Повідомлення про оприлюднення
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
30.12.2010 | 09:33
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ПОВІДОМЛЕННЯ про
оприлюднення проекту «Державної цільової програми інтеграції Об’єднаної
енергетичної системи України до енергетичного об'єднання енергосистем
європейських держав». З метою належного виконання розпоряджень
Кабінету Міністрів України від
15.03.2006 №145-р та від 27.06.2006 р.
№436-р, доручення Кабінету Міністрів України від 19.01.2010 № 66758/54/1-09 Мінпаливенерго проведено роботу щодо розроблення Державної цільової програми інтеграції Об’єднаної
енергетичної системи України до енергетичного об'єднання енергосистем
європейських держав (далі – Програма). Метою
реалізації Програми є створення правових,
економічних, організаційних та технічних умов для успішної інтеграції ОЕС
України до синхронної зони континентальної Європи енергетичної системи ENTSO-E. Програмою
передбачається забезпечення оптимальної
взаємодії органів державної влади, суб’єктів
господарювання електроенергетики, раціонального використання фінансових,
часових і людських ресурсів, належного контроль за виконанням заходів. Окрім
зазначеного передбачається обов’язковість виконання заходів з інтеграції усіма причетними органами, визначити
оптимальний набір заходів та розподілити їх впровадження в часі, уникнути
повторного фінансування окремих заходів у рамках різних програм, встановити
механізм моніторингу впровадження заходів з інтеграції. Прийняття і реалізація Програми сприятиме створенню необхідних передумов для
збільшення обсягів та вартості експортних поставок електричної енергії до країн
ЄС, зменшенню ризиків, пов’язаних з експортом електричної енергії з України, забезпеченню
надійності та якості енергопостачання, економічному розвитку як
електроенергетичної галузі, так і економіки держави у цілому. Зауваження та пропозиції слід надсилати на адресу: Міністерство палива та енергетики України, 01001, МСП, вул.Хрещатик, 30; е-mail: pov@mintop.energу.gov.ua; Зауваження та пропозиції від фізичних та
юридичних осіб, їх об’єднань приймаються протягом місяця з дати оприлюднення в
письмовому або електронному вигляді. Міністерство
палива та енергетики України ПРОЕКТ Державна цільова програма інтеграції Об’єднаної енергетичної системи України до енергетичного об'єднання енергосистем європейських
держав 1. Мета програми Мета
Програми полягає у створенні правових, економічних, організаційних та технічних
умов для успішного включення ОЕС України до синхронної зони континентальної
Європи енергетичної системи ENTSO-E та подальшого забезпечення їх синхронної
роботи. 2. Шляхи та способи
розв'язання проблеми Вирішення
питання забезпечення можливості інтеграції ОЕС України до енергосистеми ENTSO-E
можливо здійснити шляхом: -
включення відповідних вимог при розробці та реалізації окремих міжгалузевих та
галузевих програм, спрямованих на вирішення проблем в окремих секторах енергетичної
галузі, а також до "локальних" планів робіт підприємств енергетичної
галузі; -
створення загальної державної програми, яка буде містити оптимальний
формат і набір необхідних заходів щодо створення технічних умов, які є
обов’язковими до виконання при вирішенні питання можливості синхронної роботи
енергосистеми в складі європейського енергооб’єднання. Перший
варіант для реалізації потребує, в першу чергу створення координуючого органу,
який мав би виконувати моніторинг та координацію всіх існуючих програм та
планів робіт, при цьому не тільки в енергетичній, а й в інших галузях. Зокрема,
щодо діяльності в частині гармонізації та перегляду законодавчих, нормативних
та технічних актів, програм в природоохоронній галузі, машинобудуванні, зв’язку
та ін. При цьому такий орган повинен мати відповідні повноваження зобов’язувати
розробників інших програм та суб’єктів господарювання включати в свої плани
розвитку необхідні заходи, спрямовані на інтеграцію ОЕС України. Тобто
паралельно до існуючих здійснювати власний моніторинг існуючих державних та
галузевих програм та вносити до них відповідні коригуючи зміни. По-друге,
відкритим лишається питання фінансування таких заходів в рамках окремих програм
в частині додаткового включення коштів до існуючих бюджетів програм. Додаткове
фінансування може здійснюватися за рахунок створення окремого фонду, державного
бюджету, за рахунок власних і залучених коштів суб’єктів ОЕС України. Тобто
виникне питання щодо розпорядника державних коштів, механізму їх розподілу. В
цьому варіанті виникає проблема щодо можливості фінансування власних програм
підприємств недержавної форми власності за рахунок державних коштів, контролю
за їх цільовим використанням, а також механізму повернення власних і залучених
часток ресурсів на заходи по інтеграції. При цьому потрібно зауважити, що
виконання заходів, спрямованих на інтеграцію, потребує значних коштів з
попередньою їх акумуляцією та виводом з обігу, що в сучасному стані економіки є
критичним для суб’єктів енергетики, особливо недержавної форми власності. По-третє,
впровадження взаємопов’язаних заходів у різних суб’єктів та в різних секторах
енергетичної галузі повинно бути синхронізовано в часі для ефективного
використання коштів. Другий
варіант передбачає обов’язковість для всіх зацікавлених сторін виконання
програми, дозволяє визначити оптимальний набір заходів та розподілити їх
впровадження в часі. При цьому, значно спрощується механізм моніторингу
впровадження заходів, з’являються більш широкі можливості для їх цільового
фінансування, захисту своїх тарифів та інвестиційних програм перед регулюючим
органом. Крім того, це дозволить уникнути ситуації, коли через неузгодженість
окремі заходи фінансуються неодноразово в рамках різних програм. Таким
чином вирішувалися проблеми в Чехії, Словаччині та Польщі при приєднанні
енергосистем цих країн в складі CENTREL до UCTE. Приєднання
енергосистеми Східної Європи здійснювалась після розпаду Ради Економічної
Взаємодопомоги (РЕВ) в енергооб’єднанні «Мир».
