Презентація дослідження переспектив розвитку генерації з ВДЕ в "Острові Бурштинської ТЕС"

1. Питання розвитку генерації з ВДЕ
в "Острові Бурштинської ТЕС"

2. Актуальна схема «Острова Бурштинської ТЕС»
2

3. Характеристика «Острова Бурштинської ТЕС»
3
• Площа «острова»: 27 тис. кв. км, Закарпатська область, південна частина Львівської та західна частина Івано-Франківської областей.
• Населення - близько 3 млн чоловік
• Споживання «острова»:
зима/мах – 1050-1150 МВт (історичний максимум 03.02.2012 – 1197 МВт)
• літо/міn – 450-500 МВт
• Експорт (фізичний) з «острова» – не більше 650 МВт.
• Встановлена потужність електростанцій «острова» – 2694,2 МВт.
Генерація Потужність, МВт Частка, % Потужність, МВт Частка, %
Бурштинська ТЕС
Калуська ТЕЦ
Теребле-Ріцька ГЕС
Дрогобицька ТЕЦ
Електростанції, що працюють на ВДЕ, всього
- СЕС
- ВЕС
- ГЕС
- БіоЕС
2351 87.17 2351 73.49
200 7.42 200 6.25
27 271 0.84
2018 рік (станом на 01.04) 2022 рік (прогноз відповідно до виданих ТУ)
17 170.63 0.53
102.05
50.76
34.50
13.62
3.17 0.12
0.5
3.78
1.88
1.28
604.04 18.88
236.07
275.80
82.00
10.17 0.32
2.56
7.38
8.62

4. В «острові Бурштинської ТЕС» експлуатуються:
4
електропідстанцій
220-750 кВ8 1300 км магістральних ЛЕП
220-750кВ
Зовнішні зв’язки «острова»
РумуніяСловаччинаУгорщина
ПЛ 750 кВ Західноукраїнська - Альбертірша ПЛ 400 кВ Мукачеве – Вельке Капушани ПЛ 400 кВ Мукачеве - Рошіорь
ПЛ 400 кВ Мукачеве - Шайосегед
ПЛ 400 кВ Мукачеве - Тисальок
ПЛ 220 кВ Мукачеве - Кішварда

