ОГЛАВЛЕНИЕ

   1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ.
   2. УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.
     2.1. Вводы новой мощности, демонтаж, перемаркировка. Структура установленной мощности. 
     2.2. Использование установленной мощности электростанций ЕЭС России.
   3. ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ОЭС И ЭНЕРГОСИСТЕМАМ. 
   4. БАЛАНСЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ. 
     4.1. Баланс электрической энергии.
     4.2. Баланс электрической мощности.
   5. СЕТЕВОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО (ПЕРЕЧЕНЬ ЛЭП 220 КВ И ВЫШЕ, ВВЕДЕННЫХ В РАБОТУ И РЕКОНСТРУИРОВАННЫХ). 
   6. ПЛАНИРОВАНИЕ И ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТОВ.
     6.1. Планирование и выполнение ремонтов генерирующего оборудования.
     6.2. Планирование и выполнение ремонтов сетевого оборудования (ЛЭП 220 кВ и выше).
   7. ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ОРЭ К ВЫРАБОТКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА 2015 ГОД. 
     7.1. Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ).
     7.2. Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности. 
     7.3. Участие ГЭС в автоматическом и оперативном вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности (АВРЧМ). 
   8. ПАРАМЕТРЫ РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.
   9. ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ЗА 2015 ГОД.

 Подготовлен в соответствии с
«Правилами разработки и утверждения схем и программ
перспективного развития электроэнергетики»
утверждены постановлением Правительства РФ
от 17.10.2009 №823

Отчет о функционировании ЕЭС России в 2015 году

 1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ
ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ

   На конец 2015 года в составе ЕЭС России работали семь Объединенных энергосистем (ОЭС). Параллельно работают ОЭС Центра, Cредней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири. Параллельно работающие в составе ОЭС Востока энергосистемы образуют отдельную синхронную зону, точки раздела которой по транзитам 220 кВ с ОЭС Сибири устанавливаются оперативно в зависимости от складывающегося баланса обоих энергообъединений.

   В 2015 году параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Грузии, Азербайджана, Казахстана, Украины и Монголии. Через энергосистему Казахстана в течение 2015 года параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Центральной Азии – Узбекистана и Киргизии. Через энергосистему Украины - энергосистема Молдавии. По линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электроэнергии в энергосистему Южной Осетии и энергосистему Абхазии.

   Совместно с ЕЭС России через преобразовательные устройства постоянного тока работали энергосистема Финляндии и Китая. Кроме этого с энергосистемой Финляндии параллельно работали отдельные генераторы Северо-Западной ТЭЦ и ГЭС Ленинградской энергосистемы, с энергосистемой Норвегии – отдельные генераторы ГЭС Кольской энергосистемы, по линиям электропередач переменного тока осуществлялась передача электроэнергии в Китай в островном режиме.

   В ноябре 2015 года на территории Украины были отключены ЛЭП, по которым осуществлялось покрытие дефицита энергосистемы Республики Крым, что привело к вводу ограничений режима электропотребления. После ввода в работу в декабре 2015 года КВЛ 220 кВ Тамань – Камыш-Бурун и КВЛ 220 кВ Тамань – Кафа №3 — объектов первого этапа строящегося энергомоста Кубань - Крым Крымская энергосистема была включена на параллельную работу с ЕЭС России (ОЭС Юга).

   Во исполнение установленных Федеральным законом № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» функций по организации и управлению режимами параллельной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств в 2015 году ОАО «СО ЕЭС» проведена значительная работа по расширению и качественному совершенствованию правового, нормативно-технического, технологического и информационного обеспечения совместной работы ЕЭС России и энергосистем иностранных государств.

   В 2015 году были подписаны следующие документы:

   Договор о параллельной работе ЕЭС России и ЭС Азербайджанской Республики от 13.05.2015. Договор подписан в рамках исполнения Соглашения между Правительством РФ и Правительством Азербайджанской Республики о мерах по обеспечению параллельной работы ЕЭС России и ЭС Азербайджанской Республики от 06.06.2013. Договор регламентирует взаимодействие сторон при планировании ремонтов электросетевого оборудования и устройств РЗ и ПА, планировании и обеспечении выполнения почасовых графиков сальдо перетоков электрической энергии, регулированию электроэнергетического режима, эксплуатации межгосударственных ЛЭП и др.

   Соглашение об организации информационного обмена между ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «Азерэнержи» от 22.11.2015. Соглашение регулирует вопросы осуществления межсистемного обмена технологической информацией между национальными диспетчерскими центрами сторон в объёме, необходимом для управления режимами параллельной работы ЕЭС России и ЭС Азербайджанской Республики, наблюдаемости режимов и обеспечения диспетчерской связи.

