- •1. Общие вопросы стабильной работы энергосистемы
- •1.1. Режимы работы больших енергосистем
- •1.2. Требования, предъявленные к частотным режимам работы энергосистем
- •2.1.1. Алгоритмы автоматического регулирования
- •2.1.2. Гидродинамические регуляторы частоты вращения турбогенераторов
- •2.1.3. Электрогидравлические регуляторы частоты вращения гидрогенераторов
- •2.2. Вставка постоянного тока
УКРАЇНСЬКА ІНЖЕНЕРНО – ПЕДАГОГІЧНА АКАДЕМІЯ
Факультет Енергетичний Кафедра Електроенергетики
Реєстрац. № ________ На правах рукопису
УДК ___________
“Допущено до захисту”
Спеціальність 8.010104.01 Зав. кафедри, к.т.н., доц.
“Професійне навчання.
Електроенергетика” __________ І.В. Пантєлєєва
Денна форма навчання “___” ____________2012р.
Група ДЕН-І1-мг
ДИПЛОМНА РОБОТА
на здобуття кваліфікаційного рівня “МАГІСТР” на тему:
___________________________________________________________
___________________________________________________________
___________________________________________________________
___________________________________________________________
___________________________________________________________
Студентка магістратури ________ (__________________)
підпис ініціали, прізвище
Науковий керівник ____________ ( балів) (__________________)
підпис ініціали, прізвище
Консультанти:
по методичному розділу ________ ( балів) (__________________)
підпис ініціали, прізвище
по розділу охорона
праці ____________ ( балів) (__________________)
підпис ініціали, прізвище
Нормоконтроль ____________ ( Ю.О. Ясинський)
Дата _________
Харків - 2012 р.
ЗМІСТ
Перелік прийнятих скорочень
Вступ
1. Загальні питання стабільної роботи енергосистеми
1.1. Режимы работы больших энергосистем
1.2. Требования, предъявленные к частотным режимам работы энергосистем
1.3. Энергосистема Украины. Возможные частотные режимы работы
2. Дослідження методів забезпечення стабільності частоти в ОЕС України
2.1. Автоматическое регулирование частоты вращения гидро- и турбогенераторов
2.1.1. Назначение и особенности
2.1.2. Алгоритмы автоматического регулирования
2.1.3. Гидродинамические регуляторы частоты вращения турбогенераторов
2.1.4. Электрогидравлические регуляторы частоты вращения гидрогенераторов
2.2. Вставка постоянного тока
3. Дослідження забезпечення стабільності частоти в ОЕС України шляхом регулювання ТЕС і АЕС
Висновки та рекомендації
Додатки
Література
Объектом исследования является энергосистема.
Предметом исследования является
Методы исследования:
1. Общие вопросы стабильной работы энергосистемы
1.1. Режимы работы больших енергосистем
Для нормального функционирования объединенной энергосистемы переменного тока необходимо постоянное обеспечение двух главных технологических условий: взаимной синхронности работы всех генераторов (устойчивости параллельной работы) и точного баланса между суммарной мощностью всех генераторов (турбин) и суммой мощности потребителей, несколько увеличенной потерями в сетях.
Для выполнения этих условий существуют четыре главных инструмента:
достаточный горячий (вращающийся) и холодный резервы на электростанциях;
достаточная пропускная способность линий электропередачи (ЛЭП) во всех частях ОЭС;
строгая диспетчерская вертикаль и дисциплина;
эффективные централизованные и локальные средства балансирующей противоаварийной автоматики и централизованного ручного отключения потребителей.
До сих пор ни одно из больших электроэнергетических объединений мира в должной мере не обладало всеми четырьмя инструментами. Энергообъединения Запада (США и Европы) имеют первый и второй инструменты:
В последние периоды резерв мощности электростанций США и большинства стран Европы измерялся величиной 20-35%, хотя в будущем возможно его сокращение и даже возникновение региональных дефицитов вследствие выведения из эксплуатации значительного числа энергоблоков АЭС (в Германии по экологическим требованиям, а во Франции вследствие выработки ресурса).
