Защо спря електричеството в Испания! Пред ФАКТИ говори Еленко Божков

Какво се случи в Испания, за да остане голяма част от страната без електричество… Пред ФАКТИ говори енергийният експерт Еленко Божков.

- Г-н Божков, в края на април станахме свидетели на изключително голяма авария в електропреносната мрежа на Испания и Португалия. Вече дни по-късно какво е вашето обяснение, какво се случи?
- Искам да подчертая, че за целия анализ, който правя, съм изплзвал данни от сайта за прозрачност на европейската електроенергийна система ENTSO-E (https://transparency.entsoe.eu/) И така. Товарът (потреблението) в Испания в момента на аварията е бил 25 172 MW. Генерацията е имала следната структура и мощност:
- фотоволтаиците са задоволявали 77% от потреблението с производство 19 340 MW
- три ядрени блока са задоволявали 13,4% от потреблението в Испания с производство на 3384 MW
- подязовирни ВЕЦ, ВЕЦ на течащи води и централи с комбиниран парогазов цикъл (всички те произвеждащи енергия с въртящи се машини) са задоволявали 17,25% от потреблението с производство от 4343 MW
В допълнение трябва да се каже, че в момента на аварията обратно на всички твърдения Испания е изнасяла 884 MW към Франция и 2119 MW към Португалия. Освен това в момента на аварията ПАВЕЦ на Испания работят в помпен режим. В анализа ми не съм отчел друга работеща в момента генерация – от вятърна енергия, биомаса и др.

Причина за аварията с цел разбираемост аз наричам „дълбоко смущение по честота“.

Такова смущение би могло да бъде аварийното изключването на голяма статична мощност (мощност без инерционен момент, който да задържи за момент честотата до заработване на първичното регулиране по честота на въртящите се машини). Към момента на аварията са работели две фотоволтаични централи с единична мощност над 300 MW и три с единична мощност над 200 MW. Според мен не може да се твърди, че аварийно изключване на една от тези централи може да доведе до „дълбоко смущение по честота“. Мой отдавнашен приятел и колега не без основание смята, че причина за аварията биха могли да бъдат вътрешносистемни нискочестотни колебания. (Inter-area oscilations и това, че инверторите на фотоволтаиците не са настроени да демпфират системни осцилации) Друга причина за аварията би могло да бъде внезапното включване на електрически товар. Например, голям двигател, задвижващ съоръжение с много голям въртящ момент.
В момента на аварията вследствие на „дълбоко смущение по честота“, турбинните регулатори на генераторите в АЕЦ, на хидрогенераторите във всички ВЕЦ и в централите с комбиниран парогазов цикъл и преимуществено тези от тях, които имат приставки за бързо (силно) действие (по първа производна на изменение на честотата) тръгват да отработват смущението като форсиращо увеличават притока на пара или вода в съответните турбини.

Какво се случва тогава с автоматиката на фотоволтаиците?
Слънцегреенето няма как да се увеличи моментно, за да се увеличи производството на фотоволтаиците. Случва се точно обратното: заради „дълбокото смущение по честота“, автоматиката каскадно изключва фотоволтаиците, за да се избегне повреда на инверторите, които ще работят в неблагоприятен за електрониката режим.

- Оказва се, че тогава фотоволтаиците са задоволявали 77% от потреблението. Това какъв проблем е…
- От описаното дотук съвсем ясно се вижда, че причината за аварията е в големия дял (77%) на фотоволтаици в потреблението на електроенергия на Испания и в невъзможността автоматиката им да реагира адекватно при „голямо смущение по честота“ в електроенергийната система. За да се изясни още по-добре хронологията на развитието на аварията в Испания и шансовете за овладяването ѝ, е добре да се разгледа как действат във времето турбинните регулатори на различните въртящи се генериращи мощности, макар и силно идеализирани:
- ядрените реактори тип “вода под налягане/вода” в зависимост от това от кое поколение са позволяват регулиране в диапазон от 10 до най-много 20%. В Испания работещите реактори са пуснати в експлоатация през втората половина на 80-те години - те са максимум от поколение две и половина. Това означава регулиране по мощност в диапазон на максимум плюс-минус 12%. По това време вече се поставят приставки за бързо (силно) действие на турбинните регулатори, но в случая те не могат да са особенно полезни. Все пак да си представим, че в рамките на 5 минути мощността на АЕЦ ще се увеличи с 400 MW.
- значително по бързо и в по-голям диапазон се регулират Хидрогенераторите на ВЕЦ. Все пак диапазонът на регулиране не може да надмине продължително 25%. Но да си представим, че в рамките на минута мощността на ВЕЦ се е увеличила с 530 MW.
- да си представим също, че в рамките на 2 минути мощността от комбинираните парогазови цикли се е увеличила с 240 MW. (което е невъзможно, защото се знае, че най-бързата реакция е в рамките на 6 MW)
След като съберем всички тези регулиращи въздействия, ще получим сумарно увеличение на мощността с 1170 MW след примерно 5-7 минути.
В същото време, докато протича този процес на регулиране автоматиките на Фотоволтаичните електрически централи (ФЕЦ), са изключили близо 9000 MW от слънчевите мощности. Изключването на 9000 MW генерация не може да се компенсира с 1170 идеализирани MW от регулиране по честота и мощност.

