Об итогах прохождения ОЗП 2014/2015 годов

Заместитель Министра энергетики Российской Федерации

А.В. Черезов

По результатам проверок предписано выполнить 49 мероприятий, в

т.ч.:

18 – ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК» (Западно-Сибирская ТЭЦ).

31 – ОАО «ОГК-2» (15), ОАО «Фортум» (13), ЗАО «Витимэнерго» (2),

Северсталь (1). Паспорт готовности выдан по специальному решению

комиссии МЭ РФ

Итоги проверок готовности к ОЗП 2014/2015

83 субъекта электроэнергетики были

проверены комиссиями Министерства

энергетики Российской Федерации и

приняты решения о выдаче паспорта

готовности в соответствии с Положением о

проверке готовности субъектов

электроэнергетики к работе в осенне-

зимний период

По результатам проверок паспорта

готовности выданы 78 компаниям.

2 компании: ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК»

(Западно-Сибирская ТЭЦ) и ОАО

«Барнаульская ТЭЦ-3» (ООО «Сибирская

генерирующая компания») паспорт

готовности не выдан в связи с

неисполнением основных и

дополнительных условий готовности.

По 3 компаниям Крымского ФО

сформирован план устранения

выявленных замечаний со сроком

исполнения до 1 сентября 2015 г.

83 субъекта электроэнергетики были

проверены комиссиями Министерства

энергетики Российской Федерации и

приняты решения о выдаче паспорта

готовности в соответствии с Положением о

проверке готовности субъектов

электроэнергетики к работе в осенне-

зимний период

По результатам проверок паспорта

готовности выданы 78 компаниям.

2 компании: ОАО «ЕВРАЗ ЗСМК»

(Западно-Сибирская ТЭЦ) и ОАО

«Барнаульская ТЭЦ-3» (ООО «Сибирская

генерирующая компания») паспорт

готовности не выдан в связи с

неисполнением основных и

дополнительных условий готовности.

По 3 компаниям Крымского ФО

сформирован план устранения

выявленных замечаний со сроком

исполнения до 1 сентября 2015 г.

Не выполнено – 1 (ОАО «ОГК-2»):

- Не доработана программа повышения надежности работы и

инвестиционная программа на период 2015-2020 Троицкой ГРЭС в

части реконструкции газоходов энергоблока №5

Не выполнено – 1 (ОАО «ОГК-2»):

- Не доработана программа повышения надежности работы и

инвестиционная программа на период 2015-2020 Троицкой ГРЭС в

части реконструкции газоходов энергоблока №5

Не разработан план мероприятий

ОАО «Барнаульская ТЭЦ-3» ООО «СГК»

Не разработан план мероприятий

ОАО «Барнаульская ТЭЦ-3» ООО «СГК»

Выполнено – 40 (ОАО «ОГК-2» (12), Западно-Сибирская ТЭЦ (12),

ОАО «Фортум» (13), ЗАО «Витимэнерго» (2), Северсталь (1))

Не подошел срок – 8 (ОГК-2 (2), Западно-Сибирская ТЭЦ (6))

Выполнено – 40 (ОАО «ОГК-2» (12), Западно-Сибирская ТЭЦ (12),

ОАО «Фортум» (13), ЗАО «Витимэнерго» (2), Северсталь (1))

Не подошел срок – 8 (ОГК-2 (2), Западно-Сибирская ТЭЦ (6))

2

мероприятий запланировано к выполнению в соответствии с приказом Минэнерго России

от 31 июля 2014 г. № 485 «об утверждении перечня регионов высоких рисков нарушения

электроснабжения и перечня мероприятий по снижению рисков»

Регионы с высокими рисками нарушения

электроснабжения 2014-2015 годов

26 мероприятий выполнено

1

В 2014 году из регионов РВР был исключен Юго-Западный энергорайон энергосистемы Краснодарского края

Количество аварий с прекращением электроснабжения

потребителей в объеме 10 МВт и более

мероприятие, влияющее на подготовку и надежное прохождение

осенне-зимнего периода 2014-2015 годов, не выполнено в

установленные соответствующим приказом сроки (ОАО «РЖД»)

27

24

7 9

1

0

10

20

30

ОЗП 2013/2014 ОЗП 2014/2015

Краснодарский край В т.ч. Юго-Западный ЭР

Количество аварий в Краснодарском крае, приведших к

прекращению электроснабжения потребителей в объеме

10 МВт и более в ОЗП 2014/2015 значительно снизилось.

Снижение обусловлено, в основном, меньшим

воздействием ветровых и гололедных воздействий по

сравнению с ОЗП 2013/2014 годов

Количество аварий в Краснодарском крае, приведших к

прекращению электроснабжения потребителей в объеме

10 МВт и более в ОЗП 2014/2015 значительно снизилось.

Снижение обусловлено, в основном, меньшим

воздействием ветровых и гололедных воздействий по

сравнению с ОЗП 2013/2014 годов

3

3

Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии

и мощности в осенне-зимний период в ЕЭС России

ОЗП 10/11 ОЗП 11/12 ОЗП 12/13 ОЗП 13/14 ОЗП 14/15

Потребление электроэнергии в осенне-зимние периоды (ОЗП) 4

ГВт млрд кВтч

D ТЭС

+21,4

млрд.кВтч 70%

12%

18% Факт ОЗП 2014/2015 г.

565 млрд. кВтч

ТЭС ГЭС АЭС

67%

16%

17%

Факт ОЗП 2013/2014 г. 556 млрд. кВтч

ТЭС ГЭС АЭС

148,9

155,2 157,4

154,7

148,8

550,7 (+1,5%)

559,7 (+1,6%)

559,5 (- 0,1%) 549,3

(-1,8%)

555,9 (+1,2%)

430

450

470

490

510

530

550

570

135

140

145

150

155

160

165

Выработка электроэнергии на электростанциях ЕЭС России в

ОЗП 2014/2015 г.

