Казахстан находится на пороге глубокой технологической трансформации своего энергетического сектора. Масштабный курс на декарбонизацию и форсированное внедрение возобновляемых источников энергии (ВИЭ) ставят перед национальной энергосистемой беспрецедентные вызовы. В условиях, когда традиционная угольная генерация сталкивается с жесткими ограничениями по гибкости, ключевым фактором надежности становится развитие маневренных мощностей.

Сегодня в рубрике «Экспертное мнение» директор компании «R&D Power Grid Automation» Анур Бектимиров (PhD) подробно анализирует, как интеграция современных парогазовых установок и систем накопления энергии в единый цифровой контур управления способна решить проблему энергодефицита и заложить фундамент подлинной энергетической независимости Казахстана до 2035 года.

Согласно данным из приказа Министра энергетики РК № 71 от 20.02.2024 года, в Казахстане до 2035 года планируется модернизировать и ввести в эксплуатацию 6500 МВт новой газовой генерации.

В состав новых электрических станций входят такие крупные проекты, как:

• ПГУ Туркестан (1000 МВт);
• ПГУ Кызылорда (272 МВт);
• ГПЭС ENI (120 МВт);
• ПГУ ТЭЦ-2 Алматы (557 МВт);
• ПГУ ТЭЦ-3 Алматы (554 МВт) и ряд других объектов.

Масштабное развитие энергетики напрямую направлено на покрытие растущего спроса со стороны отраслей экономики, что создает благоприятную основу для ускоренного роста промышленных и индустриальных секторов Казахстана.

Очевидно, что основной задачей строительства газовых электростанций является не только покрытие базовой нагрузки, но и компенсация дисбалансов, создаваемых объектами ВИЭ, крупными потребителями и соседними энергосистемами.

По данным, за 2024 год в энергосистеме Казахстана разность между потреблением и производством электроэнергии составила 2,4 млрд кВт·ч. При этом недостающий объем электроэнергии Казахстан был вынужден покрывать за счет импорта из России и Кыргызстана.

На графике ниже проиллюстрирован типовой суточный профиль нагрузки, наглядно демонстрирующий неизбежное возникновение пикового спроса и сопутствующих дисбалансов мощности в течение суток.

Разность между потреблением и производством электроэнергии – это дисбалансы мощности, которые на графике традиционно отражаются в виде заштрихованных областей.

В Казахстане структура генерации преимущественно состоит из угольных электрических станций. По техническим и экономическим причинам они не могут оперативно следовать за графиком нагрузки. В результате этого дисбалансы мощности образовываются, как правило, в дефицитные часы – во время утренних и вечерних «пиков» суточного графика, а также в режимах несбалансированной выработки электроэнергии объектами ВИЭ.

Учитывая масштабные государственные планы по вводу объектов ВИЭ, ожидается, что к 2030 году установленная мощность «зеленых источников» достигнет 12 ГВт. Несмотря на то, что некоторые объекты ВИЭ планируется оснащать системами хранения электроэнергии в размере 30% от их установленной мощности, дисбалансы все равно будут присутствовать в энергосистеме и увеличиваться из года в год.

Известно, что контролировать и регулировать дисбалансы в многоуровневой энергосистеме – достаточно сложная инженерная задача. Именно поэтому в АО «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (KEGOC) была разработана и внедрена Централизованная система автоматического регулирования частоты и мощности (ЦС АРЧМ). Данный комплекс позволяет в режиме реального времени качественно управлять электрическими станциями для оперативного обеспечения компенсации дисбалансов мощности.

В соответствии с жесткими техническими требованиями, все парогазовые установки, отраженные в перспективном плане ввода генерирующих мощностей, должны быть в обязательном порядке подключены к ЦС АРЧМ с целью обеспечения энергосистемы надежными маневренными источниками генерации.

Подключение электростанций и крупных систем накопления электрической энергии (СНЭЭ / BESS) к ЦС АРЧМ – это высокоответственная работа. В рамках таких проектов необходимо:

• грамотно выполнить проектные решения;
• разработать эффективные алгоритмы автоматизированного управления станцией и СНЭЭ;
• обеспечить надежные каналы связи по приему команд управления на загрузку и разгрузку генераторов.

В результате интеграции всех планируемых электрических станций в ЦС АРЧМ энергосистема Казахстана получит 100%-ю возможность самостоятельно покрывать дисбалансы. Это позволит эффективно регулировать перетоки мощности по внутренним сечениям и на границах с соседними странами, что обеспечит энергетическую независимость республики на долгие годы вперед.

Таким образом, гибкое и цифровизированное управление источниками генерации создаст устойчивую и надежную энергосистему в условиях глобального энергоперехода, развития зеленой экономики, а также форсированного индустриально-инновационного развития страны.

Анур Бектимиров, PhD

директор компании ТОО «R&D Power Grid Automation»

О компании:

ТОО «R&D Power Grid Automation» разрабатывает комплексные решения «под ключ» – от проектирования ГРАРМ / ПТК Станция / ЛПТК АРЧМ для традиционных станций и систем накопления энергии (BESS), до проведения пусконаладочных работ (ПНР) и непосредственного подключения объектов к ЦС АРЧМ в Национальном диспетчерском центре Системного оператора (НДЦ СО).

Ключевые реализованные проекты компании «R&D Power Grid Automation»:

1. Разработка рабочего проекта, ПНР и подключение к ЦС АРЧМ ПГУ-240 в Кызылорде.
2. Разработка рабочего проекта АРЧМ для ПГУ-1000 в Туркестане.
3. Разработка рабочего проекта АРЧМ для ГПЭС-120 в Жанаозене для последующего интеграции в ЦС АРЧМ.
4. Разработка рабочего проекта АРЧМ для Алматинской ТЭЦ-2.
5. Разработка рабочего проекта АРЧМ для систем накопления электроэнергии (BESS) на базе ВЭС-1000 «Мирный» (Total) в Жамбылской области.
6. Разработка рабочего проекта АРЧМ газотурбинной установки ГТУ-210 МВт в Жамбылской области.
7. Пусконаладочные работы по подключению ПГУ 242 МВт «Кызыл-Орда» к АРЧМ ЕЭС Казахстана (март-апрель 2026 года).

Экспертный кейс компании «R&D Power Grid Automation» наглядно доказывает: технологическая независимость ЕЭС Казахстана напрямую зависит от скорости и качества цифровизации генерирующих объектов. Внедрение систем автоматического регулирования уровня АРЧМ – это уже не просто регуляторное требование системного оператора, а обязательное условие жизнеспособности рынка электроэнергии.

По мере того как доля нестабильной генерации ВИЭ будет расти, потребность в высокоманевренных газовых станциях и интеллектуальных системах BESS, способных за секунды реагировать на команды ЦС АРЧМ, станет определяющим фактором энергетической безопасности всего Центрально-Азиатского региона. Редакция E²nergy продолжит внимательно следить за ходом модернизации ключевых энергоузлов страны.

Читайте по теме: Хроника дефицита: уроки маневренности для казахстанской энергетики

Просмотры: 1 399