23 сентября 2021 г., г. Волгоград СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ RUSSIAN POWER SYSTEM OPERATOR О подготовке энергосистем Южного федерального округа к прохождению отопительного сезона 2021/2022 годов Опадчий Федор Юрьевич Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Динамика потребления электроэнергии ЮФО в 2020–2022 гг., % 14 12 10 8 +2,8 % 6 4 2 % 0 +9,0 % -2 -4 Динамика к предыдущему году -6 Динамика к позапрошлому году (год-2) при сопоставимых температурных условиях -8 Динамика к прошлому году (год-1) при сопоставимых температурных условиях (с учётом исключения 29 февраля 2020 года) -1,1 % -10 -12 -14 -16 1 кв. 2 кв. 3 кв. 2020 4 кв. Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль 2021 Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Январь Февраль 2022 Март 2 Динамика потребления электроэнергии субъектами ЮФО Динамика потребления по ЭС при сопоставимых температурных условиях (%) 2021/2020 2021/2019 ВЭД (по данным участников оптового рынка, %) Доля в 2020/2019 2021/2020 -1,1 2,1 -1,2 ЮФО в 2020 г. Добывающая промышленность 2,1 -28,8 4,3 -12,5 1,2% -3,0 -7,1 -6,4 1,1% 7,8 ЭС Ростовской области (24,8 %) ЭС Краснодарского края и Республики Адыгея (36,6 %) Магистральные нефтегазопроводы -3,3 ЭС Волгоградской области (21,5 %) ЭС Республики Калмыкия (1,0 %) 2020/2019 потреблении 2021/2019 1,1 ЭС Астраханской области (5,6%) 2,1 Машиностроение -2,2 -3,7 8,9 9,2 -6,5 8,6 6,7 -1,5 11,2 10,2 ЭС Республики Крым и г. Севастополя (10,6 %) ЮФО (74,8 млрд. кВтч) 6,1 -2,2 1,3 ОАО «РЖД» Химическая промышленность, нефтепереработка Металлургия (чёрная/цветная) Прочие 7 0,4% 4,7 -5,9 0,8 8,5 3 16,3 3,2% 4,3 -3,8 -7,6 0,8% 9,8 -0,9 -4,0 5,7% 0,0 9 7,3 87,6% Максимум потребления мощности 17,4 ГВт 13,1 ГВт 21.07.2021 исторический максимум потребления ОЭС Юга, в т.ч. потребления ЮФО 17,0 16,2 16,3 16,6 16,6 16,5 15,9 15,8 01.02.2017 (-9,4 °С) 26.01.2018 (-4,9 °С) 19.12.2018 (-1,1 °С) ОЭС Юга 17,0* 15,5 15,6 ОЗП 2016/2017 ОЗП 2017/2018 ОЗП 2018/2019 ОЗП 2019/2020 ОЗП 2020/2021 10.02.2020 (-9,1 °С) 21.02.2021 (-9,6 °С) В 2021 году достигнуты исторические максимумы потребления для ПЭВТ Энергосистема Максимум потребления мощности ОЭС Юга в ОЗП 2016–2021 гг. Прогноз ОЗП 2021/2022 Для условий рабочего дня декабря и средней температуры прохождения максимумов потребления мощности в ОЗП (tозм = -10,0 °С) * естественный прирост потребления мощности 400 МВт в условиях отсутствия планируемого присоединения крупных потребителей и восстановления потребления после COVID-ограничений 4 Астраханской области Ростовской области Республики Калмыкия Республики Адыгея и Краснодарского края ЮЗ энергорайон Сочинский энергорайон Республики Крым и г. Севастополь Предыдущий Максимум в максимум ПЭВТ 2021 г., в ПЭВТ, МВт МВт 15 918 (30,4 °С) 713 (31,5 °С) 3 182 (32,0 °С) 124 (28,3 °С) ИМ 17 391 (29,8 °С) 722 (33,0 °С) 3 308 (30,8 °С) 143 (28,0 °С) 5 037 (29,1 °С) ИМ 5 593 (29,6 °С) 1 261 (30,5 °С) 801 (28,4 °С) ИМ 1 408 (27,5 °С) ИМ 838 (28,9 °С) 1 264 (28,2 °С) 1 436 (28,3 °С) ∆, МВт Кол-во превышений 1473 4 9 1 126 3 19 7 556 3 147 7 37 4 172 3 Повышение надежности электроснабжения потребителей энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь Каховская (Украина) АО «Крымэнерго»: Мелитополь (Украина) Сода Титан ■ Сооружение КВЛ 220 кВ Джанкой – Титан Срок реализации: III квартал 2022 года (протокол ФШ от 02.10.2020 № АН-237пр) Риски: ввод ГВО в ремонтных схемах до 42 