В осенне-зимний период выработка ГЭС в ОЗП снизилась с 87,6 млрд. кВтч до 67,5 (-22,9%)

В целях компенсации увеличения спроса на электроэнергию и снижения запасов

гидроресурсов была увеличена выработка ТЭС

Обеспечение дополнительных объемов выработки на ТЭС находится на особом контроле

Минэнерго России

В осенне-зимний период выработка ГЭС в ОЗП снизилась с 87,6 млрд. кВтч до 67,5 (-22,9%)

В целях компенсации увеличения спроса на электроэнергию и снижения запасов

гидроресурсов была увеличена выработка ТЭС

Обеспечение дополнительных объемов выработки на ТЭС находится на особом контроле

Минэнерго России

4

Задолженность за покупку электроэнергии на ОРЭМ

5 5

48 279

48 215

46 184 46 160 45 485 46 513

48 642 49 006 49 667 50 623

40 000

42 000

44 000

46 000

48 000

50 000

52 000

1 янв 31 янв 28 фев 31 мар 23 апр

млн. руб.

Задолженность в 2014 году, млн. руб. Задолженность в 2015 году, млн. руб.

Задолженность на ОРЭМ за покупку по состоянию на 23.04.2015 составляет 50 623 млн. руб. с НДС

За период с 01.01.2015 по 23.04.2015 прирост

задолженности на ОРЭМ составил 4 110 млн. руб. или 8,8%

Структура задолженности:

Задолженность ГП - 39,228 млрд. руб. (77%)

Прочих потребителей - 11,395 млрд. руб. (23%)

За период с 01.01.2014 по 23.04.2014 снижение

задолженности на ОРЭМ составило 2 794 млн. руб. или 5,8%

4 220,0

8% 7 134,0

14%

5 150,6

10% 246,3

1%

2 251,7

4%

182,0

0%

1 297,8

3%

30 140,4

60%

Центральный

Южный

Северо-Западный

Дальневосточный

Сибирский

Уральский

Приволжский

Северо-Кавказский

Крупнейшие должники:

ОАО «Дагестанская ЭСК» - 13,6 млрд.руб.

ОАО «Нурэнерго» – 11,5 млрд.руб.

ОАО «Волгоградэнергосбыт» - 6,7 млрд.руб.

ОАО «Севкавказэнерго» - 2,6 млрд.руб.

ОАО «Ингушэнерго»- 1,8 млрд.руб.

ОАО «Тываэнергосбыт» - 580,4 млн.руб.

Структура задолженности за покупку на ОРЭМ по федеральным округам на 23.04.2015

Задолженность ГП за покупку электроэнергии на РРЭ

6

135

168 170 161

196

151

185

199 187

200

100

120

140

160

180

200

220

1 янв 31 янв 28 фев 31 мар 21 апр

млрд. руб.

Задолженность в 2014 году, млрд.руб. Задолженность в 2015 году, млрд.руб.

Задолженность ГП на РРЭ на 21.04.2015 составляет 199,8 млрд. руб.

За период 01.01.2015 - 21.04.2015 прирост задолженности

на РРЭ составил 49 млрд. руб. или 32%

За период 01.01.2014 - 21.04.2014 прирост задолженности

на РРЭ составил 61,2 млрд. руб. или 45%

8,5

4% 20,0

10%

14,7

7%

36,0

18%

21,1

11% 17,7

9%

57,2

29%

24,7

12% ДФО

СФО

УФО

ПФО

ЮФО

СКФО

ЦФО

СЗФО

Структура задолженности на РРЭ по ФО

29,3

15%

103,7

52%

21,2

10%

3,2

2%

42,5

21% Промышленные

Непромышленные

Бюджетные потребители

Сельхоз.потребители

Население

Структура задолженности по группам потребителей

на розничных рынках ГП на 21.04.2015 (оперативно)

6

24,2 27,5

31,5 35,2 37,1

20

30

40

1994 1999 2004 2009 2014

Турбины, шт. Котлоагрегаты, шт.

Всего, в т.ч.: паровые турбины газовые турбины гидротурбины

2236 1464 290 482 2163

Длительность эксплуатации генерирующего оборудования

объектов электроэнергетики 7

лет лет

Средняя длительность эксплуатации

25,7 30,1

34,3 39,0

43,2

20

30

40

50

1994 1999 2004 2009 2014

Турбины Котлоагрегаты

Доля основного генерирующего оборудования, эксплуатируемого в пределах/за пределами паркового ресурса, от

количества соответствующего вида

Требуются дополнительные мероприятия по поддержанию

надежности работы котельного оборудования

(По данным ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»)

80,0%

20,0% 32,8%

67,2% 54,1% 42,0%

58,0%

В пределах паркового ресурса За пределами паркового ресурса

45,9% 41,7% 58,3%

7

12,1 16,3

20,6 23,9

26,8

5

15

25

35

1994 1999 2004 2009 2014

Длительность эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов)

объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше

8 Средняя длительность эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов)

лет

Доля трансформаторов (автотрансформаторов) за пределами нормативного срока службы, % от количества

Эксплуатация за пределами нормативного срока службы допускается при условии проведения технического

освидетельствования

Трансформаторы (автотрансформаторы), шт.

4 728

(По данным ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»)

55,3%

Сроки службы трансформаторов (автотрансформаторов) составляют:

Более 25 лет – 55,3 % Более 35 лет – 22,5 %

8

Основные зоны риска по объектам генерации Основные зоны риска по объектам генерации

Котельное

оборудование тепловых

электростанций

Котельное

оборудование тепловых

электростанций

Оборудование

Газотурбинных

установок

Оборудование

Газотурбинных

установок

Основные причины

аварий :

- неудовлетворительное

состояние поверхностей

нагрева;

- отказы

вспомогательного

тепломеханического

оборудования

Основные причины

аварий :

- неудовлетворительное

состояние поверхностей

нагрева;

- отказы

вспомогательного

тепломеханического

оборудования

Основные причины

аварий на ГТУ:

- недостатки проекта;

- дефекты монтажа или

наладки;

- отказы программно-

технического комплекса;

- низкое качество

приемки в эксплуатацию

Основные причины

аварий на ГТУ:

- недостатки проекта;

- дефекты монтажа или

наладки;

- отказы программно-

технического комплекса;

- низкое качество

приемки в эксплуатацию

Основные проблемы, способствующие росту аварийности и снижению

надежности функционирования действующего оборудования

Основные зоны риска по электросетевым компаниям Основные зоны риска по электросетевым компаниям

Основными причинами аварийности на ВЛ являются:

• неудовлетворительное состояние просек и трасс ВЛ;

• некачественное проведение работ по расчистке и

расширению просек;

• неустранение дефектов, выявленных при плановых

осмотрах;

• невыполнение необходимых объемов проверок;

• отсутствие предусмотренного проектом

грозозащитного троса.

