|
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Тел: +7(391)254-8445
|
Статьи
технической тематики из периодических изданий
|
Наименование энергосистемы |
Годовой максимум потребления |
Величина превышения |
|||
2015 | 2014 | ||||
МВт | дата | МВт | дата | МВт | |
Архангельская ЭС | 1191 | 12.01.2015 | 1168 | 17.01.2014 | +23 |
Кольская ЭС | 1919 | 13.01.2015 | 1852 | 28.01.2014 | +67 |
Карельская ЭС | 1195 | 22.01.2015 | 1192 | 28.01.2014 | +3 |
Забайкальская ЭС | 1258 | 28.12.2015 | 1242 | 13.12.2014 | +16 |
Красноярская ЭС | 6235 | 23.12.2015 | 6069 | 12.02.2014 | +166 |
Хакасская ЭС | 2155 | 26.01.2015 | 2141 | 29.11.2014 | +14 |
Крымская ЭС | 1309 | 08.01.2015 | 1296 | 03.02.2014 | +13 |
Динамика изменения потребления электроэнергии и мощности по ЕЭС России представлена на рисунке 1.1. Основные показатели работы ОЭС и ЕЭС России за 2015 год приведены в табл. 1.2.
Показатель | Энергообъединения | |||||||
ЕЭС
России |
в том числе: | |||||||
ОЭС
Центра |
ОЭС
Средней Волги |
ОЭС
Урала |
ОЭС
Северо- Запада |
ОЭС
Юга |
ОЭС
Сибири |
ОЭС
Востока |
||
Установленная мощность на 01.01.2016, МВт |
235305,56 | 53306,92 | 27040,22 | 50707,82 | 23142,97 | 20116,8 | 51808,33 | 9182,50 |
± к 2014 г., % |
+1,2 | +0,8 | +0,4 | +3,1 | -0,6 | -0,3 | +1,7 | +1,4 |
Располагаемая мощность эл.станций на годовой максимум потребления 2015 г., МВт |
211918 | 52272 | 25153 | 47576 | 21989 | 19227 | 36880 | 8820 |
± к 2014 г., % |
-0,7 | +2,1 | +3,7 | +3,0 | +1,6 | +6,6 | -5,0 | -0,5 |
Нагрузка эл.станций на годовой максимум потребления 2015 г., МВт |
149392 | 35775 | 16966 | 36113 | 15089 | 13188 | 27563 | 4698 |
± к 2014 г., % |
-4,3 | -11,1 | -1,1 | -3,9 | -0,7 | +10,4 | -5,2 | -5,0 |
Выработка ЭЭ, млрд. кВтч | 1026,88 | 236,97 | 105,37 | 257,73 | 101,28 | 88,56 | 201,21 | 35,76 |
± к 2014 г., % |
+0,2 | -0,9 | +0,3 | -0,8 | -1,2 | +4,6 | +1,5 | +1,0 |
Потребление ЭЭ, млрд. кВтч | 1008,25 | 231,77 | 104,26 | 258,29 | 90,30 | 87,88 | 203,53 | 32,22 |
± к 2014 г., % |
-0,55 | -0,5 | -2,2 | -0,9 | -0,6 | +1,3 | -0,3 | +1,3 |
Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2016 составила 235305,56 МВт.
Увеличение установленной мощности электростанций ЕЭС России за счет вводов нового, а также модернизации действующего генерирующего оборудования электростанций составило 5027 МВт, в том числе:
- ввод новой мощности в 2015 году на электростанциях ЕЭС России с учетом электростанций промышленных предприятий составил 4710,0 МВт;
- увеличение установленной мощности действующего генерирующего оборудования за счёт его модернизации – 317,0МВт.
Выведено из эксплуатации генерирующее оборудование электростанций ЕЭС России суммарной мощностью 2357,25МВт.
Установленная мощность электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России приведена в табл. 2.1.1.
