ЧАСТИНА 2. Об’єднані енергосистеми та енергоутворення

У розвитку світової енергетики кінця ХХ століття чітко визначилась тенденція до злиття об'єднаних енергосистем у великі енергосистемні об’єднання (ЕО), що мають як загальнонаціональний, так і транснаціональний характер. Розміри територій, що обслуговуються енергооб’єднаннями, можна порівняти з обжитими територіями континентів, а великий спектр виробників електроенергії, що входять в ЕО, дозволяє створювати конкурентне середовище на міждержавних ринках електричної енергії та потужності.

На північноамериканському континенті, в Європі та Азії в зазначений період функціонували 7 потужних енергоутворень, що об'єднали енергетичні системи на величезних територіях з населенням більше 1 млрд. осіб. Характеристики цих енергооб’єднань на кінець ХХ століття наведено в таблиці 5.1.

Об'єктивною причиною, що змушує створювати ЕО, є чітко виражені економічні переваги роботи енергосистем у складі енергооб’єднань. Ці переваги коротко висловлюються одним слоганом: «Високоякісна електроенергія за низькою ціною». Великі енергосистемні утворення складаються із частин, якими, як правило, є ОЕС або фрагменти національних енергосистем, що мають свої зони оперативного управління (системні оператори). Ці частини поєднуються в єдиний синхронний простір досить потужними електричними зв'язками, якими здійснюється в першу чергу обмін потоками електроенергії, виробленої в місцях одержання первинних енергоресурсів (гідроресурсів, ресурсів органічного палива) або виробленої на АЕС. На основі координації управління розвитком і функціонуванням ОЕС, що входять в ЕО, досягають оптимального використання ресурсів первинної енергії, скорочення загальних втрат при передачі електроенергії, оптимізації у використанні резервної потужності, генерації електроенергії по можливій найменшій ціні за умов об'єднаної роботи. При цьому забезпечується взаємодопомога частин ЕО у випадку збурення, а також можливість швидкого поновлення поставок енергії після системної аварії. У рамках ЕО може бути створений широкий (в тому числі міждержавний) ринок електроенергії, що сприятиме зниженню цін поставки в умовах конкуренції суб'єктів ринку.

У принципах функціонування ЕО загальнонаціонального характеру та ЕО транснаціонального типу є певна різниця. У першому випадку можлива досить висока централізація оперативно-технологічного управління об'єктами енергооб’єднань, заснована на єдиній законодавчій базі, що діє в державі, високому ступеню впливу держави на рівень енергозабезпечення країни та застосування тарифів на електроенергію. Прикладом такого загальнонаціонального ЕО є Єдина енергосистема Росії (ЄЕС Росії), що поєднує під одним оперативно-технологічним управлінням (із центральним диспетчерським пунктом) шість ОЕС із встановленою потужністю електростанцій понад 200 ГВт. За опублікованими даними економічний ефект від створення ЄЕС у складі колишнього СРСР до 1990 року характеризувався зниженням капітальних вкладень в електроенергетику на суму понад 2 млрд. крб. (у цінах 1984 року) і зменшенням експлуатаційних витрат приблизно на 1 млрд. крб. Виграш у зниженні сумарної встановленої потужності електростанцій склав 15 ГВт. Незважаючи на те, що вимоги відносно резервів генеруючої потужності та надійності до основних електричних мереж у ЄЕС нижче аналогічних вимог в енергооб’єднаннях західних країн, завдяки високій організації оперативного управління в ЄЕС досягається надійність електропостачання, що задовольняє споживачів електричної енергії.

Таблиця 5.1. Характеристики найбільших енергооб’єднань

Енергооб’єднання та місцезнаход- ження	Територія, тис. кв. км	Річне виробництво електроенергії, ТВт·год	Максимальне навантаження, ГВт	Встановлена потужність станцій, ГВт
Схід США й Канади	5154	2950	508	722,0
Захід США, Канади та Мексика	3108	874	112	158,0
Росія	5100	791	127	192,6
Захід і Центр Європи (UCTE)	2818	1558	251	414,2
Північ Європи (NORDEL)	1228	366,7	55	88,7
Захід Японії	173	556	78	97,8
Схід Японії	119	408	58	67,7

Проте приєднання електричних мереж ЄЕС Росії до мереж транснаціонального ЕО скандинавських країн (NORDEL) змусило споруджувати вставки постійного струму для того, щоб обмежити вплив на NORDEL збурень, викликаних режимами ЄЕС, та дозволити застосування в ЄЕС менш жорстких стандартів якості електроенергії.