МВт (за период 2018–2021 произошло 4 аварии с обесточением до 85 000 человек, 70 МВт) Джанкой Красноперекопск Островская Донузлав ЗападноКрымская Сакская ТЭЦ Мекензиевы горы Севастопольская ТЭЦ ПС-17 ПС-19 ПС-12 ПС-2 С-Энерджи Севастополь ПС-15 ПС-16 Омега ПС-5 ПС-11 ПС-6 Фиолент Севастопольская МГТЭС ! Балаклавская ТЭС ПС-20 ПС-4 5 ПС-10 На ПС 110 кВ Заря ■ Установка БСК мощностью по 25 Мвар каждый на ПС 220 кВ Донузлав, ПС 110 кВ Дарсан и ПС 110 кВ Лучистое Срок реализации: 2022 год (ФЦП «Социально-экономическое развитие Республики Крым и г. Севастополя до 2025 года») Эффект: увеличение МДП в КС «ОЭС Юга – Крым» на величину ~ 20 МВт ООО «Севастопольэнерго», ГУП РК «Крымэнерго» и ГУПС «Севтеплоэнерго»: ■ Сооружение двухцепного транзита ВЛ 110 кВ в границах г. Севастополь Срок реализации: 2021 год (протокол ФШ от 02.10.2020 № АН-237пр) Риски: ввод ГВО при аварийном отключении в единичной ремонтной схеме до 28 МВт АО «Крымэнерго», ООО «Севастопольэнерго», ГУП РК «Крымэнерго» и ГУПС «Севтеплоэнерго» завершить реализацию мероприятий в сроки, определенные решениями Федерального штаба и ФЦП Дефицит мощности в Юго-Западном энергорайоне Краснодарского края Показатель (МВт) Потребление Генерация Переток мощности в Крым 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 1 320* 1 415 1 460 1 536 1 587 1 599 1 614 97 97 97 КС «ОЭС Юга - Крым» 97+513 97+513 97+513 97+513 Славянская Тамань 259 274 312 1 482 1 592 1 675 351 389 415 418 1 277 1 366 1 404 1 422 Витаминкомбинат Ударная ТЭС 513 МВт Вышестеблиевская Тихорецк Чекон Виноградная НПС-8 АЭМЗ Бужора МДП в КС «Юго-Запад» в ремонтной схеме Запас в КС «Юго-Запад» в ремонтной схеме Ростовская КС «Юго-Запад» Порт Требуемый переток в КС «Юго-Запад» 6 Кирилловская МГТЭС 20,5 МВт 1 490 8 -102 -185 213 124 86 68 Афипская Киевская Кирилловская Кубанская Крымская Восточная Центральная Афипский НПЗ Крымская ГТ ТЭЦ 18 МВт * Фактический максимум 20.07.2021 в 16:00 составил 1 408 МВт ! ■ Генерирующим и сетевым компаниям совместно с АО «СО ЕЭС» исключить проведение в ПЭВТ плановых ремонтов оборудования, обеспечивающего электроснабжение потребителей ЮЗЭР и Крыма ■ Региональным штабам Краснодарского края, Республики Крым и г. Севастополь обеспечить ежегодную разработку и контроль выполнения собственниками Планов мероприятий по обеспечению надежного электроснабжения потребителей в ПЭВТ (готовность оперативного персонала, готовность к работе РИСЭ социальнозначимых потребителей, готовность подразделений, задействованных при ликвидации последствий аварийных ситуаций) Режим работы энергосистем ЮФО при прохождении исторического максимума потребления мощности Летний максимум: 21.07.2021 13:21 ОЭС Юга – 17 743 МВт (в т.ч. ЮФО – 13 688 МВт, СКФО – 4 055 МВт) КС «Шахты» (СМЗУ) Переток: 2319 МВт МДП+НК: 2345 МВт Резервы ТЭС: 0 МВт Резервы ГЭС: 0 МВт (мгновенное значение) Нормативные резервы Контролируемые Норматив, сечения МВт Волгоград – Ростов 1050 Факт, МВт 365 Нарушение, МВт 685 Юг 440 365 75 Кубанское 590 365 225 Юго – Восток КЭ 347 365 0 270 МВт Ремонты ТЭС, АЭС Суммарно 2905 МВт Плановые, в т.ч. АЭС КОММод 2061 МВт 1000 МВт 150 МВт 71 % Неплановые 270 МВт 9% Аварийные 574 МВт 20 % 100 % ⚠ В ПЭВТ величина аварийных ремонтов Новочеркасской ГРЭС доходила до 770 МВт (06.08.2021) Сечения Факт, МВт Уст.