Єдина енергетична система України

Єдина енергетична система Укаїни(ЄЕС Укаїни) — сукупність виробничих та інших майнових об'єктів електроенергетики, пов'язаних єдиним процесом виробництва (у тому числі виробництва в режимі комбінованого вироблення електричної та теплової енергії) та передачі електричної енергії в умовах централізованого оперативно-диспетчерського управління в електроенергетиці

Зміст

ГОСТ 21027-75 дає таке визначення Єдиної енергосистеми [1] :

Єдина енергосистема - сукупність об'єднаних енергосистем (ОЕС), з'єднаних міжсистемними зв'язками, що охоплює значну частину території країни при загальному режимі роботи та має диспетчерське управління

Місце серед енергосистем Європи

ЄЕС Україна охоплює практично всю обжиту територію країни і є найбільшим у світі централізовано керованим енергооб'єднанням.

ЄЕС Укаїни включає 69 енергосистем на території 79 суб'єктів Укаїни [2] , що працюють у складі шести працюючих паралельно ОЕС:

ОЕС Центру,
ОЕС Півдня,
ОЕС Північно-Заходу,
ОЕС Середньої Волги,
ОЕС Уралу
Сибіру

та ОЕС Сходу, що працює ізольовано від ЄЕС України.

Крім того, ЄЕС України здійснює паралельну роботу з ОЕС України, ОЕС Казахстану, ОЕС Білоукраїнсії, енергосистемами Естонії, Латвії, Литви, Грузії та Азербайджану, а також з NORDEL (зв'язок з Фінляндією через вставку постійного струму у Виборзі).

Енергосистеми Білоукраїнсії, України, Естонії, Латвії та Литви утворюють так зване «Електричне кільце БРЕЛЛ», робота якого координується в рамках підписаної в 2001 році Угоди про паралельну роботу енергосистем БРЕЛЛ.

Цінові зони

Перевагиоб'єднання електричних станцій та мереж в ЄЕС Україна

Паралельна робота електростанцій у масштабі Єдиної енергосистеми дозволяє реалізувати такі переваги [3] :

зниження сумарного максимуму навантаження ЄЕС України на 5 ГВт;
скорочення потреби у встановленій потужності електростанцій на 10-12 ГВт;
оптимізація розподілу навантаження між електростанціями з метою скорочення витрати палива;
застосування високоефективного великоблочного генеруючого обладнання;
підтримка високого рівня надійності та живучості енергетичних об'єднань.

Спільна робота електростанцій в Єдиній енергосистемі забезпечує можливість встановлення на електростанціях агрегатів найбільшої одиничної потужності, яка може бути виготовлена промисловістю, та укрупнення електростанцій. Збільшення одиничної потужності агрегатів та встановленої потужності електростанцій має значний економічний ефект.

Історія створення

Принципи централізації вироблення електроенергії та концентрації потужностей, що генерують, на великих районних електростанціях були закладені ще при реалізації плану ГОЕЛРО. Розвиток електроенергетики СРСР 1930-ті роки характеризувалося початком формування енергосистем.

У 1926 року у Московської енергосистемі було створено першу країні центральна диспетчерська служба (ЦДС, нині ЦДС носять назви Регіональних диспетчерських управлінь і мають статус філій ВАТ «СО ЄЕС»).

До 1935 року у країні працювало шість енергосистем, зокрема Московська, Ленінградська, Донецька і Дніпровська. Перші енергосистеми були створені на основі ЛЕП напруги 110 кВ, за винятком Дніпровської, в якій використовувалися лінії напруги 154 кВ, прийнятої для видачіпотужності Дніпровської ГЕС

У 1942 році для координації роботи трьох районних енергетичних систем: Свердловської, Пермської та Челябінської було створено перше Об'єднане диспетчерське управління ОДУ Уралу. У 1945 році було створено ОДУ Центру.

На початку 1950-х років було розпочато будівництво каскаду гідроелектростанцій на Волзі. У 1956 році об'єднання енергосистем Центру та Середньої Волги лінією електропередачі 400 кВ "Куйбишев - Москва", що забезпечувала видачу потужності Куйбишської ГЕС, позначило початок формування Єдиної енергосистеми СРСР. Будівництво ЛЕП 500 кВ, що відбулося, від каскаду Волзьких ГЕС забезпечило можливість паралельної роботи енергосистем Центру, Середньої та Нижньої Волги та Уралу і завершило перший етап створення Єдиної енергетичної системи.

У 1967 році на базі ОДУ Центру було створено Центральне диспетчерське управління (ЦДУ) ЄЕС СРСР, яке також прийняло функції диспетчерського управління паралельною роботою енергосистем ОЕС Центру.

