История ОЭС ЦА на этапе ее создания

Объединенная энергетическая система Центральной Азии (ОЭС ЦА) формировалась на территории четырех государств – Узбекистана, Таджикистана, Туркменистана, Кыргызстана и прилегающих к ним пяти областях Юга Казахстана.

Началом создания ОЭС Средней Азии стал 1960 год, когда на параллельную работу по линиям электропередач напряжением 110 и 220 кВ были подключены Узбекская энергосистема, энергосистемы Юга Кыргызстана, Севера Таджикистана и Шымкентский узел Южного Казахстана.

На период создания ОДУ Средней Азии в Объединенную энергосистему Средней Азии входили четыре энергосистемы с установленной мощностью на 01.01.1961г. – 1157 МВт, максимумом нагрузки 921 МВт, годовой выработкой 6,5 млрд.  кВтч.

Объединение энергосистем резко повысило надежность и качество электроснабжения потребителей, дало возможность рационально использовать гидро- и топливные ресурсы.

Конфигурация ОЭС Центральной Азии  проектировалась как единое целое, без учета национальных границ союзных республик, и работала, как и многие другие энергообъединения, изолированно от Единой энергосистемы бывшего Союза.

Структура ОЭС, состоящая на 30% из гидростанций и на  70% из тепловых станций, с точки зрения науки и эксплуатации является оптимальной для решения вопросов регулирования частоты и мощности, водных и энергетических проблем.

Долгосрочное планирование режимов ОЭС ЦА учитывало структуру генерирующих источников в каждой из энергосистем, входящих в ОЭС, и, соответственно, вопросы централизованного обеспечения энергосистем топливом для электрических станций.

При ведении режимов учитывались потребности не только энергетики, но и ирригации, которые в регионе Центральной Азии неразрывно связаны. Оптимизация режима предполагала минимизацию затрат топлива и потерь электроэнергии в сетях в масштабах всего энергообъединения, а не отдельно взятой энергосистемы.

Графики проведения ремонтных работ увязывались между собой, обеспечение запасными частями производилось централизованно.

Общность и тесная взаимосвязанность режимов энергосистем, входящих в ОЭС ЦА, была основной предпосылкой для управления режимами энергосистем из единого регионального центра и создания предприятия ОДУ Средней Азии.

ОДУ Средней Азии было создано в апреле 1960 года на основании приказов Госплана СССР №32 от 30.01.1960г. и №75 от 2.03.1960г. и располагалось в г. Ташкенте. На предприятие были возложены функции оперативно-технологического управления Объединенной энергосистемой Средней Азии (энергетическими системами Узбекистана, Южного Казахстана, Кыргызстана, Таджикистана, Туркменистана). Несмотря на то, что ОЭС Средней Азии работала изолированно, региональное диспетчерское управление подчинялось Центральному диспетчерскому управлению Единой энергосистемы СССР и финансировалось Министерством энергетики и электрификации СССР. В системе оперативно-диспетчерского управления режимами действовала жесткая вертикальная иерархия, требовавшая беспрекословного подчинения низших ступеней диспетчерского управления высшим.

Как видно из приказа по Объединенному диспетчерскому управлению от 4 мая 1960 года № I/к, ОДУ Средней Азии начало свою деятельность 4 мая 1960 года.

В 1960 году Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Средней Азии подчинялось Главному энергетическому управлению при Госплане СССР.

В соответствии с приказом № 2 Министерства энергетики и электрификации СССР от 13 октября 1962 года диспетчерское управление было передано в подчинение Главного управления эксплуатации энергосистем Востока (Главвостокэнерго) Государственного производственного Комитета по энергетике и электрификации СССР.

На основании приказа Министерства энергетики и электрификации СССР № 110 от 8 мая 1969 года Объединенное диспетчерское управление было подчинено Центральному диспетчерскому управлению Единой Энергетической Системы СССР.

Основными задачами Объединенного диспетчерского управления энергосистемами Средней Азии являлись:

  1. Обеспечение выполнения государственного плана выработки электроэнергии и полного использования мощностей электростанций для покрытия максимума нагрузки.
  2. Обеспечение надежной параллельной работы энергосистем, бесперебойности энергоснабжения потребителей и соблюдения установленных норм качества энергии.
  3. Регулирование межсистемных перетоков мощности и электроэнергии для наиболее рационального использования энергетических ресурсов.
  4. Обеспечение наибольшей экономичности работы всего объединения, снижение себестоимости электроэнергии за счет оптимальности распределения мощности и выработки между энергосистемами с учетом изменений потребления тепловой и электрической энергии в отдельных районах.