ЄЕС Росії стала центральним блоком міждержавного енергооб’єднання ЕСНД, яке почало формуватися в 1992 році з метою координації управління функціонуванням об'єднаних енергосистем країн Союзу Незалежних Держав. В ЕСНД увійшли ОЕС 12 суверенних держав – Азербайджану, Вірменії, Білорусі, Грузії, Казахстану, Киргизстану, Молдови, Росії, Таджикистану, Туркменістану, Узбекистану та України. Єдині принципи паралельної роботи об'єднаних енергосистем країн СНД відрізняються від принципів функціонування ЄЕС Росії та близькі до принципів спільної роботи, що затвердились в транснаціональних ЕО західних країн.

Спільна синхронна робота енергосистем, що входять у транснаціональні ЕО, прийнята в європейських державах і на північноамериканському континенті, базується на розумінні того, що енергосистеми впливають одна на одну, технічно співпрацюють та довіряють дотриманню кожним учасником встановленого зведення правил:

• у кожній країні в будь-який час повинен забезпечуватися баланс між виробництвом та споживанням електроенергії;

• кожний партнер повинен дотримуватися планів обміну потужностями;

• жодна енергосистема не повинна своїми діями завдавати шкоди енергосистемам інших держав;

• підтримка рівня частоти в кожній енергосистемі здійснюється засобами самої енергосистеми;

• кожна енергосистема повинна мати погоджене значення резерву потужності, що використовується для аварійної взаємодопомоги та підтримки частоти;

• енергосистеми зобов'язані всіма наявними в їх розпорядженні засобами сприяти якнайшвидшому виходу з аварійних ситуацій і післяаварийних режимів.

Першочерговим завданням кожної енергосистеми в складі ЕО є створення сприятливих умов для стійкої та надійної паралельної роботи за рахунок регулювання частоти та потужності (РЧП) засобами первинного, вторинного і третинного регулювання, наявними в самій енергосистемі.

У західноєвропейському енергооб’єднанні UCTE (Союз з координації передачі електроенергії), до якого входять близько 40 системних операторів з 24 країн континентальної Європи, вимоги до систем РЧМ дуже жорсткі.

Система первинного регулювання забезпечує за допомогою регуляторів турбін баланс між генеруючою та споживаною потужностями. Первинне регулювання повинно реагувати на відхилення частоти ±20 мГц і більше. Ця величина складається з точності місцевого виміру частоти ( ±10 мГц) та нечутливості регулятора турбіни (±10 мГц). Резерв потужності для первинного регулювання частоти має становити 1% максимального покриття, час введення резерву до 30 с (50% за перші 15 с та від 50 до 100% – лінійно до 30 с).

Суворе дотримання встановлених в енергооб’єднанні правил і стандартів всіма енергосистемами – членами ЕО – забезпечує успішне функціонування синхронної зони без централізації оперативно-технологічного управління та створення єдиного диспетчерського центру.

Основним завданням вторинного регулю вання є забезпечення погоджених обмінів потужністю між енергосистемами при підтримці частоти в припустимих межах. У випадку порушення режиму в одній з енергосистем та після того, як система первинного регулювання мобілізує резерви активної потужності, система вторинного регулювання за час не більше 15 хв. повинна відновити нормальний режим щодо перетоків активної потужності, що передував аварійному порушенню. Резерв потужності для вторинного регулювання повинен становити від 5 до 10% поточного значення покриття навантаження. Хвилинний резерв повинен відповідати потужності найбільшого блоку, включеного в мережу.

Третинне регулювання – це автоматична або ручна зміна поточної потужності генераторів або навантаження. Відновлення резервів первинного і вторинного регулювання повинне проводитись за рахунок активації резервів третинного регулювання та має починатися не пізніше 15 хв. після видачі команди на зміну потужності. Величина третинного резерву в кожній енергосистемі повинна бути достатньою для підтримки необхідного вторинного резерву.

Холодний резерв повинен забезпечити заміщення найбільшої за потужністю генеруючої одиниці, яка аварійно вийшла з ладу (в ОЕС України такою одиницею є блок 1000 МВт).

