Обеспечение устойчивой режимно-балансовой ситуации в ЕЭС России в ОЗП 2009-2010 гг. Б.И. Аюев Председатель Правления ОАО «Системный оператор Единой энергетической. - презентация

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

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

3 3 Расчетные задачи, решаемые СО при подготовке и прохождении ОЗП Ежегодно после завершения очередного ОЗП в период с марта по октябрь Системный 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 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.

5 Прохождение ОЗП 5 Негативно влияют Позитивно влияют Обстоятельства прохождения ОЗП Благоприятные климатические условия Надлежащая подготовка объектов к прохождению ОЗП Нерасчетно суровые климатические условия Несвоевременное выполнение противоаварийных мероприятий и устранение последствий прежних и вновь возникших обстоятельств, осложняющих электроэнергетические режимы (недоделки и «узкие места») Нештатные и аварийные ситуации Ввод новых объектов 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.

6 6 Рост потребления электроэнергии и мощности в ОЗП ОЭС Урала ОЭС Сибири ОЭС Востока ОЭС Северо- Запада ОЭС Средней Волги ОЭС Центра ОЭС Юга Максимумы потребления мощности, тыс МВт 36, , t=-21,8 20, , t=-27,4 14, , t=-20,0 38, , t=-24,2 14, , t=-14,5 31, , t=-29,6 5, , t=-25,4 Условные обозначения: - исторический максимум потребления; - максимум потребления ОЗП гг. Потребление мощности в ЕЭС России в ОЗП превысило постсоветский максимум и приблизилось к историческому максимуму. ОЭС Центра, ОЭС Северо- Запада и 11 региональных энергосистем в ОЗП превысили исторический максимум потребления мощности. ОЭС Сибири, ОЭС Юга, ОЭС Востока близки к историческому максимуму потребления мощности. Потребление электроэнергии, млн кВтч На час максимума в ЕЭС России (зафиксирован г.): Потребление МВт Генерация МВт ТЭС МВт АЭС МВт ГЭС МВт Экспорт (нетто) МВт ОЗП к ОЗП ОктябрьНоябрьДекабрьЯнварьФевральМарт Потребление электроэнергии -2,9%+2,5%+4,7%+7,4%+5,9%+5,1% Отклонение среднемесячной температуры -2,0°С-3,2°С-4,5°С-7,0°С-3,5°С-1,5°С ОЗП ОЗП

7 7 Ввод новых энергетических объектов – условие надежной работы энергосистемы в условиях роста электропотребления ЛЭП 110 кВ и выше шт., в т.ч.: 110 кВ – кВ – кВ – кВ – 5 В ОЗП гг. ожидались и реализованы вводы в работу: 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 Оборудование 110 кВ и выше шт., в т.ч.: 110 кВ – кВ – кВ – кВ – 136 Устройства РЗА 3153 шт., в т.ч.: 110 кВ – кВ – кВ – кВ – 986

8 8 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 Режимное обеспечение ввода новых энергетических объектов

9 9 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 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 Вводы новых энергетических объектов, находящихся под особым контролем

10 10 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 Недоделки и «узкие места»

11 Ситуации, потребовавшие беспрецедентно сложного режимного обеспечения 11 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 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 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 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 ОЭС Сибири 89 случаев ОЭС Востока 39 случаев ОЭС Юга 136 случаев ОЭС Средней Волги 53 случая В ходе ОЗП гг. отмечено 511 технологических нарушений, которые привели к отключению потребителей

13 г 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. 13 Дагэнерго 514 МВт Нурэнерго 55 МВт Крупнейшие нештатные ситуации – отключения на ПС 330 кВ Чирюрт