Основными причинами аварийности на ВЛ являются:

• неудовлетворительное состояние просек и трасс ВЛ;

• некачественное проведение работ по расчистке и

расширению просек;

• неустранение дефектов, выявленных при плановых

осмотрах;

• невыполнение необходимых объемов проверок;

• отсутствие предусмотренного проектом

грозозащитного троса.

Риски повышения аварийности на объектах

электросетевого хозяйства в результате непроведения

технического освидетельствования по истечении

установленного нормативного срока службы оборудования

подстанций

Риски повышения аварийности на объектах

электросетевого хозяйства в результате непроведения

технического освидетельствования по истечении

установленного нормативного срока службы оборудования

подстанций

9

9

Состав основного оборудования иностранного производства

генерирующих и электросетевых компаний на территории РФ

10 Производитель оборудования

Турбо-, гидроагрегаты Трансформаторы (автотрансформаторы)

шт. МВт Доля от суммарной уст.

мощности РФ, % шт. МВА

Доля от суммарной уст.

мощности РФ, %

Всего иностранное 513 58 423,6 25,7 2 927 563 099,5 76,5

Всего по РФ 2 228 227 232,5 ------ 4 527 735 883,6 ------

Распределение основного оборудования иностранного производства по срокам службы, % от количества

5,3

60,4 73,1

39,8 16,5

21,6 11,3

38,4 78,2

18,0 15,6 21,8

Турбина газовая Турбина гидравлическая Турбина паровая Трансформатор

(автотрансформатор) 31 год и более 11-30 лет до 11 лет

Основная доля паровых

турбин иностранного

производства имеет сроки

службы 30 и более лет

В рамках реализации Плана содействия импортозамещению в промышленности, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации

от 30 сентября 2014 г. № 1936-р, Минэнерго России во взаимодействии с Минпромторгом России ведется соответствующая работа по:

В рамках реализации Плана содействия импортозамещению в промышленности, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации

от 30 сентября 2014 г. № 1936-р, Минэнерго России во взаимодействии с Минпромторгом России ведется соответствующая работа по:

• Разработке и реализации комплекса мер, направленных на плановое и поэтапное замещение закупки иностранной продукции (работ, услуг) закупкой эквивалентной

по техническим характеристикам и потребительским свойствам российской продукции

• Разработке Программы импортозамещения оборудования энергетического машиностроения в области газотурбинных технологий в рамках созданной

межведомственной рабочей группы

• Предоставлению финансовых мер государственной поддержки промышленным предприятиям в рамках реализации отраслевых планов мероприятий по

импортозамещению

• Разработке механизмов, предусматривающих налоговые преференции (освобождение или снижение ставки) для приоритетных отечественных производителей

• Разработке механизма стимулирования заказчиков на приобретение техники отечественного производства

• Разработке и реализации комплекса мер, направленных на плановое и поэтапное замещение закупки иностранной продукции (работ, услуг) закупкой эквивалентной

по техническим характеристикам и потребительским свойствам российской продукции

• Разработке Программы импортозамещения оборудования энергетического машиностроения в области газотурбинных технологий в рамках созданной

межведомственной рабочей группы

• Предоставлению финансовых мер государственной поддержки промышленным предприятиям в рамках реализации отраслевых планов мероприятий по

импортозамещению

• Разработке механизмов, предусматривающих налоговые преференции (освобождение или снижение ставки) для приоритетных отечественных производителей

• Разработке механизма стимулирования заказчиков на приобретение техники отечественного производства

10

Общая аварийность генерации и электросетевого комплекса

Компании с наибольшим ростом аварийности

19896 19730 19866

18515

17500

18000

18500

19000

19500

20000

2011 2012 2013 2014

Количество аварий на сетевых объектах 110 кВ и выше

4597 4574

4428 4516

4300

4400

4500

4600

4700

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

Количество аварий на объектах генерации 25 МВт и выше

-7% +2%

Компании с наибольшим снижением аварийности

646 322

1591 1686

364 260

1314 1435

0

500

1000

1500

2000

ОАО «Ленэнерго» ОАО «Сетевая

компания»

(Татарстан)

ОАО «МРСК

Центра и

Приволжья»

ОАО «МРСК

Центра»

Количество аварий 2013 год Количество аварий 2014 год

-44% -19%

-17% -15%

203

406

90

181 253

499

103

213

0

100

200

300

400

500

600

ГУ энергетики

ООО «ЛУКОЙЛ»

ОАО «Волжская

ТГК» (ТГК-5, 6, 9,

Волжская ТГК)

ОАО «Э.ОН

Россия»

ОАО «СГК»

Количество аварий 2013 год Количество аварий 2014 год

+25%

+23%

+14%

+18%

11

Аварийность генерации и электросетевого комплекса по итогам ОЗП

В генерирующих компаниях В электросетевых компаниях

По видам

оборудова

ния

■ котельное оборудование - 37%;

■ турбинное оборудование - 21%;

■ вспомогательное оборудование–8%;

■ неправильные действия

технологических защит и автоматики–8%;

■ ошибки персонала – 4,3%

■ оборудование подстанций 110 кВ и выше–22%;

■ линии электропередачи 110 кВ и выше–73%;

■ неправильные действия устройств релейной

защиты и автоматики–5%;