Необхідно зупинитися ще на одному аспекті вимог UCTE – підтримці необхідної надійності мережі за критерієм «N-1», який вимагає, щоб втрата будь-якого елемента системи (генератора, трансформатора, лінії) не загрожувала безпеці об'єднаної роботи та не приводила до каскаду відключень.

Експлуатаційна безпека забезпечується виконанням вимог по підтримці планових режимів при роботі в режимі реального часу з регулюванням напруги та управлінням реактивною потужністю. Передбачається здійснення первинного, вторинного та третинного регулювання напруги.

Західноєвропейське енергооб’єднання UCTE (раніше називалося UCРTE ) існує з 1951 р. У 1995 р. на паралельну роботу з UCTE перейшла ОЕС CENTREL у складі енергосистем Польщі, Чехії, Угорщини і Словаччини. Електричні мережі енергооб’єднання UCTE/CENTREL безпосередньо приєднані до мереж ОЕС України із заходу, однак на паралельну роботу з ЕО підключений тільки «Острів Бурштинської ТЕС» української енергосистеми (2003 р.). Крім того, у ПівденноСхідній Європі утворився блок енергосистем балканських країн: Румунії, Болгарії, Албанії, Греції, Македонії, Боснії і Герцеговини, Сербії і Чорногорії. Учасники цього блоку мають намір приєднатися до паралельної роботи з основною частиною UCTE.

Структурно-технологічна схема взаємозв'язків UCTE/CENTREL і балканського блоку енергосистем показана на малюнку 5.1.

Формування сучасної транс’європейської енергосистеми у вигляді енергооб’єднання UCTE/CENTREL є результатом цілого ряду вдалих об'єднань національних енергосистем на основі суворого дотримання встановлених правил і стандартів всіма енергосистемами синхронної зони. У результаті створено одну з найбільших синхронних енергозон світу з високим рівнем надійності й безпеки.

На початок ХХ1 століття на території європейського континенту сформувалися 4 найбільших транснаціональних енергооб’єднання:

• UCTE (включаючи CENTREL), або західна синхронна зона;

• Великобританія та Північна Ірландія;

• NORDEL, або північна синхронна зона (енергосистеми Швеції, Норвегії, Данії, Фінляндії та Ісландії, при цьому континентальна частина системи Данії працює паралельно з UCTE, а східна – з NORDEL);

• східне енергооб’єднання, або східна синхронна зона, що об’єднує ЕСНД (за винятком Вірменії та Туркменістану) і ОЕС країн Балтії.

Мал. 5.1. Структурно технологічна схема взаємозв'язків UCTECENTREL і блоку енергосистем Південно Східної Європи

Сучасні тенденції розвитку енергетики у світі та в Європі, зокрема лібералізація енергетичних ринків, розширення європейського ЕО UCTE та відновлення після розвалу СРСР східного енергооб’єднання привели до того, що найбільші синхронні зони Сходу та Заходу опинились перед неминучим вибором шляхів інтеграції: будівництво вставок чи передач постійного струму або глобальна синхронізація трансконтинентального характеру від Гібралтару до Сибіру. Зіставлення варіантів використання систем постійного струму і синхронного об'єднання дозволяє зробити висновок про необхідність «глобальної синхронізації» як найбільш кращого варіанта об'єднання західної (європейської) та східної (європейсько-азіатської) синхронних зон. Наголосимо та тому, що в цьому варіанті може бути ефективно використана більша пропускна спроможність 11 ліній змінного струму, споруджених раніше між ЕСНД та UCTE для зв'язку з ОЕС «Мир», що розпався. Ці лінії у своїй більшості проходять по території України, і тому ОЕС України варто розглядати як невід'ємний елемент глобальної синхронної зони в перспективі.

На шляху глобальної синхронізації існують значні складнощі як в створенні ліберальних міждержавних енергоринків, так і в першу чергу в забезпеченні високої якості електроенергії та пов'язаного із цим комплексу технічних проблем (регулювання, автоматика та ін.).

Електростанціям, що працюють у східній синхронній зоні, у спадщину від енергетики СРСР залишилися системи регулювання частоти та активної потужності з великими зонами нечутливості. Швидкість зміни навантаження блоків цих електростанцій набагато нижче нормованої, і тому реалізація резервів не відповідає високим вимогам підтримки синхронного режиму. Вторинне і третинне регулювання на ТЕС виконуються фактично вручну за командами диспетчера. Внаслідок цього теплові енергоблоки не можуть підтримувати частоту в необхідних межах і працювати в такому режимі тривалий час. Заміна існуючих систем регулювання на блоках теплових електростанцій є найбільш витратною та тривалою за часом частиною заходів, необхідних для здійснення глобальної синхронізації.