М, МВт % Под КС «Волгоград – Ростов» 346 1799 19 СЭС 240 519 46 ВЭС 106 1281 8 ! Ростовская область Республика Крым Генерация ВИЭ Ограничения ТЭС по температуре Суммарно КС «ОЭС – Кубань» (СМЗУ) Переток: 3120 МВт МДП+НК: 3234 МВт Резервы ТЭС: 0 МВт Холодный резерв МГТЭС: 365 МВт Резервы ГЭС: 0 МВт Краснодарский край КС «Волгоград – Ростов» Переток: 1858 МВт МДП+НК: 1773 МВт Резервы ТЭС: 0 МВт Холодный резерв МГТЭС: 365 МВт Резервы ГЭС: 15 МВт Волгоградская область ЮФО 7 Астраханская область Республика Калмыкия КС «Невинномысск» (СМЗУ) Переток: 419 МВт МДП+НК: 434 МВ Ставропольский край ⚠ 615 МВт резервов ГЭС «невыпускаемой» мощности Республики Северного Кавказа СКФО ■ Генерирующим и сетевым компаниям, АО «СО ЕЭС» обеспечить минимизацию ремонтов в ПЭВТ в годовом графике ремонтов 2022 г. ■ АО «СО ЕЭС» разработать мероприятия по увеличению МДП в КС «Невинномысск» в рамках разработки СиПР ЕЭС России на период 2022-2028 гг. СЭС, ВЭС в ЕЭС России: объемы и размещение Программа поддержки ДПМ ВИЭ-1 (2014–2024 годы) Фактические и прогнозируемые вводы объектов ВИЭ ДПМ ВИЭ-1 0 ГЭС 0,2 ГВт 4% 5,43 СЭС 1,79 ГВт 33% ГВт Программа поддержки ДПМ ГЭС 0,2 ГВт 4% 5 СЭС 1,65 ГВт 33% ГВт 8 Астраханская Астраханская область область ВЭС Ставропольский Ставропольский край край 3,43 ГВт Ростовская Ростовская область область 63% Республика Республика Калмыкия Калмыкия Оренбургская область Оренбургская область Фактически Краснодарский Краснодарский край край введено на Самарская Самарская область область 01.09.2021 – Волгоградская Волгоградская область область 2 902 МВт Мурманская Мурманская область область Республика Республика Адыгея Адыгея (Адыгея) (Адыгея) Пермский Пермский край край ВИЭ-2 (2025–2030 годы) Республика Республика Алтай Алтай Республика Республика Бурятия Бурятия Саратовская область Саратовская область ВЭС Забайкальский край Забайкальский край 3,2 ГВт Ульяновская область Ульяновская область 63% Республика Республика Башкортостан Башкортостан Карачаево-Черкесская Карачаево-Черкесская Республика Республика Омская Омская область область К 2030 году доля Республика Республика Карелия Карелия объектов ВИЭ, Курганская Курганская область область работающих в Кабардино-Балкарская Республика Республика Кабардино-Балкарская составе ЕЭС Республика Дагестан Дагестан Республика России, составит Чеченская Республика Чеченская Республика более 10 ГВт Республика Хакасия Хакасия Республика 100 200 300 400 500 600 700 800 Фактические объемы ввода ВИЭ, МВт Прогнозируемые объемы ввода ВИЭ, МВт Фактические объемы ввода ВИЭ в ОЭС Юга, МВт Прогнозируемые объемы ввода ВИЭ в ОЭС Юга, МВт Распределение ВИЭ по ОЭС на 31.12.2024 ОЭС Урала Средней Волги Юга СевероЗапада Центра Сибири Итого Руст ВИЭ Доля от 2024, МВт ДПМ ВИЭ 1 760 14,0 % ВИЭ/ ТЭС 1,7 % 498 9,2 % 3,3 % 3 497 64,4 % 27,9 % 275 5,1 % 3,1 % 0 400 5 430 0,0 % 7,4 % 100,0 % 0,0 % 1,6 % 3,9 % Интеграция СЭС, ВЭС в ЕЭС России 9 Реализованные инструменты в рамках ДПМ ВИЭ-1 Установленные НПА инструменты для ДПМ ВИЭ-2 Регламентами ОРЭМ определен порядок учета ВИЭ в процедурах ВСВГО: ■ Минимально обеспеченной выработки СЭС и ВЭС ■ Потенциально возможной выработки ВЭС Постановлением Правительства РФ от 05.03.2021 № 328 на объемы ДПМ ВИЭ-2: При управлении электроэнергетическим режимом применяются ранжированные таблицы на ограничение (отключение) объектов ВИЭ. Реализуются пилотные проекты прогнозирования СЭС на территориях энергосистем, входящих в ОЭС Юга. На официальном сайте АО «СО ЕЭС» ежемесячно публикуется отчет о функционировании ВИЭ, включая информацию о фактических ограничениях выдачи. Максимальное