НИКАК НЕ МОЖЕ!

Какво се случва едновременно с това и по-нататък? Защото има дефицит от близо 8000 MW, изключват връзките с Португалия и Франция – така дефицитът намалява с 2800 MW. Остават “само” 5200 MW дефицит. Испанската система продължава да се разпада и дефицитът нараства до 12500 MW. При това положение трябва да заработят автоматики, наречени АЧР (автоматично честотно разтоварване) и АЧО (автоматично честотно отделяне). Заработването на тези автоматики означава изключване на цели групи от потребители, за да се запази целостта на системата. И ако няма възстановяване на честотата, за да се отделят отделни части от системата, които да работят автономно... Тези автоматики явно са сработили правилно, защото отделни честоти от Електро енергийнтата система (ЕЕС) все пак са „оцелели“. Важно е също да се отбележи, че автоматиките в работещите АЕЦ изключват трите работещи блока от системата, за да се запази работоспособността на системите за собствени нужди и да може реакторите да се разхлаждат пълноценно. Заработват аварийните им дизелови генератори.
Възстановяването на електроенергийната система след аварията е отнело около 10 часа напрегната работа на испанските диспечери. „Дълбоки смущения по честота“ са напълно възможни, в която и да е електроенергийна система, но е важно да се знае и разбере, че при подходящо съотношение на мощността на въртящите се генериращи машини към мощността на фотоволтаиците авариите могат да бъдат избегнати. При едно друго съотношение (например реципрочно) на въртящи се генериращи машини към фотоволтаици, авария не би могла да се случи, защото турбинните регулатори ще отработят смущението. Инерционният момент на въртящите се машини също би имал съществено положително значение.

- Как се балансират фотоволтаиците?
- По-правилният въпрос тряба да е “как могат да се резервират фотоволтаични централи с големи единични мощности при бързоразвиваща се голяма авария със срив на синхронната честота“.
Отговорът е, че такова резервиране може да бъде само комплексно и е възможно чрез едновременното изграждане и експлоатация на:
- сигурни и „силни“ междусистемни електропроводи, които са с номинален преносен капацитет поне 30% от върховия товар на авариралата ЕЕС както го изисква Регламент (ЕС) 1999/2018.
- „високоманеврени“ ПАВЕЦ и ВЕЦ, генериращи мощности на база на газови турбини и комбиниран парогазов цикъл и системи за съхранение на енергия в батерии.

- Както вече споменахте, в момента на аварията Испания е изнасяла електричество към Франция и Португалия. Това добре ли е било, или не… Че е имало консуматори на енергия?
- Износът на големи количества енергия към Франция – 884 MW, и Португалия – 2119 MW, e изключително неблагоприятно, защото при срива на испанската система се оказва, че Португалия не може да задоволи нуждите на своите потребители и също се срива, а част от Франция, която е в близост до Испания, се отделя от френската система и в продължение на два или три часа не може да бъде ресинхронизирана.

- Каква би трябвало да е поуката от този срив?
- Съвсем ясно се вижда, че причината за аварията е в големия дял (77%) на фотоволтаици в потреблението на електроенергия на Испания. При заместване на големите конвенционални генериращи мощности с паркови модули на ВЕИ, инерцията на системата намалява, тъй като силовата електроника в конверторите на ВЕИ отделя от динамична гледна точка честотата на енергийната система от генериращото оборудване дори и ако това производство се основава на въртящи се маси като вятърни турбини. Практически, инерционният момент от Вятърни електрически централи (ВяЕЦ) и ФЕЦ е нула.
Трябва да се знае, че най-значителен принос за денонощното поддържане на инерцията в ЕЕС имат големите турбогенератори в кондензационните електроцентрали. Запасената кинетична енергия във валовите линии на синхронните агрегати е естествен страничен продукт от производството на електроенергия.
Значителни смущения, в която и да е ЕЕС, са възможни, но е важно да се знае и разбере, че при подходящо съотношение на мощността на въртящите се генериращи машини към мощността на фотоволтаиците големите аварии могат да бъдат избегнати или в най лошия случай локализирани и ограничени.