У 2006 році Україна і Молдова надали Генеральній асамблеї UCTE спільну заявку про приєднання ОЕС України та ЕС Молдови до синхронної зони UCTE як єдиного блоку регулювання.

Інтеграція ОЕС України з європейськими енергосистемами вимагає модернізації не менше 35 енергоблоків існуючих ТЕС. Однак перші кроки в цьому напрямку вже зроблені при створенні «Острова Бурштинської ТЕС». Вісім блоків цієї ТЕС оснащені сучасними первинними регуляторами високої чутливості, встановлено автоматичний термінал – розподільник потужності вторинного регулювання між блоками, а також створено центральний регулятор «острова» з необхідними телекомунікаційними зв'язками.

Бурштинська ТЕС

Пошук найкращих сценаріїв розвитку енергетичного співробітництва на євразійському континенті йде в напрямку створення загального ринку електроенергії та потужності як основи єдиного трансконтинентального енергетичного простору. На вирішення цього завдання націлений ряд міжнародних проектів (які поки що далекі від реального впровадження).

Фахівці вважають, що реалізація подібних проектів у поєднанні з підсиленням міжсистемних зв'язків ультрависоких напруг всередині енергооб’єднань дозволить в перспективі розпочати формування потужного електричного ланцюга Японія – Китай – Сибір – Казахстан – європейська частина Росії – Україна – Східна Європа – Західна Європа. Це стане важливим етапом у створенні євразійського суперенергооб’єднання як однієї з потужних частин світової енергосистеми.

Запропоновано проект Балтійського кільця зі створення потужної електричної мережі енергосистем прибережних країн Балтійського моря – скандинавських країн, країн Балтії, Росії, Білорусі, Польщі та Німеччини. На заході Балтійське кільце замикається підводними кабельними лініями постійного струму між Швецією і Німеччиною, Норвегією і Німеччиною, Швецією та Польщею; на сході – лініями Росії, Білорусі та балтійських держав; на півночі – вставкою постійного струму у Виборзі та лініями скандинавських країн. При цьому з південної сторони Балтійське кільце замикає багатопідстанційна електропередача постійного струму Росія – Білорусь – Польща – Німеччина потужністю 4000 МВт.

Розглядаються варіанти електропередач Росія – Японія через острів Сахалін, через територію Китаю та Кореї з перетинанням морських проток, а між Росією та США – через Берінгову протоку.

Мал. 5.2. Системоутворюючі мережі Калінінградської області Росії, країн Балтії та Польщі (перспективи розвитку) (мовою оригіналу)

На сьогоднішній день енергосистеми країн Балтії (Естонії, Латвії, Литви) і Калінінградської області Росії від Фінської затоки до території Польщі зв'язані електричними мережами з енергосистемами континентальної Росії та Білорусі (мал. 5.2, надається мовою оригіналу). По дну Балтійського моря прокладено та успішно функціонують шість електричних мостів на основі ліній постійного струму (табл. 2.2, див. стор. 269). Лінію постійного струму ППС 8, що складається із двох кабелів постійного струму і двох конвертуючих підстанцій, Естонія та Фінляндія ввели в експлуатацію наприкінці 2006 року. Вона зв'язує тепер фінське місто Еспоо з естонським Таллінном. У такий спосіб в 2006 р. було створено перший електричний зв'язок між енергосистемою країн Балтії та енергосистемою країн ЄС.

У квітні 2009 р. ухвалено рішення про спорудження електричного моста на основі лінії постійного струму між енергосистемами Швеції та Литви (ППС 4, див. мал. 5.2 і стор. 269). Завершити проект планується у 2016 р.

29 вересня 2009 року підписане розпорядження уряду РФ про спорудження в Калінінградській області Балтійської АЕС, загальна потужність двох енергоблоків якої складе 2300 МВт. Побудова першого блоку БАЕС намічена на 2010–2016, а другого – на 2012–2018 роки.

Пропонується здійснити спорудження електричного моста між континентальною частиною Російської Федерації, Калінінградською областю і Німеччиною. Він буде являти собою лінію постійного струму, що складається із силових кабелів, прокладених по дну Балтійського моря, і трьох конвертуючих підстанцій (ППС 6, див. мал. 5.2).