■ ошибки персонала – 0,3%

Основные причины высокого уровня аварийности:

■ низкое качество подготовки и проведения ремонтных работ, приемки оборудования из

ремонта;

■ недостаточный уровень контроля и диагностики оборудования, отработавшего нормативный

срок;

■ недостаточная подготовка персонала в части оперативного и технического обслуживания

оборудования;

■ несвоевременное принятие мер по устранению дефектов оборудования

■ недостаточная грозоупорность ВЛ

Классификация аварий по видам оборудования

Прекращения пусковых операций и нарушения

норматива пуска генерирующего

оборудования ТЭС в 2014 году

Прекращения пусковых операций и нарушения

норматива пуска генерирующего

оборудования ТЭС в 2014 году

В 2014 году на тепловых электростанциях ЕЭС

России при пусках генерирующего оборудования

мощностью 50 МВт и более произошло:

193 прекращения пусковых операций;

156 нарушений норматива пуска на

30 минут и более.

В 2014 году на тепловых электростанциях ЕЭС

России при пусках генерирующего оборудования

мощностью 50 МВт и более произошло:

193 прекращения пусковых операций;

156 нарушений норматива пуска на

30 минут и более.

Электростанции, допустившие наибольшее число

прекращений пусков и нарушений нормативов на

30 минут и более в 2014 году:

- Среднеуральская ГРЭС (Энел Россия)

- Черепетская ГРЭС (ИНТЕР РАО -

Электрогенерация)

- Назаровская ГРЭС (СГК)

- Шатурская ГРЭС (Э.ОН Россия)

- Троицкая ГРЭС (ОГК-2)

- Череповецкая ГРЭС (ОГК-2)

Электростанции, допустившие наибольшее число

прекращений пусков и нарушений нормативов на

30 минут и более в 2014 году:

- Среднеуральская ГРЭС (Энел Россия)

- Черепетская ГРЭС (ИНТЕР РАО -

Электрогенерация)

- Назаровская ГРЭС (СГК)

- Шатурская ГРЭС (Э.ОН Россия)

- Троицкая ГРЭС (ОГК-2)

- Череповецкая ГРЭС (ОГК-2)

12

1962

1826 1847

1750

1800

1850

1900

1950

2000

ОЗП

2012/13

ОЗП

2013/14

ОЗП

2014/15

Генерирующие компании

+ 1 % 4150

4841

3931

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ОЗП

2012/13

ОЗП

2013/14

ОЗП

2014/15

Электросетевые компании

- 19%

Мониторинг выполнения годовых планов ремонтов

субъектами электроэнергетики

58 960

66 259

63 620

54 884

61 360

45 000

50 000

55 000

60 000

65 000

70 000

план 2013 факт 2013 план 2014 факт 2014 план 2015

МВт Турбины (гидротурбины)

+12,4%

-4,0%

93,1 %

92,6 %

163 353

184 326

176 159 173 556

164 375 163 072

158 133

182 551

167 201

160 231

152 063

140 000

145 000

150 000

155 000

160 000

165 000

170 000

175 000

180 000

185 000

190 000

план факт

2010

план факт

2011

план факт

2012

план факт

2013

план факт

2014

план 2015

т/ч Энергетические котлы

- 0,8% + 12,8%

- 1,5%

- 5,3%

- 4,4%

96,8 %

99,0 %

92,3 %

94,9 %

92,5 %

(По данным ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»)

Годовые планы ремонтов на 2015 год:

по турбинам - в целом остаются в пределах средних многолетних значений

по котлоагрегатам - ежегодно снижаются и с 2011 года уменьшились на 11 %

13

13

Субъекты электроэнергетики, допустившие исключение ремонтов из

годовой программы 2014 года 14

Субъект/объект

электроэнергетики Оборудование, вид ремонта Причины исключения Аварийность

ОАО «ТГК-1» Первомайская ТЭЦ

Газовые турбины ст.№ 21 (65 МВт) и ст. № 22(65 МВт), средний ремонт

Недостаточная наработка в межремонтный период

13.01.2014 отключение №1 ГТУ-21 в связи с понижением давления масла 18.08.2014 отключение ГТУ-22 из-за неисправности возбуждения генератора 24.12.2014 отключение ГТУ-21 в связи со снижением давления воздуха в системе

ОАО «ТГК-2» Архангельская ТЭЦ

Турбина ст. № 2 (60 МВт)

ОАО «СХК» ТЭЦ ОАО СХК

Котлоагрегаты ст. № 1 (230 т/ч) и ст. № 13 (220 т/ч), средний ремонт,

котлоагрегат ст. № 20 (210 т/ч) и турбина ст. № 12 (100 МВт), капитальный ремонт

08.03.2014 отключение турбины по причине неисправности системы регулирования

16.08.2014 отключение турбины ст. № 12 от понижения вакуума в конденсаторе

ООО «БГК» Кармановская ГРЭС

Энергоблок ст.№6 (324,7 МВт, 2х475 т/ч), средний ремонт

Проведение непланового ремонта смежного оборудования (средний ремонт энергоблока ст. №1)

27.04.2014 отключение котла 6Б разрыв змеевика (заводской дефект)

ОАО «ППГХО» ТЭЦ ППГХО

Котлоагрегаты ст. № 10 (210 т/ч) и ст. № 9 (210 т/ч), капитальный ремонт

Продление сроков ремонта смежного оборудования: котлоагрегатов ст. № 5 и ст. № 8

отключения котлоагрегата К-9: 14.07.2014 по причине коррозионного износа поверхностей нагрева 18.12.2014 из-за свищей поверхностей нагрева

ОАО «Курганская ГК» Курганская ТЭЦ

Турбоагрегаты ст. № 6 (100 МВт) и ст. № 8 (100 МВт), котлоагрегат

ст. № 9 (420 т/ч), капитальный ремонт Снижение финансовых затрат

К-9 8 отключений, из них 4 в ОЗП (20.10.2014, 04.12.2014, 15.12.2014, 09.01.2014) из-за свищей поверхностей нагрева

