Швейцарию и некоторые страны к востоку от Италии; и OMEL для Испании и Португалии. Они торгуются на спотовых и фьючерсных рынках.

Сеть Северного моря

Стремясь к достижению цели ЕС по достижению 20-процентной доли энергии из возобновляемых источников к 2020 году, девять европейских стран согласились построить энергосистему из высоковольтных кабелей под Северным морем.Это будет первая многонациональная сеть, разработанная с учетом изменчивого характера «зеленой» генерации электроэнергии. Инициатива North Sea Grid включает Германию, Данию, Норвегию, Швецию, Бельгию, Францию, Нидерланды, Люксембург и Великобританию.

Проект направлен на подключение около 100 ГВт оффшорной ветроэнергетики, что в настоящее время планируется европейскими энергетическими компаниями. Великобритания запустила программу стоимостью 100 миллиардов фунтов стерлингов для развития своих морских ветряных электростанций; уже является крупнейшим в мире с мощностью около 1 ГВт и до 40 ГВт к 2020 году.Ориентировочная стоимость проекта составит около 40 миллиардов долларов, и ожидается, что он будет запущен к 2023 году, балансируя поставку и нагрузку между регионами и крупными ветряными и солнечными электростанциями.

В феврале 2016 г. в Европе строился или только что завершился ряд проектов подводных кабелей:

Skagerrak 4, 700 МВт, соединяющий Норвегию и Данию, введен в эксплуатацию в марте 2015 г.
NordBalt, 700 МВт, соединяющий Швецию и Литву, срок сдачи в 2016 г.
Западная линия HVDC, 2200 МВт, соединяющая Шотландию и Уэльс, со сроком завершения в 2017 г.
MON.ITA, 1000 МВт, соединяющая Италию и Черногорию, сдача в 2019 г.
NEMO, 1000 МВт, соединяющая Великобританию и Бельгию, со сроком погашения в 2018 г.
Nord.link, 1400 МВт, соединяющая Германию и Норвегию, сдача в конце 2020 г.
Великобритания-Норвегия NSN, 1400 МВт, соединяющая Великобританию и Норвегию, со сроком погашения в 2021 г.
IFA 2, 1000 МВт, соединяющая Великобританию и Францию ​​(предлагается), к 2020 г.
FABlink, 1000–1400 МВт, соединяющий Великобританию и Францию ​​(предлагается), к 2022 г.

Строительство линии связи по Северному морю мощностью 1,4 ГВт между Норвегией и Нортумберлендом в Великобритании прошло половину пути и должно быть завершено к 2021 году, сообщила британская передающая компания National Grid в июне 2020 года. Еще один канал мощностью 1,4 ГВт в Шотландию, Northconnect, планируется после ввода в эксплуатацию каналов North Sea Link и Nordlink (в Германию).

Средиземное море

Линия мощностью 1,4 ГВт между Испанией и Марокко находится в эксплуатации с 1998 г. 

Новая линия постоянного тока Elmed мощностью 600 МВт планируется соединить итальянскую сеть в Партанне на Сицилии с Эль-Хаварией в Тунисе с 2025 года. Длина подводного кабеля составляет около 192 км, из них 32 км подземного кабеля на Сицилии и 5 км в Тунисе.Сметная стоимость составляет 600 миллионов евро, половина из которых финансируется ЕС.

Сеть Восточной Азии

Корейская электроэнергетическая корпорация (Kepco) продвигает план соединения Пусана в Южной Корее с Фукуокой на юге Японии через остров Цусима. Это потребует 50-километрового участка до острова и еще 150 км до Японии, что позволит ожидаемому избытку электроэнергии в Южной Корее смягчить нехватку электроэнергии в Японии. Это будет соединение 60 Гц с этой частью Японии.

Это следует за предложением японского Softbank от 2012 года по Азиатской суперсети, соединяющей Корею, Китай, Японию, Россию (Владивосток и Хабаровск) и Монголию.Сообщается, что Softbank объединился с Newcom в Монголии для разработки ветряной электростанции мощностью 300 МВт в пустыне Гоби, которая в конечном итоге будет снабжать Японию. В дальнейших планах — до 7 ГВт. Newcom уже обеспечивает 5% электроэнергии Монголии за счет ветра.

