The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators
The paper considers one of the possible options to solve the actual task for the Integrated Power System (IPS) of Ukraine regarding creating deficit-free primary, secondary and tertiary reserves, which is an important condition for successful integration of IPS of Ukraine into ENTSO-E. The increase...
Збережено в:
| Дата: | 2021 |
|---|---|
| Автори: | , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2021
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/783 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104295776026624 |
|---|---|
| author | Lenchevsky Godun O.V. |
| author_facet | Lenchevsky Godun O.V. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Lenchevsky ",
"institution": null
},
{
"author": "Godun O.V.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Lenchevsky |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:47Z |
| description | The paper considers one of the possible options to solve the actual task for the Integrated Power System (IPS) of Ukraine regarding creating deficit-free primary, secondary and tertiary reserves, which is an important condition for successful integration of IPS of Ukraine into ENTSO-E. The increase of the level of reserves of IPS of Ukraine could be provided by the implementation of the dedicated technological system (NPP+powerful electric boilers) which should be connected at the "points" where a nuclear power plant (NPP) is connected to the grid.It is assumed that the use of the proposed technological system with electric boilers' capacity of 2000 MW in the IPS of Ukraine will allow the substitution of about 10 thermal power plant's (TPP) units, which provide secondary reserves. Implementation of proposed option also aimed at fulfillment "National Plan on Reduction of Emissions from big burning units", and also allow reduce consumption of organic fuel, namely the coal, that is prescribed by Energy Strategy of Ukraine till 2035. According to preliminary estimates, the proposed technological system complies with the main categories of "Methodology for the analysis of costs and benefits of projects for the development of electrical networks". |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.02.036 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:02Z |
| format | Article |
| fulltext |
36
Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ, О.В. ГОДУН
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Новий «План розвитку системи передачі на
2020–2029 роки» передбачає проведення рекон-
струкції та введення нових магістральних і між-
державних мереж у десятирічний період з ураху-
ванням майбутньої інтеграції Об’єднаної енерго-
системи України V(OEC) до ENTSO-E [1]. При
цьому, згідно базового сценарію розвитку генеру-
ючих потужностей, пріоритет надається віднов-
люваним джерелам енергії (ВДЕ), серед яких: гід-
роелектростанції (ГЕС), гідроакумулюючі станції
(ГАЕС), сонячні електростанції (СЕС) та вітряні
електростанції (ВЕС), а також створенню на їх
основі сучасних швидкодіючих систем для регу-
лювання потужності.
Усі зазначені вище засоби направлені на ви-
рішення головної задачі – усунення дефіциту ма-
неврених генеруючих потужностей, який на сьо-
годні в Об’єднаній енергосистемі складає 3,0–
4,0 ГВт. Відомо, що протягом декількох останніх
десятиліть вже намагались вирішити це питання
для Об’єднаної енергосистеми, однак за існую-
чих традиційних методів і засобів формування
маневрених генеруючих потужностей зробити
це так і не вдалося.
За базового сценарію розвитку ОЕС України
передбачається можливим у 2027–2029 рр. лише
зменшити існуючий дефіцит маневрених генеру-
ючих потужностей. Тобто, на наступний десяти-
річний період ще не поставлена задача щодо ство-
рення в Об’єднаній енергосистемі бездефіцитних
резервів маневрених генеруючих потужностей,
що необхідно для здійснення повноцінної інтегра-
ції ОЕС України до ENTSO-E. Саме за наявності
в Об’єднаній енергосистемі достатніх обсягів ма-
неврених генеруючи потужностей стане можли-
вим диспетчерам діючих станцій виконувати про-
цеси нормованого первинного регулювання час-
тоти (НПРЧ), автоматичного регулювання частоти
і потужності (АРЧП) і третинного регулювання
відповідно до норм, встановлених ENTSO-E.
Важливо також врахувати, що термін реаліза-
ції намічених планів базового сценарію розвитку
ОЕС України достатньо тривалий, а невирішени-
ми у цей період залишаються зазначені вище про-
блеми. Крім того, існує також ймовірність суттє-
вої затримки термінів виконання базового сцена-
рію. Так, наприклад, досвід впровадження сучас-
них систем ВДЕ фінської компанії «WÄRTSILÄ
ENERGY» показав, що для забезпечення в енерго-
системі певного (заданого) рівня генерації сучас-
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ
ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 2(65): 36–43
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.02.036
УДК 621.31 Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ1, канд. техн. наук, ст. наук. співр., ORCID 0000-0001-7951-508X
О.В. ГОДУН2, канд. техн. наук, ORCID 0000-0001-9447-7560
1Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
2Науково-технічний центр ДП НАЕК «Енергоатом», вул. Гоголівська, 22/24, м. Київ, 01032, Україна
НАПРЯМИ ПІДВИЩЕННЯ БАЛАНСОВОЇ НАДІЙНОСТІ В ОБ’ЄДНАНІЙ ЕНЕРГОСИСТЕМІ
УКРАЇНИ ЗА РАХУНОК ВИКОРИСТАННЯ ЕЛЕКТРОТЕПЛОВИХ ГЕНЕРАТОРІВ
Розглянуто перспективну можливість вирішення актуального для об’єднаної
енергосистеми України питання щодо забезпечення в останній достатніх обся-
гів маневрених генеруючих потужностей для первинного, вторинного і третин-
ного регулювання частоти та потужності. Це сприятиме суттєвому прискоренню
процесів інтеграції ОЕС України до енергооб’єднання ENTSO-E. Розглянуто пи-
тання щодо можливості створення в Об’єднаній енергосистемі бездефіцитного
третинного резерву на основі використання нового способу формування та за-
стосування маневрених генеруючих потужностей, що підключені до магістраль-
них ліній АЕС.