ОАО «МРСК Сибири», Кузбассэнерго-РЭС

Трансформаторы ПС 110 кВ (всего исключено 25 шт./

526,5 МВА), капитальный ремонт

Недостаточное финансирование ремонтной программы

28.06.2014 ПС Черниговская Т-1-16 отключение защитой от нарушения герметичности поплавка газового реле

ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

Рязаньэнерго

расчистка от ДКР ВЛ 110 кВ (всего исключено 41,5 га)

Невыполнение договорных условий подрядной организацией

28.03.2014 отключение ВЛ-110 Соломино-Алексеево-Забелино по причине падения на ЛЭП 2-х деревьев, расположенных за пределами охранной зоны

ОАО «Иркутская электросетевая компания»

166 159 183 194

33 42 41

67

0

50

100

150

200

250

300

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

ПС

ВЛ

199 201

224 261

Общее количество аварий (ПС и ВЛ) 110 кВ и выше 535

482

523 521

450

460

470

480

490

500

510

520

530

540

2011 2012 2013 2014

Затраты на ТОиР, млн.руб.

Основные причины аварий

По видам оборудования По типам причин

■ низовые пожары, приводившие к снижению изоляционных характеристик воздушного промежутка до проводов ВЛ – 12 %; ■ грозовые перенапряжения – 11%; ■ пробой изоляции ЛЭП при воздействии природных явлений - 10 % ■ воздействие на оборудование ОАО «ИЭСК» посторонних лиц и организаций – 10 %; ■ перекрытие на ДКР - 6 %; ■ неправильные действия устройств РЗА – 4 %; ■ ошибочные действия персонала – 1%; ■ не выявлены - 20%;

■ линии электропередачи 110 кВ и выше – 74%;

■ электротехническое оборудование подстанций,

распределительных пунктов 110 кВ и выше– 25%;

■ иные причины – 1%

+16,5% -0,4%

15

ОАО «МРСК Сибири»

1419 1743 1723 1830

128

136 175 256

0

500

1000

1500

2000

2500

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

ПС

ВЛ

1547

1879 1898 2086

2 104 2 009

2 262

2 458

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

2011 2012 2013 2014

Затраты на ТОиР, млн.руб. Общее количество аварий (ПС и ВЛ) 110 кВ и выше

Основные причины аварий

По видам оборудования По типам причин

■ перекрытие (повреждение) изоляторов – 51% (в том числе 8% в

результате грозовых перенапряжений);

■ воздействие на оборудование посторонних лиц и организаций – 14;

■ перекрытие на ДКР – 8%;

■ ошибочные действия персонала – 0,1%

■ линии электропередачи 110 кВ и выше – 84,3%;

■ электротехническое оборудование трансформаторных и иных

подстанций, распределительных пунктов 110 кВ и

выше– 11,5%;

■ устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной

автоматики – 2,2%;

■ иные причины – 2,0%

+9,9% +8,7%

16

ОАО «МРСК Северного Кавказа»

Общее количество аварий (ПС и ВЛ) 110 кВ и выше

Основные причины аварий

По видам оборудования По типам причин

■ перекрытие (повреждение) изоляторов - 17 %;

■ повреждение проводов, шлейфов, грозотроса – 9 %;

■ неисправность (повреждение, отказ) высоковольтных выключателей –

7 %;

■ приближение провода(шлейфа) к телу опоры, перекрытие проводов

под воздействием ветровых нагрузок - 6 %;

■ воздействие посторонних лиц и организаций – 5 %;

■ причина не выявлена – 32 %

■ линии электропередачи 110 кВ и выше – 86,1 %;

■ электротехническое оборудование ПС 110 кВ и выше – 10,1 %;

■ устройства релейной защиты, противоаварийной и режимной

автоматики – 1,6 %;

■ иные причины – 2,2 %

17

1117 987 1029 1007

68

45 103 163

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

ПС

ВЛ

1170 1185 1032 1132

+3,4% 1714 1984 2084

0

500

1000

1500

2000

2500

2011 год 2012 год 2013 год

Затраты на ТОИР, млн руб

+5%

ООО «Сибирская генерирующая компания»

231 221 181

213

0

100

200

300

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

Общее количество аварий

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ АВАРИЙ

По видам

оборудовани

я

■ котельное оборудование – 46 %;

■ турбинное оборудование – 10 %;

■ вспомогательное тепломеханическое оборудование – 9 %

По типам

причин

■ повреждение поверхностей нагрева (коррозионный, эрозионный износ,

термическое повреждение – перегрев, исчерпание ресурса) – 45 %;

■ неправильная работа релейной или технологической защиты (повреждения

контрольных кабелей, неисправность элементной базы, ошибочные действия

персонала) – 8 %;

■ повреждение электротехнического оборудования ОРУ (старение изоляции)

– 8 %;

■ ошибочные действия персонала – 3%;

5072,4

5516,3

6054,3 5789,1

4500,0

5000,0

5500,0

6000,0

6500,0

2011 2012 2013 2014

Затраты на ТОиР, млн.руб.

1485

977,5

1666,5 1350

975

0 0

500

1000

1500

2000

2013 2014 2015

Турбины, МВт

план

факт

6295 4465

9595

5795 4005

0 0

5000

10000

15000

2013 2014 2015

Котлоагрегаты, т/ч

план

факт

+ 17,7%

+ 114,9%

Электростанции с наибольшим ростом аварийности:

- Назаровская ГРЭС +161% (с 31 до 81)

- Беловская ГРЭС +90% (с 18 до 35)

+ 70,5%

- 4,6% Капитальные и средние ремонты

18

ОАО «Волжская ТГК»

451 406 406 499

0

200

400

600

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

Общее количество аварий

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ АВАРИЙ

По видам

оборудования

■ котельное оборудование – 34 %;

■ турбинное оборудование – 31 %;

■ генераторы – 6 %

По типам

причин

■ повреждения котельного оборудования, в том числе из-за

неудовлетворительного технического состояния поверхностей нагрева – 34 %;

■ отключения и повреждения турбинного оборудования, в том числе из-за

несоблюдения и невыполнения в требуемых объемах технического

обслуживания и ремонта оборудования, а также отключения вновь введенных

ПГУ и ГТУ из-за выявляющихся в процессе эксплуатации дефектов проекта,

изготовления и монтажа – 31 %;

■ ошибочные действия персонала – 8 %

В целом по ОАО «Волжская ТГК» не проведены мероприятия по продлению

нормативного срока службы (паркового ресурса) на 36 турбоагрегатах,

эксплуатируемых на 17 электростанциях

8759,5 7683,7 5984,3

7808,1

0,0

5000,0

10000,0

2011 2012 2013 2014

Затраты на ТОиР, млн.руб.