Энергетический пул Южной Африки (SAPP)

SAPP координирует энергосистемы 12 стран Сообщества развития Южной Африки (SADC) (Анголы, Ботсваны, Демократической Республики Конго, Лесото, Малави, Мозамбика, Намибии, Южной Африки, Свазиленда, Танзании, Замбии и Зимбабве).Девять стран являются так называемыми «действующими членами», что означает, что они подключены к взаимосвязанной сети, по которой передается около 97% энергии, производимой в SAPP. Общая установленная мощность в 2014 г. составила 57 ГВт, из которых доступно менее 52 ГВт. Большая часть электроэнергии вырабатывается в ЮАР, на нее приходится 77% мощности. Спрос превышает предложение. Всемирный банк предложил 20 миллионов долларов для финансирования региональных энергетических проектов в рамках SAPP.

В августе 2015 года SADC объявила о строительстве 24 ГВт мощности, которые будут введены в эксплуатацию к 2019 году, около 70% из них за счет возобновляемых источников, а остальные — за счет крупных угольных электростанций Медупе и Кусиле в Южной Африке.Самым крупным проектом стала первая очередь гидроэлектростанции Гранд Инга на реке Конго в Демократической Республике Конго, которая в конечном итоге может производить 44 ГВт.

Энергетический пул Восточной Африки (EAPP)

Всемирный банк финансирует новый проект Восточной электромагистрали, который соединит Эфиопию с Кенией и, в конечном итоге, с энергетическим пулом Южной Африки. Это первая фаза программы интеграции энергетики в Восточной Африке стоимостью 1,3 миллиарда долларов, в том числе 243 миллиона долларов для Эфиопии и 441 миллион долларов для Кении от Банка, в котором говорится, что «проект изменит основы энергетического сектора в Восточной Африке». Линия 400 кВ переменного тока, 2000 МВт между Кенией и Танзанией была профинансирована Африканским банком развития в начале 2015 года.

Эфиопия планирует увеличить мощность гидроэлектростанций с 2,4 до 10 ГВт и стать региональным экспортером электроэнергии. Государственная электроэнергетическая компания Ethiopian Electric Power подписала контракт на сумму 120 миллионов долларов США с China Electric Power Equipment and Technology на строительство 433-километровой высоковольтной линии электропередачи от Волайты на юге страны до границы с Кенией.Эта линия высокого напряжения постоянного тока мощностью 500 кВ и 2000 МВт в Кению должна быть завершена в 2018 году при финансовой поддержке Всемирного банка.

Энергетический пул Западной Африки (WAPP)

Экономическое сообщество западноафриканских государств (ЭКОВАС) ранее приняло решение о создании Западноафриканского энергетического пула (WAPP). В июле 2015 года рядом стран было подписано соглашение о сотрудничестве в развитии связанной с этим комплексной региональной ядерно-энергетической программы Западной Африки.

Центральная и Южная Америка

В 2014 году в Бразилии была введена в эксплуатацию самая длинная в мире линия высокого напряжения постоянного тока протяженностью 2400 км, по которой две гидроэлектростанции на северо-западе страны вырабатывают 3150 МВт электроэнергии в Сан-Паулу.Бразилия, Аргентина, Уругвай и Парагвай с общими крупными гидроэнергетическими проектами уже имеют широкое подключение к сети.

Чили, Колумбия, Эквадор и Перу стремятся интегрировать свои энергетические системы в рамках проекта Андской системы электрических соединений (SINEA). В 2015 году Боливия вместе с Аргентиной, Бразилией и Парагваем договорилась инвестировать более 620 миллионов долларов США в программу объединения электросетей, в результате чего будет построена 1400 км сетевой инфраструктуры. Затем Боливия договорилась с Перу о взаимоподключении.

В Центральной Америке благодаря проектам по возобновляемым источникам энергии в 2014 году было завершено строительство последнего звена Центральноамериканской системы электрических соединений (SIEPAC), которая соединила шесть стран от Гватемалы до Панамы линией протяженностью 1800 км.

