Обеспечение устойчивой режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России в ОЗП 2009-2010 гг.

1. Обеспечение устойчивойрежимно-балансовой ситуации в ЕЭС Россиив ОЗП 2009-2010 гг. Москва, 22 апреля 2010 г. Б.И. Аюев Председатель Правления ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»

2. Распределение задач при прохождении энергосистемой ОЗП Производство электроэнергии Транспорт и распределение Потребление Скоординированная работа всех элементов электроэнергетического комплекса –условие устойчивого функционирования ЕЭС России Субъекты электроэнергетики обеспечивают Факторы успешного прохождения ОЗП Готовность оперативного и ремонтного персонала к проведению ремонтно-восстановительных работ в кратчайшие сроки Готовность электросетевого оборудования к работе с высокими нагрузками в условиях низких температур, гололедных и ветровых нагрузок Готовность электростанций к несению повышенной нагрузки в связи с зимним максимумом потребления Фактический уровень электропотребления и его отклонение от прогноза Системный оператор обеспечивает каждую секунду, для каждого узла энергосистемы одновременно Готовность персоналак ведению расчетов и управлению режимами – основа человеко-машинной системы оперативно-диспетчерского управления Математическое моделирование физических процессов – основа принятия решений при управлении электроэнергетическими режимами в энергосистеме Планирование и фактическое поддержание баланса – обеспечение равенства генерации и потребления Расчет и учет ограничений – контроль допустимости значений при распределенииэ/энергии от точек генерации (~500) по ЛЭП (тысячи) до точек потребления (миллионы)

3. Расчетные задачи, решаемые СО при подготовке и прохождении ОЗП Ежегодно после завершения очередного ОЗП в период с марта по октябрьСистемный оператор выполняет комплекс работ для обеспечения прохождения следующего ОЗП: • подготовка прогнозных балансов электроэнергии и мощности: • оценка прогнозного спроса на электроэнергию и мощность с учетом складывающей динамики потребления и работы энергосистем в условиях продолжительных низких температур; • оценка доступной генерации и необходимых объемов резервов мощности; • учет водных режимов, ледовых ограничений, накопления гидроресурсов; • корректировка базовых режимов в расчетных моделях; • обработка данных контрольных замеров параметров электроэнергетических режимов в ЕЭС; • верификация расчетных моделей ЕЭС на основе данных контрольных замеров; • актуализация значений максимально допустимых перетоков мощности (МДП) в контролируемых сечениях; • выдача заданий на корректировку логики и уставок противоаварийной автоматики (ПА) на основе расчетов режимов; • расчеты параметров аварийных режимов (токи короткого замыкания, напряжения);

4. Организационные задачи, решаемые СО при подготовке и прохождении ОЗП утверждение графиков ремонтов генерации и сетей для максимального сокращения плановых ремонтов в ОЗП; проверка заданных параметров настройки релейной защиты и автоматики (РЗА) на соответствие прогнозируемой схемно-режимной обстановке; подготовка к возможным ограничениям режима потребления: задание по подключению к автоматике частотной разгрузки (АЧР); задание объемов и актуализация графиков аварийного ограничения режима потребления (ГВО); контроль объема потребления, подключенного к АЧР и задействованного в ГВО; контроль проведения и участие в специализированных тренировках по вводу ГВО; определение регионов высоких рисков ввода ограничений потребления: формирование перечня РВР; разработка и анализ программ снижения рисков; проведение учебных и контрольных противоаварийных тренировок по сценариям аварий, характерных для ОЗП; приведение оперативно-диспетчерской документации, инструкций по диспетчерской эксплуатации систем и устройств РЗ и ПА в соответствие прогнозируемой схемно-режимной обстановке; проверка выполнения противоаварийных мероприятий по результатам произошедших аварий и программ снижения рисков. 4

5. Обстоятельства прохождения ОЗП Негативно влияют Позитивно влияют Нерасчетно суровые климатические условия Благоприятные климатические условия Нештатные и аварийные ситуации Ввод новых объектов Прохождение ОЗП Несвоевременное выполнение противоаварийных мероприятий и устранение последствий прежних и вновь возникших обстоятельств, осложняющих электроэнергетические режимы (недоделки и «узкие места») Надлежащая подготовка объектов к прохождению ОЗП Нормативные условия, для которых планируется работа энергосистемы в ОЗП (температура, ветер, гололедообразование, приточность, ледовые ограничения и пр.), определяются НТД: СНиП, ПУЭ, «Правила водопользования и эксплуатации гидросооружений» и т.д. 5