5. Мережа «Острова Бурштинської ТЕС»
5
ЗАХІДНОУКРАЇНСЬКА
Аль бертірш а
(Уг орщ ина)
БА
35кВ
35кВ
1
125
2
125
220кВ
БОРИСЛАВ
АСО-400
41,8
Ст.Самбір
ДДЗ
110кВ
І СШ
ОСШ
ОВ
СВ
АВР-АТ-2
ІІ СШ
Дрогобич-20
Дрогобич-21
І СШ
ІІ СШ
ОСШ
ОВ
ШЗВ
220кВ
Стрий-30/А
Стрий-30/Б
110кВ
ОВ
2
125
1
125
ОСШ
СВ
ІІ СШ
АВР
Дашава
Жулино
Долина-2
Долина-1
Трускавець-91
Любенці
Резерв-1
Резерв-2
СТРИЙ
АСО-500
84,4
АСО-500
84,4
БА Б А
І СШ
35кВ
220кВ
АСО-300
9,8
АСО-300
10,1
ВОЛОВЕЦЬ
1
125
2
125
ІІ СШ
110кВ
ОСШ
ОСВ
СР-2СР-1
СкотарськПилипець
АВР
І СШ
ОВ
ПлавкаожеледіВовчий
Гусне
Росош
АСО-500
59,8
АСО-500
80,9
Тісальок
(Угорщина)
Кішварда
(Угорщина)
АС-400
96,6(24,2)
АС-400
53,8(24,2)
ОВ
ОСШ
ШЗВ
220кВ
35кВ
І СШ
ІІ СШ
1
200
2
200
І СШ
Мукачево-6Страбичево
Ужгород-1Берегово-4
110кВ
ОСШ
СВ
ІІ СШ
Мукачево-1Іршава
Ужгород-2
ХУСТ-220
10кВ
1
125
220кВ
АБ
І СШ
110кВ
Тячів
Хуст-1
ОСШ
ОВ
СВ
ІІ СШ
ТересваВиноградово-2
АС-300
81,4
АС-300
81,4
А АБ Б 12
3
133х3
35кВ
90
12 12 12
Капушани
(Словаччина)2AlFe-450
51,2(39,2)
Шайосегед
(Угорщина)3АСО-400
142,5(26,3)
Рошіорь
(Румунія)2AlFe-450
115(76)
І СШ
ІІ СШ
400кВ
МУКАЧЕВЕ
1 2
І СШ
ІІ СШ
400кВ
3 4
БУРШТИНСЬКА ТЕС
35кВ 35кВ
20Т-3
32
ІІ СШ
ІБ СШ
2АСО-500
197,4
4
195
250
5
215
250
6
195
250
20Т-2
32
220кВ
ШЗВ-Б2
АС-400
27
ОСШ
ОВ
СВ
ШЗВ-А
1
195
250
2
185
250
3
185
250
7
206
250
110кВ
20Т-1
32
ІА СШ
5
125
А Б 1
АСО-500
60,2
АСО-500
60,2
АС-400
17,5
ІІБ СШ
ІБ СШ
330кВ
6
210х3
3
133х3
2
133х3
10
195
АСТГ
11
195
12
195
ШОВ2
250 250 250
1
СВ-1
СВ-2
2АСО-300
42,3
2
ОСШ
ШОВ1
330кВ
8
195
9
195
АСТГ
250 250
ІІА СШ
ІА СШ
35кВ
240х2
35кВ
1А 1Б
КАЛУШ
І СШ
220кВ
СОВ
ОСШ
ІІ СШ
АСК-400
7,0
12
АПС2К-400
13,0
АПС2К-400
1,1
35кВ 35кВ
1
200
2
200
ОВ
ОСШ
ШЗВ
Резерв
ГПП-1
Кроно-Україна
Височанка-А
Височанка-БПГВ-11,12
КТЕЦ-1
ПГВ-31
І СШ
ІІ СШ
110кВ
10кВ
1
125
110кВ
ОВ
ОСШ
ШЗВ
АЗП
КЛ-ПГВ-31
Калуш
КТЕЦ-3КТЕЦ-2
ПГВ-11,12
ПГВ-31
ПГВ-21
І СШ
ІІ СШ
ГПП-1
АСК-400
7,0
Умовні позначенння:
-вимк нений вимикач
-увімк нений вимик ач
-увімк нений роз єднювач
-вимк нений роз єднювач
-роз єднані ш лейфи
-ПЛ
-КЛ
-нормальна фік саці я приєд нань
Класи напруги
750кВ
400кВ
330кВ
220кВ
110кВ
35кВ
24кВ
15,75кВ
10кВ
6кВ
12
27кВ
АВР-АТ-1
4
133х3
35кВ
90
10кВ
2
125
-незавершене буд івництво
-межа двох несинхронних систем
82
81
80
330 кВ
Р13
110х3
Р14
110х3
4АС-500
270
4АС-400
208,5
о.564
3
333х3
11В-12
11В-1
11В-2
750 кВ
Тернопільська
Івано-Франківськ
Західноукраїнська

6. Особливості роботи «острова»
6
 Схема контролю кордонів «острова»;
 2 блоки БуТЕС постійно підключені до автоматики виділення блоків на навантаження власних потреб;
 первинні датчики телеметрії - клас точності 0,5; циклічність збору інформації 1 сек;
 на ПС 750 кВ «Західноукраїнська» та ПС 220 кВ «Стрий» несинхронні зони відділені шляхом фізичного
поділу струмопровідних частин;
 передбачена спеціальна автоматика для поділу ENTSO-E і ОЕС України при випадковому
несинхронному замиканні (ТДА, БДА, НДА);
 стійкість БуТЕС при трифазному короткому замиканні біля шин станції і відмові вимикача забезпечується дією
спеціальної автоматики відділення шин (АВШ) 400-330-220 кВ;
 у ремонтних схемах «острова» стійкість БуТЕС забезпечується за допомогою автоматики розвантаження станції (АРС)
або резервної струмової автоматики (РСА).