3906,9 3108,4 2936,9

3906,9 2948,4

0 0

2000

4000

6000

2013 2014 2015

Турбины, МВт

план

факт

29710 20963 17886

29560 20963

0 0

20000

40000

2013 2014 2015

Котлоагрегаты, т/ч

план

факт - 17,2%

- 5,8%

Капитальные и средние ремонты

+ 22,9%

+ 30,5%

19

Электростанции с наибольшим ростом аварийности

(с вновь введенными ГТУ и ПГУ 2012-2014гг):

- Кировская ТЭЦ-3 +110% (с 10 до 21)

- Владимирская ТЭЦ-2 +466% (с 3 до 14)

- Пермская ТЭЦ-9 +133% (с 24 до 56)

ОАО «Энел Россия»

178

296 244 272

0

200

400

2011 год 2012 год 2013 год 2014 год

Общее количество аварий

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ АВАРИЙ

По видам

оборудования

■ котельное оборудование – 38%;

■ вспомогательное тепломеханическое оборудование – 30 %;

■ турбинное оборудование – 11 %.

По типам

причин

■ повреждение или недопустимые отклонения технологических параметров

работы насосов, тягодутьевых механизмов, оборудования топливоподачи и

пылеприготовления – 30 %;

■ золовой, коррозионный, эрозионный износ, а также термические

повреждения и исчерпание ресурса поверхностей нагрева котельного

оборудования – 28 %;

■ неправильная работа контрольно-измерительных приборов,

неправильные действия устройств РЗА, технологических защит и

автоматики – 20 %;

■ ошибочные действия персонала – 5%;

2935 3115 2893

1835 2315

0 0

2000

4000

2013 2014 2015

Турбины, МВт

план

факт

9520 9335 9010

5750 6735

0 0

5000

10000

2013 2014 2015

Котлоагрегаты, т/ч

план

факт

- 7,6%

- 3,6%

Электростанции с наибольшим ростом аварийности:

- Невинномысская ГРЭС +55% (с 18 до 28) - Конаковская ГРЭС +43% (с 21 до 30) - Среднеуральская ГЭС +19% (с 59 до 70)

Капитальные и средние ремонты

+ 14,8%

20

0

1

2

2010 2011 2012 2013 2014

Затраты на ТОиР, млн.руб.

Отсутствует информация в соответствии с приказом Минэнерго

России № 340 от 23.07.2012 (корпоративные правила компании

запрещают передачу данной информации)

Авария на Барнаульской ТЭЦ-2

21

DDф

Для предотвращения аналогичных аварий необходимо: Проверить наличие огнезащитных покрытий кабельных трасс. Провести экспертизу проектной документации «Системы автоматического пожаротушения кабельных каналов», в части наличия автоматического

включения резерва пожарных насосов. При отсутствии автоматического включения резерва пожарных насосов, выполнить схему автоматического пуска резервного насоса при

отключении рабочего.

7 февраля 2015 года на Барнаульской ТЭЦ-2 ОАО «Барнаульская генерация» в

кабельном полуэтаже главного корпуса произошел пожар. Полностью выгорело

помещение щитов управления котлов 6-9 и турбин 5,6, в кабельном полуэтаже

повреждено много кабельных линий.

Станция полностью сбросила электрическую и тепловую нагрузку.

Причина пожара - короткое замыкание в соединительной болтовой муфте силового

кабеля 0,4 кВ.

7 февраля 2015 года на Барнаульской ТЭЦ-2 ОАО «Барнаульская генерация» в

кабельном полуэтаже главного корпуса произошел пожар. Полностью выгорело

помещение щитов управления котлов 6-9 и турбин 5,6, в кабельном полуэтаже

повреждено много кабельных линий.

Станция полностью сбросила электрическую и тепловую нагрузку.

Причина пожара - короткое замыкание в соединительной болтовой муфте силового

кабеля 0,4 кВ.

Сопутствующими причинами возникновения пожара явились:

- неотключение поврежденного кабеля действием защитных устройств;

- отсутствие автоматического включения резерва насосов, обеспечивающих подачу воды в

систему пожаротушения;

- воспламенение кабелей от теплового воздействия дуги, возникшей при коротком

замыкании;

- не принятие мер оперативным персоналом по включению резервного насоса для

обеспечения работы автоматической системы пожаротушения (АСПТ).

Сопутствующими причинами возникновения пожара явились:

- неотключение поврежденного кабеля действием защитных устройств;

- отсутствие автоматического включения резерва насосов, обеспечивающих подачу воды в

систему пожаротушения;

- воспламенение кабелей от теплового воздействия дуги, возникшей при коротком

замыкании;

- не принятие мер оперативным персоналом по включению резервного насоса для

обеспечения работы автоматической системы пожаротушения (АСПТ).

21

В целях обеспечения надежной эксплуатации оборудования и для исключения аналогичных аварий на объектах генерации,

Минэнерго России направлено информационное письмо собственникам объектов ТЭК о необходимости принятия

соответствующих мер по недопущению аналогичных аварийных ситуаций.

