Раздел 5. Транснациональные и трансконтинентальные энергосистемные образования

В развитии мировой энергетики конца ХХ века четко проявилась тенденция к слиянию объединенных энергосистем в крупные энергосистемные образования (ЭО), имеющие как общенациональный, так и транснациональный характер. Размеры территорий, обслуживаемые энергообразованиями, стали сравнимыми с обжитыми территориями континентов, а обширный спектр производителей электроэнергии, входящих в ЭО, позволяет создавать конкурентную среду на межгосударственных рынках электрической энергии и мощности.

На североамериканском континенте, в Европе и Азии в указанный период функционировали 7 мощных энергообразований, объединивших энергетические системы на огромных территориях с населением более 1 млрд. чел. Характеристики этих энергообразований на конец ХХ века приведены в таблице 5.1.

Объективной причиной, заставляющей создавать ЭО, являются ярко выраженные экономические преимущества работы энергосистем в составе энергообразования. Эти преимущества кратко выражаются одним слоганом: «Высококачественная электроэнергия по низкой цене». Крупные энергосистемные образования состоят из частей, которыми, как правило, являются ОЭС или фрагменты национальных энергосистем, имеющие свои зоны оперативного управления (системные операторы). Эти части объединяются в единое синхронное пространство достаточно мощными электрическими связями, по которым осуществляется в первую очередь обмен потоками электроэнергии, произведенной в местах получения первичных энергоресурсов (гидроресурсов, ресурсов органического топлива) или произведенной на АЭС. На основе координации управления развитием и функционированием ОЭС, входящих в ЭО, достигают оптимального использования ресурсов первичной энергии, сокращения общих потерь при передаче электроэнергии, оптимизации в использовании резервной мощности, генерации электроэнергии по возможной наименьшей цене на основе объединенной работы. При этом обеспечивается взаимопомощь частей ЭО в случае возмущения, а также возможность быстрого возобновления поставок энергии после системной аварии. В рамках ЭО может быть создан широкий (в том числе межгосударственный) рынок электроэнергии, способствующий снижению цен на ее поставку в условиях конкуренции субъектов рынка.

В принципах функционирования ЭО общенационального характера и ЭО транснационального вида имеются определенные различия. В первом случае возможна достаточно высокая централизация оперативнотехнологического управления объектами энергообразования, основанная на единой законодательной базе, действующей в государстве, высокой степени влияния государства на уровень энергообеспечения страны и применения тарифов на электроэнергию. Примером подобного общенационального ЭО служит Единая энергосистема России (ЕЭС России), объединяющая под одним оперативно-технологическим управлением (с центральным диспетчерским пунктом) шесть ОЭС с установленной мощностью электростанций свыше 200 ГВт. По опубликованным данным экономический эффект от создания ЕЭС в составе бывшего СССР к 1990 году характеризовался снижением капитальных вложений в электроэнергетику на сумму свыше 2 млрд. руб. (в ценах 1984 года) и уменьшением эксплуатационных расходов примерно на 1 млрд.руб. Выигрыш в снижении суммарной установленной мощности электростанций составил 15 ГВт. Несмотря на то, что требования в отношении резервов генерирующей мощности и надежности к основным электрическим сетям в ЕЭС ниже аналогичных требований в энергообразованиях западных стран, благодаря высокой организации оперативного управления в ЕЭС достигается надежность электроснабжения, удовлетворяющая потребителей электрической энергии.

 

Таблица 5.1 Характеристики крупнейших энергообразований.

Энергообразова- ние, местонахож- дение	Территория, тыс. кв. км	Годовое производство электроэнергии, ТВт·ч	Максимальная нагрузка, ГВт	Установленная мощность станций, ГВт
Восток США и Канады	5154	2950	508	722,0
Запад США, Канады и Мексика	3108	874	112	158,0
Россия	5100	791	127	192,6
Запад и Центр Европы (UCTE)	2818	1558	251	414,2
Север Европы (NORDEL)	1228	366,7	55	88,7
Запад Японии	173	556	78	97,8
Восток Японии	119	408	58	67,7

Тем не менее, соединение электрических сетей ЕЭС России с сетями транснационального ЭО скандинавских стран (NORDEL) потребовало сооружения вставки постоянного тока с тем, чтобы ограничить влияние на NORDEL возмущений, вызываемых режимами ЕЭС, и допуска применения в ЕЭС менее жестких стандартов по качеству электроэнергии.

