На текущий момент одним из основополагающих направлений в развитии электроэнергетики, как во всём мире, так и в России, является распределённая генерация. Распределённая генерация энергии подразумевает производство электрической энергии потребителем для собственных целей и с возможностью выдачи электроэнергии в распределительную сеть на различных уровнях напряжений. Такие потребители являются «активными потребителями» или «просьюмерами» (от англ. prosumer, то есть producer + consumer, «производитель-потребитель»).

Главным стимулом для развития распределённой генерации стало масштабное использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ), таких как энергии солнца и ветра, энергии вод, приливов, волн водных объектов, геотермальная энергия, низкопотенциальная тепловая энергия, биомасса (включая специально выращенные для получения энергии растения), а также биогаз и газ, выделяемый отходами на мусорных свалках [1].

Возобновляемые источники энергии характеризуются переменным характером графика генерации. Данная особенность создаёт сложности в обеспечении бесперебойного электроснабжения потребителей. Для повышения надёжности энергосистем на основе ВИЭ применяются не только системы накопления электроэнергии (СНЭ), но и другие решения: диверсификация генерирующих мощностей, оптимизация управления спросом, «интеллектуальные» системы с активно-адаптивным управлением, а также интеграция с резервными мощностями или межсетевыми соединениями. Наибольшее распространение получили именно СНЭ, однако даже с учётом ежегодного снижения их стоимости высокая капиталоёмкость по-прежнему ограничивает массовое использование в проектах ВИЭ.

Общий объём введённых мощностей ВИЭ в РФ, по данным Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) на июнь 2024 года [2], составляет 6,18 ГВт:

  • солнечные электростанции 2,21 ГВт;
  • ветровые электростанции 2,57 ГВт;
  • малые гидроэлектростанции 1,29 ГВт;
  • геотермальные (ГеоЭС) 0,08 ГВт.

Рассмотрим в первую очередь энергокомплексы на основе энергии солнца, как наиболее доступного и распространённого источника возобновляемой энергии, используемого в России. В РФ солнечные электростанции осуществляют свою работу в нескольких категориях:

  • оптовый рынок электрической энергии и мощности (свыше 25 МВт установленной мощности);
  • розничный рынок электрической энергии и мощности (до 25 МВт установленной мощности);
  • микрогенерация (до 15 кВт выдаваемой мощности в сеть);
  • энергокомплексы ВИЭ, функционирующие для покрытия собственного потребления промышленных объектов;
  • автономные энергокомплексы на изолированных территориях.

Отсутствие учёта электростанций ВИЭ, введённых домохозяйствами и малым бизнесом, не позволяет точно оценить данные объёмы. По оценке АРВЭ [2], на начало 2024 года общая установленная мощность объектов микрогенерации составила 4,7 МВт. Суммарная мощность электростанций на основе ВИЭ для покрытия собственного потребления оценивается в объёме 0,3% или 6,63 МВт в количественном измерении.

По оценкам Минэнерго России, достижимый потенциал рынка солнечной микрогенерации в РФ может составить до 15 ГВт, что обусловлено увеличением цен на электроэнергию и снижением стоимости фотоэлектрических установок. При этом прогнозируемые ежегодные объёмы ввода мощностей микрогенерации в ближайшие пять лет составят от 150 до 200 МВт [3].

Правовое регулирование технологического присоединения объектов микрогенерации в России и мире

Микрогенерация получила законодательно закреплённый статус после внесения изменений в №35-ФЗ «Об электроэнергетике» [1] в части развития микрогенерации.

Согласно ст. 3 данного закона [1], объект микрогенерации обладает следующими характеристиками:

  • объект микрогенерации принадлежит по праву собственности или на ином законном основании потребителю;
  • технологическое присоединение объекта выполнено на уровне напряжения до 1000 В;
  • объект микрогенерации функционирует на основе ВИЭ;
  • произведённая электроэнергия используется в целях удовлетворения собственных бытовых и (или) производственных нужд;
  • возможна продажа электроэнергии на розничном рынке электроэнергии и мощности;
  • объём выдачи электрической энергии в сеть не превышает величину максимальной присоединённой мощности энергопринимающих устройств указанного потребителя и составляет не более 15 кВт;
  • запрещено использование объекта микрогенерации для эксплуатации многоквартирных домов;
  • моделью микрогенерации могут воспользоваться как физические, так и юридические лица.