14 г. 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 15 Период Количество плавок гололеда ВЛ 500 кВВЛ 330 кВВЛ 220 кВВЛ 110 кВВЛ 35 кВ и ниже ОЗП гг ОЗП гг В операционной зоне Северокавказского РДУ и отдельных энергорайонах Дагестанского, Кубанского, Волгоградского РДУ ежегодно отмечаются случаи интенсивного гололедообразования, приводящие к отключениям ВЛ. В ОЗП 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 выше Системный оператор организовывает специальный режим подготовка электроэнергетического режима путем загрузки/разгрузки станций; подготовка схемы, обеспечивающей плавку гололеда В ОЗП гг. проведено 2120 плавок на проводах (в ОЗП гг. – 838) при отсутствии специальных устройств плавки гололеда в Волгоградской энергосистеме имели место тяжелые последствия в ОЗП гг. и ОЗП гг. Возможно повторение ситуации в ОЗП гг.; требуется повышение наблюдаемости за процессами гололедообразования в Волгоградской энергосистеме Крупнейшие нештатные ситуации – интенсивное гололедообразование в ОЭС Юга

16 16 Вывод из работы ВЛ 750 кВ Смоленская АЭС-Белорусская Белорусской стороной 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 Янтарь- энерго

17 17 Ликвидация последствий нештатных ситуаций в Хакасском энергорайоне СобытиеДействия СОПоследствия :40 необходимость вывода в неотложный ремонт ВЛ 500 кВ Итатская – Абаканская для устранения недопустимого перегрева оборудования на ПС Итатская Загрузка Майнской ГЭС и Абаканской ТЭЦ на максимальную мощность. Применение ограничений по графику ограничения потребления в ОЗ Хакасского РДУ 390 МВт (из них ОАО «РУСАЛ» 330 МВт), в ОЗ Красноярского РДУ 14 МВт. 19:03-22:55 ВЛ 500 кВ отключена сняты ограничения в ОЗ Хакасского РДУ сняты ограничения в ОЗ Красноярского РДУ :03 отключение 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Абакан-Районная. Одновременно отключилась ВЛ 110 кВ Абакан-Районная – Элеваторная 1. Произошло частичное обесточение 6 ПС 110 кВ. Tº наружного воздуха - 25ºС. Изменение топологии сети. Подача напряжения потребителям включением ВЛ 110 кВ Абакан-Районная – Элеваторная 2 В всем потребителям подано напряжение Время отключения – 37 минут при внеочередном осмотре ВЛ 500 кВ 547 Итатская – Абаканская обнаружено повреждение грозотроса, создающее угрозу отключения линии. Требуется срочный ремонт ВЛ. Отключение ВЛ для выполнения неотложного ремонта Загрузка Минусинской ТЭЦ по активной мощности до максимума Включение МГТЭС Тыва Указание использовать диапазон реактивной мощности на ТГ1 Минусинской ТЭЦ, ТГ 9,10 Красноярской ГРЭС-2 Включение в работу 4 БСК на ПС 500 кВ Означенное Обеспечена возможность вывода ВЛ в ремонт с 20: до 01: Последствий для потребителей не было :19 на СШ ГЭС действием защиты «аварийно высокий уровень воды шахты турбины» закрылись аварийные затворы и отключился ГГ-5. Станция снизила мощность с 1128 до 566 МВт. Осмотром в шахте турбины вода не обнаружена. В включен в сеть ГГ-5 Подготовка к включению из ремонта в минимально возможный срок ВЛ 500 кВ Камала-1 - Тайшет 1 Регулирование напряжение в сети 500 кВ Братской ГЭС и Красноярской ГЭС Загрузка ТЭС ОЗ Новосибирского РДУ, Кузбасского РДУ, Красноярского РДУ, Томского РДУ, Алтайского РДУ, Омского РДУ (суммарно на 394 МВТ) В СШГЭС восстановила нагрузку в соответствии с диспетчерским графиком. Последствий для потребителей не было

18 18 Условия прохождения максимума потребления ОЗП 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 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 «Строительная климатология»). Изменение перечня регионов относящихся к территориям с высокими рисками прохождения максимума электроэнергетических нагрузок (РВР) на ОЗП 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. ОЗП завершен. Новая задача – подготовка к следующему ОЗП

19 Системный оператор приступил к подготовке энергосистемы к прохождению ОЗП гг. Паводок Летняя ремонтная кампания Подготовка к ОЗП ОЗП ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»