Существенный рост доли ВИЭ в энергосистеме влечет за собой трансформацию роли «классической» тепловой генерации, заявил член Правления Системного оператора, директор по энергетическим рынкам и внешним связям Андрей Катаев на конференции ИД «Коммерсантъ» «Энергетика России: новый цикл – новые трансформации». Этот вид генерации постепенно снижает свою значимость как источника энергии и все больше приобретает роль поставщика ресурса регулирования баланса выработки-потребления, поддержания частоты и уровня резервов.
Он отметил, что сегодня ВИЭ не оказывают существенного влияния на функционирование ЕЭС России. Однако в ОЭС Юга по итогам реализации ДПМ ВИЭ-1 будет построено 64,4 % всего объема ВИЭ, финансируемого в рамках этой программы. К 2024 году объем мощности ВИЭ может достигнуть 3,5 ГВт – системно значимого уровня в 28 % от установленной мощности тепловой генерации. Подробнее на сайте
Он отметил, что сегодня ВИЭ не оказывают существенного влияния на функционирование ЕЭС России. Однако в ОЭС Юга по итогам реализации ДПМ ВИЭ-1 будет построено 64,4 % всего объема ВИЭ, финансируемого в рамках этой программы. К 2024 году объем мощности ВИЭ может достигнуть 3,5 ГВт – системно значимого уровня в 28 % от установленной мощности тепловой генерации. Подробнее на сайте
Сложившаяся этим летом в ОЭС Юга режимно-балансовая ситуация характеризовалась отсутствием не просто нормативных резервов, а по некоторым из контролируемых сечений – вообще каких-либо резервов мощности, и как следствие несла в себе прямые риски ограничения потребителей при возникновении аварий – заявил Председатель Правления Системного оператора Федор Опадчий на заседании Федерального штаба по подготовке ЮФО к прохождению ОЗП, проведенном министром энергетики Николаем Шульгиновым 23 сентября в Волгограде.
В числе необходимых мер глава СО назвал минимизацию количества ремонтов энергооборудования в период экстремально высоких температур, разработку мероприятий по увеличению МДП в рамках подготовки СиПР ЕЭС России 2022–2028 гг.
С начала 2021 года потребление электроэнергии в энергосистемах ЮФО увеличилось на 8% относительно прошлого года. В ОЗП положительная динамика сохранится. По отношению к ОЗП 2020/2021 года в октябре – декабре прирост потребления электроэнергии составит 2,8 %, в январе - марте 2022 года - 3,2 %, максимального потребления мощности - 2,4 % до 17,0 ГВт.
Одна из ключевых тем - дефицит мощности в Юго-Западном энергорайоне Кубанской энергосистемы. Анализ баланса с учетом перетока в Крымскую энергосистему показал наличие непокрываемого дефицита мощности в энергорайоне в единичной ремонтной схеме в 2022–2023 гг. Устранить его позволит запланированный ввод в работу ТЭС Ударная мощностью 500 МВт.
Для повышения надежности Крымской энергосистемы необходимо в установленные сроки завершить ввод линий электропередачи 110 кВ и 220 кВ и установить источники реактивной мощности на ПС 110 и 220 кВ.
Федор Опадчий отметил, что по итогам реализации ДПМ ВИЭ-1 к 2024 г. наибольший объем мощности ВИЭ – 3,5 ГВт – ожидается именно в ОЭС Юга, где будет построено 64,4 % всего объема ВИЭ, финансируемого в рамках программы. При средней для ЕЭС России доле ВИЭ, которая составит 3.9% от установленной мощности тепловой генерации, в ОЭС Юга этот показатель может достигнуть системно значимого уровня в 28%. В рамках ДПМ ВИЭ-1 реализуются меры, обеспечивающие интеграцию ВИЭ в ЕЭС России. В частности, регламентами ОРЭМ определен порядок учета ВИЭ в процедурах ВСВГО, реализуются пилотные проекты по созданию и отработке методик прогнозирования нагрузки ВИЭ. В рамках программы ДПМ ВИЭ-2 планируется, что к 2030 г. доля объектов ВИЭ, работающих в составе ЕЭС России, составит более 10 ГВт.
Подробнее на сайте
В числе необходимых мер глава СО назвал минимизацию количества ремонтов энергооборудования в период экстремально высоких температур, разработку мероприятий по увеличению МДП в рамках подготовки СиПР ЕЭС России 2022–2028 гг.