Энергообъединение |
На 01.01.2015, МВт |
Изменение мощности, МВт |
На 01.01.2016, МВт |
||||
Вводы в эксплуатацию |
Вывод из эксплуатации |
Перемаркировка |
Прочие изменения (уточнение и др.) |
||||
Увеличение | Снижение | ||||||
ЕЭС РОССИИ | 232 451,81 | 4 710,0 | 2 357,25 | 317,0 | 128,5 | 312,50 | 235 305,56 |
ОЭС Центра | 52 891,72 | 930,8 | 567,60 | 60,0 | 8,0 | - | 53 306,92 |
ОЭС Средней Волги | 26 932,82 | 234,0 | 151,00 | 36,0 | 10,0 | -1,60 | 27 040,22 |
ОЭС Урала | 49 165,89 | 2 290,4 | 933,95 | 91,5 | 71,6 | 165,58 | 50 707,82 |
ОЭС Северо-Запада | 23 286,00 | 5,0 | 173,50 | 25,0 | 11,0 | 11,47 | 23 142,97 |
ОЭС Юга | 20 169,95 | 269,8 | 306,20 | 44,5 | 2,9 | -58,35 | 20 116,80 |
ОЭС Сибири | 50 947,73 | 810,2 | 180,00 | 60,0 | 25,0 | 195,40 | 51 808,33 |
ОЭС Востока | 9 057,70 | 169,8 | 45,00 | - | - | - | 9 182,50 |
Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2016 приведена в табл. 2.1.2.
Энергообъединение |
Всего МВт |
ТЭС | ГЭС | ВЭС | СЭС | АЭС | |||||
МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % | ||
ЕЭС РОССИИ | 235 305,56 | 160 233,28 | 68,10 | 47 855,18 | 20,34 | 10,9 | 0 | 60,2 | 0,03 | 27 146 | 11,53 |
ОЭС Центра | 53 306,92 | 38 684,07 | 72,60 | 1 788,85 | 3,40 | - | - | - | - | 12 834 | 24,00 |
ОЭС Средней Волги | 27 040,22 | 16 078,22 | 59,60 | 6 890,00 | 25,40 | - | - | - | - | 4 072 | 15,00 |
ОЭС Урала | 50 707,82 | 47 327,08 | 93,33 | 1 853,54 | 3,66 | 2,2 | 0 | 45,0 | 0,09 | 1 480 | 2,92 |
ОЭС Северо-Запада | 23 142,97 | 14 427,33 | 62,30 | 2 950,34 | 12,80 | 5,3 | 0 | - | - | 5 760 | 24,90 |
ОЭС Юга | 20 116,80 | 11 357,35 | 56,30 | 5 756,05 | 28,60 | 3,4 | 0 | - | - | 3 000 | 14,90 |
ОЭС Сибири | 51 808,33 | 26 516,73 | 51,18 | 25 276,40 | 48,79 | - | - | 15,2 | 0,03 | - | - |
ОЭС Востока | 9 182,50 | 5 872,50 | 63,60 | 3 340,00 | 36,40 | - | - | - | - | - | - |
Структура установленной мощности тепловых электростанций ЕЭС России на начало 2016 года по типам генерирующего оборудования представлена на рис. 2.1.1.
Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2015 году составило 4402 часа или 50,25 % календарного времени (коэффициент использования установленной мощности).
При этом число часов использования установленной мощности без учета электростанций промпредприятий составляет:
- тепловых электростанций 4136 часов или 47,21 % календарного времени (коэффициент использования установленной мощности);
- атомных электростанций – 7415 часов (84,65 % календарного времени);
- гидроэлектростанций – 3354 часа (38,29 % календарного времени);
- ветровых электростанций – 592 часа (6,75 % календарного времени);
- солнечных электростанций – 738 часов (8,43 % календарного времени).
Данные, характеризующие использование установленной мощности электростанций ЕЭС России без учета электростанций промпредприятий в разрезе ОЭС за период 2014-2015 гг., приведены в табл. 2.2.1.