Отдельно отметим, что технологическое присоединение объектов микрогенерации должно предусматривать обеспечение технического ограничения выдачи электрической энергии в сеть с максимальной мощностью, не превышающей величину максимальной мощности принимающих устройств потребителя электроэнергии и составляющей не более 15 кВт [1].

Следующим нормативным актом, который позволил осуществить технологическое присоединение объектов микрогенерации к электросетевым объектам, стало

Постановление Правительства РФ №299 [4]. Внесённые изменения определили порядок технологического присоединения объектов микрогенерации, включая:

  • стоимость технологического присоединения;
  • порядок подачи и состав заявки на осуществление технологического присоединения;
  • порядок заключения договора с энергосбытовой организацией и расчёта стоимости электрической энергии, произведённой объектом микрогенерации;
  • требования к техническим средствам ограничения мощности, дистанционного управления и контроля качества электроэнергии, производимой объектом микрогенерации.

Последний пункт является основополагающим с точки зрения формирования технических условий на осуществление технологического присоединения объектов микрогенерации.

Отсутствие у сетевых компаний практического опыта работы с активными потребителями создало ряд проблемных вопросов в части формирования технических условий, таких как:

  • обеспечение надёжности функционирования распределительного комплекса;
  • влияние объектов микрогенерации на качество электрической энергии;
  • обеспечение безопасности персонала при проведении эксплуатационных работ в электроустановках, к которым выполнено присоединение объектов микрогенерации;
  • обеспечение ограничения выдачи электрической энергии в сеть в объёме, не превышающем 15 кВт;
  • обеспечение технической возможности дистанционного отключения объекта микрогенерации.

В настоящее время сетевые компании используют типовые технические условия, разработанные в соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ №299 [4], что позволило осуществлять технологическое присоединение объектов микрогенерации в установленные законодательством сроки.


Солнечная электростанция 5 кВт на полигоне УДПО «Энергетический институт повышения квалификации» ПАО «Кубаньэнерго» (город Краснодар) и испытания опытного образца контроллера присоединения объектов микрогенерации на том же полигоне (на врезке вверху)

Приведём в пример Краснодарский край, где развитие микрогенерации началось раньше других регионов РФ по причинам благоприятных географических условий и высоких тарифов на электроэнергию.

На текущий момент в двух крупнейших электросетевых компаниях региона — ПАО «Россети Кубань» и АО «Электросети Кубани» — исполнены 99 и 103 договоров, соответственно, на осуществление технологического присоединения объектов микрогенерации.

Однако приведённое количество договоров существенно ниже количества фактически установленных солнечных электростанций, предназначенных для снижения собственного энергопотребления и не имеющих возможности выдавать излишки генерации в сеть.

Главным фактором, препятствующим повсеместному технологическому присоединению объектов генерации на основе ВИЭ, является высокая стоимость технологического присоединения, равная стоимости технологического присоединения энергопринимающих электроустановок потребителей.

Вместе с финансовым барьером открытым вопросом для сетевых компаний остаётся выполнение требований Постановления Правительства РФ №861 [5]:

  • обеспечение технического ограничения выдачи электрической энергии в сеть с максимальной мощностью, не превышающей величину максимальной мощности энергопринимающих устройств потребителя электрической энергии и составляющей не более 15 кВт;
  • установка устройств регулирования напряжения для обеспечения надёжности и качества электрической энергии;
  • требования по обеспечению возможности дистанционного отключения объектов микрогенерации с обеспечением видимого разрыва или другого способа гарантированного отключения источника генерации от объектов распределительного комплекса при проведении плановых или аварийных работ.