К л ю ч о в і с л о в а: об’єднана енергосистема України, електротепловий гене-
ратор, добовий графік навантаження, оптовий ринок електроенергії.
© Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ, О.В. ГОДУН, 2021
37
Напрями підвищення балансової надійності в об’єднаній енергосистемі України за рахунок використання електротеплових генераторів
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
них систем ВДЕ потрібно, щоб потужності засобів
ВЕС, СЕС і біостанцій у п’ять разів перевищува-
ли цей рівень, крім того, потрібно забезпечити ще
і чотирикратний резерв потужності систем аку-
муляції з використанням акумуляторних батарей
(АБ)) і однократний – іншої маневреної генерації.
Тобто, якщо піковий рівень навантаження сучас-
них систем ВДЕ досягне 1000 МВт, потрібно буде,
щоб потужності ВДЕ були 5000 МВт, а потужнос-
ті систем акумулювання енергії з використанням
АБ складали не менше 4000 МВт, при цьому, по-
тужності маневреної генерації також були на рівні
1000 МВт [2].
Для порівняння та аналізу перспективних на-
прямків створення нових або модернізації існую-
чих систем маневреної генерації, що забезпечать
кращі технічні та економічні характеристики
було рекомендовано використати документ «Ме-
тодології аналізу витрат і вигод нових проектів
розвитку електричних мереж» [1]. В основу цієї
методології покладено декілька категорій, які ви-
користовуються для оцінювання витрат і вигод
проектів розвитку системи передачі. Зазначимо,
що цим категоріям оцінки повністю відповіда-
ють матеріали наукових статей [3–5]. Однак, щоб
використати наукові пропозиції зазначених вище
статей, потрібно попередньо вирішити актуаль-
не для ОЕС питання щодо усунення існуючого
дефіциту маневрених генеруючих потужностей.
Вирішити це питання передбачається можливим,
якщо одночасно впроваджувати сучасні «техноло-
гії гнучкості» і принципово нові системи, здатні
забезпечити регулювання режиму навантаження
станцій АЕС у достатньо широкому діапазоні [6].
Метою статті є обґрунтування енергетичної
та економічної ефективності у вирішенні питан-
ня щодо усунення в Об’єднаній енергосистемі
дефіциту маневрених генеруючих потужностей
і створення на їх основі самодостатніх резервів
маневрених потужностей для виконання проце-
сів первинного, вторинного і третинного регулю-
вання частоти.
Згідно проведеного у [7] аналізу сучасного
стану роботи Об’єднаної енергосистеми, існує
нагальна потреба у збільшенні або створенні
нових резервів маневрених генеруючих потуж-
ностей, а саме:
– первинний нормований резерв повинен
бути потужністю 1000 МВт. На даний час цей
резерв є достатньо обмеженим. У планах розви-
тку Об’єднаної енергосистеми України на 2017–
2026 рр. було визначено, що після реконструкції
енергоблоків теплових електростанцій за заявами
генеруючих компаній (ГК) до процесів первинно-
го і вторинного регулювання потенційно можуть
бути залучені 28 енергоблоків. Однак, величина
доступного первинного резерву на цих блоках
може бути досягнута лише на рівні ±160 МВт;
– розрахунковий діапазон вторинного регулю-
вання для компенсації найбільш вірогідної ава-
рійної втрати генерації має становити 1500 МВт
(на завантаження – 1000 МВт і на розвантаження
– 500 МВт). На даний момент резерв потужності
вторинного регулювання на завантаження в ОЕС
України складає 432 МВт, який розміщено на шіс-
тьох гідроагрегатах Дніпровської гідроелектрос-
танції (ДГЕС-1), приєднаних до центрального
регулятора системи АРЧП ДП НЕК «Укренерго»;
– дефіцит третинного резерву складає 1500–
2000 МВт.
За прийнятого базового сценарію розвитку
ОЕС України рекомендовано використати ви-
сокоманеврені ТЕС з швидким стартом та нові
системи підтримки та регулювання частоти. У
розвитку цього питання застосування сучасних
засобів «технологій гнучкості» дасть можливість
створити нові резерви маневрених потужностей
для виконання процесів первинного і вторинного
регулювання із значно кращими швидкісними ха-
рактеристиками, як це показано на рис. 1 [8].
Рис. 1. Швидкісні характеристики сучасних систем регулювання генеруючих
потужностей на теплових станціях
38
Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ, О.В. ГОДУН
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Для створення первинного резерву в
Об’єднаній енергосистемі доцільно використа-
ти сучасні системи маневреної генерації із АБ.