ЕЭС России стала центральным блоком межгосударственного энергообразования ЭСНГ, которое начало формироваться в 1992 году в целях координации управления функционированием объединенных энергосистем стран Содружества Независимых Государств. В ЭСНГ вошли ОЭС 12 суверенных государств – Азербайджана, Армении, Беларуси, Грузии, Казахстана, Кыргызстана, Молдовы, России, Таджикистана, Туркменистана, Узбекистана и Украины. Единые принципы параллельной работы объединенных энергосистем стран СНГ отличаются от принципов функционирования ЕЭС России и близки к принципам совместной работы, утвердившимся в транснациональных ЭО западных стран.

Совместная синхронная работа энергосистем, входящих в транснациональные ЭО, принятая в европейских государствах и на североамериканском континенте, базируется на понимании того, что энергосистемы влияют друг на друга, технически сотрудничают и доверяют в соблюдении каждым участником установленного свода правил:

• в каждой стране в любое время должен обеспечиваться баланс между производством и потреблением электроэнергии;
• каждый партнер должен соблюдать планы обмена мощностями;
• ни одна энергосистема не должна своими действиями наносить ущерб энергосистемам других государств;
• поддержание уровня частоты в каждой энергосистеме осуществляется средствами самой энергосистемы;
• каждая энергосистема должна иметь согласованное значение резерва мощности, используемого для аварийной взаимопомощи и поддержания частоты;
• энергосистемы обязаны всеми имеющимися в их распоряжении средствами содействовать скорейшему выходу из аварийных ситуаций и послеаварийных режимов.

Первоочередной задачей каждой энергосистемы в составе ЭО является создание благоприятных условий для устойчивой и надежной параллельной работы за счет регулирования частоты и мощности (РЧМ) средствами первичного, вторичного и третичного регулирования, имеющихся в самой энергосистеме.

В западноевропейском энергообразовании UCTE (Союз по координации передачи электроэнергии), в которое входят около 40 системных операторов из 24 стран континентальной Европы, требования к системам РЧМ очень высокие.

Система первичного регулирования обеспечивает с помощью регуляторов турбин баланс между генерируемой и потребляемой мощностью. Первичное регулирование должно реагировать на отклонение частоты ± 20 мГц и более. Эта величина состоит из точности местного измерения частоты (±10 мГц) и нечувствительности регулятора турбины (±10 мГц). Резерв мощности для первичного регулирования частоты должен составлять 1% максимального покрытия, время ввода резерва до 30 с (50% за первые 15 с и от 50 до 100% – линейно до 30 с).

Строгое соблюдение установленных в энергообразовании правил и стандартов всеми энергосистемами – членами ЭО – обеспечивает успешное функционирование синхронной зоны без централизации оперативно-технологического управления и создания единого диспетчерского центра.

Основной задачей вторичного регулирования является обеспечение согласованных обменов мощностью между энергосистемами при поддержании частоты в допустимых пределах. В случае нарушения режима в одной из энергосистем и после того, как система первичного регулирования мобилизует резервы активной мощности, система вторичного регулирования за время не более 15 мин должна восстановить нормальный режим по перетокам активной мощности, предшествовавший аварийному нарушению. Резерв мощности для вторичного регулирования должен составлять от 5 до 10% текущего значения покрытия нагрузки. Минутный резерв должен соответствовать мощности наибольшего блока, включенного в сеть.

Третичное регулирование – это автоматическое или ручное изменение текущей мощности генераторов или нагрузки. Восстановление резервов первичного и вторичного регулирования должно вестись за счет активации резервов третичного регулирования и должно начинаться не позднее 15 мин после подачи команды на изменение мощности. Величина третичного резерва в каждой энергосистеме должна быть достаточной для поддержания требуемого вторичного резерва.

Холодный резерв должен обеспечить замещение аварийно вышедшей из строя наиболее мощной генерирующей единицы (в ОЭС Украины такой единицей является блок 1000 МВт).