   Временное положение по планированию режимов параллельной работы ОЭС Беларуси и ЕЭС России в рамках Евразийского экономического союза на предстоящий год и месяц от 01.07.2015. Положение определяет порядок взаимодействия РУП «ОДУ», ОАО «СО ЕЭС» и ПАО «ФСК ЕЭС» при планировании режимов параллельной работы ОЭС Беларуси и ЕЭС России на предстоящий год и месяц в целях обеспечения поставок и межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) в рамках Евразийского экономического союза.

   В рамках Электроэнергетического совета СНГ были утверждены разработанные Комиссией по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем СНГ и Балтии новые редакции следующих документов:

   Методика мониторинга участия энергосистем стран СНГ и Балтии в регулировании частоты и перетоков активной мощности;

   Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков активной мощности.

   В 2015 году частота электрического тока в ЕЭС России поддерживалась в пределах, установленных Стандартом ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.003-2012 «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования» (далее – Стандарт) и национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 55890-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования» 8759 часов 49 минут 40 секунд или 99,998 % времени.

   В 2015 году зафиксирован один случай (15.06.2015) выхода частоты электрического тока за пределы (50,00±0,05) Гц в 1-ой синхронной зоне ЕЭС России, нарушающий требования Стандарта (продолжительность выхода превышала нормируемые Стандартом 15 минут). Отклонение от требований Стандарта было обусловлено:
   - снижением включенной мощности на величину 2000 МВт из-за аварийного отключения и прекращения пусковых операций генерирующего оборудования;
   - неплановым ограничением рабочей мощности ТЭС величиной 1200 МВт, связанным с высокой температурой наружного воздуха;
   - непрогнозируемым увеличением потребления выше запланированного как по величине на 2400 МВт, так и по длительности в течении 5 часов в связи с ростом фактической температурой наружного воздуха выше прогнозной.

   Отклонение частоты за пределы 50±0,05 Гц было вызвано неблагоприятным сочетанием вышеуказанных факторов и не связано с ошибочными действиями диспетчера ГДЦ.

   Максимальные и минимальные значения частоты в 1-ой синхронной зоне ЕЭС России составили соответственно 50,081 Гц и 49,865 Гц. Максимальная продолжительность периода выхода частоты за пределы (50,00±0,05) Гц составила 25 мин. 20 сек (15.06.2015).

   В 2015 году суммарная продолжительность работы 1-ой синхронной зоны ЕЭС России с частотой электрического тока более 50,05 Гц составила 01 час 56 минут, а с частотой менее 49,95 Гц – 05 часов 47 минут.

   На конец 2015 года общая установленная мощность электростанций ЕЭС России составила 235305,56 МВт.

   Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России в 2015 году составила 1026,88 млрд. кВтч.
   Потребление электроэнергии в 2015 году составило 1008,25 млрд. кВтч.

   Годовой максимум потребления мощности ЕЭС России зафиксирован в 18:00 ((мск) 26.01.2015 при частоте электрического тока 49,99 Гц и составил 147377 МВт. При этом нагрузка электростанций ЕЭС России составила 149392 МВт.

   В 2015 году в Кубанской энергосистеме был установлен исторический максимум потребления мощности, который зарегистрирован 14.08.2015 на уровне 4348 МВт, что выше предыдущего исторического максимума на 219 МВт или 5,3 %.

   В 2015 году по 7-ми энергосистемам зафиксировано превышение максимума потребления мощности над достигнутыми в 2014 году значениями.

   Сравнительные данные по уровню максимального потребления мощности энергосистем, превысивших в 2015 году годовой максимум потребления 2014 года, представлены в таблице 1.1.

 Таблица 1.1.

   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.

 Рис.1.1. Динамика изменения потребления электроэнергии и мощности по ЕЭС России

 Таблица 1.2. Основные показатели работы ОЭС и ЕЭС России в 2015 году

 2. УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1. Вводы новой мощности, демонтаж, перемаркировка.
Структура установленной мощности.

   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.

Таблица 2.1.1.

   Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2016 приведена в табл. 2.1.2.

Таблица 2.1.2

   Структура установленной мощности тепловых электростанций ЕЭС России на начало 2016 года по типам генерирующего оборудования представлена на рис. 2.1.1.

 Рис.2.1.1. Структура установленной мощности ТЭС ЕЭС России

Таблица 2.1.3. Вводы генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в 2015 году

 Таблица 2.1.4. Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях ЕЭС России в 2015 году

2.2. Использование установленной мощности электростанций ЕЭС России

   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.