В состав ОЭС Средней Азии входило 8 энергосистем. С включением на параллельную работу в 1971г. Ашхабадской энергосистемы закончился этап формирования Объединения. Основная сеть состояла из радиальных протяженных ВЛ напряжением 220кВ с большим количеством ограничений по пропускной способности.

Дальнейшее наращивание энергетической мощности не представлялось возможным без радикального усиления сетевого строительства, без создания системообразующей сети следующего класса напряжения – 500кВ. С 1972 по 1979 годы создаётся основа будущей транзитной сети Объединённой энергосистемы Средней Азии.

Установленная мощность на 1.01.82г. составила 19904 МВт, максимум нагрузки – 12727 МВт, выработка электрической энергии – 82522 млн. кВтч.

ОЭС развивалась, задачи управления усложнялись, решались реальные проблемы по обеспечению устойчивости и надёжности функционирования Объединения; по созданию системы противоаварийного управления на базе современных средств связи, телемеханики, вычислительной техники.

Краткая характеристика ОЭС ЦА после распада СССР

После распада СССР централизованное обеспечение энергетическими материалами и ресурсами закончилось. Во всех энергосистемах срочно принимались меры по обеспечению энергетической независимости, т.е. самосбалансированности по энергии и топливообеспечению, но стартовая позиция стран сильно отличалась. Из-за недостатка собственных энергоресурсов стран с преобладающей гидроэнергетикой водохранилища стали выпускать больше воды в зимнее время, что привело к нарушению сложившихся водных и энергетических режимов и экологическим проблемам. Задача получения оптимального режима в масштабах ОЭС отошла на задний план. Динамика изменений технических параметров ОЭС Центральной Азии наглядно видна из нижеприведенных графиков.

Понимая, что ни одна из энергосистем не может обеспечить самостоятельно полноценное надежное энергоснабжение своих потребителей, руководители энергосистем с целью сохранения параллельной работы подписали 19.11.1991г. в г. Ашхабаде Соглашение о параллельной работе энергетических систем Республики Казахстан, Кыргызской Республики, Республики Таджикистан, Туркменистана и Республики Узбекистан, а также учредили предприятие «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Средней Азии», взяв его финансирование на себя на долевой основе. На постсоветском пространстве за пределами Российской Федерации предприятие ОДУ Средней Азии оказалось единственным, которое благодаря прозорливости и оперативности руководителей энергосистем удалось сохранить.

Предприятие ОДУ Средней Азии было зарегистрировано 28.09.1993 г. в Хокимияте Мирзо-Улугбекского района г. Ташкента как предприятие по оперативно-технологическому управлению Объединенной энергетической системой Средней Азии, т.е. имело статус государственного предприятия Республики Узбекистан. С 1994 г. это предприятие функционировало под названием Объединенный диспетчерский Центр«Энергия» (ОДЦ «Энергия»).

Руководящим органом по управлению и координации параллельной работы ОЭС Средней Азии стал Совет Объединенной энергетической системы Средней Азии (Совет ОЭС Средней Азии), в состав которого входили первые руководители энергосистем.

В связи со структурными изменениями, произошедшими в энергосистемах, в 2002г. Советом ОЭС Средней Азии было принято решение привести в соответствие с новыми реалиями Статус самого Совета ОЭС Средней Азии и Статус ОДЦ «Энергия», причем придать последнему статус негосударственного учреждения.

27 октября 2004 года энергосистемы стран Центральной Азии заключили Соглашение о координации отношений в области электроэнергетики энергосистем Центральной Азии. В соответствии со Статьей 1 этого Соглашения был организован Координационный Электроэнергетический Совет Центральной Азии (КЭС ЦА), являющийся совещательным органом энергосистем, заменивший действовавший Совет ОЭС Средней Азии.

На заседании КЭС ЦА, состоявшемся 29 сентября 2006 года, Участники КЭС ЦА утвердили Учредительный Договор о создании и деятельности негосударственной некоммерческой организации – учреждения КДЦ «Энергия», основными функциями которого являются осуществление параллельной работы и координации оперативно-диспетчерской деятельности энергосистем Центральной Азии.

КДЦ «Энергия» в своей деятельности подотчетен КЭС ЦА, который является его высшим органом управления. Учредительными документами КДЦ «Энергия» запрещается заниматься коммерческой деятельностью.

Учредительные документы КДЦ «Энергия» были зарегистрированы 28 мая 2007 года в Министерстве юстиции Республики Узбекистан и с 1 июля 2007 года КДЦ «Энергия» стал функционировать в качестве юридического лица, как Международная Негосударственная Некоммерческая организация Координационно-Диспетчерский Центр «Энергия».

Какие знаковые события произошли в постсоветский период в ОЭС ЦА?