7. Регулювання частоти і потужності
 хвилинний резерв – 195-200 МВт - відповідає брутто-потужності найбільшого з включених
в мережу енергоблоків
 первинне регулювання - 9 МВт;
 вторинне регулювання – > 10% PгенΣ;
 регулювання сальдо перетоку в безаварійному стані з допустимим максимальним відхиленням енергії обміну
не більше 20 МВт∙год/год і миттєвим максимальним відхиленням потужності не більше 50 МВт;
 у разі порушення балансу потужності - врегулювання миттєвого балансу обміну до допустимого значення не
більше ніж за 15 хвилин;
 регулювання навантаження здійснюється тільки на енергоблоках БуТЕС
Відхилення фактичного сальдо перетоку «острова» від планового
Період
Кількість відхилень середньогодинних значень на величину (МВт∙год)
01.07.02-30.04.18
% від тривалості роботи
(138 792 годин)
± 0÷5 ± 5÷20 > ± 20
121264 17390 138
87,371 % 12,53 % 0,099 %
7

8. Основні умови розрахунків
8
низькі рівні споживання електроенергії в «острові»;
можливості використання потужностей ГЕС для балансування практично відсутні;
зношеність та низькі маневрові можливості третини енергоблоків Бурштинської ТЕС,
яка є єдиною балансуючою електростанцією, а її можливості з балансування
визначаються рівнем попиту на електроенергію споживачів «острова» та
законтрактованими обсягами постачання електроенергії на експорт;
необхідність підтримки значних рівнів резервів для забезпечення вимог адекватності
та виконання вимог щодо їх відновлення в аварійних ситуаціях, відносно
навантаження «острова»;
складність, а інколи й неможливість забезпечення вторинних резервів в режимах
мінімальних навантажень;
відсутність відповідальності за небаланси генерації з негарантованою потужністю (ВЕС
і СЕС) та обов’язковості їх участі у покритті графіка електричних навантажень (ГЕН)
1
2
3
4
5
6

9. Регулювання частоти і потужності
9
прогнозна встановлена потужність генерації до 2022 року (слайд 3);
щорічний приріст природного росту споживання електроенергії
в «острові» на рівні 2%;
експортне навантаження «острова» – від 0 до 650 МВт;
діапазон регулювання енергоблоків Бурштинської ТЕС – від 60% до 100% від
номінальної потужності для реконструйованих енергоблоків, та від 80% до 100%
- для нереконструйованих;
аналіз характерних графіків генерації та навантаження в «острові» для робочого
та вихідного дня влітку та взимку, а також графіки абсолютного максимуму та
мінімуму. Аналіз графіків споживання для замірних днів у Львівській та Івано-
Франківський областях;
для оцінки профілів роботи ВЕС і СЕС обрано ВЕС Eco-Optima встановленою
потужністю 6,6 МВт та сонячні електростанції ТОВ «Євроімекс», які працюють в
та сонячні електростанції ТОВ «Євроімекс», які працюють в «острові».
4
1
2
3
5
6

10. Основні умови розрахунків
10
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Максимум
Середнє
Минімум
Година доби
КВВП
Референтний профіль та діапазони змін потужності ВЕС
енергосистеми «Острова Бурштинської ТЕС»

11. Основні умови розрахунків
11
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Максимум
Середнє
Минімум
Година доби
КВВП
Референтний профіль та діапазони змін потужності СЕС
енергосистеми «Острова Бурштинської ТЕС»

12. Графік електричних навантажень вихідного типового дня
неопалювального сезону 2022 року в «Острові
Бурштинської ТЕС» за наявності максимального експорту
12

13. Графік електричних навантажень вихідного типового дня
неопалювального сезону 2022 року в «Острові
Бурштинської ТЕС» за відсутності експорту
13

14. Графік електричних навантажень вихідного типового дня
неопалювального сезону 2022 року в «Острові Бурштинської
ТЕС» на основі ретроспективних даних щодо експорту
14

