О ходе подготовки энергосистем Центрального федерального округа к прохождению отопительного сезона 2019/2020 года
←
→
Транскрипция содержимого страницы
Если ваш браузер не отображает страницу правильно, пожалуйста, читайте содержимое страницы ниже
АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР
ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»
О ходе подготовки энергосистем
Центрального федерального округа
к прохождению отопительного сезона
2019/2020 года
Павлушко Сергей Анатольевич
Заместитель Председателя Правления АО «СО ЕЭС»Динамика изменения потребления электроэнергии и
мощности по ОЭС Центра за ОЗП 2012/2013 – 2019/2020 годов
2
43 000 150
137,1
132,5 133,3 (+2,9%)
42 000
128,7 131,7 (+0,6%) (+0,6%) 140
128,0
127,7 126,2 (+2,9%)
Электроэнергия, млрд кВт·ч
(+2,0%) (-0,5%)
41 000 (-1,2%) 130
40 148**
Мощность, МВт
40 000
120
38 916 38 709*
39 000
38 230 110
37 917
38 000
37 396
37 159 100
37 000 36 664
36 061 90
36 000
35 000 80
34 000 70
ОЗП 12/13 ОЗП 13/14 ОЗП 14/15 ОЗП 15/16 ОЗП 16/17 ОЗП 17/18 ОЗП 18/19 ОЗП 19/20
-21,8 -23,6 -9,6 -16,8 -18,6 -16,5 -11,5 -18,3/-26,4
* Прогноз потребления мощности для условий средней температуры прохождения максимума
потребления за последние 10 ОЗП
** Прогноз потребления мощности для температурных условий наиболее холодной пятидневки
обеспеченностью 0,92
По состоянию на 16.09.2019 потребление электроэнергии по ОЭС Центра с начала
! 2019 года находится на уровне аналогичного периода прошлого годаДинамика изменения потребления электроэнергии и
мощности энергосистемы г. Москвы и Московской области
3
20 500 70
62,0
59,0 59,9 60,4
20 000 57,5 (+2,6%) 65
57,4 (+2,6%) (+1,5%) (+0,8%)
56,5 (+1,6%) (+0,2%)
19 500 57,0 (-0,9%) 60
Электроэнергия, млрд кВт·ч
19 000 55
Мощность, МВт
18 500 50
18052 18 022*
18 000 17849 45
17620 17399 17505
17 500 40
17084
17 000 16845 35
16 500 30
16 000 25
15 500 20
ОЗП 12/13 ОЗП 13/14 ОЗП 14/15 ОЗП 15/16 ОЗП 16/17 ОЗП 17/18 ОЗП 18/19 ОЗП 19/20
-20,8 -22,4 -7,5 -13,4 -22,3 -17,6 -9,7 -17,9
* Прогноз потребления мощности для условий средней температуры прохождения
максимума потребления за последние 10 ОЗП
По состоянию на 16.09.2019 потребление электроэнергии по ЭС г. Москвы и Московской
! области с начала 2019 года находится на уровне аналогичного периода прошлого годаМаксимумы потребления мощности по энергосистемам
ОЭС Центра, входящим в ЦФО, в ОЗП 2019/2020 года
4
Факт Факт Прогноз Величина
Энергосистема ОЗП 2017/2018, ОЗП 2018/2019, ОЗП 2019/2020, прироста,
МВт МВт МВт МВт
Белгородской области 2 244 2 218 2 310 92
Брянской области 753 763 766 3
Владимирской области 1 179 1 211 1 212 1
Воронежской области 1 788 1 782 1 923 141
Ивановской области 611 611 645 34
Калужской области 1 099 1 160 1 166 6
Костромской области 589 611 634 23
Курской области 1 230 1 228 1 230 2