ограничение выдачи мощности ВЭС в 2021 г. – 169 МВт ■ Распространены требования по поддержанию генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электроэнергии, аналогичные применяемым к другим типам генерации ■ Закреплены обязательства по определению места размещения объектов ВИЭ – не позднее, чем за 2 года до начала работы Предлагаемые изменения Установление приоритетов разгрузки СЭС и ВЭС процедурах краткосрочного планирования: в ■ между объектами ВИЭ – в первую очередь разгружаются последние построенные ■ по отношению к другим объектам генерации – ВИЭ разгружаются в последнюю очередь по отношению к объектам, загруженным по экономическим критериям, но до объектов, загрузка которых определена требованиями безопасности (АЭС, ГЭС, ТЭЦ) Основные вводы электросетевого и генерирующего оборудования в 2021 году Наименование объекта Фактические вводы электросетевого оборудования 10 Энергосистема Срок ввода Эффект ПС 220 кВ Чекон, ПС 220 кВ Киевская, ПС 220 кВ Виноградная с заходами ВЛ 220 кВ Республики Адыгея и Краснодарского края Январь, Сентябрь Обеспечение электроснабжения ПАО «РЖД» ПС 220 кВ Зубовка Астраханской области Сентябрь СВМ 5 ВЭС Реконструкция КВЛ 110 кВ Симферопольская – Центральная, Сооружение КВЛ 110 кВ Симферопольская – Южная, ВЛ 110 Таврическая ТЭС – Симферопольская I цепь Республики Крым и г. Севастополь Июнь Завершение работ по СВМ Таврической ТЭС Планируемые Наименование объекта вводы электросетевого ВЛ 110 кВ Севастополь – ПС-11 с отпайкой на ПС-4, оборудования ВЛ 110 кВ Севастополь – ПС-6 с отпайкой на ПС-4 Энергосистема Эффект Республика Крым и г. Севастополь Повышение надежности электроснабжения потребителей г. Севастополь Фактические вводы генерирующего оборудования Электростанция Энергосистема УМ, МВт 5 ВЭС Ростовской области, Республики Калмыкия 460 5 СЭС Волгоградской области, Республики Калмыкия 129 Планируемые вводы генерирующего оборудования Электростанция Энергосистема УМ, МВт 7 ВЭС Астраханской, Ростовской, Волгоградской областей 478 1 СЭС Республики Калмыкия 78 Развитие технологий диспетчерского управления Система мониторинга запаса устойчивости (СМЗУ) СМЗУ – система, предназначенная для определения допустимых перетоков (ДП) активной мощности в контролируемых сечениях (КС) в режиме реального времени Реализовано 21 КС в ОЭС Юга Из них в ЮФО 10 КС: ■ КС 500–220 кВ – 7 ■ КС 330–110 кВ – 1 ■ КС 220–110 кВ – 2 Реализация в 2021 году ■ КС 500–220 кВ – 4 Эффект: Увеличение МДП в КС: ■ 500–220 кВ в среднем на 200 МВт ■ 330–110 кВ в среднем на 30 МВт ■ 220–110 кВ в среднем на 30 МВт 11 Дистанционное управление оборудованием и режимами работы объектов электроэнергетики Реализовано в 2018–2021 гг. ПАО «Россети» ■ ПС 220 кВ Псоу ■ ПС 220 кВ Поселковая ■ РП 220 кВ Черноморская ■ ПС 110 кВ Заря ■ ПС 110 кВ Полевая ООО «Овощевод» ■ ПС 220 кВ Норби ООО «Энел Грин Пауэр Рус» ■ Азовская ВЭС ООО «Ветропарк ФРВ» ■ Каменская ВЭС ■ Сулинская ВЭС ■ Гуковская ВЭС ■ Целинская ВЭС ■ Салынская ВЭС ■ Казачья ВЭС ООО «Грин Энерджи Рус» ■ Ахтубинская СЭС ■ СЭС Нива Планы на 2021–2023 гг. ПАО «Россети» ■ 2 ПС 110/220 кВ ООО «Ветропарк ФРВ» ■ 7 ВЭС АО «ВетроОГК» ■ 1 ВЭС ООО «Авелар Солар Технолоджи» ■ 1 СЭС «Администрация Волгоградской области» ■ 1 ГЭС Реализовано в 2020 году: ■ Автоматическое доведение и реализация плановых диспетчерских графиков и диспетчерских команд на 1 ГЭС (ООО «ЛУКОЙЛ – Экоэнерго» совместно с АО «СО ЕЭС») Ожидаемый эффект: ■ Сокращение