О подготовке к прохождению субъектами электроэнергетики осенне-зимнего периода 2015-2016 годов в Южном федеральном округе Директор Департамента оперативного. - презентация

1 О подготовке к прохождению субъектами электроэнергетики осенне-зимнего периода годов в Южном федеральном округе Директор Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Е.П. Грабчак 24 сентября, г. Краснодар

2 Ввод новых мощностей в Южном федеральном округе Наиболее значимые вводы электросетевых объектов 220 кВ и выше за 8 месяцев 2015 года ЛЭП и электросетевые объекты ЭнергосистемаДата ввода в эксплуатацию ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Тихорецк 2 (337 км) Ростовская, Кубанская Февраль Намечаемые вводы наиболее значимых электросетевых объектов до завершения 2015 года 2 ЛЭП и электросетевые объекты Энергосистема Проектная мощность км, МВА, Мвар ПС 500 кВ Кубанская. Ввод АТ кВ по проектной схеме Кубанская 501 МВА ПС 500 кВ Тихорецк. Обеспечение замыкания транзита 330 кВ Тихорецк- Кропоткин-Армавир Кубанская- Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Центральная Кубанская- ПС 220 кВ Ея тяговая с заходами ВЛ 220 кВ Тихорецк – Песчанокопская с отпайкой на ПС 220 кВ Светлая Кубанская 2*40 МВА ПС 220 кВ Кругликовская с заходами ВЛ 220 кВ Витаминкомбинат – Усть- Лабинск Кубанская 125 МВА Заходы ВЛ 220 кВ Волгодонск – Котельниково на ОРУ 220 кВ Ростовской АЭС Ростовская 2*1,38 км РП 220 кВ Тамань с заходами ВЛ 220 кВ Вышестеблиевская – Славянская, 2 ВЛ 220 кВ РП 220 кВ Тамань – ПП1 Кубанская- Реконструкция ПС 220 кВ Староминская с заходами ВЛ 220, 110 кВ Кубанская 2*125 МВА Наиболее значимые вводы генерирующих объектов за 8 месяцев 2015 года Генерирующие объекты ЭнергосистемаДата ввода в эксплуатацию Блок 3 Ростовской АЭС (1000 МВт) Ростовская Август

3 Максимум потребления мощности в ОЗП (ОЭС Юга), МВт * - прогнозные значения прогноз выработки Потребление электроэнергии в ОЗП (ОЭС Юга), (млн. к Вт*ч.) ,0 Режимно-балансовые показатели объектов генерации и электросетевого комплекса Территория Южного федерального округа (ЮФО) объединяет 5 энергосистем ОЭС Юга. В ОЭС Юга помимо 5 энергосистем ЮФО входит 7 энергосистем СКФО Субъекты РФ Прогноз выработки э в ОЗП 2015/2016, % к ОЗП 2014/ 2015 Прогноз потребления э в ОЗП 2015/2016, % к ОЗП 2014/ 2015 Астраханская область , ,5 Волгоградская область , ,1 Ростовская область , ,4 Республика Калмыкия 8280, ,8 Краснодарский край и Республика Адыгея , ,3 Всего по ЮФО , ,8 Всего по ОЭС Юга , ,3 3

4 Аварийность объектов генерации электроэнергетики Южного федерального округа Аварии в генерации 25 МВт и выше за 8 месяцев 2015 г., шт. -37 % Станции с наибольшим снижением аварийности Количество аварий 2014 год 2015 год Филиал ПАО «ОГК – 2» Адлерская ТЭС2916 (-45%) ООО «ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго»9150 (-45%) Филиал АО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» Джубгинская ТЭС166 (-63%) 4 Компания Количество аварий 8 мес г 8 мес г ПАО «ОГК-2»7362 (-15%) ООО «ЛУКОЙЛ-Энерго»16589 (-46%) ООО «ИНТЕР РАО – Управление электро генерацией»229 (-59%) Классификация аварий по видам оборудования - Котельное оборудование – 27,4 % - Турбинное оборудование – 21,9 % - Вспомогательное тепломеханическое оборудование – 4,1 % - Генераторы и синхронные компенсаторы – 6,2 % - Электротехническое оборудование 110 кВ и выше – 7,5 % - Трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше – 6,2% - Устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики – 4,8 % - Устройства тепловой автоматики и измерений – 11 % - Средства диспетчерского и технологического управления и системы управления энергетическим оборудованием – 3,4 % - Прочие виды оборудования – 7,5 % - Котельное оборудование – 27,4 % - Турбинное оборудование – 21,9 % - Вспомогательное тепломеханическое оборудование – 4,1 % - Генераторы и синхронные компенсаторы – 6,2 % - Электротехническое оборудование 110 кВ и выше – 7,5 % - Трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше – 6,2% - Устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики – 4,8 % - Устройства тепловой автоматики и измерений – 11 % - Средства диспетчерского и технологического управления и системы управления энергетическим оборудованием – 3,4 % - Прочие виды оборудования – 7,5 %