А при вирішенні задач вторинного регулювання
частоти застосувати маневрені генеруючи по-
тужності газо-поршневих агрегатів (ГПА). Для
того, щоб в Об’єднаній енергосистемі забезпечи-
ти достатній обсяг первинного резерву, потрібно,
щоб діюча (робоча) потужність задіяних систем
акумуляції із використанням АБ була не менше
1000 МВт [9].
З урахуванням того, що у вторинному резерві
знаходиться 432 МВт генеруючих потужностей
ДГЕС-1[9], для забезпечення достатнього обсягу
потужностей цього резерву потрібно додатково
ввести ще 1068 МВт потужностей систем ГПА.
У подальшому потужності ДГЕС-1 також можна
буде замінити на потужності систем ГПА.
При вирішенні іншої актуальної задачі щодо
забезпечення в Об’єднаній енергосистемі до-
статнього обсягу потужностей третинного ре-
зерву пропонується реалізувати новий підхід
у вирішенні питання щодо керування режимом
навантаження Рівненської (РАЕС) і Хмельниць-
кої АЕС (ХАЕС) [6]. При реалізації такого про-
екту потрібно, щоб у системі тепломереж міст
Рівне, Луцьк, Ковель, а також Хмельницького
і Житомира були встановлені та технологічно
задіяні потужні електрокотли (електротепло-
ві генератори (ЕТГ)), як це умовно показано
на рис. 2. Враховуючи те, що електроживлен-
ня цих міст забезпечується від станцій РАЕС і
ХАЕС через повітряні лінії (ПЛ) 330 кВ, проце-
си регулювання потужністю встановлених ЕТГ
буде здійснювати нова комплексна автоматична
система (АЕС + ЕТГ), введена до складу ді-
ючих засобів автоматизованої системи диспет-
черського управління (АСДУ) атомних станцій.
Регулювання генеруючих потужностей на магі-
стральних лініях 750 кВ ХАЕС і РАЕС будуть
виконувати таким чином, щоб при усіх змінах
поточного навантаження, що матимуть місце на
цих лініях, встановлений базовий режим на роз-
подільчих і генеруючих шинах станцій РАЕС і
ХАЕС був збережений.
Відомо, що добовий графік електричного на-
вантаження (ДГЕН) Центральної енергосистеми
має достатньо велику змінну частину, тому після
підключення її до підстанції (ПС) 750 «Київська»
передбачається можливим на магістральній лінії
750 кВ ХАЕ–ПС 750 «Київська» і лінії 750 кВ
РАЕС–ПС 750 «Київська» виконувати регулюван-
Рис. 2. Структурна схема системи формування резерву маневрених потужностей
у місцевих енергорайонах станцій РАЕС і ХАЕС для регулювання змінної частини
добового графіка електричного навантаження м. Києва
Кордонний
перетин
39
Напрями підвищення балансової надійності в об’єднаній енергосистемі України за рахунок використання електротеплових генераторів
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
ня генеруючої потужності станцій АЕС загальною
величиною 1000 МВт, що забезпечить збереження
встановленого базового режиму навантаження на
шинах станцій РАЕС і ХАЕС. При цьому, досяг-
ненню стабільності базового режиму навантажен-
ня на шинах станцій РАЕС і ХАЕС сприятимуть
високі швидкісні характеристики електрокотлів, у
яких потужність від мінімального до номінально-
го значення регулюється усього за 2–3 хв, а кіль-
кість повторних циклів щодо змін потужності на-
вантаження – необмежена [10].
Систему контролю за змінами поточного на-
вантаження на ПС 750 «Київська» пропонуєть-
ся здійснити, використовуючи відомий принцип
дискретного регулювання, за якого період доби
Т розподілено на дискретні часові інтервали
Δτ =( τ1 – τ2), де Т » Δτ. У цьому випадку про-
цес регулювання потужностей комплексів ЕТГ
(∆РН.ЕТГ) буде відбуватися за наявності певної
різниці між заданим базовим навантаженням на
шинах АЕС . .( )Н баз АЕСР
і поточним змінним на-
вантаженням на ПС 750 «Київська» " "Н КиївськаР
, що складатиме величину ∆РН.ЕТГ, на певному
часовому інтервалі Δτ:
2
. ( ) . .( ) " "
1
1 .Н ЕТГ Н баз АЕС Н КиївськаР Р Р dt
Саме контроль за змінами поточного наванта-
ження на кожному часовому інтервалі Δτ, а також
процеси регулювання потужностей комплексів
ЕТГ ΔРН.ЕТГ(Δτ) і забезпечать збереження базово-
го режиму навантаження на розподільчих шинах
(ШР) 750 кВ станцій РАЕС і ХАЕС:
24
. . " " .
1
1 ( | |) ,Н баз АЕС Н Київська Н ЕТГР Р Р dt const
Т
де n – кількість періодів регулювання в часовому
інтервалі Т.