Липецкой области 1 831 1 928 1 945 17
г. Москвы и Московской области 17 399 17 505 18 022 517
Орловской области 479 468 492 24
Рязанской области 1 023 1 016 1 066 50
Смоленской области 1 019 988 1 063 75
Тамбовской области 587 584 618 34
Тверской области 1 350 1 307 1 382 75
Тульской области 1 491 1 552 1 584 32
Ярославской области 1 373 1 362 1 405 43Основные вводы генерирующего и электросетевого
оборудования в энергосистемах ЦФО
5
Фактические вводы генерирующего оборудования с начала 2019 года
Генерирующее Установленная
Электростанция Энергосистема Ввод в работу
оборудование мощность, МВт
Алексинская ТЭЦ Тульской области ПГУ 113,5 Январь
Нововоронежская АЭС Воронежской области АЭС 1150 Май
Фактические вводы электросетевого оборудования с начала 2019 года
Наименование объекта Энергосистема Срок ввода Ожидаемый эффект
Белгородской области,
ВЛ 500 кВ Донская – Старый Оскол №2 апрель Выдача мощности вновь
Воронежской области
вводимого энергоблока № 7
ВЛ 220 кВ Донская – Бутурлиновка Нововоронежской АЭС
Воронежской области апрель
с ПС 220 кВ Бутурлиновка
Планируемые вводы генерирующего оборудования в 2019 году
Генерирующее Мощность, Комплексное
Электростанция Энергосистема
оборудование МВт опробование
Воронежская ТЭЦ-1 Воронежской области ПГУ 223 IV кв.
Тутаевская ПГУ Ярославской области ПГУ 52 III кв.
Планируемые вводы электросетевого оборудования в 2019 году
Наименование объекта Энергосистема Срок ввода
ВЛ 220 кВ Белобережская – Брянская Брянской области ноябрь
КРУЭ 500 кВ Загорской ГАЭС (перевод присоединений) г. Москвы и Московской области октябрьВывод из эксплуатации оборудования
электрических станций в энергосистемах ЦФО
6
Нереализованные заявления на вывод оборудования электрических станций
(в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации,
утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 № 484)
Станционный Уст. мощность, Заявленная Согласованная Замещающие Итоги
Электростанция
номер МВт дата вывода дата вывода мероприятия КОМ 2021
ТЭЦ-17 «Мосэнерго» ТА № 1, 3, 6 77 01.09.2012 01.09.2014 ТЭО не реализовано Отобраны (МВР)
Тамбовская ТЭЦ ТА № 7, 8 170 01.04.2014 01.04.2016 Отобраны
Липецкая ТЭЦ-2 ТА № 2, 4 190 01.04.2014 01.04.2016 Отобраны
Ефремовская ТЭЦ ТА № 6 60 01.04.2014 01.04.2016 ТЭО не разработано Отобран (МВР)
Воронежская ТЭЦ-1 ТА № 5, 6 60 01.12.2012 01.12.2014 Не участвовали
Белгородская ТЭЦ ТА № 1 30 01.04.2014 01.04.2016 Отобран
587 МВт
Каширская ГРЭС БЛ № 3 330 01.01.2020 01.01.2020 Отобран
Каширская ГРЭС БЛ № 4, 5, 6 900 01.01.2020 01.01.2020 Не требуется Не участвовали
Рязанская ГРЭС БЛ № 1, 3, 4 780 01.01.2021 01.01.2021 Отобраны
4410 МВт
По энергосистемам ЦФО согласован вывод из эксплуатации
оборудования установленной мощностью 4410 МВт. Из них
587 МВт – с приостановкой на два года по условиям
электроснабжения.