Системообразующая сеть объединенной энергосистемы Европы (UСТЕ) имеет значительное количество ЛЭП переменного тока напряжением 400 и 220 кВ относительно небольшой длины, а также кабельные линии постоянного тока разного напряжения.
Однако энергообъединениям Запада трудно создавать третий и четвёртый инструменты, так как при планировании и реализации их режимов выработки и распределения электроэнергии приоритетными являются экономические факторы, усилившиеся в последние годы с либерализацией рынков электроэнергии. В этих условиях технологические показатели работы энергосистем стали первостепенными, и мнение диспетчера эиергообъединения, как правило, не имеет силы команды, обязательной для выполнения.
Развитие средств противоаварийного управления в ОЭС Запада сдерживается трудностью получения согласия энергокомпаний и потребителей электроэнергии на воздействие в аварийных условиях: отключение энергоблоков электростанций или снижение их мощности и отключение потребителей. Кроме того, при наличии резервов мощности электростанций и достаточной пропускной способности сетей необходимость в противоаварийном управлении не всегда кажется первостепенной.
Полностью противоположная картина была в бывшем СССР, где, как и в других сферах жизни, в единой энергетической системе (ЕЭС) действовала государственная централизованная система, неизбежным спутником которой был всеобщий дефицит, в том числе и дефицит мощности электростанций, а также недостаточное число ЛЭП, длина которых к тому же была существенно большей, чем в энергосистемах Запада, особенно в азиатской части СССР. В течение всех осенне-зимних максимумов нагрузки в ЕЭС СССР практически не было резерва мощности электростанций. Однако режим гигантского но территории энергообъединения держался за счет двух последних инструментов. Особые, невиданные на Западе, успехи в ЕЭС СССР были достигнуты в части развития средств балансирующей противоаварийной автоматики и централизованного ручного отключения потребителей. Эти средства применялись очень часто, поэтому даже высокие партийные руководители знали, например, такую аббревиатуру как САОН (система автоматизированного ограничения нагрузки), а главной задачей союзного и республиканских министерств энергетики была борьба с потребителями. Вследствие глобальности системы противоаварийного управления и разветвленности её каналов передачи информации балансирование осуществлялось не только регионально, но и в масштабах всей ЕЭС.
Значительным технико-экономическим преимуществом больших энергосистем, особенно ЕЭС СССР, охватывавшей большую территорию, растянутую по широте, является возможность снижения общего резерва мощности электростанций за счет разновременности наступления утренних и вечерних максимумов нагрузки в разных часовых поясах. Кроме того, в больших энергосистемах мощность электростанции, даже самой большой, составляет относительно небольшую часть общей мощности, поэтому даже значительное аварийное снижение мощности одной электростанции (вплоть до нуля) не приводит к существенному снижению частоты объединения. Однако в этих случаях могут быть перегружены и автоматически отключены связи отдельных частей объединения, иногда даже значительно удалённых от аварийной электростанции. Таким образом, повышенная вероятность глобальных лавинообразных аварий является существенным недостатком больших энергосистем. В ЕЭС СССР вообще и в ОЭС Украины, в частности, неоднократно возникали такие аварии.