Австралия

Национальный рынок электроэнергии Восточной Австралии (NEM) управляет крупнейшей в мире взаимосвязанной энергосистемой, которая простирается более чем на 5000 километров от Северного Квинсленда до Тасмании и центральной части Южной Австралии и ежегодно поставляет электроэнергию на сумму около 10 миллиардов долларов, чтобы удовлетворить спрос более 10 миллионов человек. пользователи.

Умные сети

«Умная сеть» относится к классу технологий для доставки электроэнергии, в которых используются компьютерные средства управления для мониторинга и согласования поставок со спросом конечных пользователей в режиме реального времени с соответствующим изменением цен. Он включает в себя двустороннюю связь между дистрибьютором и счетчиками и распределительными щитами клиентов с управлением этой информацией для оптимизации эффективности. Ключевой особенностью полной интеллектуальной сети является технология автоматизации, которая позволяет утилите настраивать и контролировать каждое отдельное устройство или миллионы устройств из центрального места. Интеллектуальные сети позволяют оптимально интегрировать возобновляемые источники энергии в домашнем масштабе в сеть, а также интегрировать электромобили в систему.

Интеллектуальные сети имеют большое значение на уровне распределения, но мало на уровне TSO. Около 80% инвестиций в интеллектуальные сети приходится на уровень DSO, очень мало — на уровень TSO. Несмотря на разговоры об электрических магистралях, HVDC и т. д., большинство возобновляемых источников, не связанных с гидроэнергетикой, подключены к распределительным сетям низкого напряжения, а не к сетям высокого напряжения.

Препятствия для улучшения

Высокая стоимость проектов по передаче электроэнергии является одним из факторов, сдерживающих инвестиции в новые мощности.

Приобретение и управление полосой отвода для объектов электропередачи является сложным и обременительным процессом во многих странах, где на карту поставлены надежность и мнение потребителей. Электроэнергетические компании и TSO должны управлять многочисленными и часто конкурирующими интересами, когда они договариваются о сервитутах для проектов передачи. Они будут определяться целями надежности и пропускной способности, но у землевладельцев и государственных чиновников другие приоритеты и интересы.

Во Франции противники 163-километрового проекта Котантен-Мэн, соединяющего новый реактор Фламанвилля с главной сетью, утверждали, что неуверенность в безопасности проживания вблизи высоковольтных линий электропередач, в том числе риск вызвать лейкемию у детей, означает, что проект не должен продолжаться.Среди противников были экологические группы и местные общественные объединения. Высший административный суд страны отклонил апелляцию, заявив, что это проект, представляющий общественный интерес, и что было проведено достаточно оценок безопасности.

Примечания и ссылки

Общие источники

Международное агентство по атомной энергии, Серия ядерной энергии № NG-T-3.8, Надежность электрических сетей и взаимодействие с атомными электростанциями (2012)
Международное агентство по атомной энергии, Серия технических отчетов No. 224, Взаимодействие характеристик сети с проектированием и работой атомных электростанций (1983)
Международное агентство по атомной энергии, Работа без базовой нагрузки на атомных электростанциях: режимы гибкой эксплуатации с регулированием нагрузки и частоты, Серия изданий МАГАТЭ по ядерной энергии, № NP-T-3.23 (апрель 2018 г.)
Агентство по ядерной энергии ОЭСР, Ядерная энергия и возобновляемые источники энергии: системные эффекты в низкоуглеродных системах электроснабжения , ISBN 9789264188518 (ноябрь 2012 г.)
OECD/NEA, 2013, Техническое заключение CSNI No.16: Глубинная защита электрических систем. НЕА № 7070
Гримстон, М., 2013 г., Полные затраты на производство электроэнергии, Proc IMechE Part A:J Power and Energy0(0) 1-11
EnergyMarketPrice от 15 мая 2014 г. в отношении подключения к энергосистеме Европы
Australian Energy Market Operator Ltd & Electranet, Интеграция возобновляемых источников энергии в Южной Австралии (октябрь 2014 г. )
Всемирный отчет о передаче, контроле и распределении электроэнергии , Data Group (март 2015 г.)
Ален Буртин и Вера Сильва, EDF R&D, Технический и экономический анализ европейской электроэнергетической системы с 60% ВИЭ (17 июня 2015 г.), доступен на веб-сайте Energy Post
Оператор австралийского энергетического рынка, Руководство по вспомогательным услугам на национальном рынке электроэнергии (апрель 2015 г.)

