Интервю с Иван Йотов, изпълнителен директор на Електроенергиен Системен Оператор

ЕлектроенергетикаИнтервюСп. Енерджи ревю - брой 6, 2011

Уважаеми г-н Йотов, бихте ли представили накратко дейността на ЕСО на нашия пазар?

Задълженията на Електроенергиен системен оператор (ЕСО) в ролята му на Оператор на електроенергийната система (ЕЕС) на България са регламентирани в Закона за енергетиката и вторичното законодателство. ЕСО е пълноправен член на Европейската мрежа на системните оператори за пренос на електроенергия (ENTSO-E). Основните приоритети в дейността са свързани с: управление на ЕЕС и обезпечаване на сигурността на електроснабдяването; техническа експлоатация и поддръжка на електропреносната мрежа, както и отговорност за инвестициите и разширяването на мрежата след преструктурирането на ЕСО и НЕК, съгласно измененията и допълненията в ЗЕ. Участие на ЕСО в разработването на политиката на държавата в областта на пазара на електроенергия и на неговото администриране, в съответствие с изискванията на Европейското законодателство.

Какъв обем мощности от ВЕИ бяха присъединени към електроразпределителната мрежа на България през 2011 г?

През 2011 година към електропреносната мрежа беше присъединена най-голямата до този момент фотоволтаична централа в страната - Самоводене. Нейната инсталирана мощност възлиза на 21 MWp.

Точният обем мощности от ВЕИ присъединени към електроразпределителната мрежа на България през 2011 г. все още се уточнява, тъй като този процес e непрекъснат във времето и изисква отсяване на тези централи, получили разрешително за ползване в рамките на годината. По предварителни оценки, през 2011 година в електроразпределителните мрежи на страната са присъединени 21 MW - ВяЕЦ; над 65 MWp ФЕЦ и около 9 MW МВЕЦ.

Към момента по-големите централи, които предстои да бъдат въведени в експлоатация през близките седмици, са: вторият етап от вятърен парк Ветроком - 9 турбини по 2,5 MW, както и фотоволтаичните централи до гр. Златарица - 20 MWp и до гр. Сливен - 10 MWp.

Какво е съотношението на заявените към реално присъединените мощности и какво между присъединените мощности от вятърни генератори и фотоволтаични паркове?

Към момента заявките за присъединяване на ВЕИ към електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи на страната с платени гаранции надхвърлят 4 700 MW. Реално присъединените мощности към края на 2011 година възлизат на 3.5 MW от биомаса; 3116 MW във ВЕЦ (от които 2805 MW собственост на НЕК); 90 MW фотоволтаични централи и 509 MW ВяЕЦ.

Как енергията, произведена от ВЕИ, влияе върху електрическата мрежа?

По конструктивни причини ВяЕЦ и ФЕЦ влошават качеството на електроенергията в мястото на присъединяване към електрическата мрежа, като причиняват колебание на напрежението, увеличаване на хармониците, поява на фликер (трептене), динамично изменение на потокоразпределението и имат отрицателен ефект върху устойчивостта на системата при смущения и при следаварийни режими. Същевременно, ВяЕЦ и ФЕЦ предизвикват често изменение в мощността на работещите блокове на ТЕЦ, което смущава нормалния режим на работа на оборудването, пречиствателните инсталации и може да има обратен екологичен ефект.

ВЕИ не могат да участват по конструктивни причини в първичното и вторичното регулиране на честотата и междусистемните обмени в ЕЕС. На тях не може да се разчита за противоаварийно управление на ЕЕС и възстановяване на ЕЕС след тежки аварии.

На какви изисквания трябва да отговарят вятърните генератори, за да бъдат присъединени към електрическата мрежа?

ЕСО дава становища за присъединяване на всички нови генериращи мощности от системно значение, в които подробно са описани техническите изисквания към съответните производители. Тези изисквания в последствие се превръщат в неделима част от договорите за присъединяване, изкупуване на електроенергията или достъп до електропреносната мрежа.