Особенно часты были аварии с разделением на части в первый период работы межгосударственного энергообъединения, созданного в рамках СЭВ в начале 1979 года. Связано это было с тем, что наши партнёры по СЭВ работали больше по-западному, не всегда выполняя команды диспетчеров ИЛУ ЕЭС СССР (Москва) и 1ЦУ СЭВ (Прага), поэтому часто поток электроэнергии в межгосударственном сечении по уровню мощности превышал предел устойчивости. В результате этого действием средств противоаварийной автоматики межгосударственные связи автоматически отключались. В первый год работы нового объединения было более двухсот таких разделений, во второй год - 85. При каждом из таких разделений снижалась частота и отключались потребители в отделившихся энергосистемах, а в ОЭС Украины действием средств автоматики отключались агрегаты ГЭС и энергоблоки ТЭС, в том числе и па удаленных от западной границы электростанциях Донбасса. Это автоматическое сбалансирование было необходимо для исключения возрастания частоты и увеличения мощности перегруженных линий связи между внутренними частями ЕЭС СССР. Однако в некоторых аварийно-ремонтных режимах основной сети ЕЭС СССР такого балансирования было недостаточно, и тогда происходило автоматическое отключение связей между удаленными от ОЭС Украины частями ЕЭС.
Дистанционное балансирование с передачей импульсов отключения использовалось не только в режимах межгосударственного деления. Так, для разгрузки ЛЭП в сечении Москва-Липецк неоднократно производилось отключение мощных печей на Запорожском и Никопольском ферросплавных заводах. Это делалось из соображений простоты исполнения: проще отключить несколько удалённых печей с большой единичной мощностью, чем большое число местных, но более мелких потребителей.
Известно, что наличие значительного резерва мощности электростанций не спасает от больших системных аварий и энергосистемы Запада. Первыми такими авариями были: обесточение региона Нью-Йорка в 1965 году и разделение ОЭС Франции в 1979 году. Особенно тяжелой была авария в восточной части США в 2003 году, когда восстановление нормального режима длилось более двух суток. Одной из наиболее показательных была «режимно - диспетчерская» авария с отделением ОЭС Италии в этом же 2003 году. Перед аварией была допущена практически предельная нагрузка сечения ОЭС Италии - материковая часть UСТЕ, поэтому после отключения одной из ЛЭП 400 кВ этого сечения в результате короткого замыкания на дерево возникла перегрузка других ЛЭП. В этих условиях промедление диспетчера ОЭС Италии в подъеме мощности своих электростанций привело к каскадному отключению всех линий связи ОЭС Италии с ИСТЕ (около 20 ЛЭП 220 и 400 кВ).
Типичной каскадной аварией, в которой несогласованные действия диспетчеров сетевых операторов и энергокомпаний сыграли ключевую роль, была и последняя авария в Европе 4 ноября 2006 года, в результате которой UСТЕ разделилась па три части с большим дефицитом в Испании, Франции, Италии и западной части Германии, где частота снижалась до 49 Гц, и с большим избытком в северо-восточной части UСТЕ, где частота повысилась до 51,4 Гц [1].
Авария произошла в режиме значительной общей избыточности мощности электростанций европейской части синхронной зоны UСТЕ. Непосредственно перед аварией (в 22 часа 9 минут по среднеевропейскому времени) из этой зоны через подводные кабели постоянного и переменного тока осуществлялась передача электроэнергии в ОЭС Скандинавии (через кабели постоянного тока, мощностью 2 200 МВт), в ОЭС Британии (через кабели постоянного тока, мощностью 1 910 МВт), в ОЭС Северной Африки (через кабели переменного тока, мощностью 490 МВт). Одновременно значительный обмен электроэнергией был и между отдельными частями европейской части синхронной зоны UСТЕ. В частности, текущая мощность двухцепной ЛЭП 400 кВ Diele - Conneforde, которую планировалось отключить для безопасного пропуска корабля по реке Ems, составляла значительную величину - 1700 МВт. Однако диспетчеры операторов сетей Е.ОN Netz (Германия) и Tenne Т (Нидерланды) не приняли мер для предварительной разгрузки этой ЛЭП и в 21 час 38 минут отключили её, полагая, что оставшихся ЛЭП будет достаточно для надёжной связи энергосистем. Однако из-за ремонтных отключений части ЛЭП региона это сечение оказалось ослабленным, и в результате перераспределения потоков электроэнергии произошла перегрузка ЛЭП 400 кВ Landesbergen – Wehrendorf, соединяющая сети компаний Netz E.ON и RWE (Германия). В течение получаса диспетчеры пытались устранить перегрузку. Однако в результате их несогласованных действий перегрузка только возросла, и в 22 часа 10 минут ЛЭП 400 кВ Landesbergen – Wehrendorf автоматически отключилась, что привело к дальнейшему автоматическому лавинному отключению многих других ЛЭП и к нарушению взаимного синхронизма между тремя частями UСТЕ и их разделением.