С начала 2021 года потребление электроэнергии в энергосистемах ЮФО увеличилось на 8% относительно прошлого года. В ОЗП положительная динамика сохранится. По отношению к ОЗП 2020/2021 года в октябре – декабре прирост потребления электроэнергии составит 2,8 %, в январе - марте 2022 года - 3,2 %, максимального потребления мощности - 2,4 % до 17,0 ГВт.
Одна из ключевых тем - дефицит мощности в Юго-Западном энергорайоне Кубанской энергосистемы. Анализ баланса с учетом перетока в Крымскую энергосистему показал наличие непокрываемого дефицита мощности в энергорайоне в единичной ремонтной схеме в 2022–2023 гг. Устранить его позволит запланированный ввод в работу ТЭС Ударная мощностью 500 МВт.
Для повышения надежности Крымской энергосистемы необходимо в установленные сроки завершить ввод линий электропередачи 110 кВ и 220 кВ и установить источники реактивной мощности на ПС 110 и 220 кВ.
Федор Опадчий отметил, что по итогам реализации ДПМ ВИЭ-1 к 2024 г. наибольший объем мощности ВИЭ – 3,5 ГВт – ожидается именно в ОЭС Юга, где будет построено 64,4 % всего объема ВИЭ, финансируемого в рамках программы. При средней для ЕЭС России доле ВИЭ, которая составит 3.9% от установленной мощности тепловой генерации, в ОЭС Юга этот показатель может достигнуть системно значимого уровня в 28%. В рамках ДПМ ВИЭ-1 реализуются меры, обеспечивающие интеграцию ВИЭ в ЕЭС России. В частности, регламентами ОРЭМ определен порядок учета ВИЭ в процедурах ВСВГО, реализуются пилотные проекты по созданию и отработке методик прогнозирования нагрузки ВИЭ. В рамках программы ДПМ ВИЭ-2 планируется, что к 2030 г. доля объектов ВИЭ, работающих в составе ЕЭС России, составит более 10 ГВт.
Подробнее на сайте
Калининградская энергосистема подтвердила техническую готовность к работе в изолированном режиме – таковы итоги испытаний, которые прошли 25 сентября под руководством Системного оператора и под контролем Министерства энергетики РФ.
С 09:07 до 17:10 по местному времени были разомкнуты транзитные связи 110 кВ и 330 кВ с энергосистемой Литвы – все это время энергосистема региона работала в изолированном режиме.
Максимальная величина потребления мощности в энергосистеме в этот период составила 564 МВт.
Уровни напряжения в контрольных пунктах и на шинах 330 кВ всех объектов электроэнергетики энергосистемы региона находились в допустимых диапазонах. Во время испытаний на пяти электростанциях поддерживались рассчитанные Системным оператором необходимые резервы на загрузку и разгрузку, позволяющие скомпенсировать любые аварийные отключения генерирующего оборудования и возможные отклонения потребления. Автоматическое регулирование частоты в Калининградской энергосистеме в изолированном режиме работы последовательно осуществлялось Маяковской, Прегольской и Талаховской ТЭС.
Подробнее на сайте
С 09:07 до 17:10 по местному времени были разомкнуты транзитные связи 110 кВ и 330 кВ с энергосистемой Литвы – все это время энергосистема региона работала в изолированном режиме.
Максимальная величина потребления мощности в энергосистеме в этот период составила 564 МВт.
Уровни напряжения в контрольных пунктах и на шинах 330 кВ всех объектов электроэнергетики энергосистемы региона находились в допустимых диапазонах. Во время испытаний на пяти электростанциях поддерживались рассчитанные Системным оператором необходимые резервы на загрузку и разгрузку, позволяющие скомпенсировать любые аварийные отключения генерирующего оборудования и возможные отклонения потребления. Автоматическое регулирование частоты в Калининградской энергосистеме в изолированном режиме работы последовательно осуществлялось Маяковской, Прегольской и Талаховской ТЭС.
Подробнее на сайте
Впервые с момента реализации пилотного проекта по управлению спросом потребителей розничного рынка электроэнергии отобранный объем снижения потребления превысил 1 ГВт.
Отобранный на 4 квартал 2021 года объем для 1 ЦЗ - 1 010,45 МВт, для 2 ЦЗ – 144,92 МВт.
Отобраны заявки 61 участника в отношении 353 объектов агрегированного управления.
По итогам конкурентного отбора средневзвешенная цена оказания услуг в 1 ЦЗ составила 319 638,72 руб./МВт в месяц, во 2 ЦЗ – 553 212,47 руб./МВт в месяц.