5 Аварии в электросетях 110 кВ и выше за 8 месяцев 2015 г., шт % Аварийность объектов электросетевого комплекса Южного федерального округа ПАО «Россети» (110 кВ и выше) - 16,6 % 5 Классификация аварий по видам оборудования Аварии приведшие к прекращению электроснабжения потребителей на величину 10 МВт и более Аварии 2014 год 2015 год Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга 64 Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» Волго- Донское ПМЭС 02 ПАО «МРСК Юга»2113 ПАО «Кубаньэнерго»4522 Прочие 36 ИТОГО75 47 (-37%) - ЛЭП 110 кВ и выше – 74,7 % - Электротехническое оборудование 110 кВ и выше – 18,5 % - Трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше –1% - Устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики – 5,1 % - Средства диспетчерского и технологического управления – 0,1 % - Прочие виды оборудования – 0,6 % - ЛЭП 110 кВ и выше – 74,7 % - Электротехническое оборудование 110 кВ и выше – 18,5 % - Трансформаторы (автотрансформаторы) и шунтирующие реакторы 110 кВ и выше –1% - Устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики – 5,1 % - Средства диспетчерского и технологического управления – 0,1 % - Прочие виды оборудования – 0,6 %

6 Системные аварии на энергообъектах ЮФО 6 Дата Описание аварии ПоследствияПричины возникновения и развития На Новочеркасской ГРЭС отключились первые системы шин 1-й и 2-й секций 220 кВ, вследствие чего отключились энергоблоки 1, 3, 4, и 7 действием технологических защит при потере собственных нужд. С противоположных сторон по командам телеотключения отключились ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС – Р-20 I и II цепи, Новочеркасская ГРЭС – Шахты I и II цепи, Новочеркасская ГРЭС – Р-4, Новочеркасская ГРЭС – НЭЗ. В результате произошло превышение МДП в контролируемом сечении «Волгоградское» (МДП – 1114 МВт, факт – 1647 МВт) на 3 минуты и превышение МДП в контролируемом сечении «Волгоград – Ростов» (МДП – 1230 МВт, факт – 1758 МВт) на 11 минут. Снижение рабочей мощности Новочеркасской ГРЭС на 1092 МВт. Прекращение электроснабжения части потребителей Новочеркасского электродного завод в объеме 25 МВт. Повреждение СВ-1 I СШ 220 кВ В условиях ремонтной схемы сети кВ отключились ВЛ 220 кВ Южная – Черный Яр 1 и 2, ВЛ 110 кВ Бузанская-Сеитовка. В результате произошло выделение Астраханской ГРЭС, Астраханской ТЭЦ-2 и Астраханской ПГУ-235 с частью Астраханской ЭС и частью ЭС Республики Калмыкия на изолированную от ЕЭС России работу с кратковременным снижением частоты в выделившемся энергорайоне до 48, 2 Гц. Действием противоаварийной автоматики произошло отключение нагрузки потребителей в Астраханской ЭС и в ЭС Республики Калмыкия. Обесточение 39 ПС 110 кВ и 46 ПС 35 кВ. Прекращение электроснабжения потребителей в Астраханской области и Республике Калмыкия в объеме 97 МВт, численностью населения 170 тысяч человек. 1. Перекрытие ВЛ 220 кВ Южная-Черный Яр 1 и 2 вследствие грозовых перенапряжений и воздействия ветровых нагрузок. 2. Неудовлетворительное регулирование частоты Астраханской ТЭЦ Во время грозы отключились: - ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Буденновск, АПВ и РПВ неуспешное; - ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС – Центральная, АПВ и РПВ неуспешное; - ВЛ 220 кВ Армавир - Центральная АПВ неуспешное; - ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная-2 АПВ и РПВ неуспешное. Последствий для потребителей не было. Повреждение опор в результате активной грозовой деятельности и воздействия ветровых нагрузок: - ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Буденновск; - ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС – Центральная; - ВЛ 220 кВ Армавир - Центральная; - ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная-2. За 8 месяцев 2015 года в ЮФО произошло 7 значимых системных аварий (за аналогичный период 2014 года – 4 аварии) Перечень наиболее значимых аварий с существенными последствиями, произошедших в ОЭС Юга в 2015 г.