Рассмотрим данные проблемные вопросы по отдельности:

1. Ограничение мощности. Установленная мощность объекта микрогенерации не регламентируется законодательно и может превышать 15 кВт. В случае наличия у потребителя энергопринимающих установок более 15 кВт токоограничивающим элементом является автоматический выключатель на стороне 0,4 кВ, номинальный ток которого соответствует разрешённой присоединённой мощности. Принцип работы сетевого инвертора позволяет в первую очередь обеспечивать внутреннее потребление объекта и в случае его превышения выдавать излишки в сеть. Например, если юридическое или физическое лицо имеет технологическое присоединение электроустановок мощностью 100 кВт и солнечную электростанцию мощностью 100 кВт, то в случае работы солнечной электростанции на 100% и потребления ниже 85 кВт выдаваемая мощность превысит разрешённый предел в 15 кВт. Сетевой инвертор солнечной электростанции зачастую подключается к шинам 0,4 кВ в точках максимального потребления и имеет номинальный ток автоматического выключателя, равный мощности инвертора. Установить отдельную линию на выдачу электроэнергии в сеть, ограниченную 15 кВт, технически не представляется возможным с точки зрения функциональных возможностей инвертора.

Современные инверторы имеют возможность программно ограничивать выдачу электроэнергии в сеть при наличии измерения внутреннего потребления. В случае собственного потребления, полностью обеспеченного солнечной электростанцией, инвертор ограничит излишек выдаваемой мощности в объёме 15 кВт.

Использование данной функции инвертором не подразумевается в действующих нормативных актах.

2. Устройство регулирования напряжения. Качество электроэнергии в РФ в настоящий момент регламентируется ГОСТ 32144–2013 [6]. Современные инверторы обеспечивают требуемые параметры электроэнергии, но проверка их на соответствие посредством сертификации или контроля в режиме реального времени средствами телеизмерения не проводится.

3. Дистанционное отключение. В настоящее время дистанционное отключение объекта микрогенерации возможно при наличии соответствующего прибора учёта. В таком случае будет произведено ограничение как выдачи электроэнергии в сеть, так и потребления, что противоречит Постановлению Правительства РФ №442 [7], где некорректная работа объекта микрогенерации не является основанием для введения каких-либо ограничений потребления.

В странах Европы и США такие возможности предусмотрены в технических требованиях к объектам распределённой генерации, функционирующих параллельно с распределительной электрической сетью.

Подключение фотовольтаических станций и других генераторов к сетям низкого напряжения в Германии регламентируется стандартом VDE-AR-N 4105 [8], разработанным Союзом немецких инженеров-электриков (Verband Deutscher Elektrotechniker, VDE). Документ определяет требования, необходимые для безопасного и стабильного подключения генераторов к сетям низкого напряжения.

Перечислим основные положения стандарта VDE-AR-N 4105:

1. Генерирующие установки должны быть подключены таким образом, чтобы изменения среднеквадратичного значения напряжения в точке общего подключения не превышали 5% от номинального значения напряжения для низковольтных электросетей.

2. Синхронизация генерирующих установок с локальной электрической сетью должна выполняться полностью автоматически, без использования ручного замыкателя между двумя системами. Генераторы должны обеспечивать плавное подключение к сети.

3. Для установок с мощностью до 30 кВт обязательным является ограничение активной мощности до 70% от номинала либо возможность удалённого управления мощностью сетевой компанией. Для установок мощностью свыше 30 кВт обязательно наличие системы удалённого управления мощностью.

4. Генераторы должны обеспечивать подачу реактивной мощности в соответствии с установленными стандартами для поддержки стабильности сети. Это может реализовываться через соответствующую характеристическую кривую реактивной мощности в зависимости от напряжения.

5. Генерирующие установки должны быть оснащены механизмами для предотвращения несанкционированной работы в режиме изолированной работы. Это может быть достигнуто как активными, так и пассивными методами, такими как метод частотного смещения или мониторинг трёхфазного напряжения.

6. Все генераторы должны быть оборудованы системой сетевой и системной защиты, которая автоматически отключает генератор в случае выхода параметров сети за допустимые пределы. Защита должна включать защиту от повышения и понижения напряжения, частоты, а также при выявлении режима изоляции сети.

7. Генераторы мощностью более 30 кВт должны быть оборудованы системой, позволяющей сетевой компании дистанционно регулировать активную мощность установки, обеспечивая безопасное управление и предотвращение перегрузок в сети.

8. Генераторы должны корректировать свою активную мощность в зависимости от частоты сети, снижая или увеличивая мощность при изменении частоты для обеспечения сетевой стабильности.