Таким чином, завдяки створенню у електро-
мережі станцій РАЕС і ХАЕС нової комплексної
системи (АЕС + ЕТГ) стане можливим збільши-
ти загальний потенціал маневрених генерую-
чих потужностей Об’єднаної енергосистеми на
1000 МВт і навіть більше.
Економічну ефективність використання комп-
лексної системи (АЕС + ЕТГ) визначимо виходя-
чи із потенційної можливості заміни в Об’єднаній
енергосистемі частини діючих маневрених енер-
гоблоків ТЕС на регулюючі потужності магі-
стральних ліній АЕС. Так, за умови регулювання
системою (АЕС + ЕТГ) генеруючих потужностей
атомних станцій стане можливим, наприклад, ви-
вести із експлуатації 10 маневрених енергоблоків
ТЕС потужністю 150 МВт, які диспетчери тепло-
вих станцій тимчасово відключають у період ніч-
них провалів ДГЕН. Для врахування економічно-
го ефекту від виведення із експлуатації 10 манев-
рених енергоблоків ТЕС потрібно, щонайменше,
враховувати річні витрати їх палива, а також ви-
трати на поточні та капітальні ремонти.
Середні питомі витрати умовного палива на
2020 р. складали 415,0 г у. п./кВт·год [11]. Серед-
ня тривалість тимчасових відключень енергобло-
ків ТЕС у години нічного провалу ДГЕН стано-
вила 3–4 год. За проведеними розрахунками річні
витрати умовного палива 10 енергоблоків ТЕС
склали: Впал. = 4650,0·103 т у. п. При переведенні
розрахункових показників умовного палива на
спожите енергоблоками ТЕС енергетичне вугілля
використаємо тепловий коефіцієнт: КВ = 0,67. А
при визначенні вартості спожитого енергетичного
вугілля у поточних цінах застосуємо інший коефі-
цієнт: КЦ = 2598 грн/т [12].
Нижче приведено дані щодо витрат теплових
електростанцій на проведення ремонтної компанії
енергоблоків ТЕС у 2019 р. [13]. Згідно цих даних,
станом на 31.12.2019, відповідно до затверджено-
го графіка, на теплових електростанціях енерго-
генеруючих компаній відремонтовано 49 (11800
МВт) енергоблоків, а саме:
– поточним ремонтом – 37 (8800 МВт) енерго-
блоки;
– середнім ремонтом – 6 (1515 МВт) енерго-
блоків;
– капітальним ремонтом – 6 (1485 МВт) енер-
гоблоків.
У табл. 1 приведено питомі показники витрат
на ремонт енергоблоків, що мали місце на тепло-
вих електростанціях у 2006 р. [14] і у 2009 р. [15].
Таблиця 1. Витрати маневрових
енергоблоків
№ п/п Статті витрат Величина витрат,
грн/кВт*
1 Питомі витрати на
поточний ремонт 103,7
2 Питомі витрати на
середній ремонт 1566,0
3 Питомі витрати на
капітальний ремонт 2835,0
*Вартісні показники наведені у цінах 2021 р.
Враховуючи маневрений режим роботи
10 енергоблоків ТЕС протягом року, вони по-
требували проведення середнього та капіталь-
ного ремонтів.
За результатами розрахунків у табл. 2 приве-
дено дані щодо показників річних витрат тепло-
вих станцій на забезпечення роботи 10 манев-
рених енергоблоків у поточному режимі роботи
енергосистеми.
40
Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ, О.В. ГОДУН
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Таблиця 2. Показники річних витрат теплових
станцій за роботи 10 енергоблоків
загальною потужністю 1500 МВт
Параметр Обсяг Сума платежів,
млрд грн
Середні питомі
витрати палива,
г/кВт.год у.п.
415,0 –
Споживання
вугілля,
тис. т
6940,3 18,0
Витрати на
проведення
ремонтів, (Ц ремонту)
_ 2,55
Сумарні витрати _ 20,55
За останні роки динаміка цін продажу елек-
троенергії на оптовому ринку (ОРЕ) компаніями
ДП НАЕК «Енергоатом» і генеруючими компа-
ніями (ГК) ТЕС відрізнялась і становила, за роз-
рахунками, 1100 грн/МВт·год. Тому, у разі про-
ведення заміни частини маневрених генеруючих
потужностей ГК ТЕС на регулюючі потужності
системи (АЕС + ЕТГ) отриману на ОРЕ різни-
цю у вартості електроенергії будемо розглядати
як прибуток для подальшого розвитку АЕС, який
становить:
Ц е.е.. = 1100 грн · 8760 · 1500 МВт = 14,454 млрд грн.
У табл. 3 приведено результати розрахунків
головних показників економічної ефективності
проектів формування в Об’єднаній енергосистемі
бездефіцитних резервів маневрених генеруючих
потужностей.
На рис. 3 проведено порівняння графіка роз-
рахунку щорічного прибутку, який отримає ОЕС
України за умови впровадження нової комп-
лексної системи (АЕС + ЕТГ) у період 2021–
2023 рр., із графіком можливого погашення креди-
ту інвестицій, отриманих ПрАТ «Укргідроенерго»
у минулі роки, за рахунок роботи ГЕС (ГАЕС) [16].