Энергообъединение | 2014г. (%) | 2015г. (%) | ||||||||
ТЭС | ГЭС | АЭС | ВЭС | СЭС | ТЭС | ГЭС | АЭС | ВЭС | СЭС | |
ЕЭС РОССИИ | 48,59 | 40,53 | 81,61 | - | - | 47,21 | 38,29 | 84,65 | 6,75 | 8,43 |
ОЭС Центра | 41,94 | 19,03 | 84,03 | - | - | 38,07 | 18,09 | 89,10 | - | - |
ОЭС Средней Волги | 39,10 | 35,41 | 85,10 | - | - | 36,30 | 34,84 | 93,46 | - | - |
ОЭС Урала | 60,05 | 36,04 | 86,07 | - | - | 58,47 | 42,67 | 80,32 | 1,56 | 2,14 |
ОЭС Северо-Запада | 41,94 | 44,64 | 70,82 | - | - | 38,84 | 49,04 | 73,31 | 4,31 | - |
ОЭС Юга | 51,01 | 38,35 | 88,73 | - | - | 51,12 | 37,00 | 76,70 | 15,44 | - |
ОЭС Сибири | 47,00 | 43,55 | - | - | - | 49,89 | 39,87 | - | - | 14,33 |
ОЭС Востока | 45,63 | 42,70 | - | - | - | 50,91 | 34,56 | - | - | - |
Фактическое потребление электроэнергии по ЕЭС России в 2015 году составило 1 008 250,8 млн. кВтч, что ниже факта 2014 года на 5 607,4 млн. кВтч (-0,55%), относительно фактического объема потребления электроэнергии 2013 года снижение составляет 1 564,9 млн. кВтч (-0,15%).
Динамика потребления электроэнергии в ЕЭС России по месяцам 2015 года в сравнении с 2014 и 2013 годами представлена на рис. 3.1.
Одним из основных влияющих факторов, оказавших влияние на изменение потребления, является температура наружного воздуха. В феврале 2015 года повышение температуры наружного воздуха в ЕЭС России относительно прошлого года составило 4,1°С, что повлияло на снижение потребления электроэнергии в энергосистеме на 2,3%. Наиболее значительное снижение потребления электроэнергии в указанный период наблюдалось в объединенных энергосистемах Средней Волги и Сибири. Так повышение среднемесячной температуры февраля 2015 года в ОЭС Средней Волги на 3,6°С относительно аналогичного периода прошлого года оказало влияние на снижение объема потребляемой в энергосистеме электроэнергии на 4,2%. Среднемесячная температура февраля в ОЭС Сибири превысила аналогичный показатель прошлого года на 6,5°С при этом наблюдалось аналогичное снижение на 4,2% потребляемой в энергосистеме электроэнергии. В объединенной энергосистеме Урала в феврале 2015 года отмечено снижение электропотребления на 2,9% при повышении температуры наружного воздуха на 8,6°С относительно прошлого года.
Снижение температуры наружного воздуха в марте и апреле 2015 года практически во всех объединенных энергосистемах вызвало прирост объемов потребляемой электроэнергии в ЕЭС России на 1,1 и 1,5% соответственно. Наиболее значительное увеличение потребления электроэнергии в этот период наблюдалось в ОЭС Юга: на 4,2% в марте и на 5,1% в апреле 2015 года. В ОЭС Востока в апреле 2015 года отмечен рост потребления электроэнергии на 7,1% на фоне снижения температуры наружного воздуха на 3,2°С относительно прошлого года.
Влияние повышенного температурного фона на динамику потребления электроэнергии наблюдалось также в декабре 2015 года. Повышение температуры наружного воздуха в ЕЭС России относительно прошлого года составило 2,8°С при этом отмечено снижение объема потребляемой электроэнергии на 2,9%. Наиболее значительное влияние температурного фактора на объемы потребляемой электроэнергии наблюдалось в объединенных энергосистемах Средней Волги и Центра. В ОЭС Средней Волги среднемесячная температура декабря превысила аналогичный показатель прошлого года на 3,3°С при этом снижение электропотребления составило 4,8%. В энергосистеме Центра снижение объема потребляемой электроэнергии составило 4,5% при повышении среднемесячной температуры декабря 2015 года на 3,9°С. Кроме влияния температурного фактора на снижение уровня потребления электроэнергии в ЕЭС России в течение 2015 года повлияло снижение объемов потребления электроэнергии ряда промышленных предприятий.
В Мордовской энергосистеме отмечено снижение годового объема потребления электроэнергии на 9,0%, главным образом, по причине снижения электропотребления на предприятиях х ОАО «Мордовцемент» и ООО «ВМК-Сталь».