Необходимо определить порядок учета нереализованных заявлений на вывод
! генерирующего оборудования при планировании развития энергосистемы и оценке
возможности вывода из эксплуатации других объектов электроэнергетикиРазвитие электрической сети
в энергосистеме г. Москвы и Московской области
7
Риски обесточения ИП ПАО «ФСК ЕЭС»
потребителей 07.06.2019 Мероприятия 2015-2019 2016-2020 2016-2020 2016-2020 2016-2020
по развитию сети (утв. 2014) (утв. 2015) (утв. 2016) (утв. 2017) (проект 2019)
Реконструкция ПС 500 кВ
2017-2018 2019-2020 2019-2020 2019-2020 2019-2022
Пахра
Реконструкция ПС 500 кВ
2016-2018 2017 2018 2019-2020 2020-2021
Трубино
Реконструкция ПС 500 кВ
2016-2017 2016-2018 - 2019 2019-2021
Ногинск
Реконструкция ПС 500 кВ
2015 2017 2018 2018-2019 2019-2021
Чагино
ИП ПАО «МОЭСК»
Мероприятия 2011-2015 2012-2017 2015-2019 2015-2022 2018-2022
по развитию сети (утв. 2010) (утв. 2012) (утв. 2014) (утв. 2017) (утв. 2018)
Заходы ВЛ 110 кВ
2013 2013 2015 2020 2020
Бирюлево – Битца
≈ 2000 МВт
Реконструкция ПС 220
2013 2014 2015 2020 2020
кВ Чертаново
≈ 4,5 млн. чел. Строительство ПС
2015 2016 2017 2023 2020
220/110 кВ Тютчево
Сооружение КВЛ 110 кВ
- - 2017 2022 2023
Лаговская – Полиграф
Сооружение ВЛ 110 кВ
2013 2013 2016 2020 2023
Луч – Ядрошино
С 03.06.2019 по 07.06.2019 – устойчивый рост температуры наружного воздуха.
07.06.2019 максимальная температура – 30,6℃, среднесуточная – 23,8℃.
07.06.2019 в течение четырех часов (с 8 до 12 утра) произошло 12 отключений (11 ЛЭП 110, 220 кВ, АТ-5
ст. 500/220 кВ на ПС 500 кВ Чагино), которые в условиях проведения ремонтной кампании привели к
недопустимым перегрузкам ЛЭП и электросетевого оборудования.
Необходимо ограничить срок действия решений (заключений) по вопросам вывода из
! эксплуатации и закрепить механизм их пересмотра (актуализации) при изменении состава и
сроков реализации мероприятий по развитию энергосистемы, с учетом которых они были
принятыЭлектроснабжение Белгородской области в условиях
раздельной работы с ОЭС Украины
8
ПС ЮЖНАЯ ПС РЖАВА
110
330/110
В нормальной схеме сети
Курская область
электроснабжение потребителей
Белгородская Белгородской области
Юго–Западный энергорайон энергосистемы область
обеспечивается.
Белгородской области
В ремонтной схеме одной из ВЛ
330 кВ необходимо ограничение
ПС 110 кВ
потребления до 90 МВт.
ПС БЕЛГОРОД
Генерация: 330/110
Белгородская ТЭЦ Руст = 60 МВт Собственником подано заявление на
ГТУ ТЭЦ Луч Руст = 60 МВт вывод из эксплуатации ТА № 1 и 2
ПС Мичуринская ГТ-ТЭЦ Руст = 36 МВт
ФРУНЗЕНСКАЯ
ПС
ГОЛОФЕЕВКА
Белгородской ТЭЦ установленной
330/110 БСК Потребление: 110 мощностью 2*30 МВт.
2х52 Рзима = 570 МВт
Рлето = 480 МВт ПС Приказом Минэнерго вывод из
ШЕБЕКИНО
330/110 эксплуатации ТА № 1 и 2 согласован
ПС ЛОСЕВО
с 01.04.2016.
ЗМИЕВСКАЯ
ТЭС 330/110
При фактическом выводе из
ПС ВАЛУЙКИ
330/110
эксплуатации генерирующего
оборудования объем ограничения
УКРАИНА потребления будет увеличиваться
на величину выводимой генерации.