21

22

Авария на Сургутской ГРЭС-2

22

Для предотвращения аналогичных аварий необходимо проверить : - организацию работ повышенной опасности, наличие технологических карт и планов производства ремонтных работ

повышенной опасности; - наличие и работоспособность средств пожаротушения и огнезащиты металлоконструкций и кровли машинных залов ТЭС

4 января 2015 года в результате пожара на энергоблоке № 4 произошло обрушение

кровли турбинного отделения здания главного корпуса на площади 1300 м2

электрическая нагрузка станции снизилась с 3150 МВт до 2320 МВт.

Причина пожара – невыполнение производственным персоналом организационных

и технических мероприятий по безопасному проведению плановых ремонтных

работ

4 января 2015 года в результате пожара на энергоблоке № 4 произошло обрушение

кровли турбинного отделения здания главного корпуса на площади 1300 м2

электрическая нагрузка станции снизилась с 3150 МВт до 2320 МВт.

Причина пожара – невыполнение производственным персоналом организационных

и технических мероприятий по безопасному проведению плановых ремонтных

работ

В нарушение правил охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования

электростанций и тепловых сетей работниками самовольно расширен объем задания.

Ремонт начался без оформления наряда-допуска, подготовки рабочего места и

проведения целевого инструктажа. В результате произошло возгорание масла в районе

питательного турбонасоса энергоблока № 4 (находился в текущем ремонте) с

последующим обрушением кровли машинного зала. Ошибки персонала привели к

повреждению основного оборудования электростанции, обрушению кровли турбинного

отделения энергоблока.

В нарушение правил охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования

электростанций и тепловых сетей работниками самовольно расширен объем задания.

Ремонт начался без оформления наряда-допуска, подготовки рабочего места и

проведения целевого инструктажа. В результате произошло возгорание масла в районе

питательного турбонасоса энергоблока № 4 (находился в текущем ремонте) с

последующим обрушением кровли машинного зала. Ошибки персонала привели к

повреждению основного оборудования электростанции, обрушению кровли турбинного

отделения энергоблока.

22

22

Топливообеспечение ТЭС 23

2 853

1 520

МАЗУТ

11 866

5 415

У Г О Л Ь

Выполнение нормативов запасов топлива на тепловых электрических станциях (ТЭС) на 27 апреля 2015 г.

тыс.

тонн

тыс.

тонн

По состоянию на 27.04.2015 фактические запасы по объектам электроэнергетики, нормируемые

Минэнерго России, составили по углю 11,9 млн. тонн – 218% к нормативу на 01.05.2015, по мазуту–2,85

млн. тонн – 187%.

По состоянию на 01.05.2015 ожидается выполнение нормативов всеми объектами электроэнергетики.

Факт

на 27 апреля 2015 г

Норматив

на 1 мая 2015г.

218% 187 %

Факт

на 27 апреля 2015 г

Норматив

на 1 мая 2015г.

Неблагоприятные погодные условия

В целом в ОЗП 2014/2015 отмечены более благоприятные погодные условия по сравнению с

предыдущими ОЗП.

Вместе с тем в регионах России зафиксирован ряд сложных погодных явлений (мокрый снег,

порывистый ветер, гололед), которые привели к сверхнормативным нагрузкам и нарушению в

работе электросетевых объектов, расположенных в Волгоградской области (Волгоградэнерго);

Республике Крым (Крымэнерго); Сахалинской области (Сахалинэнерго). Ликвидация последствий

аварий осуществлялась в максимально короткие сроки мобильными бригадами, при

необходимости с привлечением сил и средств из соседних регионов.

2-4 февраля в девяти субъектах Российской Федерации Приволжского, Северо-Западного,

Центрального, Южного и Крымского ФО происходили массовые аварийные отключения в

электрических сетях 6-10 кВ.

Компания

Было

отключено

ТП 6-10 кВ

Кол-во бригад/

человек/техники

Время

ликвидации, час.

Объем ограничения

Чел. МВт

филиал ОАО «МРСК Урала» – «Пермэнерго» 290 47/141/52 18 19 700 5,2

ОАО «Ленэнерго» 386 143/360/147 39 11 700 11,7

ОАО «Сетевая компания» 949 20/60/34 21 26 500 3,3

филиал ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские РС» 320 26/182/52 25 6 200 10,7

филиал ОАО «МРСК Волги» - «Мордовэнерго» 363 24/154/56 51 16 200 7,7

филиал ОАО «МРСК Волги» - «Пензаэнерго» 949 42/210/80 37 9 500 7,6

филиал ОАО «МРСК Центра» – «Тамбовэнерго» 114 42/90/16 8 6 800 6,2

ГУП РК «Крымэнерго» 229 65/178/74 8 29 200 6,0

филиал ОАО «МРСК Юга» – «Волгоградэнерго» 315 60/281/70 25 28 800 6,5

ВСЕГО: 3 915 469/1 656/581 max 51 154 600 64,9

24

24

Массовые нарушения электроснабжения,

связанные с неблагоприятными погодными условиями в ОЗП

В субъектах Российской Федерации снизилось количество массовых нарушений электроснабжения в результате неблагоприятных погодных условий в связи с меньшим воздействием стихийных явлений с нерасчетными параметрами

Необходимые мероприятия

По сетевым компаниям:

•Дополнительная подготовка персонала и техники

•Мероприятия по плавке гололеда

•Особое внимание к расчистке просек от ДКР

По региональным штабам:

•Обеспечение необходимым количеством РИСЭЭ

•Контроль готовности ТСО к проведению АВР

• Повышение эффективности информационного обмена между

дежурными службами РШ и САЦ Минэнерго России

97 88 122

47

0

100

200

2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015

Количество крупных ТН с массовым отключением потребителей по причине

неблагоприятных погодных условий

1250 1258

4262

1235

0

2000

4000

6000

2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015

Количество отключенных потребителей (тыс. чел) в ОЗП

25

25

11,4 6,9

Анализ аварийности ТСО, не входящих в

группу компаний ОАО «Россети»

Доля отключений электросетевого оборудования в МРСК за 2013, 2014 года, по причине повреждения

оборудования ТСО

Одним из целевых ориентиров Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденного

распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 г. № 511-р является сокращение степени

разрозненности территориальных сетевых организаций и повышение контроля над ними.