Необходимо остановиться еще на одном аспекте требований UCTE – поддержании необходимой надежности сети по критерию «N-1», который требует, чтобы потеря любого элемента системы (генератора, трансформатора, линии) не угрожала безопасности объединенной работы и не приводила к каскаду отключений.

Эксплуатационная безопасность обеспечивается выполнением требований по поддержанию плановых режимов при работе в режиме реального времени с регулированием напряжения и управлением реактивной мощностью. Предусматривается осуществление первичного, вторичного и третичного регулирования напряжения.

Западноевропейское энергообразование UCTE (ранее называлось UCРTE) существует с 1951 г. В 1995 г. на параллельную работу с UCTE перешла ОЭС CENTREL в составе энергосистем Польши, Чехии, Венгрии и Словакии. Электрические сети энергообразования UCTE/CENTREL непосредственно примыкают к сетям ОЭС Украины с запада, однако на параллельную работу с ЭО подключен только

«Остров Бурштынской ТЭС» украинской энергосистемы (2003 г.). Кроме того, в ЮгоВосточной Европе образовался блок энергосистем балканских стран: Румынии, Болгарии, Албании, Греции, Македонии, Боснии и Герцеговины, Сербии и Черногории. Участники этого блока намерены присоединиться к параллельной работе с основной частью UCTE.

Структурно-технологическая схема взаимосвязей UCTE/CENTREL и балканского блока энергосистем показана на рисунке 5.1.

Формирование современной трансевропейской энергосистемы в виде энергообразования UCTE/CENTREL является результатом целого ряда удачных объединений национальных энергосистем на основе строгого соблюдения установленных правил и стандартов всеми энергосистемами синхронной зоны. В результате создана одна из наибольших синхронных энергозон мира с высоким уровнем надежности и безопасности.

К началу ХХI века на территории европейского континента сформировались 4 крупнейших транснациональных энергообразования:

• UCTE (включая CENTREL), или западная синхронная зона;
• Великобритания и Северная Ирландия;
• NORDEL, или северная синхронная зона (энергосистемы Швеции, Норвегии, Дании, Финляндии и Исландии, при этом континентальная часть системы Дании работает параллельно с UCTE, а восточная – с NORDEL);
• восточное энергообразование, или восточная синхронная зона, объединяющая ЭСНГ (за исключением Армении и Туркменистана) и ОЭС стран Балтии.

Рис. 5.1. Структурно-технологическая схема взаимосвязей UCTE/ CENTREL и блока энергосистем Юго-Восточной Европы

Современные тенденции развития энергетики в мире и в Европе в частности, либерализация энергетических рынков, расширение европейского ЭО UCTE и восстановление после распада СССР восточного энергообразования привели к тому, что крупнейшие синхронные зоны Востока и Запада оказались перед неизбежным выбором путей интеграции: строительство вставок или передач постоянного тока либо глобальная синхронизация трансконтинентального характера от Гибралтара до Сибири. Сопоставление вариантов использования систем постоянного тока и синхронного объединения позволяет сделать вывод о необходимости «глобальной синхронизации» как наиболее предпочтительном варианте объединения западной (европейской) и восточной (европейско-азиатской) синхронных зон. Заметим, что в этом варианте может быть эффективно использована большая пропускная способность 11 линий переменного тока, сооруженных ранее между ЭСНГ и UCTE для связи с распавшейся ОЭС «Мир». Эти линии в своем большинстве проходят по территории Украины, и поэтому ОЭС Украины следует рассматривать как неотъемлемый элемент глобальной синхронной зоны в перспективе.

На пути глобальной синхронизации существуют значительные сложности как в создании либеральных межгосударственных энергорынков, так и в первую очередь в обеспечении высокого качества электроэнергии и связанного с этим комплекса технических проблем (регулирование, автоматика и др.).

Электростанциям, работающим в восточной синхронной зоне, в наследство от энергетики СССР достались системы регулирования частоты и активной мощности с большими зонами нечувствительности. Скорость изменения нагрузки блоков этих электростанций намного ниже нормированной и поэтому реализация резервов не отвечает высоким требованиям поддержания синхронного режима. Вторичное и третичное регулирование на ТЭС выполняются фактически вручную по командам диспетчера. Вследствие этого тепловые энергоблоки не могут поддерживать частоту в требуемых пределах и работать в таком режиме продолжительное время. Замена существующих систем регулирования на блоках тепловых электростанций является наиболее затратной и длительной по времени частью мероприятий, необходимых для осуществления глобальной синхронизации.

