Проф. д-р инж. Валентин Колев, зам.- председател на Камарата на енергетиците, декан в ТУ
Развитието на брутното електропотребление в страната за период от 20 г. показва, че то не се променя съществено и варира в диапазона 36÷40 TWh. За същия период износът на ел. енергия (ЕЕ) е в широки граници и се определя от пазарните условия. Спадът в износа на ЕЕ през 2013 г. се обяснява с включването на допълнителни компоненти в цената ѝ за износ. Анализът на енергийния баланс показва, че до 2026 г. не се очакват затруднения в електроснабдяването на страната при нормални метеорологични условия и при нормална аварийност. Остатъчната разполагаемост за производство е в размер от 8,35 до 9,85 TWh годишно или около 20% от мощностите.
При екстремни зимни условия, за осигуряване на адекватността на системата е необходимо активиране на бавния третичен резерв и/или внос на електроенергия. По-утежнена се явява ситуацията при съчетаването на продължителни екстремални зимни условия, изчерпан първичен енергиен ресурс и завишена аварийност при електропроизводствените мощности. В такива случаи е необходимо промишлените потребители да изменят профила на натоварването си в денонощен разрез и/или да ограничават част от потреблението си в пиковите часове. Това може да се осъществи както чрез механизмите на пазара на електроенергия в текущия ден, така и чрез механизма на балансиращия пазар.
За осигуряване баланса между производство и потребление на електроенергийната система (ЕЕС) е необходимо в състава на работещите генериращи мощности да са налични следните производствени единици:
- Базови мощности – АЕЦ и ТЕЦ;
- Мощности с възможност за участие в първичното и вторично регулиране на ЕЕС - регулиране „нагоре“ и „надолу“ (ТЕЦ);
- Мощности за осигуряване на разполагаемост за бърз третичен резерв (ВЕЦ);
- Мощности за осигуряване на разполагаемост за бавен третичен резерв (студен резерв).
Тези генериращи източници в състава на производството във всеки един момент от една календарна година е задължително условие за нормалната и сигурна работа както на ЕЕС, така и на доставките на ЕЕ.
В момента основните базови мощности (ТЕЦ), които участват в осигуряването на мощностния и електроенергиен баланс, така и в първичното, вторичното и третично регулиране на ЕЕС, са съсредоточени в югоизточна България и ползват като енергийна суровина лигнитни въглища, добивани в Маришкия басейн от най-голямото минно предприятие „Мини Марица изток“ ЕАД. Това са ТЕЦ „Ей и Ес Гълъбово“ (670 MW), ТЕЦ „Марица Изток 2“ (1 650 MW) и ТЕЦ „Контур Глобал Марица Изток 3“ (908 MW), като сумарната инсталирана мощност надхвърля 3 200 MW, а годишното производство на ЕЕ е над 17,5 TWh. За това производство на ЕЕ първичният енергиен ресурс над 25 млн. т. натурално гориво.
Необходимият минимален резерв от активна мощност за първично регулиране в Европа се определя ежегодно от организацията на операторите на електропреносни мрежи (ENTSO-E), а техническите изисквания са разписани в Policy 1 (Load Frequency Control and Performance). Определяният ежегоден минимален денонощен резерв от активна мощност за първично регулиране за България има стойности 40÷44 MW и се покрива от големите кондензационни блокове на въглищните електроцентрали в т.ч. по един блок от ТЕЦ "Ей И Ес Гълъбово", ТЕЦ "Контур Глобал Марица Изток 3", ТЕЦ „Марица Изток 2“ и ТЕЦ „Бобов дол“.
Вторичното регулиране е обект на Политика 1 Регулиране по честота и обменна мощност (Policy 1 – Load-Frequency Control) от правилата за оперативно управление на Регионална група „Континентална Европа“ на ENTSO-e, като размерът на резерва за вторично регулиране се планира на основание чл. 98 ал. 4 от ПУЕС и трябва да отговаря на стандарт “B-S4.1. Sufficient Controllable Power and Minimum Size of Reserve”. Резервът за вторично регулиране е между 150 и 160 MW, който се осигурява единствено и само от кондензационните блокове (ТЕЦ).
Всички електроенергийни обекти на територията на страната са свързани и функционират в единна електроенергийна система, с общ режим на работа и с непрекъснат процес на производство, пренос, междусистемен обмен, разпределение и потребление на електрическа енергия. Въртящите се инерционни маси на всички електрически агрегати са свързани помежду си през съпротивлението на електрическата мрежа. При възникване на смущения в електрическата мрежа, синхронните генератори и прилежащите им регулиращи системи в конвенционалните централи реагират, като се стремят да възстановят своята устойчива работа и устойчивостта на ЕЕС. Най-значителен принос за денонощното поддържане запаса по устойчивост в ЕЕС имат големите турбогенератори в кондензационните електроцентрали и АЕЦ.
Напрежението в електропреносната мрежа се регулира на базата на балансиране на реактивните мощности, чрез промяна на генерираната или консумирана реактивна мощност във възлите на ЕЕС. Централизираното денонощно регулиране на напрежението в ЕЕС на България се осъществява чрез „График по напрежение”, разработван от системния оператор.
Най-голям принос за денонощното изпълнение на Графика по напрежение имат синхронните турбогенератори на големите блокове в топлоцентралите, съвместно с работещите ВЕЦ от системно значение и статичните компенсиращи устройства в електропреносната мрежа.
Редуциране производството от блоковете на ТЕЦ "Ей И Ес Гълъбово", ТЕЦ „Марица Изток 2“ и ТЕЦ "Контур Глобал Марица Изток 3" ще има следните негативни ефекти:
- локален ефект: намаляване сигурността на електрозахранването на потребителите в югоизточната част на страната; намаляване на статичната и динамичната устойчивост; необходимост от значителни инвестиции в електропреносната мрежа за промяна на нейната структура в района и инсталиране на нови статични компенсиращи устройства;
- общосистемен ефект: недостиг на електроенергия през есенно-зимните периоди; значително нарастване на чуждите транзитни и кръгови потоци на мощност през българската електропреносна мрежа; нарастване на технологичните загуби и разходите на системния оператор за тяхното покриване; затруднения при изпълнението и достигането на необходимите резерви за първично, вторично и третично регулиране.
Покриването на зимните товари, след редуциране на електропроизводството от въглищните централи, няма да бъде възможно без внос на електроенергия, най-малко до заместването им с нови нисковъглеродни конвенционални централи, като недостигът на мощности във вечерните часове може да надхвърля 3000MW. Осигуряването на целогодишен мощностен баланс на страната в денонощен разрез, чрез изграждане само на възобновяеми генериращи мощности е безперспективно за нашата страна, предвид особеностите на географското ѝ положение, нестабилния първичен ресурс, режимните и техническите недостатъци на съществуващите видове ВЕИ и бавното развитие на акумулиращите технологии. Трябва да се има предвид, че в бъдеще само Турция се очертава като възможен износител на електроенергия в югоизточната част на континентална Европа.