Із приведених на рис. 3 графіків слідує, що сут-
тєво більш економічно виправданим буде реаліза-
ція нових проектів, направлених на створення су-
часних систем (АЕС + ЕТГ) та систем акумуляції
енергії з використанням АБ і ГПА, на відміну від
традиційних методів нарощування генеруючих
потужностей на станціях ГЕС і ГАЕС. При цьому,
на основі зазначених вище систем (АЕС + ЕТГ)
та систем акумуляції енергії з використанням АБ
і ГПА стане можливим створити в Об’єднаній
енергосистемі принципово нові бездефіцитні ре-
зерви маневрених потужностей, що матимуть зна-
чно кращі швидкісні характеристики.
За наявності в Об’єднаній енергосистемі без-
дефіцитних резервів маневрених генеруючих
потужностей стане можливим виконувати про-
цеси первинного, вторинного і третинного регу-
лювання частоти, відповідно до норм, встанов-
лених ENTSO-E, що і забезпечить можливість
проведення повноцінної інтеграції ОЕС України
до цього європейського енергооб’єднання. А у
перспективі з вирішенням цього питання стане
можливим реалізація і подальший розвиток екс-
порту надлишкових потужностей ОЕС України
за кордон. Так, за проведеними у ДП НЕК «Укре-
нерго» розрахунками [9] експорт електричної
енергії Україною потенційно може досягати
14 млрд кВт·год. Важливо, що у цьому напрямку
вже розпочато роботи з проектування та будів-
ництва ряду магістральних електромереж. Серед
декількох проектів будівництва розглядається і
проект, пов’язаний з відновлювальними робо-
тами, направленими на введення у повноцінний
режим експлуатації міждержавної ПЛ 750 кВ
Хмельницька АЕС–Жешув (Польща). Реалізація
цього проекту зможе збільшити видачу потуж-
ності з України у напрямку Польщі до 1000 МВт.
Разом з цим, польська сторона буде зацікав-
лена і пропозиції щодо можливості експорту ма-
неврених генеруючих потужностей на ПЛ 750 кВ
ХАЕС–Жешув. У плані підготовки такого проекту
потрібно попередньо виконати наступні роботи.
Таблиця 3. Розрахункові показники економічної ефективності проектів формування
в ОЕС України бездефіцитних резервів маневрених генеруючих потужностей
Формування в ОЕС резерву
маневрених генеруючих
потужностей
Призначення
Величина
маневрених
потужностей, МВт
Капітальні
витрати,
млрд $ США
Щорічний
прибуток,
млрд $ США
Системи акумуляції енергії із
батареями (АБ) Первинний резерв 1000 0,624 1,05*
Системи ГПА Вторинний резерв 568 + 500 0,6655 0,446
АЕС + ЕТГ Третинний резерв 1500 0,1 1,532
Річний прибуток – – – 3,028
* Прибуток від економії пального 17 маневрених енергоблоків ТЕС, призначених для формування частини нормованого пер-
винного резерву, які пропонується замінити і використати сучасні системи акумулювання резерву потужностей на основі АК.
41
Напрями підвищення балансової надійності в об’єднаній енергосистемі України за рахунок використання електротеплових генераторів
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Рис. 3. Порівняння графіка щорічного прибутку, отриманого за використання нових засобів
управління режимом ОЕС України, з графіком повернення кредиту інвестицій, наданих
ПрАТ «Укргідроенерго» [16]
На ПЛ 750 кВ ХАЕС–ПС 750 кВ «Київська» вста-
новити базовий режим навантаження і забезпе-
чити роботу комплексної системи автоматичного
управління (АЕС + ЕТГ) станції ХАЕС на регулю-
вання режиму навантаження ПЛ 750 кВ ХАЕС–
Жешув, як це умовно показано на рис. 4.
Для встановлення базового режиму наванта-
ження на розподільчих шинах ПС 750 кВ «Київ-
ська» потрібно буде, у першу чергу, усунути ніч-
ні спади навантаження ДГЕН Центральної ЕС.
Для цього пропонується використати вже інший
комплекс потужних електрокотлів (ТЕЦ + ЕТГ),
встановлений на діючих ТЕЦ і теплоцентралях
м. Києва, а також ряду інших міст, що входять у
зону Центральної ЕС, процеси автоматичного
управління яким буде виконувати система АСДК
діючих ТЕЦ Центральної ЕС [17].
Попередню оцінку економічної ефективнос-
ті проекту сумісного використання комплексних
систем (АЕС + ЕТГ) і (ТЕЦ + ЕТГ) надамо на осно-
ві річного прибутку, який за умови реалізації цих
систем забезпечить можливість передачі маневре-
них генеруючих потужностей вздовж лінії 750 кВ
ХАЕС–Жешув. При розрахунку річного прибутку
від реалізації процесів передачі маневрених ге-
неруючих потужностей на лінії 750 кВ врахову-
валось те, що собівартість електроенергії станцій
АЕС буде оцінена за проектом експлуатації ма-
неврених енергоблоків АЕС, типу Westinghouse
та NuScale, що складає: 67–97 дол. США/МВт·год
[18]. А для станцій АЕС України, експлуатацію
яких виконує НАЕК «Енергоатом», собівартість
відпущеної електроенергії на сьогодні оцінюється
у діапазоні: 17–20 дол. США/МВт·год. З ураху-
ванням приведених вище даних, річний прибуток
може становити 750 млн дол. США.
