ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР
ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»
Режимно-балансовая ситуация
в ЕЭС России ...
Факторы, осложнившие электроэнергетические режимы
при прохождении ОЗП 2014/2015
Факторы, осложнившие электроэнергетические...
Мощность: потребление и генерацияМощность: потребление и генерация
3333333333
155,2
157,4
154,7
148,8
155,7
144
146
148
15...
Электроэнергия: потребление и генерацияЭлектроэнергия: потребление и генерация
44
Потребление электроэнергии ЕЭС России
в ...
55
Необходимо: обеспечить готовность ТЭС ЕЭС России к дополнительной выработке электроэнергии
во II–III кварталах 2015 г. ...
538
886
420
481
Количество проведенных плавок гололеда
Образование гололеда в ОЗП
2014/2015 годов более чем в
1,5 раза пре...
АварийностьАварийность
Генерирующие компании с ростом аварийности
Компания
ОЗП
2013/2014 г.
ОЗП
2014/2015 г.
∆, %
ОАО «Э.О...
Утрата основ противоаварийной работы.
Нарастание тенденции несоблюдения технологических канонов
Утрата основ противоаварий...
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР
ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»
www.so-ups.ru
Оперативная информация о ра...
of 9

Презентация доклада Б.И. Аюева

Презентация доклада Б.И. Аюева
Published on: Mar 4, 2016
Published in: Business      
Source: www.slideshare.net


