ПРЕЗЕНТАЦИЯ А.В. ЧЕРЕЗОВА "ОБ ИТОГАХ ПРОХОЖДЕНИЯ ОЗП 2014/2015 ГОДОА"

1. Об итогах прохождения ОЗП 2014/2015 годов
Заместитель Министра энергетики Российской Федерации
А.В. Черезов

2. 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

3. 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
79
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

4. 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

5. 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

6. 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

7. 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
летлет
Средняя длительность эксплуатации
25,7
30,1
34,3
39,0
43,2
20
30
40
50
1994 1999 2004 2009 2014
ТурбиныКотлоагрегаты
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

8. 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

9. Основные зоны риска по объектам генерацииОсновные 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 компаниямОсновные 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

10. 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
39,816,5
21,6
11,3
38,478,2
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

11. 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

12. 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%

13. 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

14. 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

15. 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 оборудованияПо 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

16. 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 оборудованияПо 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

17. ОАО «МРСК Северного Кавказа»
Общее количество аварий (ПС и ВЛ) 110 кВ и выше
Основные причины аварий
По видам оборудованияПо 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
11701185 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%

18. 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

19. 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)

20. 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)

21. 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. 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

23. 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.

24. 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

25. 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

26. 11,46,9
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 эксплуатацииОтсутствие надлежащего уровня эксплуатации
Повреждения при атмосферных воздействияхПовреждения при атмосферных воздействиях
Повреждения из-за механических повреждений
(падение деревьев)
Повреждения из-за механических повреждений
(падение деревьев)
26

27. 27
ОСНОВНЫЕ
ОСОБЕННОСТИ
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
ОСНОВНЫЕЗАДАЧИ
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

28. - 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. 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

30. 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 опыта3.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 энергетике7.Совершенствование нормативно-правового регулирования в энергетике
30