Благодаря политике поддержки развития ВИЭ, стимулам и снижению стоимости технологий в Казахстане доля возобновляемых источников энергии существенно возросла. Так, по информации Министерства энергетики РК, по итогам первой половины 2024 года доля ВИЭ в выработке электроэнергии достигла 6,5% при установленной мощности ВИЭ 2,9 ГВт (ВЭС – 1,4 ГВт, СЭС – 1,2 ГВт, мГЭС – 0,27 ГВт).

Согласно Энергетическому балансу Республики Казахстан до 2035 года (Приказ МЭ РК №44 от 30.01.2023 г.) суммарную установленную мощность ВЭС и СЭС планируется увеличить до 7,5 ГВт, в том числе ВЭС до 5,3 ГВт и СЭС до 2,2 ГВт. Кроме того, в этом балансе не учтены около 3,5 ГВт ВЭС и 0,4 ГВт СЭС, планируемые к реализации в соответствии с Планом проведения аукционных торгов 2024-2027 гг. (Приказ МЭ №187 от 23.05.2023 г.), а также такие крупные проекты, как ВЭС ACWA Power – 1 ГВт, ВЭС CPIH – 1 ГВт, ВЭС Masdar – 1 ГВт, ВЭС Шелек – 1 ГВт.

Общеизвестно, что ВИЭ является переменным источником генерации, не в полной мере поддающимся диспетчеризации, с характерной ошибкой прогнозирования, поэтому интеграция большого объема ВИЭ в энергосистему может привести к возникновению определенных ограничений, связанных с недостаточной пропускной способностью сетей и маневренностью традиционных электростанций. В этом случае, при избыточной генерации в энергосистеме, принцип сохранения ее устойчивой работы (баланс потребления и генерации в каждый момент времени) вынуждает системного оператора ограничивать генерацию ВИЭ и принимать меньше ветровой или солнечной энергии, чем позволяет ресурс.

Под ограничением генерации ВИЭ (curtailment) понимается принудительное снижение объема генерации ветровой или солнечной энергии до значения меньшего, чем потенциально доступно в данный момент.

Таким образом, успешная интеграция большого объема ВИЭ в энергосистему связана с необходимостью внедрения институциональных изменений, внедрения рыночных стимулирующих механизмов, трансформации топологии сети, повышения ее пропускной способности и гибкости, структуры традиционных генерирующих мощностей с акцентом на развитие маневренных источников, совершенствования операционной деятельности. В случае запаздывания реализации данных изменений ограничения ВИЭ могут достигать значительных объемов.

Ограничение выработки ВИЭ имеет прямое влияние на привлекательность реализации проекта, а при заключении контракта take-or-pay («бери или плати») потребители будут вынуждены платить за невыработанную электроэнергию.

Международный опыт показывает, что в ряде стран с высокими темпами развития ВИЭ с ростом доли электроэнергии от ВИЭ увеличивается также доля ограничений их выработки (Рисунок 1).

Так, доля ограничений выработки ВЭС/СЭС на перспективу при степени проникновения ВИЭ 30% может достигать 6-7%.

В этой статье компанией ТОО «Energy System Researches» выполнена оценка ожидаемого объема ограничений ВИЭ на 2030 – 2035 гг. с учетом показателей Энергетического баланса Республики Казахстан до 2035 года, основные показатели которого представлены в таблице ниже (Таблица 1).

Для определения возможного объема ограничений ВЭС/СЭС была создана модель, позволяющая выполнить анализ покрытия почасовой нагрузки электростанциями с учетом:

-      конфигурации графика нагрузки каждой области;

-      переменного характера ВИЭ;

-      регулирующих возможностей существующих и перспективных на 2030-2035 гг. традиционных электростанций;

-      пропускной способности слабых сечений;

-      режима работы систем накопления электроэнергии (СНЭЭ).

Результаты моделирования были использованы при выполнении исследований работы энергосистемы, а также при согласовании проектов ВЭС Мирный, ВЭС Acwa Power, ВЭС Шелек и других.

Ниже представлены основные допущения, принятые в модели.

Генерация

Анализ маневренных характеристик существующих электростанций показал большой диапазон в скорости набора и сброса мощности в %/мин от установленной мощности (Таблица 2).

Значительный разброс в характеристиках обусловлен износом оборудования либо вовлечением в регулирование базовых электростанций.