ПАО «ФСК ЕЭС» и АО «СО ЕЭС» предусмотреть в Схеме и программе развития Единой
энергетической системы России на 2020–2026 годы мероприятия, обеспечивающие
! надежное электроснабжение потребителей Юго-Западного района Белгородской области в
ремонтной схеме в условиях раздельной работы с ОЭС УкраиныАварийность по ЦФО за 8 месяцев 2019 года
9
Аварийность на объектах
8 месяцев 8 месяцев Аварийность на электростанциях 8 месяцев 8 месяцев
электросетевого хозяйства
2018 2019 установленной мощностью 25 МВт и более 2018 2019
110 кВ и выше
ПАО «Россети», в т.ч.: 1875 1583 АО «Концерн Росэнергоатом» 30 22
АО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация», в т.ч. 29 35
ПАО «ФСК ЕЭС» 178 162
Костромская ГРЭС 5 14
ПАО «МРСК Центра» 828 654 ПАО «ОГК-2» Рязанская ГРЭС 5 6
ПАО «МРСК Центра и ПАО «Юнипро»: Шатурская и Смоленская
350 347 16 14
Приволжья» ГРЭС
ПАО «МОЭСК» 519 420 ПАО «Энел Россия» Конаковская ГРЭС 9 11
ПАО «РусГидро» 7 3
ОАО «РЖД» 77 71
ПАО «ТГК-2», в т.ч. 8 13
Иные электросетевые Ярославская ТЭЦ-3 1 4
86 70
(44 компании) ПАО «Мосэнерго» 69 49
ИТОГО: 2038 1724 ПАО «Квадра», в т.ч.: 107 125
Алексинская ТЭЦ 5 37
Основные причины: ПАО «Т Плюс», в т.ч. 7 16
■ загрязнение изоляции и отсутствие Ивановская ТЭЦ-2 1 8
птицезащитных устройств на ЛЭП Иные собственники ТЭС
90 72
̶ МРСК Центра – 27 % (15 электростанций)
̶ МРСК Центра и Приволжья – 38 % ИТОГО: 377 366
Наибольший рост таких аварий зафиксирован в: Основные причины:
■ Калугаэнерго – на 81 % ■ несоблюдение сроков и невыполнение в требуемых
■ Смоленскэнерго – на 67 % объемах ТО оборудования Костромской ГРЭС,
■ Владимирэнерго – на 64 % Ярославской ТЭЦ-3, Ивановской ТЭЦ-2
■ Ярэнерго – на 47 % ■ Алексинская ТЭЦ – ПГУ-115 введена в эксплуатацию с
01.02.2019Ход подготовки диспетчерских центров АО «СО ЕЭС»
в ЦФО к работе в отопительный сезон 2019/2020 года
(за 8 месяцев 2019 года) 10
1 Основные показатели готовности для Системного оператора
■ определяющие системную надежность:
– Выполнение графика технического обслуживания СДТУ и систем их гарантированного
электропитания
– Выполнение графика ТО устройств технологической защиты и РЗА
– Выполнение заданий по настройке параметров работы устройств технологической защиты и
РЗА
■ в части работы с персоналом:
ВЫПОЛНЯЮТСЯ
– Организация работы по обучению и подготовке персонала
– Обеспеченность рабочих мест диспетчерского персонала диспетчерской (оперативной)
документацией
■ в части противоаварийной и аварийно-восстановительной деятельности
– Наличие перечня аварийного запаса для выполнения аварийно-восстановительных работ и его
укомплектованность
– Наличие резервных источников снабжения электрической энергией (РИСЭ)
– Наличие и выполнение графика проведения контрольных противоаварийных тренировок
диспетчерского персонала
■ в части оперативно-диспетчерского управления
– Соответствие требованиям Правил ОДУ документов, определяющих порядок осуществления
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике
– Выполнение требований к функционированию ОИК в нормальных условиях и при
возникновении нарушений в его работе
– Выполнение расчетов и выдача ДЦ заданий субъектам электроэнергетики по параметрам
настройки УРЗ
Специализированные индикаторы для групп условий готовности субъектов оперативно-
2 диспетчерского управления в электроэнергетикеАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР
ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»
www.so-ups.ru
Оперативная информация о работе ЕЭС России
Спасибо за внимание
Павлушко Сергей Анатольевич
psa@so-ups.ru
(495) 627-84-06Вы также можете почитать