Потрібно відзначити, що технічний рівень енергосистем учасників CENTREL, в
першу чергу генеруючих потужностей, був вищим, ніж
існуючий стан в ОЕС України. Це пояснюється тим, що енергоблоки країн, що
працювали паралельно з енергосистемою СРСР, приймали участь у вторинному
регулюванні, так як повинні були забезпечувати регулювання сальдо-перетоків
з високою точністю. Крім того, об’єднання CENTREL з UCTE відбувалося 15 років
назад, тобто на той час енергоблоки цих країн мали більший ресурс, ніж
українські енергоблоки на сьогоднішній день. При
цьому рішення про інтеграцію приймалося на державному рівні з розробкою і
затвердженням відповідних "Каталогів заходів", централізацією коштів,
створенням умов для ефективного кредитування енергооб’єктів
та контролем за термінами і якістю впровадження заходів. Контроль і аналіз
якості впровадження заходів та проведення відповідних випробувань виконували
спеціалізовані організації. Так, наприклад, в
Польщі, для здійснення реконструкції кожна електростанція брала банківський
кредит і організовувала конкурс для вибору фірми, що гарантувала поставку
необхідного устаткування, систем автоматики і забезпечення узгоджених вимог.
При цьому, широко залучалися польські підприємства, а однією з умов була участь
в узгодженні проекту реконструкції польської інжинірингової фірми, аналогічної ОРГРЕСу. Створення сприятливих умов для об’єднання
Польської енергосистеми з UCTE відбувалося протягом близько 5 років. Для
створення цих умов були розроблені і реалізовані відповідні організаційні,
господарські, технічні і економічні заходи. Ще один приклад -
інтеграція енергосистеми Румунії. Вона відбувалася в період прийняття Урядом програми створення нового ринку
електричної енергії, який повинен був відповідати вимогам Директиви 96/92/EC.
Згідно з рішенням Уряду, існуюча вертикально-інтегрована Національна енергокомпанія була розділена на окремі юридичні суб’єкти:
утворена державна національна компанія по передачі електроенергії (Transelectrica), що є власником і оператором мережі ліній
електропередачі, а також три підприємства з державною формою власності: Termoelectrica (ТЭС), Hidroelectrica
(ГЕС) і Electrica (розподіл). При цьому питання
інтеграції вирішувала компанія Transelectrica згідно
з програмами, затвердженими Технічним Комітетом UCTE, що включали "Каталог
заходів", розмежування енергосистеми Румунії від ОЕС Молдови та ОЕС
України, випробування в ізольованому режимі роботи, проведення річної
випробувальної спільної роботи енергосистем Румунії та Болгарії у другій
синхронній зоні UCTE. Основними шляхами
розв’язання проблеми є: -
визначення каталогу заходів ("дорожньої карти") та його реалізація.