6. Рост потребления электроэнергии и мощностив ОЗП 2009-2010 Потреблениеэлектроэнергии, млн кВт•ч 100 00095 00090 00085 00080 00075 000 ОЗП 2009-2010 ОЗП 2008-2009 Максимумы потреблениямощности, тыс МВт • Потребление мощности в ЕЭС России в ОЗП 2009-2010 превысило постсоветский максимум и приблизилось к историческому максимуму. • ОЭС Центра, ОЭС Северо-Запада и 11 региональных энергосистем в ОЗП 2009-2010 превысили исторический максимум потребления мощности. • ОЭС Сибири, ОЭС Юга, ОЭС Востока близки к историческому максимуму потребления мощности. На час максимума в ЕЭС России (зафиксирован 17.12.2009 г.): • Потребление - 150 012 МВт • Генерация - 151 889 МВт • ТЭС - 108 637 МВт • АЭС - 22 639 МВт • ГЭС - 20 620 МВт • Экспорт (нетто) 1 877 МВт ОЭС Северо-Запада ОЭС Центра ОЭС Урала ОЭС Средней Волги ОЭС Востока ОЭС Юга ОЭС Сибири Условные обозначения: - исторический максимум потребления; - максимум потребления ОЗП 2009-2010 гг.

7. Ввод новых энергетических объектов – условие надежной работы энергосистемы в условиях роста электропотребления В ОЗП 2009-2010 гг. ожидались и реализованы вводы в работу: • Устройства РЗА 3153 шт.,в т.ч.: • 110 кВ – 1326 • 220 кВ – 645 • 330 кВ – 196 • 500 кВ – 986 • Оборудование 110 кВ и выше - 689 шт., в т.ч.: • 110 кВ – 351 • 220 кВ – 177 • 330 кВ – 25 • 500 кВ – 136 • ЛЭП 110 кВ и выше - 112 шт.,в т.ч.: • 110 кВ – 78 • 220 кВ – 26 • 330 кВ – 3 • 500 кВ – 5 • Ввод в работу каждой единицы нового генерирующего и сетевого оборудования, устройств РЗА класса напряжения 110 кВ и выше приводит к серьезному изменению схемно-режимной ситуации и требует проведения масштабного комплекса расчетных и организационных работ: • изменения в нормальных схемах электрических соединений энергообъектов в операционных зонах РДУ и ОДУ; • согласование исполнительных схем новых устройств РЗА; • составление программ испытаний вводимого оборудования и устройств РЗА, проверка их взаимодействия с существующими устройствами РЗА; • пересмотр и переутверждение типовых программ переключений; • расчеты с целью определения уставок, параметров ПА и допустимых параметров электроэнергетических режимов 7

8. Режимное обеспечение ввода новых энергетических объектов Крупнейшие объекты, введенные для успешного прохождения ОЗП: ОЭС Востока • ВЛ 500 кВ Дальневосточная – Владивосток с ПС 500 кВ Владивосток ОЭС Сибири • ТГ-15 Новокемеровской ТЭЦ-3 (100 МВт) • БСК на ПС 500 кВ Означенное, Алюминиевая • ВЛ 220 кВ Аскиз-Бея • Мобильная ГТС Кызылская (22,5 МВт) ОЭС Урала • ВЛ 500 кВ Пересвет – Ильково, Сургутская ГРЭС-2 - Пересвет ОЭС Средней Волги • ВЛ 220 кВ Нижегородская – Нагорная-1 • оборудование на ПС 500 кВ Нижегородская, ПС 220 кВ Нагорная ОЭС Центра • ГТУ 1-3 ГТЭС Коломенское (136 МВт) • Блок №3 Каширской ГРЭС (330 МВт) • КВЛ 220 кВ Западная – Шмелево • КВЛ 110 кВ Новобратцево – Герцево, Герцево – Тушино-2, Герцево – Павшино ОЭС Юга • Блок №2 Волгодонской АЭС (1000 МВт) • Блок №3 на Сочинской ТЭС (80 МВт) • ВЛ 500 кВ Тихорецк – Кубанская с ПС Кубанская, Волгодонская АЭС–Невинномысск с ПС 500 кВ Невинномысская и заходами ВЛ 330 кВ Ставрополь–Невинномысская и Невинномысская–ГЭС-4 • ВЛ 220 кВ Вышестеблиевская – Славянская с ПС Вышестеблиевская, КТЭЦ - Яблоновская ОЭС Северо-Запада • ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи-2 с ПС Лоухи-2 • ВЛ 110 кВ Лоухи-2 – Лоухи-тяговая, Лоухи-2 – Лоухи-тяговая