2013 2014

Разработан проект постановления Правительства Российской Федерации «Об утверждении критериев отнесения владельцев

объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям» (далее – проект постановления)

Основные причины повреждений оборудования ТСО: Основные причины повреждений оборудования ТСО:

Отсутствие надлежащего уровня эксплуатации Отсутствие надлежащего уровня эксплуатации

Повреждения при атмосферных воздействиях Повреждения при атмосферных воздействиях

Повреждения из-за механических повреждений

(падение деревьев)

Повреждения из-за механических повреждений

(падение деревьев)

26

27

ОС

НО

ВН

ЫЕ

ОС

ОБ

ЕН

НО

СТ

И Маловодность рек привела к снижению выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях ЕЭС России в осенне-зимний

период 2014-2015 годов к факту осенне-зимнего периода 2013-2014 годов на 20,1 млрд кВтч

Колебание температур в районе нулевой отметки, что отразилось на повышении гололедообразования

Увеличение аварийности на ТЭС в первую очередь из-за повреждений поверхностей нагрева котлов

Ранние пожары по причине пала травы

ОС

НО

ВН

ЫЕ

ЗА

ДА

ЧИ

Дополнительный контроль оборудования, находящегося в холодном резерве и топливообеспечения на ТЭС с учетом снижения

выработки электроэнергии на ГЭС в условиях маловодности

Обеспечение исполнения планов ремонта в условиях экономической нестабильности

Рассмотрение необходимости пересмотра методик контроля генерирующего оборудования.

Повышение мотивации генерирующих компаний

Утверждение компаниями и контроль исполнения мероприятий по повышению надежности работы оборудования

Руководителям субъектов РФ, обеспечить закупки необходимого количества РИСЭЭ в том числе для оснащения РИСЭЭ

объектов теплоснабжения населенных пунктов и жилых районов

Региональным штабам следует обеспечить надлежащий контроль готовности территориальных сетевых организаций к

проведению аварийно-восстановительных работ.

Основные особенности осенне-зимнего периода 2014-2015 годов и

основные задачи на предстоящий осенне-зимний период 27

- принят

28

Существующая модель нормативно-правового

регулирования обеспечения готовности к осенне-

зимнему периоду

Минэнерго России наделено полномочием по оценке готовности субъектов

электроэнергетики к работе в отопительный сезон

нормативно-правовое регулирование

проверки готовности

не в полной мере эффективно

Отсутствует обязанность субъектов

электроэнергетики обеспечить готовность к

осенне-зимнему периоду

Отсутствуют полномочия Правительства Российской Федерации устанавливать:

- требования готовности к ОЗП;

- порядок проведения проверки готовности

Действующее положение о проверке готовности к работе в осенне-зимний

период утверждено Правительственной

комиссией по обеспечению безопасности

электроснабжения (Федеральным штабом)

протокол от 16 июля 2012 г. № 10

Предлагаемая модель нормативно-правового регулирования

обеспечения готовности к осенне-зимнему периоду (ОЗП)

Проект федерального закона

«О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации по

вопросам обеспечения готовности субъектов электроэнергетики к работе в осенне-зимний

период» предусматривает:

обязанность субъектов электроэнергетики обеспечивать готовность к ОЗП в период с 15 ноября по 15 апреля

полномочия Правительства Российской Федерации утверждать правила проверки готовности к ОЗП, устанавливающие круг субъектов, проверка готовности которых проводится, содержание требований готовности, порядок проведения проверки готовности

административный штраф для юридических лиц, для должностных лиц или дисквалификация за необеспечение готовности к ОЗП

полномочия органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации осуществлять проверку готовности

учет особенностей функционирования Единой энергетической системы России при проведении оценки готовности в ОЗП

полноценное осуществление проверки

готовности к работе в ОЗП

минимизацию риска крупных системных

аварий

надежное энергоснабжение

потребителей

Принятие проекта

федерального закона

позволит обеспечить:

Принятие проекта

федерального закона

позволит обеспечить:

Законопроектная деятельность

28

28

29

Основные задачи

в области нормативно-правового регулирования

Разработчик

Соисполнитель

• Внесение изменений в 35-ФЗ «Об электроэнергетике», направленные на

совершенствование требований к обеспечению надежности и

безопасности в электроэнергетике

• Внесение изменений в 35-ФЗ «Об электроэнергетике», по вопросам

обеспечения готовности субъектов электроэнергетики к работе в осенне-

зимний период

• Проект ПП РФ «Об утверждении Правил технологического

функционирования электроэнергетических систем»

• Внесение изменений в Правила по охране труда при эксплуатации

электроустановок

(отв. - Минтруд России)

• Проект ПП РФ «О внесении изменений в Правила расследования причин

аварий в электроэнергетике»

(отв. – Ростехнадзор)

29

Основные выводы

Для достижения отраслью целей по энергетической безопасности и эффективности необходимо

сконцентрировать ресурсы отрасли по следующим направлениям

Для достижения отраслью целей по энергетической безопасности и эффективности необходимо

сконцентрировать ресурсы отрасли по следующим направлениям

1.Повышение надежности работы существующего оборудования. 1.Повышение надежности работы существующего оборудования.

4.Повышение роли отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов. 4.Повышение роли отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов.

3.Восстановление отраслевой НТД с учетом внедрения новых технологий и зарубежного опыта 3.Восстановление отраслевой НТД с учетом внедрения новых технологий и зарубежного опыта

2.Стимулирование энергокомпаний к модернизации оборудования. 2.Стимулирование энергокомпаний к модернизации оборудования.

5.Создание центров обучения строительно-монтажного, ремонтно-оперативного персонала. 5.Создание центров обучения строительно-монтажного, ремонтно-оперативного персонала.

6.Мотивация повышения качества работы ремонтных организаций. 6.Мотивация повышения качества работы ремонтных организаций.

7.Совершенствование нормативно-правового регулирования в энергетике 7.Совершенствование нормативно-правового регулирования в энергетике

30