Значения принимаемых маневренных характеристик перспективных электростанций в % от Руст и скоростей набора/снижения мощности в %Руст/мин приведены в таблице ниже по типам (Таблица 3).

Нагрузка

Конфигурация перспективного графика нагрузки принята на основании отчетного за 2021 г. графика. Результаты анализа экстремумов и производных показателей почасовых данных по нагрузке за 2021 г. представлены в таблице ниже (Таблица 4).

График суммарной нагрузки потребителей ОЭС Север-Юг и Западной зоны характеризуется дневным и вечерним пиком:

-      дневная пиковая нагрузка (по времени Астаны) – 10:00 – 13:00 для ОЭС Север-Юг, 11:00 – 15:00 для Западной зоны

-      вечерняя пиковая нагрузка (по времени Астаны) – 18:00 – 22:00 для ОЭС Север-Юг, 20:00 – 23:00 для Западной зоны

Число часов использования максимальной нагрузки Т_max составляет 7060 часов для ОЭС Север-Юг и 6970 часов для Западной зоны.

Профиль генерации ВИЭ

Почасовой профиль генерации ВИЭ был рассчитан с использованием специализированного программного обеспечения PVSyst – для СЭС, WindPRO – для ВЭС, по историческим данным по водотоку – для мГЭС.

Межгосударственные перетоки

Анализ работы ЕЭС Казахстана показал, что небалансы находились в диапазоне ±1000 МВт и покрывались за счет обменных потоков мощности с энергосистемами сопредельных государств. Однако, учитывая договорные обязательства по межгосударственным перетокам в размере ±150 МВт с РФ и ±50 МВт с ЦА, на перспективу диапазон экспорта/импорта принят в размере ±150 МВт.

Топология электрической сети

На этапе 2030 года для объединения Западной зоны с ОЭС Север-Юг Казахстана предполагается сооружение межсистемной ВЛ 500 кВ Карабатан-Ульке, которая позволит обеспечить обменные перетоки мощности Западной зоны с ОЭС Север-Юг.

Учитывая планируемое объединение, моделирование покрытия перспективной нагрузки на 2030 г. и 2035 г. выполнялось в целом для всей ЕЭС Казахстана в составе Северной, Южной и Западной зон, с учетом ограниченной пропускной способности:

-      по транзиту Север-Юг (Л-5300, Л-5320, Л-5400).

-      по сечению Бейнеу-МАЭК (Л-2075, Л-2085)

-      по сечению Индер-Правобережная (Л-2540).

Почасовые графики покрытия на 2030 и 2035 г. для 7 дней каждого сезона представлены на рисунке ниже (Рисунок 2).

Анализ результатов выполненного моделирования диспетчеризации электростанций на уровне 2030 – 2035 г. позволяет сделать следующие выводы:

-      Основными факторами, влияющими на объем ограничений ВЭС/СЭС, являются регулировочный диапазон традиционных электростанций, а также наличие и величина разрешенного диапазона небаланса по ЕЭС Казахстана с энергосистемами сопредельных государств.

-      С учетом запланированного значительного развития ВЭС/СЭС в Южной зоне в летний и весенний сезоны по транзиту Север-Юг к 2030-2035 гг. наблюдаются перетоки преимущественно из Южной в Северную зону свыше 2 ГВт.

-      С учетом намечаемого объединения Западной зоны с ОЭС Север-Юг в отдельные часы наблюдаются обменные перетоки мощности ОЭС Север-Юг с Западной зоной в размере ≈± 0,6 ГВт.

-      Величина ограничений ВЭС/СЭС в связи с недостаточностью регулирующих мощностей в ЕЭС Казахстана увеличивается и, при принятых условиях, может достигать к 2030 г. – до 1%, к 2035 г. – до 5%.

-      Ввод неучтенных в Энергетическом балансе РК до 2035 года крупных проектов ВИЭ, без внедрения мероприятий по снижению ограничений генерации ВИЭ, может привести росту ограничений до 30%.

В мировой практике для снижения объема ограничений ВИЭ применяется следующее:

-      накопители электроэнергии;

-      увеличение пропускной способности сетей;

-      программы регулирования спроса;

-      увеличение регулирующего диапазона электростанции путем снижения технического минимума;

-      региональное сотрудничество для обеспечения взаимного регулирования.

Однако для определения эффективности применения вышеуказанных средств в рамках Энергосистемы Казахстана требуется выполнение детальных исследований и технико-экономического обоснования.