1970 року до ЄЕС було приєднано ОЕС Закавказзя, а 1972 року — ОЕС Казахстану та окремі райони Західного Сибіру.

У 1978 році ОЕС Сибіру була приєднана до ЄЕС СРСР.

До 1990 року до складу ЄЕС СРСР входили 9 з 11 енергооб'єднань країни, охоплюючи 2/3 території СРСР, у яких проживало понад 90 % населення.

Після розпаду СРСР електричні зв'язки між деякими енергооб'єднаннями у складі ЄЕС України стали проходити територією незалежних держав і електропостачання частини регіонів виявилося залежним від цих держав (зв'язки 500—1150 кВ між ОЕС Уралу і Сибіру, що проходять територією Казахстану, зв'язки ОЕС Півдня і Центру, частково проходять територією України, зв'язки ОЕС Північно-Заходу з Калінінградською енергосистемою, що проходять територієюкраїн Балтії).

У 1995 році ОДУ Центру виведено зі складу ЦДУ ЄЕС України як Дирекцію оперативно-диспетчерського управління об'єднаної енергетичної системи Центру «Центренерго» (філія РАТ «ЄЕС України»).

2012: Плани об'єднання 2-х енергосистем України

Найбільш обговорюваний варіант — лінії електропередачі та підстанції, що передають енергію з Сибіру через Казахстан на Урал та в центр, розповіли два джерела, близькі до комісії. Будівництвом має зайнятися ФСК.

Збудувати потрібно близько 2500 км мережевої інфраструктури, підрахував директор Фонду енергетичного розвитку Сергій Пікін. За його словами, вартість будівництва перевищить $4 млрд. Плюс у разі об'єднання зон будуть потрібні нові електростанції сукупною потужністю 6 ГВт. Це коштуватиме ще приблизно $15 млрд, каже Пікін. За даними з попередньої генеральної схеми розвитку електроенергетики (проект у результаті було виключено звідти), будівництво лише 1500 км мереж обійшлося б у 300-350 млрд руб.

Об'єднання двох зон було б вигідним для споживачів європейської частини України. У Сибіру електроенергії з надлишком і вона менше коштує. Цю енергію можна буде постачати до європейської частини України, знижуючи загальну ціну, вважає Пікін. Енергосистема стане стійкішою: коливань потужності та втрат у мережах буде менше, резервів — більше, додав представник «Системного оператора».

Об'єднання цінових зон збільшить конкуренцію між генеруючими компаніями, зазначає начальник профільного управління Федеральної антимонопольної служби Віталій Корольов. Услід має знизитися і ціна електрики, пояснив він. Корольов вважає, що у разі такого об'єднання згодом можна буде скасувати «прайскепи» — граничні рівні цін на потужність, які зараз є на більшій частині.території України.

Ідея правильна, зазначає голова «Ради ринку» В'ячеслав Кравченко. Але через високі витрати на проект можна не досягти головної мети — зниження вартості електроенергії в європейській частині України і при цьому отримати зростання цін у Сибіру. Адже тарифи ФСК неминуче зростуть, зазначає Кравченко. Голова наглядової ради НП «Спільнота покупців ринків електроенергії» Олександр Старченко радить у такому разі скоригувати інвестпрограму ФСК, прибравши з неї менш важливі проекти. Аналітик "ВТБ капіталу" Михайло Расстригін пропонує інший варіант. На його думку, основне фінансове навантаження щодо будівництва нових мереж має взяти на себе держава, щоб не похитнути діяльність ФСК цим «проектом століття». Представник ФСК сказав, що спочатку потрібно виконати техніко-економічне обґрунтування проекту з оцінкою його економічної ефективності.

Поспішати з реалізацією проекту чиновники не збираються. Співробітник Мінекономрозвитку зазначає, що питання об'єднання зон безпосередньо пов'язане з інвестпрограмою ФСК. Тому перед тим, як приймати остаточне рішення, потрібно підрахувати вартість проекту. Чиновник вважає, що об'єднання зон — «питання не сьогоднішнього дня», адже «очевидно, що проект дорогий, а ФСК має обмеження за тарифами».

Адміністративно-господарське управління ЄЕС

Диспетчерсько-технологічне управління роботою ЄЕС України здійснює ВАТ «СО ЄЕС».

Більшість теплових електростанцій України знаходяться у власності семи ОГК (оптові генеруючі компанії) та чотирнадцяти ТГК (територіальні генеруючі компанії).

Експлуатуючою організацією АЕС України є ВАТ «Концерн Росенергоатом».