Transcripts - Презентация доклада Б.И. Аюева

  • 1. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» Режимно-балансовая ситуация в ЕЭС России в ОЗП 2014/2015 г. Режимно-балансовая ситуация в ЕЭС России в ОЗП 2014/2015 г. Москва, 28 апреля 2015 г.
  • 2. Факторы, осложнившие электроэнергетические режимы при прохождении ОЗП 2014/2015 Факторы, осложнившие электроэнергетические режимы при прохождении ОЗП 2014/2015 22 1. Высокий уровень максимума потребления мощности в ряде энергосистем 2. Неудовлетворительный баланс мощности ОЭС Юга вследствие снижения пропускной способности электрической сети 3. Ухудшение условий выпуска мощности из ОЭС Северо-запада 4. Низкие запасы гидроресурсов в водохранилищах основных ГЭС ЕЭС России 5. Борьба с гололедом 6. Снижение пропускной способности электрической сети вследствие вывода из работы действующего оборудования с целью ввода в работу нового 7. Утяжеление аварий с системными последствиями 8. Рост аварийности оборудования отдельных генерирующих компаний 9. Нарастание тенденции несоблюдения технологических канонов
  • 3. Мощность: потребление и генерацияМощность: потребление и генерация 3333333333 155,2 157,4 154,7 148,8 155,7 144 146 148 150 152 154 156 158 тыс.МВт при tнв -23ºС при tнв -23,2ºС 155,4 Наименование энергосистемы В ОЗП 2014/2015, МВт Предыдущий исторический максимум, МВт Тюменская энергосистема 12 391 12 386 Кубанская энергосистема 4 164 4 129 Приморская энергосистема 2 263 2 258 Ингушская энергосистема 137 135 2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015 Предвари- тельный прогноз ОЗП 2015/2016 t, ºС -23,4 -22,5 -23,2 -14,4 Дата 02.02.2012 21.12.2012 31.01.2014 03.12.2014 Достижение исторических максимумов потребления мощности в ОЗП 2014/2015 г. - сравнение с фактом ОЗП 2013/2014 +8,4 +3,5 +4,8 +5,4 -5,9 -4,4 В 15 территориальных энергосистемах максимум потребления мощности превысил прошлогодний ■ В 2014 году рекордные вводы новых генерирующих мощностей – 7,3 ГВт ■ Рост ограничений установленной мощности ГЭС (в основном в Сибири) на фоне сниженных запасов гидроресурсов ■ Плановые ремонты на ТЭС возросли более чем в 2 раза в сравнении с ОЗП 2013/2014 г. Невыпускаемые резервы мощности на загрузку определяются для избыточной части энергосистем, находящихся за сечениями электрической сети с ограниченной пропускной способностью: ■ ОЭС Северо-Запада – 4,4 ГВт ■ ОЭС Сибири – 2,6 ГВт ■ ОЭС Востока – 3,4 ГВт
  • 4. Электроэнергия: потребление и генерацияЭлектроэнергия: потребление и генерация 44 Потребление электроэнергии ЕЭС России в ОЗП 2014/2015 г., млрд. кВтч 88,9 91,7 99,4 97,4 87,6 90,9 0 20 40 60 80 100 Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль Март Рост электропотребления – 6,5 млрд. кВтч (+1,2%) Наибольшее влияние на динамику потребления оказали: ■ Температурный фактор – прирост 4,1 млрд. кВтч ■ Рост СН ТЭС и АЭС ЕЭС России – прирост 2,9 млрд. кВтч ■ Сокращение потребления ООО «Газпром Трансгаз» – снижение 1,3 млрд. кВтч +1,5% +5,0% +2,4% +0,9% -0,2% -2,4% Изменение выработки электроэнергии по видам электростанций 372,7 87,6 95,4 394,1 67,5 103,4 0 100 200 300 400 Выработка ТЭС Выработка ГЭС Выработка АЭС млрд кВтч ОЗП 13/14 ОЗП 14/15 +5,7% -22,9% +8,5% Дифференциация КИУМ ТЭС ОЭС ОЗП 2013/2014 ОЗП 2014/2015 ∆ Северо-Запад 47,3 46,9 -0,4 Юг 53,8 63,6 9,8 Сибирь 53,5 63,4 9,9 Центр 48,2 46,5 -1,7 Средняя Волга 47,8 46,1 -1,7 Урал 65,9 64,4 -1,5 Восток 50,2 62,1 11,9 ЕЭС России 54,5 56,3 1,8 Рост КИУМ ТЭС ОЭС Юга на ~10% на фоне увеличения поставок электроэнергии в ЭС Донбасса Рост КИУМ ТЭС ОЭС Сибири на ~10% вызван снижением выработки на ГЭС вследствие неблагоприятной гидрологической обстановки
  • 5. 55 Необходимо: обеспечить готовность ТЭС ЕЭС России к дополнительной выработке электроэнергии во II–III кварталах 2015 г. в объёме 12 млрд. кВт*ч и в ОЗП 2015/2016 г. в объеме 16 млрд. кВт*ч Низкие запасы гидроресурсов в водохранилищах основных ГЭС Низкие запасы гидроресурсов в водохранилищах основных ГЭС Сниженный в основные водохранилища и каскады ГЭС по отношению к среднемноголетним значениям приток по экспертной оценке приведет к уменьшению выработки на ГЭС: Сравнение со среднемноголетними значениями В 2015 году, млрд. кВт*ч к среднемноголетнему ∆=–27 (16%) к 2013 г. ∆=–30 (17%) к 2014 г. ∆=–22 (13%) В ОЗП 2015/2016 г., млрд. кВт*ч к среднемноголетнему ∆=–16 (20%) к ОЗП 2013/2014 г. ∆=–23 (26%) к ОЗП 2014/2015 г. ∆=–3 (4%) Волжско-Камский каскад Ангаро-Енисейский каскад Саяно-Шушенское водохранилище Красноярское водохранилище Озеро Байкал Братское водохранилище Запасы гидроресурсов (на 20.04.2015 г.) –13% –38% +14% +36% –100% –47% Прогноз притока во II квартале 2015 г. –20% –10% –18% +1% –13% –8% Уровень воды в оз. Байкал на минимально возможном уровне
  • 6. 538 886 420 481 Количество проведенных плавок гололеда Образование гололеда в ОЗП 2014/2015 годов более чем в 1,5 раза превышает уровень гололедообразования ОЗП 2013/2014 годов. Количество аварийных отключений ВЛ из-за гололедообразования В 47 случаях образования гололеда на проводах и грозотросах ВЛ удалялись механическим способом из-за отсутствия схем плавок гололеда.ОЗП 2013/2014 г. ОЗП 2014/2015 г. Количество удалений гололеда механическим способом 66 Мероприятия по повышению надежности работы ВЛ в условиях гололедообразования необходимо включать в инвестиционные программы в приоритетном порядке Энергосистемы с наибольшим ростом аварийности из-за гололедообразования: ■ Энергосистема Республики Калмыкия ■ Астраханская энергосистема ■ Кольская энергосистема ■ Челябинская энергосистема ОЗП 2013/2014 г. ОЗП 2014/2015 г. Энергосистема Оренбургская Пермская Башкирская Прочее Количество 15 12 11 9 Борьба с гололедомБорьба с гололедом