Австрийский фонд Power Grid and Energy Web Foundation представляет доказательство концепции использования распределенных энергетических ресурсов для регулирования частоты | Энергия Веб | Energy Web Insights

Вена, Австрия, и Цуг, Швейцария — 22 января 2020 г. — Сегодня Austrian Power Grid AG (APG) и Energy Web Foundation (EWF) совместно объявили о запуске процесса проверки концепции, который позволить малым распределенным энергоресурсам (DER) участвовать в регулировании частоты для австрийской энергосистемы. В концепции «Flex-Hub», разработанной APG, будет использоваться ряд программных приложений с открытым исходным кодом из децентрализованной операционной системы Energy Web (EW-DOS), включая блокчейн-платформу Energy Web, для эффективного упрощения квалификации и регистрации предоставление подразделений, управления ставками и функций финансового расчета для РЭР под одной крышей.

APG отвечает за балансировку производства и потребления электроэнергии в режиме реального времени для поддержания стабильной частоты в австрийской сети в любое время.Уже с 2012 года APG выполняет эту задачу полностью на основе рыночного подхода.

Компания APG была пионером в горизонтальной интеграции европейских регулирующих резервных рынков. Например, в 2013 году APG основала общий рынок частотных резервов (FCR) со Швейцарией, который с тех пор расширился до семи стран. Также в 2013 году было начато сотрудничество по урегулированию дисбаланса со Словенией, а затем с Хорватией, и APG была одним из первых операторов системы передачи (TSO), присоединившихся к Международному сотрудничеству по управлению сетью с той же целью. Теперь это сотрудничество планируется распространить на всю Европу.

С 2016 года APG сотрудничает с немецкими операторами передачи по вопросам экономической оптимизации активации трансграничных автоматических резервов восстановления частоты (aFRR). В декабре 2019 года между двумя странами состоялась первая оптимизированная ручная активация резерва восстановления частоты (mFRR). В дополнение к совместной активации, TSO Австрии и Германии также планируют скоординированные закупки FRR для выполнения своих задач по балансировке наиболее экономичным способом.Совместная закупка мощности aFRR должна начаться в феврале 2020 года.

Однако тенденция к все более и более децентрализованному производству возобновляемых источников энергии и интеллектуальных единиц потребления открывает новые возможности для использования DER для решения новых сетевых задач. Таким образом, APG считает абсолютно необходимым использовать этот потенциал для балансировки сети, помимо других возможностей. Выступая в роли новатора в развитии рынка, APG полна решимости возглавить вертикальную интеграцию энергетических рынков. Поэтому APG разработала концепцию «Flex-Hub» для использования распределенных ресурсов. Совместно с EWF будет разработано первое решение для его технической реализации в качестве доказательства концепции.

«Мы считаем, что достижение цели Австрии по использованию 100% возобновляемой электроэнергии до 2030 года достижимо — если каждый за столом будет делать все возможное. Огромной частью головоломки будет скоординированное и стандартизированное использование потенциала распределенной гибкости для эффективной интеграции возобновляемых источников энергии в рынок электроэнергии.Для этого нам необходимо разработать технические концепции «Flex-Hub», которые могут сделать эти возможности доступными для всех участников рынка, соблюдая при этом ограничения сети на всех уровнях», — сказал Герхард Кристинер, технический директор APG.

До сих пор малые генерирующие и потребляющие объекты не были напрямую подключены к оптовым рынкам электроэнергии. EW-DOS предлагает эффективный и недорогой способ предварительной квалификации DER для рынка, управления их участием в процессах балансировки сети и облегчения финансовых расчетов за услуги сети, которые они в конечном итоге предоставляют. Хотя текущий процесс проверки концепции будет включать лишь несколько устройств (например, литий-ионных аккумуляторов для жилых помещений), APG ожидает, что большая часть из примерно 1 миллиона домохозяйств в Австрии в конечном итоге примут участие в рынке гибкости через «Flex- Hub», который в конечном итоге будет удовлетворять потребности в гибкости не только TSO, но и всех участников рынка.