Таблица 2.2.1. Коэффициенты использования установленной мощности электростанций
по ЕЭС России и ОЭС в 2014 и 2015 годах (%)

 3. ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ОЭС И ЭНЕРГОСИСТЕМАМ.

   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.

Рис. 3.1. Динамика потребления электроэнергии в ЕЭС России по месяцам 2013 – 2015 годов.

   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.  

Рис. 3.2. Динамика изменения относительной величины потребления электроэнергии
и отклонения фактической температуры наружного воздуха по месяцам 2015 года.

   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.

Таблица 3.1. млн. кВтч

 4. БАЛАНСЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ.

4.1. Баланс электрической энергии.

   Баланс электрической энергии ЕЭС России за 2014 и 2015 годы представлен в табл. 4.1.1.

Таблица 4.1.1. Баланс электрической энергии по ЕЭС России за 2014 и 2015 годы.

   Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России за 2015 год с учетом межсистемных и межгосударственных перетоков электроэнергии представлен на рис. 4.1.1.

 Рис.4.1.1 Фактический баланс электроэнергии по ЕЭС России за 2015 год.

   Балансы электрической энергии ОЭС за 2015 год в сравнении с балансовыми показателями 2014 года представлены в табл. 4.1.2.

Таблица 4.1.2. Балансы электрической энергии ОЭС за 2014 и 2015 годы.

 (*) – «+» – прием, «–» – выдача

   Структура выработки электроэнергии электростанциями ЕЭС России.

   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%).

   Производство электроэнергии электростанциями генерирующих компаний.

   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.

Рис. 4.1.2. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций ЕЭС России.

   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. (Доля выработки электроэнергии на возобновляемых источниках электроэнергии ЭС, СЭС в соответствующих объединенных энергосистемах учтена в выработке ГЭС)

4.2. Баланс электрической мощности

   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.

Таблица 4.2.1 Среднесуточная температура наружного воздуха по ОЭС и ЕЭС России
в день прохождения годового максимума потребления мощности в 2015 году

 Рис.4.2.1. Балансы мощности в часы прохождения годовых максимумов потребления в 2014 и 2015 годах 

   Балансы мощности по ОЭС на час годового максимума потребления ЕЭС России в 2015 году представлены в табл. 4.2.2.

Таблица 4.2.2 Баланс мощности ОЭС на час годового максимума ЕЭС России 26.01.2015, МВт

   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

 5. СЕТЕВОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО (ПЕРЕЧЕНЬ ЛЭП 220 КВ И ВЫШЕ,
ВВЕДЕННЫХ В РАБОТУ И РЕКОНСТРУИРОВАННЫХ).

   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.

 6. ПЛАНИРОВАНИЕ И ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТОВ

6.1. Планирование и выполнение ремонтов генерирующего оборудования

   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.

 Рис.6.1.1. Объем завершенных капитальных ремонтов турбо-и гидроагрегатов
электростанций ЕЭС России по месяцам 2015 г.

 Рис.6.1.2. Объем завершенных средних ремонтов турбоагрегатов
электростанций ЕЭС России по месяцам 2015 г.

   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%.

 Таблица 6.1.3. Динамика изменения ремонтной мощности ТЭС, ГЭС и АЭС ЕЭС России в 2015 году
(в МВт и в % от установленной мощности)

 6.2. Планирование и выполнение ремонтов сетевого оборудования (ЛЭП 220 кВ и выше)

   В табл.6.2.1. представлены результаты выполнения плановых ремонтов на ЛЭП 220-750 кВ ЕНЭС

Таблица 6.2.1.

 7. ГОТОВНОСТЬ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ОРЭ
К ВЫРАБОТКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА 2015 ГОД..

   В рамках контроля готовности генерирующего оборудования участников оптового рынка к выработке электрической энергии, Системный оператор осуществляет подтверждение выполнения участниками следующих требований:

7.1. Участие в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ)

   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.

7.2. Предоставление диапазона регулирования реактивной мощности.

   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.

7.3. Участие ГЭС в автоматическом и оперативном вторичном регулировании
частоты электрического тока и перетоков активной мощности (АВРЧМ).

   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.

8. ПАРАМЕТРЫ РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

   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.

 9. ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ЗА 2015 ГОД.

   В табл. 9.1. представлены ценовые показатели балансирующего рынка

Таблица 9.1.

   В табл. 9.2. представлены предварительные объемы отклонений по внешней инициативе.

Таблица 9.2.

 * в качестве отклонения ИВ1 приведена разница (ПБР-ТГ);
 * показатели ТЭС приведены без учета электростанций промышленных предприятий.

ОГЛАВЛЕНИЕ