9. Вводы новых энергетических объектов, находящихсяпод особым контролем БСК на ПС 500 кВ Означенное и Алюминиевая, тяговых ПС 220 кВ КрасЖД, ВЛ 220 кВ Бея-Аскиз • расчет электрических режимов, мест и объемов установки БСК, строительства ВЛ; • пересчет МДП в контролируемом сечении «Красноярск, Хакасия – Запад»; • периодическое согласование режимов работы САЗ и ХАЗ в период проведения работ; • ввод в работу АОСН на ПС 500 кВ Означенное, Алюминиевая ГГ-5 и ГГ-6 на СШГЭС • перерасчет уставок более 140 устройств РЗ и ПА на сетевых объектах ОЭС Сибири Бл №2 1000 МВт на Волгодонской АЭС, ВЛ 500 кВ Волгодонская АЭС-Невинномысск и ПС 500кВ Невинномысск • расчет максимально возможной выдачи мощности Волгодонской АЭС; • составление графика очередности последовательного вывода и ввода существующего сетевого оборудования для обеспечения интеграции новых объектов в функционирующую энергосистему, синхронизация действий при реализации графика; • расчеты статической и динамической устойчивости блока и для определения МДП; • выбор параметров настройки РЗА, выдача задания на выполнение устройств РЗА; • настройка существующих и вновь вводимых комплексов ПА на Волгодонской АЭС, ПС Шахты, ПС Тихорецк и Ставропольской ГРЭС ПС 500 кВ Кубанская с ВЛ 500 кВ Кубанская-Тихорецк для исключения Кубанской ЭС из РВР • расчет МДП в контролируемых сечениях Кубанской ЭС и ОЭС Юга; • перестройка логики работы ПА в Юго-Западном энергорайоне Кубанской ЭС; Электросетевые объекты в Сочинском энергоузле в рамках подготовки к Олимпиаде • выбор параметров настройки РЗА, выдача задания на выполнение устройств РЗА для обеспечения ввода в работу второй очереди Сочинской ТЭС; • обеспечение продолжения реконструкции ПС 110 кВ Сочи, Хоста, Родниковая 9

10. Недоделки и «узкие места» Кроме «внешних» факторов, серьезное влияние на подготовку и прохождение ОЗП оказывает несвоевременное устранение последствий прежних и вновь возникших обстоятельств, осложняющих электроэнергетические режимы: ОЭС Востока • задержка ввода в эксплуатацию ТГ 2 Партизанской ГРЭС ОЭС Сибири • аварийный ремонт АТ-12 (250 МВА) на Новосибирской ТЭЦ-3 • ремонт трансформатора связи ТГ-5 ООО «Бийскэнерго», снижение 50 МВт • длительный ремонт ТА-2 (100 МВт) Абаканской ТЭЦ из-за дефекта ротора турбины • внеплановый ремонт ТА-3 (175 МВт) Барнаульской ТЭЦ-3 для замены ротора генератора ОЭС Урала • незавершенная реконструкция ВЛ 220 кВ Ириклинская ГРЭС – Киембай • эксплуатация оборудования не по проектной схеме на ПС 500 кВ Ильково, Луговая, Трачуковская, Сомкинская ОЭС Средней Волги • невключение в работу вновь установленного АТ-3 на ПС 220 кВ Нагорная • невключение двухцепной ВЛ 220 кВ Нижегородская – Борская ОЭЦ Центра • незавершенная реконструкция ПС 500 кВ Очаково, Бескудниково, ПС 220 кВ Новобратцево • длительный послеаварийный ремонт ТГ-5 (60 МВт) ТЭЦ НЛМК ОЭС Юга • невключение ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ-Яблоновская в собственную ячейку 220 кВ на Краснодарской ТЭЦ ОЭС Северо-Запада • ремонт АТ-1 220/110 кВ (125 МВА) на Ондской ГЭС Каскада Выгских ГЭС • продление ремонта ТГ-5Э (80 МВт) ТЭЦ Монди СЛПК • ремонт двух АТ 330/220/10 кВ (240 МВА) на ПС 330 кВ Южная