Значительное снижение годового объема потребления электроэнергии на 4,6% наблюдалось в Волгоградской энергосистеме. Основной причиной является останов производства на предприятии ОАО «Химпром» и снижение потребления электроэнергии на ЗАО «ВМЗ Красный Октябрь».
В течение 2015 года произошло снижение потребления электроэнергии в Нижегородской и Томской региональных энергосистемах на 4,0 и 4,1% соответственно. В Нижегородской области спад обусловлен снижением объемов потребления на предприятиях ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород, ОАО «Волга», на предприятиях группы ГАЗ, ОАО «РЖД» и ООО «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез». В Томской области основной причиной спада подтребления электроэнергии является снижение производства на АО «СХК».
В тоже время в отдельных региональных энергосистемах в 2015 году отмечена положительная динамика роста потребления электроэнергии. В Ставропольской энергосистеме прирост годового объема потребления составил 3,8% в связи с восстановлением производства на ОАО «Ставролен». В Новгородской и Красноярской энергосистемах прирост электропотребления составил 2,5%. Рост связан с увеличением объемов потребляемой электроэнергии на транспортировку нефтепродуктов предприятиями ООО «Балтнефтепровод» и ООО «МН Дружба» в Новгородской области и вводом новых мощностей ОАО «РУСАЛ БоАЗ» и присоединением в марте 2015 года потребителей Ванкорского энергорайона к ЕЭС России в Красноярской энергосистеме.
Динамика изменения относительной величины потребления электроэнергии и отклонения фактических среднемесячных значений температуры наружного воздуха по месяцам 2015 года представлена на рис. 3.2.
![]() |
![]() |
|
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
В таблице 3.1 приведены данные о фактических годовых объёмах потребления электроэнергии ЕЭС России, ОЭС и региональных энергосистем в 2015 году в сравнении с фактическими годовыми объёмами потребления электроэнергии в 2014 году.
Баланс электрической энергии ЕЭС России за 2014 и 2015 годы представлен в табл. 4.1.1.
Показатель |
2014 год, млн. кВтч |
2015 год | |
млн. кВтч |
2015/2014 г., % |
||
Выработка электроэнергии, всего | 1 024 943,4 | 1 026 877,2 | 100,19 |
в т.ч.: ТЭС | 621 123,0 | 614 126,7 | 98,87 |
ГЭС | 167 063,1 | 160 170,5 | 95,87 |
АЭС | 180 255,2 | 194 997,9 | 108,18 |
ВЭС | - | 6,1 | |
СЭС | - | 7,3 | |
Электростанции промышленных предприятий | 56 502,1 | 57 568,7 | 101,89 |
в т.ч.: ТЭС |
56 212,9 | 57 312,1 | 101,96 |
ГЭС |
15,5 | 0,0 | |
АЭС |
273,7 | 256,6 | 93,75 |
Потребление электроэнергии | 1 013 858,2 | 1 008 250,8 | 99,45 |
Сальдо перетоков электроэнергии «+» – прием, «–» – выдача | -11 085,2 | -18 626,4 |
Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России за 2015 год с учетом межсистемных и межгосударственных перетоков электроэнергии представлен на рис. 4.1.1.
Балансы электрической энергии ОЭС за 2015 год в сравнении с балансовыми показателями 2014 года представлены в табл. 4.1.2.
(*) – «+» – прием, «–» – выдача
В 2015 году выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1 026 877,2 млн. кВтч (увеличение к объему производства электроэнергии в 2014 году составило 0,2%), в том числе производство электроэнергии на тепловых, гидро- и атомных электростанциях составило:
ТЭС – 671 438,8 млн. кВтч (снижение производства на 0,9%);
ГЭС – 160 170,5 млн. кВтч (снижение производства на 4,1%);
АЭС – 195 254,5 млн. кВтч (увеличение производства на 8,2%).
Электростанции оптовых генерирующих компаний в течение 2015 года выработали 324 864,6 млн. кВтч электроэнергии. Снижение общего объема производства электроэнергии составило 5,3%, в том числе:
– производство электроэнергии ТЭС ОГК – 247 391,0 млн. кВтч (снижение к объему производства в 2014 году составило 6,1%),
– производство электроэнергии ГЭС ОГК – 77 473,6 млн. кВтч (снижение производства электроэнергии относительно 2014 года составило 2,8%).