Решение EW-DOS позволит DER использовать децентрализованные идентификаторы (DID) и самостоятельную идентификацию (SSI). В отличие от традиционных централизованных облачных платформ IoT, где единый центральный орган отвечает за ведение точного каталога всех DER, подход EW-DOS позволяет клиентам регистрировать свои DER напрямую, а аккредитованные третьи стороны, такие как установщики, могут самостоятельно проверять детали. той или иной единицы (т.г., жилые батареи).

В свою очередь, лица, запрашивающие ресурсы гибкости, могут быть уверены в том, что заявки от участвующих РРД надежны и заслуживают доверия, без необходимости хранить слишком много информации о самих РРР или их клиентах, которым они принадлежат. Операторы системы распределения поддерживают клиентские отношения с РЭР, которые подключены к их сети, несмотря на то, что все большее число из них предоставляют услуги на рынке электроэнергии для удовлетворения потребностей электроэнергетической системы будущего.После отправки DER решение EW-DOS упрощает финансовые расчеты.

Сочетание основанных на блокчейне и децентрализованных приложений вне сети, а также традиционных ИТ-подходов отличает запланированный процесс проверки концепции от предыдущих подходов и ставит Австрию в авангарде современной цифровизации сети.

«Мы считаем, что такой децентрализованный подход, который сочетает в себе как передовые технологии, такие как блокчейн, так и испытанные ИТ-системы для работы сети, — это будущее электросетей во всем мире», — говорит Миха Рун, главный технический директор EWF. офицер.«Мы гордимся тем, что сотрудничаем с таким прогрессивным и перспективным системным оператором, как APG».

Проектные группы APG и EWF в настоящее время разрабатывают модули для решения. Они планируют представить доказательство концепции в конце февраля.

Об Austrian Power Grid AG
Austrian Power Grid (APG) является независимым оператором системы электропередачи Австрии и отвечает за национальную электросеть Австрии и контролирует ее. Его инфраструктура является спасательным кругом для страны, ее населения и бизнеса.Сеть ПНГ имеет протяженность около 3400 км и управляется, обслуживается и постоянно адаптируется к растущим вызовам общества и экономики командой из примерно 500 специалистов. APG обеспечивает надежность снабжения, чтобы у всех было достаточно электроэнергии, когда это необходимо. Будучи универсальным поставщиком, APG является важным поставщиком услуг в энергетическом секторе. Сотрудники APG разрабатывают подходящие рыночные продукты, изучают физику и гарантируют энергетическую безопасность и эффективность для Австрии.

О Energy Web Foundation
Energy Web Foundation (EWF) — это глобальная, управляемая членами некоммерческая организация, целью которой является ускорение разработки низкоуглеродной, ориентированной на клиента системы электроснабжения путем использования всего потенциала блокчейна и других децентрализованных технологии. EWF фокусируется на интеграции и разработке технологий, совместном создании стандартов и архитектур, а также на ускорении внедрения и создании сообщества.

В середине 2019 года EWF запустил Energy Web Chain, первую в мире совместимую с бизнесом платформу блокчейна с открытым исходным кодом, адаптированную к нормативным, операционным и рыночным потребностям энергетического сектора. EWF также способствовал созданию крупнейшей в мире «блокчейн-экосистемы», в которую входят коммунальные предприятия, сетевые операторы, разработчики возобновляемых источников энергии, корпоративные покупатели энергии и другие.

Energy Web стала ведущим партнером отрасли в области блокчейна и наиболее уважаемым голосом авторитета в области энергетического блокчейна.

Для получения дополнительной информации посетите https://energyweb.org.

Контакты
Питер Бронски, Energy Web Foundation
+1.201.575.5545 | [email protected]

Николь Арноне, Inflection Point Agency for EWF
+1. 770.856.7185 | [email protected]

Климатическая группа призывает к более мощной электросети

Айова должна уделить первоочередное внимание обновлению своей электросети в ближайшие годы, чтобы защитить жителей от отключений, вызванных разрушительными ураганами, и удовлетворить растущие потребности, которые последуют за ростом числа электромобилей.

Это последняя рекомендация группы из более чем 200 профессоров и исследователей университетов и колледжей, опубликовавших в среду свое ежегодное Заявление о климате штата Айова.