  • 7. АварийностьАварийность Генерирующие компании с ростом аварийности Компания ОЗП 2013/2014 г. ОЗП 2014/2015 г. ∆, % ОАО «Э.ОН Россия» 39 49 +26 ОАО «Волжская ТГК» 190 207 +9 ООО «СГК» 72 131 +82 ОАО «ТГК-11» 45 58 +29 ОАО «ДГК» 89 105 +18 ОАО «Концерн Росэнергоатом» 30 38 +27 77 Аварии с тяжелыми системными последствиями Период 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. Количество 50 78 54 93 10 Системообразующие мероприятия, необходимость которых выявлена по результатам расследования аварий Не выполнены требования к определению алгоритмов функционирования и уставок устройств режимной и технологической автоматики, в части: ■ технологических защит ГТУ ■ систем регулирования генерирующего оборудования ■ автоматики регулирования напряжения ■ параметров систем возбуждения и автоматических регуляторов возбуждения Не выполнены требования к релейной защите, сетевой и противоаварийной автоматике и принципам их выполнения, в части: ■ установки защиты от неполнофазного режима на секционных выключателях ■ установки устройств АЛАР в шунтирующей сети 110 кВ ■ замены морально устаревших устройств РЗА ■ возможности отклонений от требований селективности, чувствительности, быстродействия РЗ ■ периодичности технического обслуживания устройств РЗА Не выполнены требования к каналам связи и обмену телеметрической информацией, в части: ■ обеспечения наблюдаемости параметров электроэнергетического режима при авариях ■ наличия прямых голосовых каналов связи между ДЦ и объектами электроэнергетики Изменение аварийности ОЗП 2013/2014 г. ОЗП 2014/2015 г. ∆, % Электростанции >25 МВт 1 826 1 847 +1 Эл.сети >110 кВ 4 841 3 931 -19 Нарушения при пусках генерирующего оборудования >50 МВт: ■ 111 прекращений пусковых операций ■ 115 нарушение норматива времени пуска на 30 минут и более 2 250 2 750 3 250 3 750 4 250 4 750 5 250 Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль Март P, МВт Rтр норм Rтр факт 07.11.14 АР=3,3 ГВт 8 ТГ≥ 150 МВт 25.11.14 АР=6,8 ГВт 16 ТГ≥ 150 МВт Количество обесточений потребителей на величину 10 МВт и более Период 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. Количество 759 793 763 658 88
  • 8. Утрата основ противоаварийной работы. Нарастание тенденции несоблюдения технологических канонов Утрата основ противоаварийной работы. Нарастание тенденции несоблюдения технологических канонов 88 Краснодарская ТЭЦ Нижневартовская ГРЭС Благовещенская ТЭЦ При проектировании замены выключателей 220 кВ не проведены корректные расчеты динамической устойчивости электростанции с учетом предстоящего сооружения ПГУ-400. Установлены выключатели с трехфазным приводом, применение которых не позволяло обеспечить динамическую устойчивость электростанции после ввода нового ПГУ. Выключатели пришлось менять на модель с пофазным приводом для обеспечения динамической устойчивости электростанции. При замене выключателей 220 кВ не проведена проектная проработка необходимого конструктивного исполнения. В итоге, при замене выключателей установлены выключатели с трехфазным приводом, тогда как для обеспечения динамической устойчивости электростанции с учетом ввода ПГУ-400 требовались выключатели 220 кВ с пофазным приводом. Потребовалась разработка временных решений по противоаварийному управлению и принятие долгосрочной программы реконструкции устройств РЗА на электростанции и в прилегающей сети. Решение о строительстве энергоблока №4 принималось без оценки режимно- балансовых последствий. Проведенные расчеты динамической устойчивости электростанции показали невозможность её обеспечения в избыточном по мощности энергорайоне без существенной реконструкции первичного и вторичного оборудования всего энергорайона. ■ Противоаварийные мероприятия, предусмотренные Актом расследования на одном объекте, НЕ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ для собственников других объектов ■ Решения совещаний Минэнерго, в т.ч. по подготовке к ОЗП – НЕ ОБЯЗАТЕЛЬНЫ ■ Обязательные технические требования к объектам и субъектам электроэнергетики – ОТСУТСТВУЮТ ■ Полномочия на установление обязательных требований у Минэнерго – ОТСУТСТВУЮТ ■ Механизмы для проведения единой системообразующей технической политики – ОТСУТСТВУЮТ Позиция НП «СПЭ», НП «Сообщество потребителей энергии», отдельных генерирующих компаний, РСПП: ■ Нормативное регулирование должно ограничиваться требованиями безопасности продукции в технических регламентах ЕАЭС ■ Наделение Минэнерго полномочиями по актуализации и принятию ПТЭ, ПУЭ и др. НТД создает условия для административного произвола и коррупции, подменяет рыночные институты и организациям отрасли НЕ ТРЕБУЕТСЯ Авария в электроэнергетике Анализ причин и определение мероприятий по результатам расследования аварий Установление (пересмотр) обязательных требований Эффективная система предупреждения аварий в электроэнергетике Текущее состояние основ противоаварийной работы Выполнение обязательных требований ? Возможно ли обеспечить надежное электроснабжение потребителей в таких условиях?
  • 9. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» www.so-ups.ru Оперативная информация о работе ЕЭС России

Related Documents