времени производства переключений в электроустановках ■ Исключение рисков ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала ■ Увеличение скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, активной и реактивной мощности станций ■ Эффективное использование пропускной способности сети Выполнение показателей готовности ДЦ операционной зоны ОДУ Юга к работе в отопительный сезон 2021/2022 года за период с 01.10.2020 по 01.09.2021 12 Оценка готовности диспетчерских центров проводилась в соответствии с Методикой проведения оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон, утвержденной приказом Минэнерго России от 27.12.2017 № 1233 Показатели готовности, определенные Методикой для Системного оператора, выполняются: ■ Системная надежность (формы 1–7): – ТО оборудования СДТУ – 420 единиц (89 %) – ТО независимых каналов связи с узлами доступа операторов связи – 28 каналов (100%) – выполнение мероприятий по результатам расследования причин аварий – 40 мероприятий (87 %) ■ Готовность персонала (формы 8–13): – дополнительное профессиональное образование – 418 работников (88 %) – проверка знаний норм и правил – 490 работников (94 %) – противоаварийные тренировки персонала – 1 114 тренировок (90 %) ■ Готовность к аварийно-восстановительной деятельности (формы 14–19): – аварийный запас – сформирован в полном объеме в соответствии с утвержденными перечнями – 250 единиц (100 %) – ТО резервных источников электроснабжения ДЦ – 122 шт. (92 %) – ТОиР оборудования инженерных систем ДЦ – 7 567 единиц (90 %) ■ Соблюдение требований к осуществлению оперативно-диспетчерского управления (формы 20–22): – коэффициент готовности ОИК ДЦ – 100 % – выполнено 737 расчетов (87 %) параметров настройки устройств РЗА, выдано 507 заданий субъектам электроэнергетики на изменение параметров настройки устройств РЗА Рисков невыполнения показателей готовности нет. СИСТЕМНЫЙ ОПЕРАТОР ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ RUSSIAN POWER SYSTEM OPERATOR www.so-ups.ru Оперативная информация о работе ЕЭС России Спасибо за внимание Опадчий Федор Юрьевич fedor@so-ups.ru +7 (495) 627-84-03 Аварийность на объектах электроэнергетики ЮФО Аварийность на объектах 8 мес. электросетевого хозяйства 110 кВ и выше 2020 ПАО «Россети» 8 мес. 2021 805 942 66 115 ■ Волго-Донское ПМЭС 27 48 ■ Кубанское ПМЭС 19 36 ■ Ростовское ПМЭС 20 31 ПАО «Россети Юг» 467 568 ПАО «Россети Кубань» 272 259 ГУП РК «Крымэнерго» 89 78 ОАО «РЖД» 46 50 Прочие сетевые компании 45 53 985 1123 ПАО «ФСК ЕЭС»: ИТОГО: Основная причина аварийности: ■ несвоевременное выявление и устранение дефектов на оборудовании – 267 аварий (23,8 %) ! 14 Аварийность на электростанциях 8 мес. 8 мес. установленной мощностью 25 МВт и более 2020 2021 ПАО «ОГК-2» Новочеркасская ГРЭС 26 29 ПАО «ОГК-2» Адлерская ТЭС 10 7 ПАО «РусГидро» Волжская ГЭС 3 2 ООО «ЛУКОЙЛ-Энерго» 49 67 АО «ИНТЕР РАО «Электрогенерация» 4 3 Ростовская АЭС 1 4 АО «Мобильные ГТЭС» 3 2 АО «Крымтеплоэлектроцентраль» 28 40 Таврическая ТЭС 2 5 Балаклавская ТЭС 1 2 Иные собственники 17 19 ИТОГО: 144 180 Основная причина аварийности: ■ Несоблюдение сроков, невыполнение в требуемых объемах ТО оборудования – 50 аварий (27,6 %) Время нахождения генерирующего оборудования Новочеркасской ГРЭС в АР в период с 01 января по 31 августа за 4 года 3147 ч. 1344 ч. 2018 1806 ч. 1598 ч. 2019 2020 2021 ПАО «ОГК-2» разработать программу повышения надежности работы оборудования Новочеркасской ГРЭС