Ученые по всему штату впервые опубликовали свои ежегодные предупреждения об изменении климата в 2011 году и призвали местных, государственных и национальных избранных лидеров принять меры, чтобы остановить глобальное потепление климата. Это включает в себя сокращение количества парниковых газов — в первую очередь углекислого газа и метана — в атмосфере.

В последние годы заявления о климате все чаще включают предложения по смягчению уже очевидных последствий изменения климата: обильные дожди, разрушительные наводнения, более жаркие волны тепла и более выраженные засухи.

Дэвид Курар-Хаури — заведующий кафедрой экологических наук и устойчивого развития в Университете Дрейка. (Скриншот пресс-конференции Заявления о климате штата Айова в октябре 2020 г.)

«Мы пытаемся определить, что нам нужно сделать, чтобы адаптироваться к климатическому режиму», — сказал Дэвид Курар-Хаури, председатель отдела экологических наук и устойчивого развития в Университете Дрейка.«Но также верно и то, что лучший способ избежать этого ущерба — найти меры по снижению выбросов углерода».

Группа сослалась на дерехо августа 2020 года, сила которого усилилась, охватив большую часть штата. Ущерб был особенно серьезным в Сидар-Рапидс — втором по величине городе в штате — где ветер со скоростью 140 миль в час обесточил большую часть города на несколько дней.

«Мы не знаем, когда, где и в какой форме такое экстремальное явление может произойти снова», — сказал Джин Такле, профессор агрономии в Университете штата Айова.«Но однажды в Айове произошло широкомасштабное затяжное отключение электроэнергии, и продолжающееся накопление тепла и влаги в атмосфере из-за увеличения выбросов парниковых газов увеличивает вероятность повторения такого события».

Ученые: зарыть линии электропередач, укрепить сооружения

Коммунальные службы штата должны по возможности закапывать линии электропередачи и укреплять конструкции, поддерживающие высоковольтные линии электропередачи, чтобы предотвратить такие отключения, заявила климатическая группа.Расширение пропускной способности на большие расстояния также будет способствовать увеличению производства ветровой и солнечной энергии и резервированию электроэнергии.

Alliant Energy, один из крупнейших поставщиков электроэнергии в штате, постепенно перемещает воздушные линии электропередач под землю и планирует установить солнечные батареи и аккумуляторные батареи на всей территории обслуживания, чтобы повысить надежность своей энергосистемы.

«Мы готовимся каждый день в ожидании следующего экстремального погодного явления», — сказал Морган Хок, представитель Alliant.

В течение следующих двух десятилетий компания планирует перейти от производства электроэнергии на угле к энергии ветра, солнца и природного газа.

Климатическая группа также предложила предприятиям и учреждениям, предоставляющим основные услуги, таким как больницы и продуктовые магазины, иметь альтернативные источники питания на случай длительных отключений электроэнергии.

В 2018 году группа заявила, что новые жилые и коммерческие здания должны быть построены таким образом, чтобы выдерживать более сильные дожди и более насыщенную почву, а также уменьшать количество энергии, необходимой для их охлаждения и обогрева.

Группа предупредила о множестве потенциальных проблем, которые могут сопровождать повышение температуры, в том числе:

— Ущерб от более сильных штормов и наводнений

— Стресс для сельскохозяйственных культур и домашнего скота в результате аномальной жары и засухи

— Эрозия почвы

— Ухудшение качества воды

— Больше аллергенов в воздухе

— Больше разновидностей комаров и клещей и более широкий спектр болезней, которые они могут передавать

Джеральд Шнор — профессор Университета Айовы. (Фото любезно предоставлено UI)

«Люди понимают, что это серьезная проблема и что нам нужно действовать», — сказал Джерри Шнор, содиректор Центра глобальных и региональных экологических исследований Университета Айовы. «Очевидно, что, хотя и происходят хорошие вещи, включая возобновляемые источники энергии, такие как ветер в Айове, это происходит недостаточно быстро».

Двухнедельная конференция ООН по изменению климата должна начаться 31 октября в Глазго, Великобритания. Представители правительств со всего мира и другие соберутся, чтобы обсудить политику, направленную на продвижение Парижского соглашения 2015 года, конечной целью которого является ограничение повышения глобальной температуры в этом столетии на уровне 1.5 градусов Цельсия.

.