Крім того, проект усунення нічних спадів
навантаження ДГЕН Центральної ЕС, який
пропонується здійснити за допомогою авто-
матично керованого навантаження комплек-
сів (ТЕЦ + ЕТГ) також надасть певний еконо-
мічний ефект. Так, за встановлення комплексу
(ТЕЦ + ЕТГ) лише у енергосистемі «Київського
кільця» забезпечить можливість отримати що-
річний прибуток у 500 млн дол. США [17]. За
даними роботи Центральної ЕС рівень загаль-
ного її навантаження може досягати 4260 МВт,
а можливості щодо покриття цього навантажен-
ня генеруючими потужностями Центральної
ЕС складають усього 2358 МВт [9]. При цьому
дефіцит маневрених генеруючих потужностей
в Центральної ЕС у опалювальний період (нео-
палювальний період) року досягає 1100 МВт
(900 МВт). У зв’язку з чим, ще у 2017 р. для
ПрАТ «Укргідроенерго» були відкриті інвестиції
на спорудження Канівської ГАЕС, яку до 2027 р.
передбачається обладнати 4 зворотними гідро-
агрегатами потужністю 250 МВт кожен [16].
42
Є.А. ЛЕНЧЕВСЬКИЙ, О.В. ГОДУН
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Разом з цим, цілком імовірно, що ще до 2027 р.
в Україні матиме місце сталий розвиток під-
приємництва і промисловості, який неодмінно
призведе до збільшення загального рівня на-
вантаження ДГЕН Об’єднаної енергосистеми і,
відповідно, до збільшення змінної його части-
ни. Враховуючи те, що гідроресурси в Україні
практично вже вичерпані і забезпечити покриття
змінної частини навантаження ДГЕН буде прак-
тично нічим і потрібно вже зараз звернути увагу
на нові більш ефективні засоби, здатні вирішити
цю проблему.
Також слід зазначити, що у 2017 р., тобто ще на
стадії розробки проекту ПрАТ «Укргідроенерго»,
від Інституту загальної енергетики НАН України
були внесені пропозиції щодо створення альтер-
нативного проекту, направленого на ущільнення
навантаження ДГЕН Центральної ЕС автоматич-
но керованим навантаженням комплексів ЕТГ. За
розрахунками, капітальні витрати на створення
і реалізацію нового проекту у 20 разів менші за
проект будівництва Канівської ГАЕС [3].
Тому, якщо розглянути можливість розроб-
ки проекту впровадження нових комплексних
систем (АЕС + ЕТГ) і (ТЕЦ + ЕТГ) не пізніше
періоду 2021–2023 рр., це надасть можливість
отримати Об’єднаній енергосистемі додатковий
щорічний прибуток у 1,3 млрд $ США (табл. 3),
а також відкриє реальну перспективу для вико-
нання наступних проектів, направлених на за-
безпечення транзиту маневрених генеруючих
потужностей за кордон. Так, наприклад, наступ-
ним етапом може стати проект переведення ліній
750 кВ ХАЕС і РАЕС на окремо виділені шини
підстанції 750 кВ «Західно-Українська», з метою
реалізації транзиту маневрених генеруючих по-
тужностей на міждержавній лінії до «Альбертір-
ша» (Угорщина).
ВИСНОВКИ
1. Представлено перспективний напрямок ви-
рішення актуального для Об’єднаної енергосисте-
ми України питання щодо інтеграції ОЕС України
до ENTSO-E, а також визначено можливість на-
ближення термінів її проведення.
2. Високі швидкісні характеристики систем
АБ, ГПА і комплексної системи (АЕС + ЕТГ)
сприятимуть можливості їх сумісного викорис-
тання у разі порушення чи збурення режиму в
Об’єднаній енергосистемі.
3. За попередніми оцінками проекти побу-
дови нових комплексних систем (АЕС + ЕТГ)
Рис. 4. Структурна схема використання сформованого у місцевих енергорайонах станцій ХАЕС
і РАЕС резерву маневрених потужностей для регулювання змінної частини добового графіка
навантаження м. Жешув
Кордонний
перетин
43
Напрями підвищення балансової надійності в об’єднаній енергосистемі України за рахунок використання електротеплових генераторів
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
і (ТЕЦ + ЕТГ) відповідають головним катего-
ріям нової «Методології аналізу витрат і вигід
проектів розвитку електричних мереж», що ви-
користовується НЕК «Укренерго» [1] і можуть
бути запропоновані для оцінки ефективності їх
реалізації при формуванні плану розвитку сис-
теми передачі.
1. План розвитку системи передачі на 2020–2029
роки. НЕК «Укренерго». URL: https://euea-energyagency.
org/wp-content/uploads/2020/04/Plan-Ukrenergo.pdf
2. Петрик І. Десять найдешевших електростан-
цій не створюють найефективнішої енергосистеми.