Как видим, в больших синхронных энергосистемах США и Европы, обеспечивающих значительный обмен электроэнергией между разными географическими зонами, возросший в условиях либерализации рынков электроэнергии, значительной является и частота возникновения больших аварий, размах которых пропорционален размерам энергосистемы.
Для изменения текущей мощности линии переменного тока в нормальных или аварийных режимах обязательным является изменение балансов между выработкой и потреблением электроэнергии в соединяемых ею частях энергосистемы, что является непростой технической и организационной задачей и требует много времени.
Однако текущая мощность передачи или вставки постоянного тока (ППТ и ВПТ) как по величине, так и по направлению легко изменяется воздействием на систему управления тиристором (или транзисторов в новых установках HDVC Light, использующих диодно-транзисторные модули IGВТ). В результате такого воздействия мощность ППТ или ВПТ будет установлена точно на заданном уровне независимо от балансов мощности соединяемых энергосистем. Это свойство обеспечивает возможность простого поддержания заданного графика нагрузки ППТ и ВПТ в нормальных режимах и возможность быстрой дозированной взаимопомощи связываемых энергосистем в аварийных режимах. Конечно, в результате такого воздействия возникнет некоторый дисбаланс в соединяемых ОЭС. однако его величина будет заранее известна и установлена только в допустимых пределах, поэтому аварийная ситуация одной ОЭС не распространится в другую. Таким образом, ППТ и ВПТ являются барьерами на пути аварийной волны.
В случае выполнения ППТ и ВПТ по технологии HDVC Light через них возможна подача напряжения на обесточенную сеть, т.е. выполнить так называемый black start.
В процессе восстановления режима восточной части энергосистемы США после аварии 2003 года существенная помощь была подана из энергосистемы Квебека через ППТ и ВПТ, через которые она соединена с пострадавшей объединенной энергосистемой США и Канады.
В материалах предварительного отчёта UСТЕ [ 1 ] об обстоятельствах аварии в UСТЕ 04.11.06 не содержится информации о режиме работы ППТ между Францией и Англией в процессе подъёма частоты в дефицитной Западной зоне. Однако указано лишь, что непосредственно перед аварией она работала с передачей электроэнергии в направлении британской энергосистемы с мощностью 1910 МВт. В то же время показано, что ППТ, связывающие избыточную Северо-Восточную зону UCTE со скандинавской системой NORDEL были дополнительно нагружены на 200 МВт для уменьшения избытка мощности электростанций этой зоны.
Энергетики Украины имеют свой многолетний опыт использования ППТ Донбасс Волгоград, включенной в работу еще в 1962 году, как в нормальных, так и в аварийных режимах. Как минимум два раза использование этой ППТ позволило восстановить частоту в аварийно отделившемся восточной части Донбасской энергосистемы, которая всегда была дефицитной. Первый случай был в конце 60-х годов, когда во время тяжелой сетевой аварии (пылевая буря с последующим туманом) было отключено большое количество ЛЭП 110 и 220 кВ, в том числе и основная связь центрального и восточного Донбасса - двухцепная ЛЭП 220 кВ Чайкино - Михайловка. Восстановление частоты в отделившемся регионе оказалось возможным только путем реверса ППТ. работавшей перед этим с передачей электроэнергии в сторону Волжской ГЭС, и задания режима передачи в сторону Донбасса с мощностью около 200 МВт.