7 Выполнение планов ремонтов основного оборудования генерирующими компаниями Южного ФО по итогам 8 месяцев 2015 года 7 факт 2011 факт 2012 факт 2013 факт 2014 Турбоагрегаты (гидроагрегаты), МВт + 26,3 % план 2015 Энергетические котлы, т/ч факт 2011 факт 2012 факт 2013 факт 2014 план 2015 план 8 мес факт 8 мес план 8 мес факт 8 мес Основные причины невыполнения плана 8 месяцев 2015 года 41,3 % - невыполнение договорных условий подрядными организациями (ПАО «Рус Гидро» Волжская ГЭС, ПАО «ОГК-2» Адлерская ТЭС) 37,7 % - неплановый ремонт другого оборудования объекта (ПАО «ОГК-2» Адлерская ТЭС) 16,6 % - недостаточное финансирование (ООО «Волгоградская ГРЭС») 4,4 % - исключение ремонтов по решению собственника (ООО «Краснодарская ТЭЦ») 41,3 % - невыполнение договорных условий подрядными организациями (ПАО «Рус Гидро» Волжская ГЭС, ПАО «ОГК-2» Адлерская ТЭС) 37,7 % - неплановый ремонт другого оборудования объекта (ПАО «ОГК-2» Адлерская ТЭС) 16,6 % - недостаточное финансирование (ООО «Волгоградская ГРЭС») 4,4 % - исключение ремонтов по решению собственника (ООО «Краснодарская ТЭЦ») - 2,0 % - 11,3 %

8 Выполнение планов ремонтов основного оборудования и ЛЭП электросетевыми компаниями Южного ФО по итогам 8 месяцев 2015 года 8 ЛЭП 110 кВ и выше, км Расчистка от ДКР ЛЭП, га - 10,9 % -17,4 % факт 2011 факт 2012 факт 2013 факт 2014 план 2015 факт 2011 факт 2012 факт 2013 факт 2014 план 2015 план 8 мес факт 8 мес план 8 мес факт 8 мес ,2 % - неблагоприятные метеорологические условия (ПАО «ФСК ЕЭС» Волго-Донское ПМЭС и Ростовское ПМЭС) 41,8 % - аварийные отключения оборудования на других объектах (ПАО «ФСК ЕЭС» Ростовское ПМЭС, ПАО «Россети» ПАО «МРСК Юга» Астраханьэнерго, Калмэнерго, Волгоградэнерго, ПАО «Кубаньэнерго») 58,2 % - неблагоприятные метеорологические условия (ПАО «ФСК ЕЭС» Волго-Донское ПМЭС и Ростовское ПМЭС) 41,8 % - аварийные отключения оборудования на других объектах (ПАО «ФСК ЕЭС» Ростовское ПМЭС, ПАО «Россети» ПАО «МРСК Юга» Астраханьэнерго, Калмэнерго, Волгоградэнерго, ПАО «Кубаньэнерго») Основные причины невыполнения плана 8 месяцев 2015 года - 7,6 % - 15,2 %

9 Топливообеспечение предприятий электроэнергетики Южного ФО Накопление запасов топлива по состоянию на на тепловых электрических станциях (ТЭС) ЮФО Расчётные нормативы на выполняют все электростанции Показатель Объем исполнения % Исполнения УГОЛЬ т 100 % Жидкое топливо т 85,3 % Выполнение нормативов запасов топлива на объектах жилищно-коммунального хозяйства ЮФО 9 тыс. тонн Факт на норматив на ,25 % тыс. тонн Факт на норматив на ,57% Дизельное топливо: факт на – 12,21 тыс. тонн; норматив на – 11,86 тыс. тонн; Выполнение по отношению к нормативу на – 102,92%

10 Показатель Объем исполнения% Исполнения Подготовка жилищного фонда 315 тыс. ед.87,4 % Подготовка котельных шт.90,0 % Подготовка тепловых сетей км 87,6 % Замена ветхих тепловых сетей 490 км 82,2 % Подготовка электрических сетей км 90,0 % Замена ветхих электрических сетей км 89,4 % Финансирование мероприятий по подготовке к осенне-зимнему периоду годов 7 334,8 млн.руб.85,2 % Формирование аварийного запаса материально- технических ресурсов 99,9 млн.руб.79,2 % Подготовка объектов ЖКХ к ОЗП годов по Южному ФО Задолженность за ранее потребленные жилищно-коммунальные и топливно-энергетические ресурсы перед энергоснабжающими организациями по состоянию на 1 августа 2015 г ,77 млн. руб., в т.ч.: - жидкое топливо – 41,33 млн. руб.; - газ – 6 753,73 млн. руб.; - теплоэнергия – 2 424,03 млн. руб.; - электроэнергия – 3 773,68 млн. руб. Наибольшие показатели задолженности: - Волгоградская область – 6 139,30 млн. руб.; - Краснодарский край – 3 540,30 млн. руб.; - Ростовская область – 1 309,23 млн. руб. 1010