URL: https://mind.ua/publications/20202114-igor-petrik-
desyat-najdeshevshih-elektrostancij-ne-stvoryuyut-
najefektivnishoyi-energosistemi (дата звернення:
06.08.2020).
3. Кулик М.М. Техніко-економічні аспекти вико-
ристання споживачів-регуляторів у системах автома-
тичного регулювання частотою і потужністю. Пробле-
ми загальної енергетики. 2015. Вип. 1(40). С. 20—28.
https://doi.org/10.15407/pge2015.01.020
4. Запорожець Ю.М. Теплові електростанції Укра-
їни перед дилемою: або закриття, або інтенсивне від-
новлення. Інститут відновлюваної енергетики НАН
України. Наукові праці. Техногенна безпека. 2013.
Вип. 198. Т. 210. С. 31—38.
5. Казанский С.В., Матеенко Ю.П. Обеспечение ба-
лансовой надежности электроэнергетических систем с
возобновляемыми источниками энергии. Відновлюва-
на енергетика. 2019. № 2. С. 6—12.
6. Ленчевський Є.А., Шляпін В.А. Новий підхід у
вирішенні питання щодо керування режимом Рівнен-
ської і Хмельницької АЕС при змінах поточного наван-
таження на підстанції ПС 750 кВ «Київська». Енерге-
тика та Електрифікація. 2017. № 4. С. 12—19.
7. План розвитку об`єднаної енергосистеми Украї-
ни на 2017–2026 рр. URL: https://ua.energy/wp-content/
uploads/2016/12/Proekt-Planu-rozvytku-OES-Ukrayiny-
na-2017-2026-roky.pdf (дата звернення: 10.01.2021).
8. Технології гнучкості для інтеграції ВДЕ
в енергосистему. URL: http://uwea.com.ua/uploads/
docs/1568872256-2.pdf (дата звернення: 10.08.2020).
9. Звіт з оцінки відповідності (достатності) гене-
руючих потужностей. НЕК «Укренерго», 2017. URL:
https://ua.energy/.../2017/.../Zvit-z-otsinky-vidpovidnosti-
dostatnosti-generuyuchyh-otuzhnostej.pdf (дата звернен-
ня: 06.12.2020 ).
10. Електричні котли EKOL. URL: http://www.
tkolbmo.ru/electric-boilers (дата звернення: 07.08.2020).
11. Інформаційно–аналітичний журнал «Енергобіз-
нес». № 7/1149. URL: www.e-b.com.ua (дата звернення:
10.08.2020).
12. Міністерство енергетики та вугільної промис-
ловості підняло ціну на вугілля. URL: https://www.
ukrinform.ua/rubric-economy/2435632-minenergopidnalo-
cinu-na-vugilla.html (дата звернення: 06.08.2020).
13.«ЕНЕРГОІНФОРМ-ИНФОРМЭНЕРГО» Ви-
пуск № 577, 01.01-31.01.2020, НТСЕУ. URL: https://
www.ntseu.net.ua › review577-202001 (дата звернення:
06.08.2020).
14. Про підготовку обладнання електростанцій і те-
плових мереж до їх надійної та ефективної роботи у
2006 році: Наказ Міністерства палива та енергетики
України від 23.02.2006 № 50. URL: https://zakon.rada.
gov.ua/rada/show/v0050558-06#Text (дата звернення:
10.12.2020).
15. Підготовка теплових електростанцій до про-
ходження ОЗП 2009/2010 року виконується за планом
згідно із завданням Мінпаливенерго. НАК «Енерге-
тична компанія України». URL: http://mpe.kmu.gov.
ua/minugol/control/publish/article?art_id=159063 (дата
звернення:10.08.2020).
16. Стратегічний план розвитку ПрАТ «Укргідро-
енерго» на 2019–2023 роки. Міністерство палива та
енергетики України, 2018. URL: https://uhe.gov.ua/sites/
default/fi les/2019-04/Стратегія_2019_2023.pdf (дата
звернення: 07.12.2020).
17. Ленчевський Є.А. Автоматизоване керування
потужними електрокотлами як дієвий засіб зниження
нерівномірності добових графіків електричних наван-
тажень Об’єднаної енергосистеми. Проблеми загаль-
ної енергетики. 2016. Вип. 4(47). С. 50—57. https://doi.
org/10.15407/pge2016.04.050
18. Шульженко С.В. Техніко-економічні показники
виробництва електроенергії АЕС в маневреному режи-
мі. Проблеми загальної енергетики. 2016. Вип. 1(44).