Второй случай произошел 17.11.74, когда при неполнофазном оперативном отключении одной из ЛЭП 330 кВ на ПС Чайкино и последующих ошибок дежурного персонала с большим дефицитом отделилась восточная часть Донбасской энергосистемы вместе с энергосистемой Ростова и Северного Кавказа. Около получаса частота в отделившейся части оставалась па уровне 48.4 Гц, и только после включения ППТ с мощностью 400 МВт удалось восстановить частоту и произвести ресинхронизацию.
Из изложенного выше следует, что при соединении энергосистем через ППТ или ВПТ существенно облегчается реализация графиков обмена электроэнергией, расширяются возможности локализации системных аварий и упрощается послеаварийное восстановление режима.
3. 0>ио иасНз - куда идти?
Возможные режимы совместной работы ОЭС Украины, ЕЭС России/СНГ и ИСТЕ в будущем
3.1. Варианты
В последние годы в энергетических отраслях РФ и Украины ведется подготовка к совместной работе энергосистем наших стран с объединенной энергосистемой Европы (UСТЕ), которая выполняется на основе принятия соответствующих правительственных и отраслевых решений. В этих условиях в будущем технически возможны пять вариантов совместной работы ОЭС Украины, ЕЭС России и UСТЕ:
Синхронная работа всех трех энергосистем, возможна только после длительного подготовительного этапа, необходимого для модернизации оборудования электростанций и сетей в направлении адаптации их характеристик к нормам UСТЕ, а также для соответствующего изменения нормативной п законодательной баз наших стран.
Б. Синхронная работа ОЭС Украины и UСТЕ с предварительным разделением ОЭС Украины и ЕЭС России. Этот вариант, как и вариант А, возможен только после длительного подготовительного этапа, объем работ которого для Украины может быть несколько большим, чем в первом варианте. так как все необходимые резервы по регулированию частоты и мощности ОЭС Украины в этом случае должна обеспечить без солидарной помощи ЕЭС России СНГ. у которой диапазон таких резервов существенно шире, чем \ ОЭС Украины.
Совместная работа всех трех энергосистем при сохранении существующего режима синхронности (только между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ) и наращиванием объемов обмена электроэнергией энергосистем Украины и России с ИСТЕ через установки управляемой несинхронной связи: вставки постоянного тока (ВИТ). В этом случае со стороны UСТЕ не будет требоваться адаптация характеристик электростанции и сетей ОЭС Украины к европейским нормам, а подготовительный этап будет сводиться только к поэтапному сооружению ВПТ.
Г. Совместная работа ОЭС Украины и UСТЕ через ВПТ с
разделением ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ.
Д. Видоизменённый режим 90-х годов: отключение ОЭС Украины от ЕЭС России/СНГ при существующем режиме связи с UСТЕ.
В вариантах Б, Г и Д обмен электроэнергией между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ возможен только через ППТ Донбасс - Волгоград.
3-2. Характеристика вариантов
Как известно, РАО «ЕЭС России» уже несколько лет готовится к параллельной работе с UСТЕ, проводя реконструкцию электростанций и сетей с разработкой соответствующих нормативных и распорядительных документов, особенно в части улучшения характеристик регулирования частоты и мощности. В ОЭС Украины в последние годы успешно модернизирован центральный регулятор частоты и мощности, но па станционном уровне модернизация выполнена только на части агрегатов ГЭС. К сожалению, на ТЭС системы регулирования частоты и мощности ещё не модернизировались и поэтому имеют неудовлетворительные характеристики либо отключены вовсе.
Состояние и характеристики средств регулирования частоты и мощности электростанций ЕЭС России и ОЭС Украины оценены в работе |2| путём анализа результатов системных испытаний, выполненных в ЕЭС России/СНГ 15 апреля 2004 года, а также анализа реакции средств регулирования частоты в режиме аварийного сброса мощности Саяно-Шушенской ГЭС на 3200 МВт, произошедшего 19.10.04.