11. Ситуации, потребовавшие беспрецедентно сложного режимного обеспечения • Выбытие крупной генерации перед началом и в ходе ОЗП потребовало проведения беспрецедентных по срокам и объему режимных мероприятий. Прекращение генерации на СШГЭС установленной мощностью 6400 МВт привело к дефициту мощности и существенному снижению резервов и регулировочного диапазона в ОЭС Сибири • корректировка графиков ремонтов электросетевого оборудования, определение объемов первоочередных ремонтов; • верификация расчетных моделей Хакасского, Красноярского, Кузбасского РДУ и ОДУ Сибири; • расчет допустимых условий работы ЕЭС Казахстана параллельно с ЕЭС России для обеспечения максимального резерва пропускной способности электрической сети Урал-Казахстан-Сибирь • расчет уставок и изменение логики действий ПА. Перерасчет более 3300 параметров настройки для более чем 380 устройств РЗА на объектах 110-500 кВ ОЭС Сибири; • расчет потокораспределения мощности и выдача распоряжений по изменению режима работы сетевых и генерирующих объектов; • противоаварийные и специализированные тренировки, учения; • разработка оперативных указаний диспетчерскому персоналу ОДУ Сибири и Хакасского РДУ при аварийном отключении ВЛ 500 кВ энергоузла СШГЭС; Прекращение работы Игналинской АЭС (Литва) мощностью 1360 МВт с 01.01.10 г. • оценка условий надежного электроснабжения Калининградской области • определение объема поддержания необходимого резерва активной мощности в ЭК БРЭЛЛ • корректировка международных положений и инструкций по оперативно-диспетчерскому управлению параллельной работой Разгрузка Барнаульской ТЭЦ-3 на 400 МВт из-за возгорания конвейеров подачи топлива • определение допустимого объема потребителей для получения питания от смежных частей ЭС; • частичное замещение выбывшей генерации; • определение мероприятий, позволяющих включить в работу АТ-1 на ПС 220 кВ Власихинская и ВЛ 220 кВ Власихинская-Барнаульская для исключения необходимости длительного применения ГВО

12. Действия СО в нештатных ситуациях Возникающие технологические нарушения в ЕЭС требуют проведения оперативных и последующих расчетных и организационных мероприятий. В любой нештатной ситуации Системный оператор выполняет комплекс действий для устранения превышения параметров допустимых величин, создания наиболее надежной послеаварийной схемы и обеспечения надежного электроснабжения потребителей регулировка перетоков мощности и уровней напряжения; ввод графиков временных отключений при угрозе развития аварии; определение места и возможных причин аварии по показаниям устройств РЗА и телемеханики; определение очередности включения потребителей, отключенных действием ПА или ГВО; перестройка РЗ и ПА; изменение загрузки электростанций; ввод в работу резервного генерирующего и электросетевого оборудования; приостановление плановых выводов оборудования в ремонт; изменение топологии электрической сети; ввод оборудования из ремонта в сроки аварийной готовности. ОЭЦ Центра 109 случаев ОЭС Северо-Запада 37 случаев ОЭС Урала 48 случаев В ходе ОЗП 2009-2010 гг. отмечено 511 технологических нарушений, которые привели к отключению потребителей ОЭС Сибири 89 случаев ОЭС Востока 39 случаев ОЭС Юга 136 случаев ОЭС Средней Волги 53 случая 12

13. 29.01.2010г в 9 часов 49 минут на ВЛ 110 кВ Чирюрт-Сулак возникло однофазное замыкание на землю перешедшее в 2-х фазное КЗ на землю на шинном разъединителе 2-й системы шин 110 кВ ПС 330 кВ Чирюрт, при этом на ПС Чирюрт действием ДЗШ отключились 1 и 2 СШ 110 кВ. Последствия: Суммарная величина обесточенных потребителей 569 МВт. Численность населения 1,5 млн. человек. Действия СО: оперативное восстановление электроснабжения потребителей за счет: изменения топологии электрической сети включения в работу генерации в полностью погашенных энергорайонах перестройки ПА Электроснабжение потребителей в полном объёме восстановлено в течение 1 часа 03 минут. Крупнейшие нештатные ситуации –отключения на ПС 330 кВ Чирюрт 13 Дагэнерго 514 МВт Нурэнерго 55 МВт

14. 30.01.2010г. в 15:45 на Сочинской ТЭС отключились ГТУ-1 и ГТУ-2 действием технологических защит из-за повреждения (с возгоранием) выключателя 10 кВ СН энергоблока № 3, КЛ 10 кВ и ячейки 10 кВ АТ-1 220/110/10 кВ 125 МВА КРУЭ 220 кВ из-за ошибочных действий персонала при выводе в ремонт 2 секции шин 10 кВ СН энергоблока № 3 (ЗН-10-2 АТ-1 включен на оборудование, находящееся под напряжением), в результате чего станция снизила нагрузку с 78 МВт до нуля. Были обесточены потребители величиной 19,2 МВт Действия СО: максимальная загрузка Краснополянской ГЭС; Изменение топологии электрической сети 220 кВ; корректировка настроек ПА Сочинского энергорайона Изменение уставок РЗА в электрической сети 220 кВ пересмотр годового графика ремонтов генерирующего и сетевого оборудования Крупнейшие нештатные ситуации –авария на Сочинской ТЭС