В первую очередь необходимо отметить включение в Казахстане в транзитный режим линии 500 кВ ЮКГРЭС – Агадырь в ноябре 1998 года: Южный Казахстан был соединен с Северным Казахстаном. Это позволило интегрировать ОЭС ЦА (Туркменистан, Узбекистан, Таджикистан, Кыргызстан, Южный Казахстан) с ЕЭС СНГ и Балтии (Литва, Эстония, Латвия, Украина, Молдова, Беларусь, Грузия, Азербайджан, Россия и Северный Казахстан). Однако, главной целью включения этой транзитной линии было обеспечение энергетической независимости дефицитного Южного Казахстана. Полностью покрыть потребности Юга Казахстана эта линия не могла обеспечить, при незначительных набросах мощности мы имели проблемы с нарушением устойчивости. Но с этим включением ОЭС ЦА получила хорошего качества частоту, которая обеспечивается российской энергосистемой. Но появились и проблемы – нужно обеспечивать согласованные перетоки на границе с ЕЭС России, а выдерживать отклонения в допустимых пределах оказалось труднее, чем самим регулировать частоту.

Ситуация значительно улучшилась после ввода в работу сначала второго, а затем и третьего транзита Север-Юг Казахстана. Сейчас Казахстан может уверенно говорить, что былой зависимости от поставок от республик Центральной Азии уже нет и, более того, Казахстан стал энергоэкспортером.

Кыргызстан раньше был нетто-экспортером как по энергии, так и по мощности, оказывая услуги по регулированию частоты (при изолированной работе) и/или мощности (при параллельной работе). В период вегетации он поставлял значительные объемы энергии Казахстану и Узбекистану, которые покупали энергию с гидростанций Кыргызстана в основном для того, чтобы обеспечить водой сельское хозяйство. Соответственно, в зимнее время он получал поддержку в виде ответных поставок электроэнергии и органического топлива. Эти бартерные схемы взаимообменов существовали в рамках межправительственных соглашений, сначала многосторонних, потом двухсторонних.

Анализ хода реализации этой схемы показывает, что взаимные обязательства по межправительственным соглашениям в полном объеме не выполнялись. Межправительственные соглашения особенно неэффективны в маловодные и многоводные годы. В многоводные годы ирригационные потребности Казахстана и Узбекистана удовлетворяются, в основном, за счет боковой приточности, т.е. они заинтересованы в получении электроэнергии в меньшем объеме, чем заложено в МПС. При этом соответственно сокращается в последующий зимний период поставка энергоресурсов в Кыргызстан, который вынужден увеличить зимние попуски воды из водохранилища, чтобы покрыть свои потребности в энергии.

Поэтому для Кыргызстана существовал значительный риск в связи с непредсказуемостью и недостаточными гарантиями поставок энергоресурсов сопредельными странами в зимний период после выполнения им обязательств по ирригационным попускам. Внедрение рыночных механизмов в торговле энергоресурсами привело к тому, что Кыргызстан был вынужден перейти с ирригационного режима на энергетический и были годы, когда имели место в зимний период переполнение нижележащего Шардаринского водохранилища и подтопление территорий в Казахстане.

С целью снижения зимних попусков и обеспечения теплом населения были введены дополнительные мощности на Бишкекской ТЭЦ. Пожалуй, ввод угольного энергоблока на этой станции и Камбаратинской ГЭС 2 – это главные успехи в наращивании генерации, другие проекты либо застопорились, либо даже не начинались, в том числе и главная надежда Кыргызстана – Камбаратинская ГЭС-1 мощностью 1900 МВт. По мнению КДЦ «Энергия», эта станция нужна не только Кыргызстану, но и всему региону, как для решения энергетических, так и ирригационных вопросов. Крайне желательно, чтобы был найден механизм по совместному строительству этого энергообъекта странами региона.

Главным успехом в сетевом строительстве Кыргызстана можно считать ввод в работу подстанций 500 кВ Датка и Кемин и линий, соединяющих их с энергосистемой. Это позволило решить одну из главных зависимостей от соседей – проблему транзитной выдачи через их сети мощности с гидростанций Кыргызстана.

В Таджикистане всегда была проблема значительных избытков электроэнергии в летний период и больших зимних дефицитов. Нурекская ГЭС, несмотря на свои 3 ГВт установленной мощности, имеет водохранилище сезонного регулирования, которое летом переполнится, если не найти покупателей электроэнергии. Таким покупателем обычно был Узбекистан, который в зимнее время помогал энергодефицитному Таджикистану ответными поставками электроэнергии и топлива.

В 2009 году Таджикистан был отключен от ОЭС ЦА за систематические несанкционированные отборы электроэнергии. Эти внеплановые перетоки были созданы не по объективным причинам, большую негативную роль сыграла недостаточная компетентность тогдашнего руководства энергосистемы и нежелание цивилизованно договориться с соседними энергосистемами.