Объем производства электроэнергии электростанциями территориальных генерирующих компаний в 2015 году составил 359 376,5 млн. кВтч. Снижение объема выработки электроэнергии составило 1,4%, в том числе:
– производство электроэнергии ТЭС ТГК – 307 570,0 млн. кВтч (увеличение объема производства на 0,1% к 2014 году,
– производство электроэнергии ГЭС ТГК – 51 794,7 млн. кВтч (снижение объема производства на 9,5% к 2014 году).
Производство электроэнергии электростанциями, не входящими в состав ОГК и ТГК (независимые поставщики), составило 90 078,5 млн. кВтч.
Выработка электроэнергии электростанциями промышленных предприятий составила 57 568,7 млн. кВтч, в том числе
ТЭС – 57 312,1 млн. кВтч,
АЭС – 256,6 млн. кВтч.
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС России в 2015 году приведена на рис. 4.1.2.
Доля выработки электроэнергии по типам электростанций от общей выработки ОЭС в 2015 году представлена на рис. 4.1.3.
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
Рис. 4.1.3. Доля выработки электроэнергии по типам
электростанций от общей выработки ОЭС в 2015 году.
|
Годовой максимум потребления мощности ЕЭС России зафиксирован 26.01.2015 в 1800 (мск) при частоте электрического тока 49,99 Гц, среднесуточной температуре наружного воздуха -14,2ºС (на 2,3ºС ниже климатической нормы и на 9,0ºС выше среднесуточной температуры при прохождении годового максимума 2014 года) и составил 147,4 ГВт, что на 7,3 ГВт ниже годового максимума 2014 года (154,7 ГВт). Максимальная нагрузка электростанций ЕЭС России на час прохождения максимума потребления мощности составила 149,4 ГВт, что на 6,7 ГВт (4,3%) ниже аналогичного показателя 2014 года. Величина сальдо-перетока мощности из территории ЕЭС России составила 2,0 ГВт и выросла на 0,6 ГВт по сравнению с 2014 годом. Балансы мощности в часы прохождения годовых максимумов потребления мощности в 2014 и 2015 годах представлены на рис. 4.2.1. Объемы ремонтной мощности электростанций ЕЭС России в сравнении с объемами аналогичного периода прошлого года выросли на 3,7 ГВт и составили 20,5 ГВт, при этом аварийные ремонты возросли на 2,0 ГВт. Резервы мощности на час прохождения годового максимума потребления мощности на ТЭС ЕЭС России составили 42,0 ГВт, в том числе холодный резерв – 26,7 ГВт, вращающийся резерв – 15,3 ГВт. Величина невыпускаемого резерва, обусловленного ограничениями пропускной способности электрических сетей в ОЭС Востока, ОЭС Северо-Запада и ОЭС Сибири составила 13,0 ГВт. Фактическая среднесуточная температура наружного воздуха и отклонение температуры от климатической нормы по энергообъединениям в день прохождения годового максимума потребления ЕЭС России в 2015 году представлены в табл. 4.2.1.
Энергообъединения | Среднесуточная температура (°С) | |
26 января 2015 года | ||
Факт | Отклонение от климатической нормы | |
ЕЭС РОССИИ | -14,2°С | -2,3°С |
ОЭС Центра | -10,4°С | -4,0°С |
ОЭС Средней Волги | -16,9°С | -6,2°С |
ОЭС Урала | -14,2°С | +1,6°С |
ОЭС Северо-Запада | -4,6°С | +4,5°С |
ОЭС Юга | -2,1°С | +0,6°С |
ОЭС Сибири | -25,9°С | -8,4°С |
ОЭС Востока | -13,4°С | +5,2°С |
Балансы мощности по ОЭС на час годового максимума потребления ЕЭС России в 2015 году представлены в табл. 4.2.2.