Такий каталог (перелік) заходів повинен включати технічні, організаційні і
юридичні питання, необхідні як попередні умови для інтеграції ОЕС України до
енергосистеми ENTSO-E; -
адаптація українського енергетичного законодавства до міжнародних норм і
стандартів, перегляд нормативної бази та створення нормативно-технічного
підґрунтя з відповідним затвердженням технічних вимог до об’єктів
електроенергетики. В першу чергу це стосується адаптації технічних норм, правил
та вимог, що діють в ОЕС України, до положень "Посібника з
експлуатації" (Operation HandBook)
ENTSO-E. Крім цього, у процесі підготовки до переходу на паралельну роботу з
ENTSO-E, у відповідності до вимог статутного документу асоціації європейських
системних операторів є вимога до потенційного кандидата про застосування
принципів, викладених в Директиві Європейського парламенту та Ради Європи
№2003/54/ЄС від 26 червня 2003 року. Також одним з першочергових завдань
потребується врахування у енергетичному законодавстві України вимоги Постанови
Європейського парламенту та Ради Європи №1228/2003 від 26 червня 2003 року; -
завчасна модернізація та реконструкція достатньої кількості генеруючого
обладнання, а також добудова існуючих і будівництво нових об’єктів, у тому
числі й об’єктів магістральних мереж в ОЕС України з обов’язковим виконанням
сучасних технічних вимог; -
забезпечення виконання критеріїв безпеки, надійності і сталості роботи ОЕС
України шляхом забезпечення надійної видачі генерації, передачі електроенергії
між регіонами країни по внутрішніх перетинах, регулювання напруги в мережі,
ліквідації пошкоджень в мережі та відновлення нормального режиму; -
побудова сучасної телекомунікаційної системи, розвиток системи автоматичного
регулювання частоти та потужності, дистанційного керування комутуючим
обладнанням, підключення диспетчерського центру ОЕС України до Центру
координації європейських системних операторів та до мережі передачі даних Electronic Highway; -
визначення джерел та механізмів фінансування заходів, а також механізмів
повернення коштів шляхом впровадження ринків потужності, системних послуг,
балансуючого ринку. 3. Завдання і заходи 3.1 Адаптація українського енергетичного законодавства до міжнародних норм
і стандартів. Згідно зі
Статтею 3а Договору про Енергетичне Співтовариство (надалі - Договір),
діяльність в рамках Енергетичного Співтовариства передбачає, серед іншого,
впровадження Acquis Communautaire,
що стосується енергії, навколишнього середовища, конкуренції та відновлювальних
джерел енергії сторонами Договору. Згідно з Договором (Стаття 11), Acquis Communautaire,
що стосується енергії, представлено правовими актами ЄС, напр., Директивою
2003/54/ЕС, Директивою 2003/55/ЕС щодо загальних правил внутрішнього ринку газу
та Регламентом 1228/2003/ЄС щодо умов доступу до мережі транскордонних обмінів
(надалі - Регламент). Члени також повинні додержуватись загальноприйнятих в ЄС
стандартів, що діють в асоціації системних операторів UCTE (стаття 23). На
сьогоднішній день вимагається перегляд нормативної бази та створення
нормативно-технічного підґрунтя з відповідним затвердженням технічних вимог до
об'єктів електроенергетики. Насамперед, це стосується адаптації технічних норм,
правил і вимог, що діють в ОЕС України, до положень "Посібника з
експлуатації" (Operation HandBook)
UCTE (ENTSO-E). Зважаючи на
основні вимоги законодавства ЄС у сфері електричної енергії, в українських
заходах можна визначити значні прогалини. Зокрема, основні механізми, що
використовуються для розвитку конкурентних ринкових структур не в повній мірі
впроваджуються в Україні. Призначення та відокремлення операторів системи В Законі
України "Про електроенергетику" відсутня вимога для Уряду щодо
призначення операторів системи. Україна не призначила операторів системи на 'період часу' згідно зі Статтями
8 та 13 Електричної Директиви. В ньому немає визначення термінів 'оператор системи передачі' (ОСП)
або 'оператор системи розподілу'
(ОСР) чи відповідні визначення. В ньому не визначається обсяг послуг, які, зазвичай,
надають оператори системи. В ньому немає визначення термінів 'розподілу' чи 'система
розподілу'. В Законі не передбачено багато відповідних визначень, що
використовуються в Директиві. Результат нестачі багатьох таких визнаних
визначень є також очевидним у підзаконних актах, що стосуються сектору
енергетики, включаючи правила, видані регуляторним органом за останні роки. Згідно з
режимом ліцензування не було внесено жодного положення стосовно окремої
ліцензії для 'оперування системою'. Немає ні ліцензії
Оператора Системи Передачі, ні ліцензії Оператора Розподільчої Системи. Замість
цього, правила ліцензування стосуються двох типів ліцензії на передачу: одна
для магістральних та міждержавних мереж, і інша для місцевих мереж. Існує
визначальне посилання на оператора мереж в угоді 1996 року, але це посилання
несумісне з поточною ситуацією. Україна
повністю не впровадила правила щодо "функціонального відокремлення"
згідно за Статтями 10 та 15 Електричної Директиви. Хоча існують різні способи
дотримання конкретних аспектів цих правил, найбільш ефективним та прозорим
методом їхнього впровадження є включення їх до пакету поправок до Закону
України "Про Електроенергетику". Ці правила повинні бути затверджені
не тільки стосовно операторів системи, але й операторів системи розподілу.