15. Крупнейшие нештатные ситуации – интенсивное гололедообразование в ОЭС Юга • В операционной зоне Северокавказского РДУ и отдельных энергорайонах Дагестанского, Кубанского, Волгоградского РДУ ежегодно отмечаются случаи интенсивного гололедообразования, приводящие к отключениям ВЛ. В ОЗП 2009-2010 гг. отмечен резкий рост гололедообразования, превысивший средние значения ОЗП прошедших лет. • Борьба с гололедообразованием проводится путем плавок гололеда на проводах и грозотросах линии. Для проведения каждой плавки в сети 110 кВ и вышеСистемный оператор организовывает специальный режим • подготовка электроэнергетического режима путем загрузки/разгрузки станций; • подготовка схемы, обеспечивающей плавку гололеда • В ОЗП 2009-2010 гг. проведено 2120 плавок на проводах (в ОЗП 2008-2009 гг. – 838) • при отсутствии специальных устройств плавки гололеда в Волгоградской энергосистеме имели место тяжелые последствия в ОЗП 2004-2005 гг. и ОЗП 2009-2010 гг. Возможно повторение ситуации в ОЗП 2010-2011 гг.; • требуется повышение наблюдаемости за процессами гололедообразования в Волгоградской энергосистеме

16. Вывод из работы ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС-Белорусская Янтарь-энерго Янтарь-энерго Белорусской стороной 21.01.2010 отключена ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС – Белорусская. Срок включения ВЛ не определен • Последствия: • снижена надежность работы электрического кольца и надежного электроснабжения потребителей ЭС Калининградской области; • МДП в сечении Центр – Беларусь снижены с 1300 МВт до 700 МВт; • снижены допустимые величины обменов мощностью между ЕЭС России и энергосистемами Беларуси и стран Балтии; • осложнен вывод в ремонт электросетевого оборудования в ОЭС Центра и в ОЭС Северо-Запада. • Действия СО: • определен перечень дополнительных контролируемых сечений и величина МДП в них для возможности проведения всех запланированных ремонтов; • ежемесячно уточняются величины поставок и объемы требуемых резервов активной мощности с учетом месячных графиков ремонтов электросетевого оборудования и актуализированных данных по потреблению и генерации энергосистем ЭК БРЭЛЛ; • проведен комплекс работ для возможности реализации годового графика ремонта ЛЭП и электротехнического оборудования на 2010 год в условиях отключенного состояния ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС – Белорусская, в том числе для обеспечения надежной работы и выдачи полной мощности Смоленской и Курской АЭС; • скорректирован годовой график ремонта ЛЭП и электротехнического оборудования на 2010 год с учетом отключенного состояния ВЛ 750 кВ

17. Ликвидация последствий нештатных ситуаций в Хакасском энергорайоне

18. ОЗП завершен. Новая задача – подготовка к следующему ОЗП Условия прохождения максимума потребления ОЗП 2010-2011 гг. • Потребление электроэнергии в 2010 году на территории ЕЭС России ожидается на уровне 961,7 млрд кВтч, что на 2% выше факта 2009 года. • Ожидаемый в ОЗП 2010-2011 гг. совмещённый максимум потребления по ЕЭС России ожидается на уровне 151,7 ГВт для условий пониженной температуры наружного воздуха, определенной для наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 (СНиП 23-01-99 «Строительная климатология»). • Изменение перечня регионов относящихся к территориям с высокими рисками прохождения максимума электроэнергетических нагрузок (РВР) на ОЗП 2010-2011 гг. путем: • исключения из действующего перечня Кубанской энергосистемы (Юго-западный энергорайон); • исключения из действующего перечня Хакасcкой энергосистемы; • включения в перечень Дагестанской энергосистемы; • Работа Саяно-Шушенской ГЭС четырьмя гидрогенераторами без их участия во всех видах регулирования и, как следствие, более интенсивное привлечение ТЭС к покрытию суточной неравномерности графика потребления.

19. Системный оператор приступил к подготовке энергосистемы к прохождению ОЗП 2010-2011 гг. ОЗП Подготовка к ОЗП Паводок Летняя ремонтная кампания ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»www.so-ups.ru