15. Висновки
15
Без проведення спеціальних заходів щодо підвищення можливостей «острова» з інтеграції електростанцій з
негарантованою потужністю, потужність ВЕС і СЕС при прийнятих припущеннях обмежується на рівні не
більше 140 МВт, а при наявності експорту - 280-300 МВт, без необхідності примусового обмеження їх участі у
покритті графіка електричного навантаження на рівні 2018 року.
Для забезпечення потужності ВЕС і СЕС близько 500 МВт та виконання вимог щодо вторинних і третинних
резервів необхідно впровадити:
- 420-440 МВт потужностей енергоблоків зі швидким стартом та
- близько 160 МВт потужностей накопичувачів електроенергії для забезпечення нівелювання стохастичних
відхилень генерації ВЕС та СЕС.
Один з можливих варіантів підвищення спроможності «острова» по інтеграції електростанцій з
негарантованою потужністю:
TEC зі швидким стартом, ГВт
Акумулятори для компенсації
флуктуацій потужності ВЕС і
СЕС, ГВт
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
0.22
0.06
0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44 0.44
0.07 0.1 0.1 0.11 0.125 0.15 0.16 0.17

16. Висновки
16
2019 2021 2023 2025 2027
0.000
0.100
0.200
0.300
0.400
0.500
0.600
0.700
0.800
Експорт є, заходи є
Експорт є, заходів нема
Експорту не має, заходи є
Експорту не має, заходів не має
Рік
ГВт
Зміна граничних потужностей ВЕС і СЕС при різних умовах їх впровадження до «острова»

17. Висновки
17
Обсяги скорочення виробництва електроенергії та компенсації «втраченої
вигоди» власникам ВЕС і СЕС на рівні 2022 року
Без експорту
Сценарні припущення
Максимальний обсяг експорту
Усереднений рівень експорту
*усереднений рівень «зеленого» тарифу ВЕС і СЕС – 3 грн/кВт∙год
Необхідно вдосконалити нормативно-правову базу України
в частині приєднання до електромереж та умов роботи
генеруючих потужностей на ВДЕ
Обмеження виробництва,
млн кВт∙год
Обсяг компенсації «втраченої вигоди),
млн кВт∙год
735.68
79.77
309.19
2207.03
239.32
927.57

18. 18
Пропозиції змін до Кодексу системи передачі
N з/п
1
2
3
4
5
Пункт КСП Пропозиція
п. 1.7. частини 1 Розділу ІІІ Видалити
п. 6.3.3. частини 6
Розділу Х
п. 6.3.6. частини 6
Розділу Х
Новий п. 6.3.3. частини 6
Розділу Х
Новий п. 6.3.4. частини 6
Розділу Х
6.3.3. Кожний ОСР повинен надавати ОСП структурну інформацію, пов’язану з областю
спостереження, зокрема, по підстанціях за напругою; лініях приєднання підстанцій за напругою;
трансформаторах на підстанціях за напругою; значних користувачах; реакторах і конденсаторах,
приєднаних до підстанцій, за напругою; електростанціях встановленою потужністю понад 1 МВт
6.3.6. Кожний ОСР повинен щомісяця надавати ОСП, з розподілом за джерелами первинної
енергії перелік та сумарну генеруючу потужність усіх генеруючих одиниць типу А (з приведенням
потужності до напруги 35 кВ та вище підстанцій ОСР відповідно до нормальної схеми мережі),
які виконують вимоги глави 2 розділу ІІІ цього Кодексу, і приєднані до його розподільної мережі
разом з відповідною інформацією щодо їхньої частотної характеристики.
Кожен ОСР повинен надавати ОСП Технічні умови на приєднання електроустановок до мереж
ОСР генеруючих одиниць типу В, С, D для формування технічних вимог до мереж ОСП.
Кожен ОСР повинен надавати ОСП інформацію щодо підписання (розірвання) договорів про
приєднання генеруючих одиниць типу В, С, D до електричних мереж ОСР не пізніше 5 робочих
днів з моменту вчинення їх реєстрації

19. Thank you for attention!