11 Задолженность за потребленную электрическую и тепловую энергию по Южному ФО Динамика задолженности за потребленную тепловую энергию Задолженность в ЮФО на ОРЭМ (млрд.руб.)Задолженность в ЮФО на РРЭ ГП (млрд.руб.) 1 Субъект РФ Задолженность на , млн.руб. Задолженность на , млн.руб. Динамика, % Просроченная задолженность на , млн.руб. Просроченная задолженность на , млн.руб. Динамика, % Астраханская область 1 059, ,90-4% % Волгоградская область 1 291, ,90-5%841,9960,514% Краснодарский край 535,8608,514%330,6465,441% Ростовская область 1 716, ,40-23%964,81 166,3021% Итого 4 602, ,70-9%2 895, ,2023% +27% Наибольшая задолженность: - ПАО «Волгоградэнергосбыт» - 8,33 (Волгоградская область) ; - ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» - 5,51 (Ростовская область); - ОАО «Кубаньэнергосбыт» - 4,0 (Краснодарский край) Наибольшая задолженность: - ПАО «Волгоградэнергосбыт» - 8,33 (Волгоградская область) ; - ПАО «ТНС энерго Ростов-на-Дону» - 5,51 (Ростовская область); - ОАО «Кубаньэнергосбыт» - 4,0 (Краснодарский край) +11% Наибольшая задолженность: - ПАО «Волгоградэнергосбыт» - 6,17 (Волгоградская область) ; - АО «Калмэнергосбыт» - 0,35 (Республика Калмыкия); - ЗАО «ЕЭК» - 0,05 (Ростовская область) Наибольшая задолженность: - ПАО «Волгоградэнергосбыт» - 6,17 (Волгоградская область) ; - АО «Калмэнергосбыт» - 0,35 (Республика Калмыкия); - ЗАО «ЕЭК» - 0,05 (Ростовская область)

12 Проблемные вопросы по регионам Южного ФО 1212 Регион Невыполненные поручения Федерального штаба и проблемные моменты и Примечания Республика Адыгея - не утверждена схема и программа развития республики на 5-летний период. Республика Калмыкия - Не организован контроль по расчистке просек ТСО. - Не организовано ежемесячное направление информации о подготовке к ОЗП годов. - не доработан и не утвержден регламент взаимодействия с ФШ. Краснодарский край - Не утверждена схема и программа развития республики на 5-летний период. Астраханская область - Не утверждена схема и программа развития республики на 5-летний период. - Не организован контроль по расчистке просек ТСО. - Не организовано ежемесячное направление информации о подготовке к ОЗП годов. Волгоградская область - не разработан и не утвержден регламент взаимодействия с ФШ; - Не утверждена схема и программа развития республики на 5-летний период; - Не организовано ежемесячное направление информации о подготовке к ОЗП годов; - Не организован мониторинг по ТСО при возникновении массовых нарушений электроснабжения; - За прошедший период 2015 года региональный штаб не провел ни одного заседания. Ростовская область - Не организован контроль по расчистке просек ТСО; - Не организовано ежемесячное направление информации о подготовке к ОЗП годов; - не разработан и не утвержден регламент взаимодействия с ФШ; - Не организован мониторинг по ТСО при возникновении массовых нарушений электроснабжения;

13 Последствия изменения объемов сброса Цимлянским водохранилищем 1313 В связи с маловодностью реки Дон (на 25% ниже нормы) снижен расход воды в нижний бьеф Цимлянского водохранилища до 180 м 3/с. Существует риск снижения в IV квартале расходов через Цимлянский гидроузел до 150 м 3/с. За первую неделю августа ПАО «ОГК-2» выведено в аварийный ремонт два ЦЭНа, что привело к снижению мощности на 185 МВт. С 25 на по причине сгонных явлений произошло понижение уровня в реке Дон и снижение уровня в подводящем канале до отметки -1,55 м по Б.С., что привело к выходу из строя двух ЦЭНов и аварийному отключению энергоблока и два энергоблока были заявлены в аварийный ремонт по причине низкого уровня воды = -1,3 м Б.С., при номинальном значении = 0,0 м Б.С. В сложившихся условиях снижения сбросов с Цимлянского водохранилища, недопустимо низкого уровня в подводящем канале Новочеркасской ГРЭС, невозможна надежная эксплуатация оборудования и существует высокая вероятность полного останова станции. Низкий уровень воды в подводящем канале Новочеркасской ГРЭС приводит к срыву циркуляционных насосов, отключению генерирующего оборудования и снижению рабочей мощности электростанции