С. 34—40. https://doi.org/10.15407/pge2016.01.034
Надійшла до редколегії: 28.01.2021
|
| id | systemreorg-article-783 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:50Z |
| publishDate | 2021 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/8b/8874c9c16f2d2f266592c9811720e78b.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7832026-07-18T12:57:47Z The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators Напрямки підвищення балансової надійності в об’єднаній енергосистемі України за рахунок використання електротеплових генераторів Lenchevsky Godun O.V. integrated power system, electric boiler, load profile, wholesale electricity market Об’єднана енергосистема України, електротепловий генератор, добовий графік навантаження, оптовий ринок електроенергії The paper considers one of the possible options to solve the actual task for the Integrated Power System (IPS) of Ukraine regarding creating deficit-free primary, secondary and tertiary reserves, which is an important condition for successful integration of IPS of Ukraine into ENTSO-E. The increase of the level of reserves of IPS of Ukraine could be provided by the implementation of the dedicated technological system (NPP+powerful electric boilers) which should be connected at the "points" where a nuclear power plant (NPP) is connected to the grid.It is assumed that the use of the proposed technological system with electric boilers' capacity of 2000 MW in the IPS of Ukraine will allow the substitution of about 10 thermal power plant's (TPP) units, which provide secondary reserves. Implementation of proposed option also aimed at fulfillment "National Plan on Reduction of Emissions from big burning units", and also allow reduce consumption of organic fuel, namely the coal, that is prescribed by Energy Strategy of Ukraine till 2035. According to preliminary estimates, the proposed technological system complies with the main categories of "Methodology for the analysis of costs and benefits of projects for the development of electrical networks". У роботі розглянуто перспективний напрямок вирішення актуального для Об’єднаної енергосистеми України питання щодо створення в останній бездефіцитних резервів маневрених генеруючих потужностей для виконання процесів первинного, вторинного і третинного регулювання частоти. За наявності у Об’єднаній енергосистемі бездефіцитних резервів маневрених генеруючих потужностей стане цілком можливим здійснити повноцінну інтеграцію ОЕС України до ENTSO-E, а також суттєво наблизити терміни її проведення.Однією з особливостей створення в Об’єднаній енергосистемі бездефіцитного резерву стало використання нового способу, за якого формування маневрених генеруючих потужностей здійснюється безпосередньо у електромережі АЕС за допомогою спеціально призначеної комплексної системи (АЕС + ЕТГ).За проведеними розрахунками формування бездефіцитного третинного резерву у електромережі АЕС дасть можливість Об’єднаній енергосистемі отримувати додатковий щорічний прибуток у 2,36 млрд. $ США.Передбачається, що використання у Об’єднаній енергосистемі нової комплексної системи (АЕС + ЕТГ) потужністю 2000 МВт забезпечить можливість вивести із експлуатації 10 маневрених енергоблоків ТЕС, а також розформувати ще 28 енергоблоків ТЕС, які за традиційних методів формування первинного і вторинного резервів були призначені лише частково зменшити потребу цих резервів у маневрених генеруючих потужностях. Це сприятиме виконанню «Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних установок та цільового показника питомих витрат палива на виробництво електроенергії ТЕС» встановленого Енергетичною Стратегією на рівні 2035 р.За попередніми оцінками проект нової комплексної системи (АЕС + ЕТГ) повністю відповідає головним критеріям нової «Методології аналізу витрат і вигід проектів розвитку електричних мереж» і може бути представлений на конкурсну комісію для подальшої реалізації. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2021-06-29 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/783 10.15407/pge2021.02.036 System Research in Energy; No. 2 (65) (2021): The Problems of General Energy; 36-43 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (65) (2021): Проблеми загальної енергетики; 36-43 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/783/677 Copyright (c) 2021 Lenchevsky , Godun O.V. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | integrated power system electric boiler load profile wholesale electricity market Lenchevsky Godun O.V. The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| title | The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| title_alt | Напрямки підвищення балансової надійності в об’єднаній енергосистемі України за рахунок використання електротеплових генераторів |
| title_full | The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| title_fullStr | The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| title_full_unstemmed | The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| title_short | The review of the possibility to increase the integrated power system of Ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| title_sort | review of the possibility to increase the integrated power system of ukraine' balance reliability by implementing electric heat generators |
| topic | integrated power system electric boiler load profile wholesale electricity market |
| topic_facet | integrated power system electric boiler load profile wholesale electricity market Об’єднана енергосистема України електротепловий генератор добовий графік навантаження оптовий ринок електроенергії |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/783 |
| work_keys_str_mv | AT lenchevsky thereviewofthepossibilitytoincreasetheintegratedpowersystemofukrainebalancereliabilitybyimplementingelectricheatgenerators AT godunov thereviewofthepossibilitytoincreasetheintegratedpowersystemofukrainebalancereliabilitybyimplementingelectricheatgenerators AT lenchevsky naprâmkipídviŝennâbalansovoínadíjnostívobêdnaníjenergosistemíukraínizarahunokvikoristannâelektroteplovihgeneratorív AT godunov naprâmkipídviŝennâbalansovoínadíjnostívobêdnaníjenergosistemíukraínizarahunokvikoristannâelektroteplovihgeneratorív AT lenchevsky reviewofthepossibilitytoincreasetheintegratedpowersystemofukrainebalancereliabilitybyimplementingelectricheatgenerators AT godunov reviewofthepossibilitytoincreasetheintegratedpowersystemofukrainebalancereliabilitybyimplementingelectricheatgenerators |