Подробнее на сайте
Отобранный на 4 квартал 2021 года объем для 1 ЦЗ - 1 010,45 МВт, для 2 ЦЗ – 144,92 МВт.
Отобраны заявки 61 участника в отношении 353 объектов агрегированного управления.
По итогам конкурентного отбора средневзвешенная цена оказания услуг в 1 ЦЗ составила 319 638,72 руб./МВт в месяц, во 2 ЦЗ – 553 212,47 руб./МВт в месяц.
Подробнее на сайте
Московское РДУ приступило к выполнению функций оперативно-диспетчерского управления из нового диспетчерского центра (ДЦ), расположенного в Румянцево. При этом старый ДЦ переведен в статус резервного с сохранением полной функциональности.
Новое здание оснащено инженерными, информационными и телекоммуникационными системами, соответствующими мировому уровню.
Ввод нового ДЦ повысит надежность управления Московской энергосистемой и обеспечит дальнейшее развитие инфраструктуры и технологий оперативно-диспетчерского управления.
Подробнее на сайте
Новое здание оснащено инженерными, информационными и телекоммуникационными системами, соответствующими мировому уровню.
Ввод нового ДЦ повысит надежность управления Московской энергосистемой и обеспечит дальнейшее развитие инфраструктуры и технологий оперативно-диспетчерского управления.
Подробнее на сайте
Пилотный проект по управлению спросом на электроэнергию впервые привел к экономии потребителей. Выручка компаний-агрегаторов, обеспечивающих снижение спроса, оказалась меньше, чем достигнутое снижение цены. С апреля по август агрегаторы уменьшили стоимость покупки электроэнергии на 574 млн руб., а заработали при этом 456 млн руб. Причины — новые критерии механизма и рост объема услуг по снижению спроса, который уже превысил 1 ГВт. Подробнее читайте на страницах издания "Комерсантъ"
Коммерсантъ
Спрос на минус дал плюс
Бизнес впервые сэкономил на управлении потреблением электроэнергии
В Москве открылась Международная конференция и выставка «Релейная защита и автоматика энергосистем – 2021»
Первый зампред Системного оператора Сергей Павлушко, открывая мероприятие, отметил, что открытый обмен мнениями помогает определить основные векторы развития систем релейной защиты, противоаварийного и режимного управления, ознакомиться с лучшими мировыми практиками и новейшими достижениями, выявить наиболее перспективные и пригодные для адаптации решения, чтобы впоследствии развивать их с учетом технологических особенностей отечественной энергосистемы.
На конференции в рамках семи секций заявлено более 130 научно-технических докладов российских и зарубежных специалистов из 8 стран. На мероприятие зарегистрировалось свыше 800 участников. Выставочная экспозиция объединяет 20 экспонентов – ведущих производителей и поставщиков оборудования и решений в сфере РЗА в России и за рубежом.
Подробнее на сайте
Первый зампред Системного оператора Сергей Павлушко, открывая мероприятие, отметил, что открытый обмен мнениями помогает определить основные векторы развития систем релейной защиты, противоаварийного и режимного управления, ознакомиться с лучшими мировыми практиками и новейшими достижениями, выявить наиболее перспективные и пригодные для адаптации решения, чтобы впоследствии развивать их с учетом технологических особенностей отечественной энергосистемы.
На конференции в рамках семи секций заявлено более 130 научно-технических докладов российских и зарубежных специалистов из 8 стран. На мероприятие зарегистрировалось свыше 800 участников. Выставочная экспозиция объединяет 20 экспонентов – ведущих производителей и поставщиков оборудования и решений в сфере РЗА в России и за рубежом.
Подробнее на сайте
Комментируем по просьбе коллег.
1. «все совсем не так радужно»
Приведенная в комментарии «картина» не является ни радужной, ни ужасающей. Это пилот. И в нем изначально доступна меньшая часть доходных статей, что не позволяет в полной мере говорить об экономической эффективности. Например, механизм отсутствует в рынке мощности, который, по сути, и является целевым. При этом в настоящий момент пилот вышел на тот уровень, который позволяет получать профит потребителям - участникам проекта и не приводит к убыткам остальных потребителей, в проекте не участвующих.
Кроме того, не корректно сводить дискуссию о промежуточных результатах пилотного проекта только к вопросу какой эффект получили потребители, не участвующие в проекте. Учитывая темпы роста предложения и широту охвата видов деятельности потребителей-участников пилотного проекта, проект высоко востребован среди потребителей.