Энергообъединения | Установленная мощность |
Распола- гаемая мощность |
Ремонтная мощность | Резерв | Нагрузка |
Совмещенный максимум потребления |
Сальдо- переток + прием -выдача |
ЕЭС России | 232 392 | 211 918 | 20 510 | 42 016 | 149 392 | 147 377 | -2 015 |
ОЭС Центра | 52 892 | 52 272 | 3 033 | 13 464 | 35 775 | 35 970 | |
ОЭС Средней Волги | 26 873 | 25 153 | 2 706 | 5 481 | 16 966 | 16 302 | |
ОЭС Урала | 49 166 | 47 576 | 7 840 | 3 624 | 36 113 | 35 304 | |
ОЭС Северо-Запада | 23 286 | 21 989 | 1 518 | 5 383 | 15 089 | 13 422 | |
ОЭС Юга | 20 170 | 19 227 | 2 577 | 3 462 | 13 188 | 13 459 | |
ОЭС Сибири | 50 948 | 36 880 | 2 547 | 6 770 | 27 563 | 28 474 | |
ОЭС Востока | 9 058 | 8 820 | 290 | 3 833 | 4 698 | 4 446 |
Информация о собственных годовых максимумах потребления мощности энергосистем в 2015 году представлена в табл. 4.2.3. 4.2.3. 15 году представлена в табл. 4.2.3. 3.
Таблица 4.2.3 Собственные максимумы потребления мощности, МВт
В течение 2015 года введены в работу 75 линий электропередачи напряжением 220 кВ и выше (включая заходы), в том числе:
ЛЭП 500 кВ – 15;
ЛЭП 330 кВ – 3;
ЛЭП 220 кВ – 57.
Перечень ЛЭП 220 кВ и выше, введенных в работу в 2015 году, представлен в таблице 5.1.
Таблица 5.1.
В соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 № 484 (далее Правила), ОАО «СО ЕЭС» разработан и утвержден сводный годовой график ремонтов основного энергетического оборудования электростанций (ТЭС, ГЭС, АЭС) ЕЭС России на 2015 год (далее сводный годовой график ремонтов).
При реализации сводного годового графика ремонтов в 2015 году в соответствии с Правилами на этапе месячного планирования вносились изменения в сроки проведения плановых ремонтов по инициативе генерирующих компаний (электростанций).
В 2015 году фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов ТЭС, ГЭС и АЭС ЕЭС России составил 57,3 тыс. МВт, что ниже запланированного сводным годовым графиком ремонтов на 5,1 тыс. МВт и ниже факт Выполнен капитальный и средний ремонт энергооборудования ТЭС, ГЭС и АЭС ЕЭС России суммарной мощностью 58,4 тыс. МВт, что ниже запланированного сводным годовым графиком ремонтов на 4,1 тыс. МВт и ниже факта прошлого года на 2,3 тыс. МВт.
Ход выполнения капитальных и средних ремонтов турбоагрегатов и гидроагрегатов электростанций ЕЭС России по месяцам 2015 года в сравнении с плановыми показателями представлен на рис.6.1.1 - 6.1.2.ыми показателями представлен на рис.6.1.1 - 6.1.2.
Динамика изменения суммарной ремонтной мощности энергетического оборудования на электростанциях ТЭС, ГЭС и АЭС ЕЭС России (без учета электростанций промышленных предприятий) по месяцам 2015 года (в МВт и в % от установленной мощности) и в целом за год в сравнении с аналогичными периодами за 2014 год приведена в табл. 6.1.3. Указанные значения ремонтной мощности являются среднеарифметическими величинами за календарные дни каждого месяца.
Данные, приведенные в табл. 6.1.3, показывают, что в 2015 году:
- максимальное значение ремонтной мощности энергетического
оборудования, находящегося в капитальном, среднем и текущем ремонте
составило 15,4% (июнь, октябрь) от среднего значения установленной
мощности;
- среднегодовое значение суммарной ремонтной мощности составило 12,0%
от установленной мощности, что ниже уровня прошлого года на 0,8%.
Данное снижение произошло за счет уменьшения объемов капитальных
ремонтов – с 3,6 % до 3,2%, средних – с 2,0% до 1,6% и аварийных – с
1,5% до 1,4%. При этом объём текущих ремонтов увеличился с 5,7% до
5,8%.