Но, как говорят, нет худа без добра. Попав в очень жесткие условия изолированной работы Таджикистан предпринял большие усилия как по вводу новых мощностей, так и по соединению дефицитного Северного региона с основными генерирующими мощностями на Юге страны. Возобновлено строительство Рогунской ГЭС, которое длительное время после развала Союза практически не велось, сначала из-за гражданской войны, потом из-за недостатка средств. Для завершения строительства нужны огромные средства и здесь, так же как с Камбаратой, КДЦ «Энергия» считает необходимым кооперацию стран региона в строительстве этого гидрообъекта, которое поможет решить задачу перерегулирования стока реки Амударья и обеспечить ирригационные потребности в маловодные годы.

Сейчас обстановка в ОЭС ЦА изменилась, есть желание всех энергосистем восстановить параллельную работу с Таджикистаном и такая работа уже начата. При поддержке АБР разработан проект по восстановлению параллельной работы Таджикистана с ОЭС ЦА с внедрением новой противоаварийной автоматики и новых линий, уже приступили к его имплементации, ожидаемые сроки входа на параллельную работу – 2022 год.

Туркменистан был всегда энергоизбыточной страной, которой нужны рынки сбыта электроэнергии. Из-за их недостатка в Центральной Азии, а также в связи проблемами с получением разрешения на транзит электроэнергии через соседние страны, Туркменистан вышел из ОЭС ЦА в 2003 году и начал параллельную работу с Ираном.

В 2019 году Туркменистан изъявил желание вернуться в ОЭС ЦА. Но нужно понимать, что условия изменились, как в ОЭС ЦА, так и в самом Туркменистане. Было построено много газотурбинных установок в Туркменистане, в соседнем Самарканд-Бухарском энергоузле Узбекистана также введены несколько ПГУ и новых ВЛ 500 кВ. Нельзя просто включить отключенные линии: нужно сделать проект с учетом всех происшедших изменений, адаптировать или, если потребуется, полностью заменить противоаварийную автоматику. Кроме технических вопросов имеются также вопросы организационного плана: за время отсутствия Туркменской энергосистемы был создан КЭС ЦА и КДЦ «Энергия» - необходимо решить вопросы о членстве в этих институтах.

Значительные изменения произошли и в Узбекистане. По темпам роста ввода генерирующих объектов Узбекистан занимает лидирующие позиции в регионе. За последние годы введены в эксплуатацию 9 парогазовых установок, однако, практически все они рассчитаны на работу в базовом режиме. Вновь введенные гидростанции, в основном малой мощности, также работают в базовом режиме (водотока). Вместе с тем в Узбекистане всегда имела место проблема с покрытием пиковой нагрузки. С учетом этого, по мнению диспетчеров, необходимо в дальнейшем строить объекты маневренной мощности.

Построив несколько линий и подстанций 500 кВ узбекская энергосистема ликвидировала несколько «узких» мест в энергосистеме, кольцевые схемы значительно улучшили надежность схемы.

Динамичное развитие экономики Узбекистана в последние годы сопряжено с небывалым ростом электропотребления, до 8-9% в год. Для покрытия ожидаемого к 2030 году удвоения электропотребления Узбекистан первым в регионе начал строительство атомной станции, а также развернул широкомасштабную программу ввода ВИЭ. Последние, в силу своей переменчивости и прерывистости, могут стать причиной больших небалансов мощности. По инициативе Минэнерго и Мининноваций Узбекистана в рамках проекта «Энергия будущего» (компания «Tetra Tech») начата всесторонняя проработка различных технических аспектов интеграции ВИЭ в энергосистему. Выявился целый пласт проблем таких как проблемы с покрытием графика при «исчезновении» СЭС в вечерний максимум (необходимость различных видов резервов мощности на энергоблоках, в т.ч. так называемых LFC (Load Following Capacity), наличия накопителей различных типов как по энергии, так и по газу, проблемы с обеспечением гибкого газоснабжения в соответствии с режимом тепловых станций и т.п.). Намечается выдача конкретных рекомендаций для решения этих проблем.

За эти годы значительно выросли объемы экспорта в Афганистан. Раньше экспорт был в приграничные районы, но введенные усиленные двухцепные линии 220 кВ из Узбекистана и Таджикистана в Афганистан позволяют сейчас обеспечить электроснабжение вплоть до Кабула. Резервы по увеличению экспорта в Афганистан достаточно большие: потребность покрывается всего лишь на 30%. С учетом этого начато строительство линий 500 кВ в этом направлении, что позволит включить афганскую энергосистему на параллельную работу с ОЭС ЦА.