На основании этого анализа можно сделать два вывода:
• системные характеристики регулирования частоты в ЕЭС России за последние годы существенно улучшены и по некоторым показателям близки к уровню норм ИСТЕ;
электростанции Украины практически не функционируют в цикле регулирования частоты.
Такое положение дел свидетельствует о следующем:
ЕЭС России в ближайшие годы технически может быть готовой к синхронному объединению с ИСТЕ, но не имеет собственных линий связи с Европой.
ОЭС Украины имеет значительное количество ЛЕИ связи с ИСТЕ с высокой пропускной способностью, однако технически не готова к синхронному объединению с ИСТЕ (за исключением «острова Бурштынской ГЭС»).
Этот перекос в распределении сетевой возможности и системной готовности может привести к мысли о варианте входа в ИСТЕ за счет регулирования только электростанций России без выполнения реконструкции электростанций Украины. Но по нормам ИСТЕ требования иметь должное регулирование не только на каждой электростанции, но и на каждом агрегате. Кроме того, при такой неравномерности в территориальном распределении регулирующих электростанций в случае возникновения системных дисбалансов мощности увеличивается вероятность перегрузки сечения ОЭС Украины - ЕЭС России, при которой эти ЛЭП будут автоматически отключены. Таким образом, сегодня нет технической готовности к синхронной работе с ИСТЕ и у ЕЭС Рос- сип и у ОЭС Украины.
8
ИСТЕ па наиболее мощных электростанциях Украины, особенно, западного ее региона, так как без этого невозможно обеспечить динамические показатели регулирования и исключить дополнительные перегрузки межсистемных связей.
Тем не менее по статическим показателям регулирования можно рассчитывать на солидарную помощь более подготовленных электростанций ЕЭС России, что совсем невозможно в варианте Б (синхронизации без ЕЭС России). Поэтому при сравнении вариантов А и Б можно учесть возможность некоторого снижения затрат на реконструкцию систем регулирования электростанций в варианте А по сравнению с вариантом Б.
Следует отметить, что разделение ОЭС Украины и ЕЭС России крайне нежелательно, так как они были спроектированы и созданы для работы в формате единой энергосистемы, и при разделении ухудшаются режимы обеих энергосистем и значительно снижается надежность электроснабжения потребителей вдоль линий разделения.
Но для ОЭС Украины, имеющей почти половину мощности в текущих режимах на АЭС, главным недостатком отделения от ЕЭС России является существенное повышение вероятности тяжелой системной аварии с лавиной частоты, которая может иметь непредсказуемые последствия. 13 режиме раздельной работы аварийное снижение мощности электростанций ОЭС Украины только на 2000 МВт. например, путем отключения двух блоков АЭС по 1000 МВт. приводит к снижению частоты примерно до 49 Гц. При этой частоте по правилам ядерной безопасности производится разгрузка реакторов АЭС не менее, чем па 10"». что приведет к дальнейшему снижению частоты и т.д. В режимах совместной работы ОЭС Украины и ЕЭС России при таком уменьшении мощности электростанций частота снизи тся не более, чем на 0.2 Гц.
В процессе раздельной работы ОЭС Украины п ЕЭС России в 90-х годах ОЭС Украины неоднократно оказывалась на грани катастрофы, предотвращению которой в значительном мере способствовал опыт и высокий профессионализм тогдашних руководителей и специалистов I[аппонального Диспетчерского Центра (ИДИ) электроэнергетики Украины. В настоящее время ИДИ входит в состав НЭК «Укрэнерго».
Вариант Г поч ти так же нежелателен, как и ваэпат Б, поскольку в нём нарушается надёжность электроснабжения приграничных регионов Украины и России.
Вариан т Д является худшим из всех, однако, как и в 90-х годах, он может стать реальным в случае возникновения крайних политических или экономических противоречий между Украиной и Россией.