Месяц, год |
Мощность ТЭС, ГЭС и АЭС, находившаяся в ремонте | ||||||||||||
Среднее значение установ- ленной мощности |
Все виды ремонтов |
Виды ремонтов | |||||||||||
Капитальный (КР) |
Седний (СР) |
Текущий (ТР) |
Суммарное значение ремонтов (КР, СР, ТР) |
Аварийный | |||||||||
тыс. МВт | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % | МВт | % | |
Январь | 221,7 | 13870 | 6,3 | 2070 | 0,9 | 945 | 0,4 | 6265 | 2,8 | 9280 | 4,2 | 4591 | 2,1 |
Февраль | 221,6 | 15370 | 6,9 | 2158 | 1,0 | 849 | 0,4 | 7956 | 3,6 | 10963 | 4,9 | 4407 | 2,0 |
Март | 221,8 | 19361 | 8,7 | 4154 | 1,9 | 1813 | 0,8 | 10739 | 4,8 | 16707 | 7,5 | 2654 | 1,2 |
Апрель | 222,0 | 29948 | 13,5 | 8148 | 3,7 | 3043 | 1,4 | 15363 | 6,9 | 26555 | 12,0 | 3393 | 1,5 |
Май | 221,9 | 32418 | 14,6 | 9094 | 4,1 | 3976 | 1,8 | 16495 | 7,4 | 29565 | 13,3 | 2853 | 1,3 |
Июнь | 221,9 | 34110 | 15,4 | 9376 | 4,2 | 3606 | 1,6 | 18322 | 8,3 | 31305 | 14,1 | 2805 | 1,3 |
Июль | 221,9 | 30670 | 13,8 | 9197 | 4,1 | 4137 | 1,9 | 14930 | 6,7 | 28264 | 12,7 | 2406 | 1,1 |
Август | 221,9 | 31816 | 14,3 | 9132 | 4,1 | 5491 | 2,5 | 14697 | 6,6 | 29319 | 13,2 | 2497 | 1,1 |
Сентябрь | 222,2 | 32720 | 14,7 | 10522 | 4,7 | 6189 | 2,8 | 13700 | 6,2 | 30411 | 13,7 | 2308 | 1,0 |
Октябрь | 222,8 | 34220 | 15,4 | 9590 | 4,3 | 5383 | 2,4 | 16066 | 7,2 | 31039 | 1,9 | 3181 | 1,4 |
Ноябрь | 223,2 | 25602 | 11,5 | 7399 | 3,3 | 4222 | 1,9 | 11279 | 5,1 | 22899 | 10,3 | 2703 | 1,2 |
Декабрь | 224,7 | 19104 | 8,5 | 4490 | 2,0 | 2138 | 1,0 | 8236 | 3,7 | 14864 | 6,6 | 4240 | 1,9 |
2015 | 222,3 | 26649 | 12,0 | 7133 | 3,2 | 3495 | 1,6 | 12858 | 5,8 | 23486 | 10,6 | 3163 | 1,4 |
2014 | 218,2 | 27850 | 12,8 | 7870 | 3,6 | 4418 | 2,0 | 12370 | 5,7 | 24658 | 11,3 | 3191 | 1,5 |
В табл.6.2.1. представлены результаты выполнения плановых ремонтов на ЛЭП 220-750 кВ ЕНЭС
ПЛ | – плановые заявки; |
НПЛ | – неплановые заявки; |
НО | – неотложные заявки; |
АВ | – аварийные заявки; |
Г | – сводный годовой график ремонтов; |
М | – сводный месячный график ремонтов; |
П | – поданные заявки; |
Р | – реализованные заявки; |
М/Г | – соотношение кол-ва дней ремонтов сводного месячного графика ремонтов к кол-ву дней ремонтов данного месяца в сводном годовом графике, %; |
П/М | – соотношение кол-ва дней ремонтов в поданных за месяц заявках к кол-ву дней ремонтов сводного месячного графика ремонтов, %; |
Р/Г | – соотношение кол-ва дней ремонтов в реализованных в данном месяце заявках к кол-ву дней ремонтов этого месяца в сводном годовом графике, %; |
Р/М | – соотношение кол-ва дней ремонтов в реализованных в данном месяце заявках к кол-ву дней ремонтов в сводном месячном графике ремонтов, %; |
Р/П | – соотношение кол-ва дней ремонтов в реализованных в данном месяце заявках к кол-ву дней ремонтов в поданных за месяц заявках, %. |
В рамках контроля готовности генерирующего оборудования участников оптового рынка к выработке электрической энергии, Системный оператор осуществляет подтверждение выполнения участниками следующих требований:
Мощность генерирующего оборудования,
готового к участию в ОПРЧ, составила 177489 МВт,
не готового к участию в ОПРЧ в среднем по году – 18538 МВт,
мощность генерирующего оборудования,
не имеющего технической возможности участия в ОПРЧ – 23194 МВт.