Окрім того, повинні бути впроваджені правові відокремлення усіх операторів
системи. Певні положення щодо відокремлення рахунків, що застосовуються до
ліцензіатів передачі та розподілу, визначені в українських правилах для сектору
електричної енергії, але це може залишатись також сферою для подальшого
розгляду. В Законі
України "Про Електроенергетику" не викладено комплексний набір
обов'язків, що застосовуються до операторів системи у спосіб, який наразі є
очевидним в базовому енергетичному законодавстві країн ЄС, що межують з
Україною, які визначили такі обов'язки у світлі вимог ЄС. Такий набір правил
повинен розглядатись виважено як один з ключових розділів, які можуть бути
доповнені до Закону України "Про Електроенергетику". Регульований доступ до мереж Електрична
Директива вимагає обов'язкової системи доступу третьої сторони до систем
передачі та розподілу "на основі оприлюднених тарифів, прийнятних для всіх
споживачів та застосовуються об'єктивно і без дискримінації між користувачами
системи" (Стаття 20). Директива
вимагає, щоб країни-члени забезпечили ухвалення цих тарифів, або методології,
де зазначається їхній розрахунок, до набрання ними чинності у відповідності до
Статті 23 Директиви (щодо регуляторних органів) і ці тарифи і методології - де
ухвалені тільки методології - оприлюднюються до набрання ними чинності. Окрім того,
Статті 9(1) та 14(3) Директиви вимагають, щоб Оператор Системи Передачі та
Оператор Системи Розподілу надавали "користувачам системи потрібну їм
інформацію щодо ефективного доступу до Системи." В українських
законодавчих актах такі зобов'язання не визначені. Таким чином, система
регульованого доступу до системи передачі, не в повній мірі відповідає
Електричній Директиві. Тому,
рекомендується, щоб увага надавалась визначенню таких обов'язків, як частини
комплексу поправок до Закону про Електроенергетику України. Підстави для
відмови в доступі до мережі повинні бути також визначені в Україні згідно з
Електричною Директивою. Такі правила повинні бути викладені в первинному
енергетичному законодавстві, а також в кодексі електричних мереж. Процедури видачі дозволів Потребує
впровадження процедура видачі дозволів для будівництва нової генеруючої потужності згідно з правилами ЄС. В рамках
енергетичного законодавства ЄС, що стосується процедур видачі дозволів, існує
ціла низка правил. Проте основним правилом є Стаття 6(2) Електричної Директиви
2003 року, в якій викладені низка критеріїв, що застосовуються до процедури
видачі дозволів. Ухвалення повинно надаватись відповідно до об'єктивних,
прозорих та недискримінаційних критеріїв. Директивою
вимагається, щоб були оприлюдненні відповідні критерії та процедури, але не
зазначається метод оприлюднення. Таким чином, критерії та процедури повинні
бути викладені в Законі про Електроенергетику України, але, вони можуть,
наприклад, бути оприлюднені на веб-сайті Міністерства
палива та енергетики. Зобов'язання, що мають загальний економічний інтерес В Законі про
Електроенергетику України не містяться положення щодо накладання зобов'язань з
комунальних послуг згідно зі Статтею 3(2) та 3(5) Електричної Директиви
2003/54/ЄС. Тому, в подальшому потрібно надавати увагу низці поправок до Закону
про Електроенергетику України для того, щоб визначити такі зобов'язання у
прийнятний спосіб. Кодекс електричних мереж Робота з
розробки кодексу мережі передачі для України здійснювалась протягом останніх
років. Наприкінці 2009 р. був підготовлений проект Кодексу електричних мереж
України. Наразі необхідно прийняти рішення щодо подальшого статусу цього
документу та його запровадження. Нові з'єднання енергосистем В Статті 7
Регламенту 1228/2003 передбачається, що нові об'єднання енергосистем можуть, на
вимогу, бути звільнені від правил щодо доступу третьої сторони. Для отримання
такого звільнення треба навести доказ наступних умов: - Інвестиції
посилять конкуренцію на ринку постачання електричної енергії; - Рівень
ризику, притаманного інвестиціям, є такий, що інвестиції не будуть здійснені,
якщо не буде надано звільнення; - Власником
нового об'єднання енергосистем повинна бути фізична або юридична особа, яка є
відокремленою по відношенню, щонайменш, до своєї правової форми від операторів
системи, до чиїх систем нові об'єднання енергосистем будуть приєднані; - Нарахування
здійснюються на користувачів такого нового об'єднання енергосистем; - Звільнення
здійснюється не на шкоду конкуренції або ефективному функціонуванню
внутрішнього ринку електричної енергії чи ефективному функціонуванню
регульованої системи, до якої приєднане нове об'єднання енергосистем. Положення
застосовується також, у виняткових випадках, до нових об'єднань енергосистем
перемінного струму (за умови, що витрати та ризики інвестицій, що
розглядаються, є надзвичайно високими порівнюючи з витратами та ризиками, які,
зазвичай, зазнаються при приєднанні двох сусідніх національних систем передачі
з боку нового об'єднання енергосистем перемінного струму) та до значного
збільшення потужності в існуючих нових об'єднаннях енергосистем. Вдосконалення стандартів постачання Якість
обслуговування для кінцевих споживачів складається з низки різних факторів. При
постачанні електричної енергії ці фактори включають питання обслуговування