Поскольку оплату за участие в механизме получают тоже потребители в комментариях всегда следует уточнять о каких потребителях идет речь. Если совокупно обо всех, то всего потребители получили эффект 574 млн. руб. В том числе участники пилота 456 млн. руб. и потребители, не участвующие в пилоте 118 млн. руб.
2. «важно обратить внимание на то, что исполнение своих обязательств у агрегаторов серьёзно хромает»
Одна из задач пилотного проекта – найти пути эффективного встраивания нового механизма в рынок. Продолжая решать эту задачу, мы вступаем в новый этап, переходим от общего количественного роста к росту качественному – большинство изменений, запланированных к внедрению начиная с 4 квартала 2021 год, направлено на повышение качества оказываемых услуг, в том числе в части исполнения обязательств. И это, в том числе повлияет на эффект, получаемый потребителями. В части повышения готовности - увеличит объем и эффект в РСВ, в части повышения исполнения разгрузки - увеличит сумму оплаты агрегаторам.
3. «в заявленном уменьшении стоимости покупки электроэнергии на 574 млн рублей учтена разгрузка РУСАЛ по ЦЗСП в 54 МВт»
Это правда. Поскольку разделить эффект в РСВ невозможно, эта величина учитывает 54 МВт разгрузки участников оптового ЦЗСП.
Но! Затраты на "оплату" участников механизма ЦЗСП с лихвой покрыты эффектом в рынке мощности от снижения цены КОМ в 2021 году в размере 278 млн. руб (за вычетом снижения оплаты отнесенных к самим участникам ЦЗСП). Поэтому если мы добавим затраты на «оплату» оптовых ЦЗСП и экономию за счет снижения цены КОМ, то эффект для потребителей еще увеличится.
Продолжение ниже
1. «все совсем не так радужно»
Приведенная в комментарии «картина» не является ни радужной, ни ужасающей. Это пилот. И в нем изначально доступна меньшая часть доходных статей, что не позволяет в полной мере говорить об экономической эффективности. Например, механизм отсутствует в рынке мощности, который, по сути, и является целевым. При этом в настоящий момент пилот вышел на тот уровень, который позволяет получать профит потребителям - участникам проекта и не приводит к убыткам остальных потребителей, в проекте не участвующих.
Кроме того, не корректно сводить дискуссию о промежуточных результатах пилотного проекта только к вопросу какой эффект получили потребители, не участвующие в проекте. Учитывая темпы роста предложения и широту охвата видов деятельности потребителей-участников пилотного проекта, проект высоко востребован среди потребителей.
Поскольку оплату за участие в механизме получают тоже потребители в комментариях всегда следует уточнять о каких потребителях идет речь. Если совокупно обо всех, то всего потребители получили эффект 574 млн. руб. В том числе участники пилота 456 млн. руб. и потребители, не участвующие в пилоте 118 млн. руб.
2. «важно обратить внимание на то, что исполнение своих обязательств у агрегаторов серьёзно хромает»
Одна из задач пилотного проекта – найти пути эффективного встраивания нового механизма в рынок. Продолжая решать эту задачу, мы вступаем в новый этап, переходим от общего количественного роста к росту качественному – большинство изменений, запланированных к внедрению начиная с 4 квартала 2021 год, направлено на повышение качества оказываемых услуг, в том числе в части исполнения обязательств. И это, в том числе повлияет на эффект, получаемый потребителями. В части повышения готовности - увеличит объем и эффект в РСВ, в части повышения исполнения разгрузки - увеличит сумму оплаты агрегаторам.
3. «в заявленном уменьшении стоимости покупки электроэнергии на 574 млн рублей учтена разгрузка РУСАЛ по ЦЗСП в 54 МВт»
Это правда. Поскольку разделить эффект в РСВ невозможно, эта величина учитывает 54 МВт разгрузки участников оптового ЦЗСП.
Но! Затраты на "оплату" участников механизма ЦЗСП с лихвой покрыты эффектом в рынке мощности от снижения цены КОМ в 2021 году в размере 278 млн. руб (за вычетом снижения оплаты отнесенных к самим участникам ЦЗСП). Поэтому если мы добавим затраты на «оплату» оптовых ЦЗСП и экономию за счет снижения цены КОМ, то эффект для потребителей еще увеличится.
Продолжение ниже
Продолжение комментария
4. «необходимо увязать экономический эффект, получаемый агрегатором управления спроса и ЦЗСП с пользой, приносимой их действиями по разгрузке энергопринимающего оборудования для всех потребителей»
Приведенный выше пример участников оптового ЦЗСП является ответом на вопрос про взаимоувязку экономического эффекта. С момента учета в КОМ механизм заведомо эффективен в том числе для пассивных (не участвующих в механизме) потребителей. При этом, конечно, в целевой модели необходимо предусмотреть страховку от неэффективности.