Конкретните изисквания към вятърните генератори зависят от параметрите на вятърния парк и особеностите на електропреносната мрежа в района на присъединяването. ЕСО спазва определени принципи, които целят: присъединяване на вятърни генератори със съвременна конструкция и необходимото качество на произвежданата електроенергия; недопускане работа на ветрогенераторите в островен режим; участие на ветрогенераторите в регулиране напрежението в мястото на присъединяване; контрол върху сумарната генерирана активна мощност на ВяЕЦ; наличие на комуникационни връзки и обмен на информация с териториалните диспечерски управления; наличие на определени релейни защити, автоматики и регистриращи системи; прогнозиране и планиране на електропроизводството.

Какво е въздействието на вятърните електроцентрали върху управлението на ел. мрежата? Как се компенсира променливата им производителност?

Работната мощност на вятърните електрически централи (ВяЕЦ) е в пряка зависимост от интензивността на вятъра. Измененията в генерираната мощност от ВяЕЦ се компенсират чрез конвенционалните електрически централи, предимно чрез промяна натоварването на ВЕЦ.

От гледна точка управлението на ЕЕС в реално време, без да се нарушават графиците за междусистемни обмени със съседните държави от ENTSO-E, възможностите на нашата енергийна система да присъединява ВяЕЦ и ФЕЦ е ограничена и се определя от наличните към момента регулиращи мощности и разполагаемия диапазон за регулиране. Разчетите до момента на ЦДУ показват, че от гледна точка на управление на ЕЕС е допустимо изграждане общо на 1800 MW ВяЕЦ и 800 MW ФЕЦ. Към момента обаче, инвеститорите с договори и платени гаранции значително надвишават тези мощности.

Електропреносната мрежа успява ли да следва темповете на развитие на ВЕИ сектора?

Присъединяването на ВЕИ към ЕЕС е проблем не само в българската ЕЕС, но и във всички останали страни. ВЕИ обикновено се изграждат в райони, където няма изградена преносна електрическа мрежа или съществуващата е оразмерена за захранване на малки електрически товари.

При съществуващата нормативна уредба, поради бавната процедура за закупуване и промяна предназначението на необходимите терени, не е възможно изграждането на нови електропроводи и подстанции да се осъществява с темповете на изграждане на ВЕИ. Същевременно е трудно да се реконструира и развива съществуващата преносна електрическа мрежа, преди да се построят необходимите нови електропроводи, защото се намалява сигурността на електрозахранването и се увеличава рискът от каскадни аварии в големи райони от страната. В тази връзка е необходимо приоритетно придобиване на земята при изграждане на електропроводи и подстанции за развитието на ВЕИ сектора.

До какво води неконтролираното присъединяване на ветрогенератори към електроразпределителната мрежа?

Присъединяването на ВЕИ към електроразпределителната мрежа, което не е съгласувано с ЕСО и НЕК може да има следните негативни ефекти: обръщане посоката на електроенергията в подстанциите 110 kV/20 kV от средно към високо напрежение и ограничения на капацитета, договорен с ВЕИ, присъединени към високо напрежение; претоварване на трансформаторите и преносните електропроводи. Освен това, към момента ВЕИ на средно напрежение са ненаблюдаеми и неуправляеми в реално време за диспечерите на ЕСО.

Какви са критериите за надеждно присъединяване на вятърни паркове към електропреносната мрежа?

Критериите за надеждно присъединяване на вятърни паркове към електропреносната мрежа не се различават съществено от тези, прилагани към конвенционалните централи. По отношение, обаче, на намаляване на отрицателното локално въздействие на ВяЕЦ върху потребителите в даден район, е добре да се използва емпиричното правило, че сумарната инсталирана мощност от ветрогенераторите в даден възел не трябва да надвишава 5% от мощността на късо съединение на възела. Това правило се прилага в повечето страни от ENTSO-E и практически определя зависимостта между инсталирана сумарна мощност от ветрогенератори и необходимото развитие на мрежата в даден район. Същевременно изпълнението на тази зависимост в някои райони на България и в Европа е нарушено, защото е свързано със значителни инвестиции за развитие на мрежата.


Top