споживачів, комерційні стосунки та неперервність постачання, якість напруги та
інше. Комерційна
якість стосується характеру та якості обслуговування споживачів. Комерційна
якість безпосередньо пов'язана з трансакціями між електричними компаніями (як
ОСР та постачальники) і споживачами. Трансакції включають не тільки продаж
електричної енергії. Перед початком постачання відбуваються певні трансакції
між потенційним споживачем та постачальником /ОСР, наприклад, підключення та
встановлення лічильників. Неперервність постачання Одною з
функцій енергетичної системи є постачання енергії, що задовольняє вимогам щодо
прийнятних рівнів неперервності і якості. Якість
постачання вимірюється, як правило, стосовно прийнятних значень напруги та
частоти, в той час, як "неперервність постачання" стосується
неперервного обслуговування в електричній енергії. Надійність стосується
здатності енергетичної системи забезпечувати відповідне та безпечне постачання
електричної енергії в будь-який момент часу. Порушення в постачанні, незалежно
від їхньої причини, означають зменшення надійності. Чотири основні
риси неперервності постачання можуть бути підсумовані наступним чином: • Тип
порушення: заплановані або незаплановані порушення. Заплановані порушення
плануються, наприклад, для проведення необхідного технічного обслуговування
мережі. Заплановані порушення, про які не повідомляються споживачі, фіксуються
як незаплановані порушення. • Тривалість
кожного порушення: короткі або тривалі порушення. Згідно з європейським
технічним стандартом ЕК 50160, порушення, які тривають більше 3 хвилин,
визначаються як "тривалі порушення", а інші як "короткі
порушення". • Рівня
напруги порушень та інші причини порушень: Порушення постачання кінцевим
споживачам може відбутися на будь-якому рівні напруги,
низькому/середньому/високому, в системі. При рівнях високої та надвисокої
напруги, не всі збої викликають порушення постачання кінцевим споживачам,
зважаючи на проектування мережі. • Тип
показників неперервності: кількість або тривалість зупинок. Кількість зупинок
на кожного споживача за рік (СІ) або Індекс частоти системних середніх порушень
(SAIFI) вказує, скільки разів за рік не постачалась енергія. Загальна річна
тривалість порушень на одного споживача, як правило, стосується втрачених
хвилин споживача (СМL) або Індексу тривалості середніх
системних порушень (SAIDI), що вказує на те, скільки
протягом даного року не постачалась енергія 12 (в середньому на одного
споживача). Ці індекси
(частоти та тривалості) дають корисну інформацію регуляторним органам щодо
показників виконання мережі щодо відповідно безпеки та готовності. Положення, що
стосуються якості постачання електричної енергії та захисту кінцевих
споживачів, містяться також в Директиві 2003/54. В Статті 3(3) Директиви
зазначається, що країни-члени повинні забезпечувати задоволення усіх побутових
споживачів універсальним обслуговуванням: тобто, право отримувати електричну
енергію визначеної якості в межах своєї території за прийнятними, чітко
порівнюваними та прозорими цінами. Для забезпечення положення універсального
обслуговування країни-члени можуть призначати постачальника останньої надії.
Країни-члени повинні накладати на розподільчі компанії зобов'язання щодо
підключення споживачів до своєї мережі за попередньо визначених термінів, умов
та тарифів. Взаємовідносини ЄС з Україною та процес наближення Стосунки ЄС з
Україною ґрунтуються на низці домовленостей, найбільш важливими з яких є Угода
про Партнерство та Співробітництво, яка набрала чинності в 1998 році, та План
Дій ЄС-Україна, затверджений в лютому 2005 року.
Згідно зі Статтею 51 УПС Україна зобов'язується гармонізувати сучасне та
майбутнє законодавство до законодавства Європейського Союзу у пріоритетних
сферах, включаючи сектор енергетики. Стаття 61 визначає, що "співпраця
повинні бути в подальшому розвинута, зокрема, щодо мереж /транзиту газу та
нафти, реформування сектору енергетики, включаючи наближення законодавства, енергоефективність та сприяння відновлювальним джерелам
енергії. Органи влади
України зобов'язалися продовжувати процес розвитку та вдосконалення сектору
енергетики в напрямку принципів та вимог ЄС. З цією метою були вжиті наступні
основні заходи стосовно правової та інституційної структури сектору електричної
енергії. В Законі
України "Про Загальнодержавну програму адаптації законодавства України до
законодавства Європейського Союзу" визначено адаптація енергетичного
законодавства як пріоритетне завдання. Відповідно до Закону, Україна прийняла
рішення адаптувати/гармонізувати частину свого законодавства до законодавства
ЄС. Ця Програма впроваджується поетапно. Комісія з
реформування та розвитку енергетичної галузі була створена в 2004 році. Комісія
є постійно діючим дорадчим органом Кабінету Міністрів. Робочим органом Комісії
є постійно діюча група, що створена Міністерством палива та енергетики. Комісія
скликається для координування роботи з підготовки та реалізації багатоетапної програми реформування та розвитку сектору
енергетики, розробки стратегії з правової та технічної гармонізації сектору
енергетики України з сектором енергетики Європейського Союзу.