С учетом изложенного выше, оптимальным представляется третий вариант совместной работы энергосистем (вариант В), так как он:
Позволяет поэтапно и относительно быстро увеличивать объем обмена электроэнергией наших энергосистем с ИСТЕ практически без реконструкции электростанций и сетей с использованием существующих межгосударственных сетей п привлечением средств инвесторов разных стран и форм собственности.
Обеспечивает возможность получения более высокой пропускной способности межгосударственного сечения, так как при связи через ВПТ нет ограничений по условию устойчивости параллельной работы, а преде.ч по нагреву проводов ЛЭП 400 и 750 кВ значительно выше, чем предел устойчивости.
Требует меньших средств, чем первый и второй варианты, так как стоимость сооружения вставок постоянного тока значительно ниже стоимости работ по адаптации к нормам ГСП:.
За счет подпои управляемости ВПТ, не зависящей от внутренних балансов связываемых энергосистем, обеспечивает возможность точного выполнения контрактных графиков энергообмена, а также локализацию аварии внутри одной из энергосистем с возможностью оказать быструю аварийную взаимопомощь.
Не требует изменения норма тп в по-за кон одател ыюй базы Украины.
Не противоречит политическим решениям руководства Украины и РФ относительно взаимоотношения наших стран между собой и с ЕС.
Целесообразность использования 13111" уже достаточно проработана вплоть до стадии ТЭО.
Безусловно, ППТ и ВИТ являются дорогостоящим и объектами, поэтому их применение необходимо дол ж н 1)1 м образом обосновывать, что уже и делалось. Целесообразность строительства ВПТ на связях ().')(' Украины с ИСТЕ. в частности, с размещением её первого экземпляра на полет;
ВЫВОДЫ 750 кВ «Западноукрапнская», за последние годы три раза подтверждалась путем разработки ТЭО.
Для синхронного соединения ОЭС Украины и ИСТЕ неизбежен длительный и дорогостоящий подготовительный этап, оценка затрат по которому приведена в документе: „Першочергов1 оргашзацппп та техшчш заходи (Концешпя) щодо штеграцп ОЕС Украпш до об'еднання енергоси- стем свропейських краУн". В разделе 5 Концепции сказано: „Таким чином, загальна потреба в швеепщшних ресурсах д.тя забез- печення переходу ОЕС Украпш на роботу у паралелыюму режили з енергосистемою ИСТЕ у перюд до 2010 року складае ор1ентовно 11.4 млрд. грпвень або 2,2 млрд. долар1в США."
С учетом реального спроса на электроэнергию в ИСТЕ её импорт с востока вряд ли в обозримом будущем превысит уровень мощности 2 ГВт, поэтому затраты на реально необходимые ВПТ могут быть на уровне 200-300 млн дол. США.
Вследствие высокой заводской готовности оборудования ВПТ их строительство может быть выполнено в срок 2 3 года. 11апрпмер, строительство линии постоянного тока ЕзШпк (Эстония-Финляндия), включенной в работу в ноябре 2006 года, даже с изготовлением и прокладкой кабеля длиной 107 км было выполнено за 19 месяцев.
Сооружение ВПТ не означает отказ от реконструкции электростанций и сетей ОЭС Украины в целях повышения надежности их работы и улучшения регулировочных характеристик. Такая реконструкция необходима и для повышения качества и надежности энергоснабжения собственных потребителей, а увеличение экспорта электроэнергии через ВПТ только создаст дополнительные экономические возможности для модернизации энергетической отрасли Украины.
Независимо от вариантов взаимодействия ОЭС Украины и ИСТЕ целесообразно рассмотреть возможность обновления ППТ Донбасс-Волгоград, что обеспечит более гибкое регулирование обмена электроэнергией между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ, а в случае разделения наших энергосистем (аварийно или по злой воле) эта ППТ будет с'пшствсиной связью между ОЭС Украины и ЕЭС России/СНГ.