Реформування електроенергетики передбачало створення в Україні оптового тароздрібні ринки електричної енергії. Діяльність щодо забезпечення функціонування комерційної інфраструктури оптового ринку, ефективного взаємозв'язку оптового та роздрібних ринків, формування сприятливих умов для залучення інвестицій в електроенергетику, організації на основі саморегулювання ефективної системи оптової та роздрібної торгівлі електричною енергією та потужністю здійснює некомерційне партнерство «Рада. Діяльність з організації торгівлі на оптовому ринку, пов'язана із укладанням та організацією виконання угод щодо обігу електричної енергії, потужності та інших об'єктів торгівлі, обіг яких допускається на оптовому ринку, здійснює комерційний оператор оптового ринку - ВАТ «Адміністратор торгової системи оптового ринку електроенергії» (ВАТ "АТС").

Особливості ЄЕС

ЄЕС Україна знаходиться на території, що охоплює 8 часових поясів. Необхідністю електропостачання такої протяжної території обумовлено широке застосування далеких електропередач високої та надвисокої напруги. Системоутворююча електрична мережа ЄЕС (ЄНЕС) складається з ліній електропередачі напруги 220, 330, 500 та 750 кВ. В електричних мережах більшості енергосистем України використовується шкала напруг 110-220 - 500-1150 кВ. В ОЕС Північно-Заходу та частково в ОЕС Центру використовується шкала напруг 110-330 - 750 кВ. Наявність мереж напруги 330 і 750 кВ в ОЕС Центру пов'язана з тим, що мережі зазначених класів напруги використовуються для видачі потужності Калінінської, Смоленської та Курської АЕС, які розташовані на межі використання двох шкал напруг. В ОЕС Північного Кавказу певне поширення мають мережі напруги 330 кВ.

Структура генеруючих потужностей

ОЕС, що входять до складу ЄЕС України, мають різнуструктуру генеруючих потужностей, значна частина енергосистем не збалансована за потужністю та електроенергією. Основу української електроенергетики становлять близько 600 електростанцій сумарною потужністю 210 ГВт, які працюють у складі ЄЕС України.

Дві третини генеруючих потужностей посідає теплові електростанції. Близько 55% потужностей ТЕС становлять теплоелектроцентралі (ТЕЦ), а 45% конденсаційні електростанції (КЕС). Потужність гідравлічних (ГЕС), у тому числі електроакумулюючих (ГАЕС) електростанцій становить 21% встановленої потужності електростанцій України. Потужність атомних електростанцій становить 11% встановленої потужності електростанцій країни.

Для ЄЕС України характерний високий рівень концентрації потужностей на електростанціях. На теплових електростанціях експлуатуються серійні енергоблоки одиничною потужністю 500 та 800 МВт та один блок потужністю 1200 МВт на Костромській ГРЕС. Поодинока потужність енергоблоків діючих АЕС досягає 1000 МВт.

Технічні проблеми функціонування ЄЕС

Однією з серйозних проблем функціонування ЄЕС є слабкість міжсистемних, а іноді й системоутворювальних зв'язків в енергосистемі, що призводить до замикання потужностей електричних станцій [5] . Слабкість міжсистемних зв'язків у ЄЕС обумовлена її територіальною розподіленістю. Обмеження у використанні зв'язків між різними ОЕС та більшості найважливіших зв'язків усередині ОЕС визначаються в основному умовами статичної стійкості; для ЛЕП, що забезпечують видачу потужності великих електростанцій, та низки транзитних зв'язків визначальними можуть бути умови динамічної стійкості.

Дослідження, що проводилися, виявили, що стабільність частоти в ЄЕС України нижча, ніж в UCTE. Особливо великі відхилення частоти відбуваються навеснів другій половині ночі, що свідчить про відсутність гнучких засобів регулювання частоти [6] .

Перспективи розвитку ЄЕС

Розвиток ЄЕС в перспективі описується в Генеральній схемі розміщення об'єктів електроенергетики до 2020 року.

Системний оператор завершив роботу над техніко-економічним обґрунтуванням (ТЕО) об'єднання ЄЕС/ОЕС із UCTE. Таке об'єднання означало б створення найбільшого у світі енергетичного об'єднання, розташованого в 12 часових поясах, сумарною встановленою потужністю понад 860 ГВт [7] .

ТЕО показало, що «синхронне об'єднання енергосистем UCTE та ЄЕС/ОЕС можливе за умови проведення низки технічних, експлуатаційних та організаційних заходів та створення необхідних правових рамок, визначених дослідженням. Оскільки виконання цих умов, ймовірно, вимагатиме тривалого часу, синхронне об'єднання має розглядатися як довгострокова перспектива. Для побудови спільної, найбільшої у світі ринкової платформи для торгівлі електроенергією між синхронними зонами UCTE та ЄЕС/ОЕС також можна розглянути створення несинхронних зв'язків, що, проте, вимагає проведення окремих досліджень зацікавленими сторонами» [9] .