3.2 Модернізація та реконструкція достатньої кількості генеруючого
обладнання для забезпечення вимог регулювання частоти, активної і реактивної
потужності. 1. Аналіз
існуючого стану генеруючого обладнання. 1.1 Первинне
регулювання. Щоб
підтримувати баланс споживання-генерація в межах синхронної зони, кожний
учасник має безупинно брати участь у первинному регулюванні частоти з
відповідними параметрами. Для первинного
регулювання частоти особливу увагу слід приділяти таким параметрам: - Технічна
характеристика генеруючих блоків, передбачених для
участі в первинному регулюванні частоти: о Частотний статизм
регуляторів частоти обертання турбіни енергоблоку; о Зона нечутливості (налаштовується в діапазоні ±
10 мГц); о Резерв первинного регулювання частоти (Від 1 %
до 2,5 % Рп.); о Час розгортання для активації (30 секунд) й
підтримки резерву первинного регулювання частоти (мінімум 15 хвилин); о Резерв первинного регулювання частоти для розглянутої енергосистеми
(відповідно до методики розрахунку); о Динамічна активація регулюючої потужності; о Активація всього резерву первинного регулювання у випадку відхилення
частоти на Δf=±200 мГц. Системи
керування енергоблоків мають реагувати на відхилення частоти й регулювати
активну вихідну потужність енергоблоків так, щоб відновити баланс між
генерацією й споживанням і запобігати подальшому відхиленню частоти. Весь резерв
первинного регулювання має бути активізований при відхиленні частоти на 200
мГц. Слідом за цією вимогою, має бути встановлений відповідний частотний статизм регуляторів частоти обертання турбіни залежно від
позитивної частини діапазону первинного регулювання. 1.2 Вторинне
регулювання. Вторинне
регулювання частоти й активної потужності повинне мати місце згідно з
відповідними схваленими методиками Посібника з експлуатації та Рекомендаціями /
Правилами UСТЕ. Вторинне
регулювання здійснюється відповідно до рівняння й мережно-характеристичного
методу: G=ΔР + К Δf (G=
сумарна помилка в області регулювання, К (МВт/Гц) -
коефіцієнт, що відповідає нахилу характеристичної лінії регулювання
частоти-потужності енергосистеми. 1. Швидкість
зміни вихідної потужності всіх генераторів, що використовуються для вторинного
регулювання, повинна бути достатньою для досягнення цілей вторинного
регулювання. Звичайно, для
електростанцій, що працюють на мазуті і газі, ця швидкість складає близько 8 %
за хвилину. У випадку гідроелектростанцій з сезонним регулюванням, швидкість
послідовної зміни потужності коливається від 1,5 до 2,5 % від номінальної
вихідної потужності електростанції за секунду. У випадку електростанцій, що
працюють на антрациті і бурому вугіллі, ця швидкість коливається від 2 до 4 %
за хвилину і від 1 до 2 % за хвилину, відповідно. Максимальна швидкість зміни
вихідної потужності атомних електростанцій складає приблизно від 1 до 5 % за хвилину.
Це не є вимогами до генеруючого обладнання, а такі
типові значення для швидкостей зміни в дії вторинного регулювання
використовуються, як допоміжний засіб для визначення оптимального часу
коригування відхилення. 2. Повинні
бути діючі вимірювальні пристрої і лічильники для реєстрації дійсної активної
(і реактивної) потужності в мегаватах (мегавольт-амперах реактивних) в
реальному масштабі часу, а також енергії в мегават-годинах. 3. Результати
вимірювань повинні надійним чином передаватися вторинному регулятору –
забезпечені надійні швидкісні резервовані канали зв’язку в системі станційного
управління. 4. У випадку
втрати автоматичного вторинного регулювання повинна бути забезпечена можливість
ручного регулювання з відповідною швидкістю. 5. Вторинне регулювання
повинна починати діяти не пізніше, ніж через 30 секунд та повністю бути
задіяним за проміжок часу, що не перевищує 15 хвилин. 6. У
статичному стані поточна активна потужність повинна підтримуватися з точністю
не гірше 1% від номінальної. 7. Система
станційного управління (ССУ) і система автоматичного регулювання частоти та
потужності (САРЧП) енергоблоку повинні забезпечувати виконання вимог
автоматичного вторинного регулювання в межах діапазону вторинного регулювання -
не менше ±5% Pном. 8. У САРЧП
енергоблоку повинні бути передбачені регульовані обмежувачі діапазону
вторинного регулювання для виключення можливості зменшення заданого діапазону
первинного регулювання в процесі участі енергоблоку у вторинному регулюванні. 9. Величина
потужності, що виробляється в межах участі енергоблоку у вторинному
регулюванні, повинна постійно змінюватися вслід за зміною сигналу завдання
центрального регулятора. Динамічна і статична похибка відпрацювання завдання не
повинна перевищувати 1% Pном при будь-якій швидкості
зміни завдання, аж до максимальної. 3.3. Виконання критеріїв безпеки, надійності і сталості роботи ОЕС України
шляхом забезпечення надійної видачі генерації, передачі електроенергії між
регіонами країни за внутрішніми перетинами, регулювання напруги, ліквідації
пошкоджень у мережі. 1.