В 2006 году Украина и Молдова подали Генеральной ассамблее UCTE совместную заявку о присоединении ОЭС Украины и ЭС Молдовы к синхронной зоне UCTE в качестве единого блока регулирования.

Интеграция ОЭС Украины с европейскими энергосистемами требует модернизации не менее 35 энергоблоков существующих ТЭС. Однако первые шаги в этом направлении уже сделаны при создании «Острова Бурштынской ТЭС». Восемь блоков этой ТЭС оснащены современными первичными регуляторами высокой чувствительности, установлен автоматический терминал – распределитель мощности вторичного регулирования между блоками, а также создан центральный регулятор «острова» с необходимыми телекоммуникационными связями.

Бурштынская ТЭС

Поиск наилучших сценариев развития энергетического сотрудничества на евразийском континенте идет в направлении создания общего рынка электроэнергии и мощности как основы единого трансконтинентального энергетического пространства. На решение этой задачи нацелен ряд международных проектов (которые пока еще далеки от реального осуществления).

Специалисты считают, что реализация подобных проектов в сочетании с усилением межсистемных связей ультравысоких напряжений внутри энергообразований позволит в перспективе приступить к формированию мощной протяженной электрической цепи Япония – Китай – Сибирь – Казахстан – европейская часть России – Украина – Восточная Европа – Западная Европа. Это явится важным этапом в создании евразийского суперэнергообразования как одной из мощных частей мировой энергосистемы.

Предложен проект Балтийского кольца по созданию мощной электрической сети энергосистем прибрежных стран Балтийского моря – скандинавских стран, стран Балтии, России, Беларуси, Польши и Германии. На западе Балтийское кольцо замыкается подводными кабельными линиями постоянного тока между Швецией и Германией, Норвегией и Германией, Швецией и Польшей; на востоке линиями России, Беларуси и балтийских государств; на севере – вставкой постоянного тока в Выборге и линиями скандинавских стран. При этом с южной стороны Балтийское кольцо замыкает многоподстанционная электропередача постоянного тока Россия – Беларусь – Польша – Германия мощностью 4000 МВт.

Рассматриваются варианты электропередач Россия – Япония через остров Сахалин, через территорию Китая и Кореи с пересечением морских проливов, а между Россией и США – через Берингов пролив.

Рис. 5.2. Системообразующие сети Калининградской области России, стран Балтии и Польши (перспективы развития)

В настоящее время энергосистемы стран Балтии (Эстонии, Латвии, Литвы) и Калининградской области России от Финского залива до территории Польши связаны электрическими сетями с энергосистемами континентальной России и Белоруссии (рис. 5.2). По дну Балтийского моря проложены и успешно функционирует шесть электрических мостов на основе линий постоянного тока (табл. 2.2, см. стр. 239). Линию постоянного тока ППТ 8, состоящую из двух кабелей постоянного тока и двух конвертирующих подстанций, Эстония и Финляндия ввели в эксплуатацию в конце 2006 года. Она связывает теперь финский город Эспоо с эстонским Таллинном. Таким образом в 2006 г. была создана первая электрическая связь между энергосистемой стран Балтии и энергосистемой стран ЕС.

В апреле 2009 г. принято решение о возведении электрического моста на основе линии постоянного тока между энергосистемами Швеции и Литвы (ППТ 4, см. рис. 5.2 и стр. 239). Завершить проект планируется в 2016 г.

29 сентября 2009 года подписано распоряжение правительства РФ о сооружении в Калининградской области Балтийской АЭС, общая мощность двух энергоблоков которой составит 2300 МВт. Возведение первого блока БАЭС намечено на 2010–2016, а второго – на 2012–2018 годы.

Предлагается осуществить сооружение электрического моста между континентальной частью Российской Федерации, Калининградской областью и Германией. Он будет представлять собой линию постоянного тока, состоящую из силовых кабелей, проложенных по дну Балтийского моря, и трех конвертирующих подстанций (ППТ 6, см. рис. 5.2).