- У нас фотоволтаците какъв процент от производството са през деня. Влизаме в сезони, в които ще има повече слънце?
- Към момента в синхронен режим в българската ЕЕС работят над 4900 MW фотоволтаична мощност, като три от най-големите към момента са съответно 251 MW (Априлци), 123 MW (Верила) и 410 MW (Гълъбово солар). До края на тази година ще бъдат присъединени още две нови големи фотоволтаични централи, които ще бъдат с мощности съответно 400 MW (Хасково) и 250 MW (Тенево солар). През 2026 г. ще бъдат включени нови три, а най-голямата за България и региона ще бъде 500 MW МВт (Язовир „Огоста“). Другите две са 229 MW (Силистра) и 100 MW (Мъглиж).
Това обстоятелство още тази година ще доведе ЕЕС до силна, може да се нарече критична зависимост от външни технически фактори, тъй като в определени часове на денонощието тя ще работи основно за експорт и сигурността на междусистемната свързаност става критична за енергийната сигурност на страната.
В допълнение:
- 3 от 4-те блока на ПАВЕЦ“Чаира“ не са в експлоатация като липсват и други подобни агрегати за първично регулиране на честотата;
- подценява се изграждането на вторично регулиращи газови генериращи мощности като се приема тази услуга да бъде предоставяна от външни доставчици на много висока цена;
- продължава натискът от страна на ЕК за максимално бързо затваряне на въглищните централи без анализ на последствията за сигурността на ЕЕС и определяне на бъдещия доставчик на необходимия инерционен въртящ резерв;
Всички изложени по-горе обстоятелства са причина за тревожни очаквания за негативно развитие на аварии в ЕЕС и трудностите при тяхното овладяване особено в случаи на единични откази на големи фотоволтаични мощности в режими на нисък товар на ЕЕС, като в такива режими съотношението на единичната мощност от фотоволтаици към общия товар може да надвиши критичните 10%. Още по-тежко ще се отрази на сигурността на системата множествените откази по обща причина, което е много вероятно при отказ на една голяма фотоволтаична централа, последвано каскадно от група фотоволтаици, какъвто беше случая в Испания. При това съотношението в Испания на единична мощност на фотоволтаик/общ товар на ЕЕС е бил под 2%.

- И малко да поговорим за електроенергията у нас. Кое пак наложи отлагането на либерализацията на пазара на тока за битовите потребители?
- Отлагането на либерализацията на пазара на електрическа енергия за битовете потребители се налага по следните три причини:
-- висока цена на електрическата енергия на борсите в региона, включително на нашата борса заради дефицита на електрическа енергия в региона, вследствие на износа на енергия към Украйна, където бяха разрушени над 9000 MW произвеждащи мощности
-- ограничени възможности на фонд ”Сигурност на електроенергийната система“ за възможно компенсиране на високи либерализирани цени за битовите потребители заради дефицита във фонда вследствие на изтеглени над 600 милиона лева от Асен Василев за нуждите на бюджета, а и заради намалелите приходи от продажба на емисионни квоти във фонда.
-- невъзможността за каквато и да е компенсация на енергийно бедните и енергийно уязвимите потребители при едно евентуално либерализиране на цените за бита.

- Имаме ли у нас работещо решение на въпроса за компенсиране на енергийно бедните и енергийно уязвимите…
- Не, у нас все още няма работещо решение за енергийно уязвимите и основна причина за това се оказват пропуските в „НАРЕДБАТА ЗА КРИТЕРИИТЕ, УСЛОВИЯТА И РЕДА ЗА ОПРЕДЕЛЯНЕ НА СТАТУТ НА ДОМАКИНСТВО В ПОЛОЖЕНИЕ НА ЕНЕРГИЙНА БЕДНОСТ И НА СТАТУТ НА УЯЗВИМ КЛИЕНТ ЗА СНАБДЯВАНЕ С ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ“. Липсва и ясно регламентиран компетентен орган за създаване и управление на информационната система за Домакинствата в положение на енергийна бедност и на статут на уязвими клиенти за снабдяване с електрическа енергия (ДПЕБУКСЕЕ), като за отговорна институция е определена тази, която ще разработва Националния социален климатичен план в чл.11 - такава институция в момента няма.
Също така и няма ясно разписан ред и механизъм за функциониране на информационната система за ДПЕБУКСЕЕ. Не са ясно регламентирани мерките за подкрепа на енергийно бедните и енергийно уязвимите.