Впровадження комплексу заходів по нормалізації рівнів напруги та регулювання
реактивної потужності в ОЕС України з урахуванням вимог UCTE: - перспективних структур статичних компенсаторів
реактивної потужності та фільтро- і симетро компенсуючих пристроїв
для створення гнучких ліній змінного струму (FACT) в енергетичних системах
України; - готовність
до регулювання реактивної потужності електростанціями та підтримки рівнів
напруги в ОЕС України та реалізація технічних рішень і організаційних заходів
щодо забезпечення регулювання реактивної потужності. 2. Створення
системи комп'ютерного моделювання сталого режиму та стабільності енергосистеми
на базі програмного забезпечення що використовується в ENTSO-E. 3. Будівництво
та модернізація об’єктів основної системоутворюючої
мережі з метою виконання критерію N-1, забезпечення
надійної видачі потужності з електростанцій та передачі електроенергії по
внутрішніх перетинах. В тому числі будівництво нових ліній електропередачі,
встановлення на підстанціях додаткових автотрансформаторів та модернізація
підстанцій. 3.4 Побудова телекомунікаційної системи, розвиток системи автоматичного
регулювання частоти та потужності, дистанційного керування комутуючим
обладнанням, підключення диспетчерського центру ОЕС України до Центру
координації європейських системних операторів та до мережі передачі даних Electronic Highway. 1. Розробка
концепції розбудови телекомунікаційного мережі ОЕС України для забезпечення
взаємодій систем збору та обробки технологічної інформації, автоматизованих
систем управління та систем аналізу. 2.
Впровадження вузла підключення до мережі передачі даних ENTSO-E Electronic Highway. 3. Створення
швидкодіючої телекомунікаційної мережі для технологічного керування ОЕС України
для забезпечення інформаційних потоків з опорних підстанцій та електростанцій
до регіональних та національного диспетчерських центрів, в т.ч. будівництво
волоконно-оптичної лінії зв'язку (ВОЛЗ). 4. Впровадження
централізованої автоматичної системи регулювання частоти та потужності в ОЕС
України (САРЧП), та підключення блочних САРЧП ТЕС до централізованої САРЧП НЕК
«Укренерго». 4. Очікувані результати,
ефективність програми Виконання
Програми дасть змогу: -
модернізувати українську енергетичну систему, яка відповідатиме міжнародним
нормам і стандартам, що дасть можливість забезпечити в необхідних обсягах надійне та якісне
постачання електроенергії для всіх галузей економіки та населення, для чого
слід: - реконструювати та технічно
переоснастити існуючи об'єкти інфраструктури мережі та електричні станції,
забезпечивши підвищення коефіцієнту використання встановленої потужності і
маневрених характеристик; - добудувати пускові комплекси гідроакумулюючих електростанцій і побудувати близько 30
об’єктів інфраструктури системоутворюючої мережі; - забезпечити технічними засобами
регулювання, керування, захисту і моніторингу біля 200 об’єктів енергосистеми,
створити сучасну високошвидкісну телекомунікаційну мережу та автоматизувати
процес оперативно-диспетчерського керування об’єднаною енергосистемою України; - переглянути існуючу нормативну базу
з огляду на світовий досвід та сучасні тенденції. - мінімізувати ризики аварій в ОЕС
України та відключення споживачів, підвищити надійність експлуатації
енергосистеми та якість надання послуг споживачам електроенергії; - підвищити енергетичну безпеку
країни; - зробити крок вперед на шляху до
членства в Європейській спільноті, створивши передумови для: - синхронного з’єднання ОЕС України з
об’єднанням енергосистем європейських держав; - участі в загальному європейському
та Південно-європейському ринках електричної енергії; - збільшити потенціал країни з точки
зору експорту електроенергії; - підвищити економічну ефективність
та екологічну безпеку за рахунок впровадження новітніх технологій при
будівництві, модернізації, реконструкції та введенні в експлуатацію об’єктів і
обладнання; -
збільшити обсяг надходжень до бюджетів різних рівнів за рахунок збільшення
надходження коштів від діяльності суб’єктів господарювання як на внутрішньому
ринку електроенергії, так й від зовнішньоекономічної діяльності. Згідно
із прогнозом Eurelectric, в середньостроковій
перспективі Польща та Угорщина здійснюватимуть імпорт електричної енергії, що
створює добрі передумови для продовження експорту електричної енергії з України
до цих країн. Прогноз негативного балансу потужності для Румунії, Болгарії та
Словаччини також створює передумови для надання Україною цим країнам у
майбутньому на комерційній основі системних послуг із забезпечення необхідного
резерву потужностей на комерційній основі. Тому, головними потенціальними
ринками збуту електроенергії з України в середньостроковій перспективі слід
вважати країни Східної Європи, Центральної Європи та Балканського регіону. Економічна
ефективність конкретних заходів з метою розширення можливостей експорту
електричної енергії, джерелом окупності яких є відповідна цінова маржа,
залежатиме від обсягу інвестицій, кон’юнктури цін на електричну енергію як в