На объекты управления системным оператором отдано 12036 диспетчерских команд на регулирование реактивной мощности, из них признано невыполненными 240 (2 % от общего количества), при этом по 191 объекту управления участниками до начала расчетного периода заявлено снижение диапазона регулирования реактивной мощности.
На ГЭС, участвующих в оперативном вторичном регулировании частоты и перетоков мощности, системным оператором отданы 14300 диспетчерских команд, из них 69 команд (0,5 % от общего количества) признано невыполненными. Не подтверждена возможность участия в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности для 16 ГТПГ ГЭС.
По состоянию на 01.01.2016 расчетная модель оптового рынка электроэнергии включала в себя:
- узлов – 8777;
- ветвей – 13630;
- сечений – 882;
- агрегатов (режимных генерирующих единиц) – 1332;
- электростанций – 658;
- энергоблоков – 2475.
В табл. 9.1. представлены ценовые показатели балансирующего рынка
Ценовые показатели за 2015 г. |
руб./МВт*ч | % к 2014 году |
Европейская зона | ||
— средний индикатор БР | 1070 | -3,6% |
Сибирская зона | ||
— средний индикатор БР | 831 | 15,0% |
В табл. 9.2. представлены предварительные объемы отклонений по внешней инициативе.
Предварительные объемы
отклонений по внешней инициативе за 2015 г., тыс. МВт·ч |
АЭС | ГЭС | ТЭС | Итого |
1-ая ценовая зона: | ||||
— ИВ1- | -1010,9 | -2148,2 | -10960,7 | -14119,8 |
— ИВ1+ | 481,0 | 1202,1 | 10583,8 | 12266,9 |
— ИВ01- | -77,0 | -1858,4 | -3370,1 | -5305,5 |
— ИВ01+ | 76,8 | 1857,7 | 3372,6 | 5307,1 |
— ИВ0- | -41,3 | -2056,0 | -5490,6 | -7587,9 |
— ИВ0+ | 7,6 | 2969,6 | 5819,4 | 8796,6 |
— ИВА- | - | - | -11,2 | -11,2 |
— ИВА+ | - | - | 65,6 | 65,6 |
2-ая ценовая зона: | ||||
— ИВ1- | - | -1169,0 | -2992,9 | -4161,9 |
— ИВ1+ | - | 1196,3 | 2292,2 | 3488,5 |
— ИВ01- | - | -797,9 | -433,4 | -1231,2 |
— ИВ01+ | - | 797,2 | 434,0 | 1231,2 |
— ИВ0- | - | -3148,6 | -155,7 | -3304,3 |
— ИВ0+ | - | 2551,6 | 68,4 | 2620,0 |
— ИВА- | - | -0,02 | -0,01 | -0,03 |
— ИВА+ | - | 0,03 | 0,02 | 0,05 |
Неценовые зоны Европейской части: | ||||
— ИВ0- | - | - | -67,5 | -67,5 |
— ИВ0+ | - | - | 67,5 | 67,5 |
ОЭС Востока: | ||||
— ИВ0-ИВ0- | - | -858,2 | -372,1 | -1230,3 |
— ИВ0+ | - | 921,7 | 160,9 | 1082,66 |
* в качестве отклонения ИВ1 приведена разница (ПБР-ТГ);
* показатели ТЭС приведены без учета электростанций промышленных предприятий.
Отчет о функционировании ЕЭС России в 2015 годуу