9. Подключение генераторов к сети допускается только при условии соблюдения установленных стандартов синхронизации и уровня напряжения, которое должно находиться в пределах от 85 до 110% номинального значения, а частота — в пределах 47,5–50,1 Гц в течение не менее 60 секунд перед подключением.

Вышеперечисленные требования направлены на обеспечение безопасного и надёжного функционирования объектов распределённой генерации в составе распределительного комплекса.

Отечественные перспективные научные разработки

Вопросы параллельной работы объектов микрогенерации и распределительной электрической сети стали основой реализованных в ДЗО ПАО «Россети» НИОКР.

В рамках осуществления программы НИОКР группой компаний ПАО «Россети Центр» зарегистрирован патент на программу для ЭВМ «Программный комплекс электросетевого контроллера для присоединения объектов микрогенерации к распределительной электрической сети 0,4 кВ». Программа предназначена для обеспечения устойчивой и безопасной работы участка распределительной электрической сети 0,4 кВ, насыщенного объектами микрогенерации, как в рабочих, так и в предаварийных режимах работы, посредством прямого измерения параметров участка электрической сети, управляемого электросетевого комплекса, сбора информации с удалённых устройств, определения режимов и параметров функциональных отклонений и вычисления корректирующих воздействий для последующего формирования и выдачи команд управления объектами микрогенерации. Область применения программы: распределительные электрические сети напряжением 0,4 кВ электроэнергетических систем, в том числе изолированных электроэнергетических систем, в составе которых функционируют объекты микрогенерации.

На базе ПАО «Россети Кубань» с привлечением промышленного партнёра ООО «Систел» реализован НИОКР и получен патент на полезную модель «Контроллер присоединения объектов микрогенерации к распределительной сети» [9].

К основным особенностям данного контроллера относятся:

1. Возможность независимого контроля потребляемой и генерируемой мощности, а также независимой коммутации (отключения / включения) нагрузки / генерации в зависимости от заложенного алгоритма реагирования на возникающие ситуации.

2. Возможность управления внешним коммутационным аппаратом с верхнего уровня автоматизированной системы диспетчерского управления для исключения несанкционированной подачи электроэнергии от объекта микрогенерации на элементы распределительной сети при выполнении плановых, ремонтных и аварийно-восстановительных работ на электросетевом оборудовании.

3. Двунаправленный учёт объёма потреблённой и выданной в сеть электрической энергии.

4. Автоматическое отключение объекта микрогенерации от распределительной сети в случае выхода значений показателей качества произведённой объектом микрогенерации электроэнергии из допустимых значений.

5. Передачу данных на верхний уровень автоматизированной системы диспетчерского управления и приём команд по каналам связи с использованием открытых протоколов.

6. Возможность по команде с верхнего уровня автоматизированной системы учёта электроэнергии отключать потребителя в случае наличия задолженности за потреблённую электроэнергию.

Разработанный контроллер прошёл опытно-промышленную эксплуатацию на нескольких объектах микрогенерации в Краснодарском крае.

В настоящее время промышленное внедрение результатов описанных выше НИОКР отсутствует. Технологическое присоединение объектов микрогенерации осуществляется без дополнительного оборудования мониторинга и контроля их работы и без предъявления технических требований к настройкам защит и режимов работы имеющегося инверторного оборудования.

Выводы

Очевидно, что с учётом роста тарифов сетевой электроэнергии и стремительного снижения капитальных затрат на строительство солнечных электростанций объекты распределённой генерации до 200 кВт, подключённые по уровню напряжения 0,4 кВ, являются экономически привлекательным объектом инвестиций для малого и среднего бизнеса.

Сетевые компании в ближайшее время не столкнутся с проблемами надёжности электроснабжения в сетях 0,4 кВ по причине повсеместного использования солнечных электростанций. Однако такие регионы, как Ростовская область и Краснодарский край, в первую очередь должны наладить работу с объектами микрогенерации.

Как видно из накопленного опыта зарубежных энергосистем, необходима активная совместная работа в техническом регулировании работы объектов микрогенерации всех участников рынка — собственников объектов микрогенерации и производителей инверторного оборудования (с целью сертификации их продукции), а также электросетевых компаний, обеспечивающих надёжность и безопасность функционирования распределительного энергокомплекса.