Україні, так і на європейських ринках, обсягів експорту електричної енергії,
обраної схеми фінансування, графіку освоєння інвестицій, ряду інших факторів. При
цьому, слід враховувати, що окрім прямих економічних надходжень від експорту
електричної енергії, зазначені заходи призведуть до ряду додаткових непрямих
вигод від реалізації таких загальносистемних переваг, як: -
ефект від суміщення графіків електричного навантаження за рахунок неспівпадіння у часі максимальних навантажень в
енергосистемах країн Східної та Західної
Європи, що дозволить в період максимуму навантаження отримувати потужність з
інших енергосистем і, відповідно, знизити максимальну потужність власних енергогенеруючих
джерел; -
ефект від раціонального використання наявних енергоресурсів і структури енергогенеруючих
потужностей за рахунок сезонних (а в ряді випадків і добових) обмінів електричною енергією; -
ефект від угод про надання допомоги у випадку аварій або забезпечення гарантованого резерву на узгоджений період
часу. Одною
з основних вимог спільної енергетичної політики ЄС є забезпечення надійного
енергопостачання споживачів країн ЄС з одночасним зменшенням шкідливого впливу
енергетики на оточуюче природне середовище. Проблеми викидів теплових
електростанцій, що працюють на викопному паливі, були визначені як найбільш
критичні з точки зору захисту навколишнього природного середовища. Проте
дана програма інтеграції спрямована на визначення і реалізацію оптимального
обов’язкового (мінімально необхідного) переліку заходів, виконання яких
дозволить вести мову про синхронізацію ОЕС України з ENTSO-E, та не має на меті
впровадження безпосередніх заходів, спрямованих на покращення екологічних
показників. При цьому, для зменшення викидів до норм, визначених Директивами
ЄС, необхідні значні капіталовкладення на впровадження відповідних систем,
реалізація яких є економічно невигідною для старих українських енергоблоків. Під
час модернізації енергоблоків ТЕС будуть покращені
показники викидів за рахунок зменшення присмоктів,
впровадження сучасних систем вимірювання та контролю параметрів, які впливають
на повноту згорання палива, підтримання оптимального режиму горіння, зменшення
питомих витрат палива, підвищення ККД. Виконання
жорстких екологічних вимог Директив ЄС обов’язково повинно бути передбачено при
будівництві нових генеруючих потужностей. А для
існуючого обладнання необхідно передбачити тривалий перехідний період (більший,
ніж строк реалізації даної програми інтеграції). Протягом цього періоду
спочатку повинні бути досягнуті такі рівні показників шкідливих викидів, які
відповідають українським нормативам, та існують на аналогічному устаткуванні,
що працює в країнах ЄС. Наступним кроком може стати впровадження системи
державного стимулювання, яка б спонукала генеруючі
компанії до реалізації заходів по досягненню сучасних, більш жорстких
показників по викидах. При цьому питання зменшення викидів повинно розглядатися
окремою масштабною програмою. 5. Обсяги та джерела
фінансування. Фінансування
заходів, спрямованих на забезпечення можливості інтеграції Об’єднаної
енергетичної системи України до енергетичного об'єднання енергосистем
європейських держав, здійснюватиметься як за рахунок коштів державного бюджету,
так і власних коштів суб’єктів електроенергетики (тарифу, спеціальних
інвестиційних надбавок до тарифу, кредитних коштів українських фінансових
установ та міжнародних фінансових організацій, коштів технічної/фінансової
допомоги ЄС).
За
попередніми прогнозними розрахунками, загальний обсяг фінансування становитиме
орієнтовно 8657 млн. гривень, у тому числі близько 934 млн. з державного
бюджету та 7723 млн. гривень з інших джерел. Основні джерела фінансування: - кошти державного бюджету в рамках
програми «Підтримка впровадження енергетичної стратегії України»; - кошти, передбачені у складі тарифу
на електроенергію; -
кошти в рамках програми Східного партнерства «Україна – Молдова – Румунія» Додаток 1 ПАСПОРТ Державної цільової програми інтеграції Об’єднаної енергетичної системи України до енергетичного об’єднання
енергосистем європейських держав (найменування Державної цільової програми) 1. Концепція програми схвалена розпорядженням Кабінету
Міністрів України від __ _______ 20__ р. №____. 2. Програма затверджена: Законом України від __ _________ 20__ р. № ______, постановою Кабінету Міністрів України від ___ ________
20__ р. №_____. 3. Державний замовник-координатор: Міністерство палива та енергетики України 4. Державні замовники
___________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ 5. Керівник Програми
____________________________________________________________ (посада) 6. Виконавці заходів Програми
_____________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ 7. Строк виконання _______________ 8. Прогнозні обсяги та джерела фінансування
Керівник Програми ____________ ________________ (підпис)
(ініціали та прізвище) М.П. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||