5. «на полгода из экономики изъято и «заморожено» на счетах СО около 1 млрд рублей»
В правила учета предельного объема средств с 2021 года были внесены изменения и непотраченные средства теперь используются в каждом последующем отборе внутри года, и только экономия 4 квартала будет учтена в следующем периоде тарифного регулирования.
6. «потребители из-за неисполнения своих обязательств агрегаторами получают какой-то негативный финансовый эффект на БР, который в текущий момент никак не учитывается инфраструктурой рынка в своих расчетах»
С августа 2021 года объем разгрузки с учетом коэффициента фактического исполнения учитывается при расчете планов балансирующего рынка, что позволяет избежать небаланса на величину недоразгрузки. Поэтому с учетом того, что ИБР близок к цене РСВ, а часто и ниже, то эффект в БР от недоразгрузки пренебрежимо мал.
И в завершение хотим подчеркнуть, что считаем критику проекта очень полезной для выявления проблем и готовы их обсуждать не только по факту выхода публикаций в СМИ, но и в режиме постоянной работы. Свои вопросы и предложения вы можете присылать на специальный почтовый ящик СО: [email protected]
4. «необходимо увязать экономический эффект, получаемый агрегатором управления спроса и ЦЗСП с пользой, приносимой их действиями по разгрузке энергопринимающего оборудования для всех потребителей»
Приведенный выше пример участников оптового ЦЗСП является ответом на вопрос про взаимоувязку экономического эффекта. С момента учета в КОМ механизм заведомо эффективен в том числе для пассивных (не участвующих в механизме) потребителей. При этом, конечно, в целевой модели необходимо предусмотреть страховку от неэффективности.
5. «на полгода из экономики изъято и «заморожено» на счетах СО около 1 млрд рублей»
В правила учета предельного объема средств с 2021 года были внесены изменения и непотраченные средства теперь используются в каждом последующем отборе внутри года, и только экономия 4 квартала будет учтена в следующем периоде тарифного регулирования.
6. «потребители из-за неисполнения своих обязательств агрегаторами получают какой-то негативный финансовый эффект на БР, который в текущий момент никак не учитывается инфраструктурой рынка в своих расчетах»
С августа 2021 года объем разгрузки с учетом коэффициента фактического исполнения учитывается при расчете планов балансирующего рынка, что позволяет избежать небаланса на величину недоразгрузки. Поэтому с учетом того, что ИБР близок к цене РСВ, а часто и ниже, то эффект в БР от недоразгрузки пренебрежимо мал.
И в завершение хотим подчеркнуть, что считаем критику проекта очень полезной для выявления проблем и готовы их обсуждать не только по факту выхода публикаций в СМИ, но и в режиме постоянной работы. Свои вопросы и предложения вы можете присылать на специальный почтовый ящик СО: [email protected]
С начала года энергопотребление в СКФО увеличилось на 8,3 % относительно прошлого года, сообщил Председатель Правления Системного оператора Федор Опадчий на заседании Федерального штаба по подготовке СКФО к прохождению ОЗП, проведенном министром энергетики Николаем Шульгиновым 30 сентября во Владикавказе. В ОЗП положительная динамика сохранится. В октябре-декабре ожидается прирост на 3%, в январе-марте 2022 г - 2,9%.
По словам Опадчего, необходимо продолжить разработку и реализацию мероприятий, повышающих надежность схемы выдачи мощности Зарамагской ГЭС-1. Еще одна важная задача в преддверии ОЗП - завершение работ по организации схем плавки гололеда на двух ВЛ 110 кВ Каскада Кубанских ГЭС.
Федор Опадчий отметил, что за 8 месяцев 2021 года в энергосистеме Республики Дагестан произошло 4 крупные аварии с нарушением электроснабжения потребителей из-за неправильной работы устройств РЗА и дефектов оборудования подстанций и элементов ВЛ. Основная причина - низкий уровень эксплуатации устройств РЗА на ряде подстанций и недостаточная квалификация персонала. Необходимо разработать программу повышения надежности функционирования устройств РЗА в энергосистеме Дагестана.
Среди проектов реальной цифровизации в СКФО Опадчий выделил внедрение дистанционного управления оборудованием, устройствами РЗА сетевых объектов и режимами работы объектов генерации (ДУ), системы доведения плановых диспетчерских графиков и диспетчерских команд (СДПМ) и системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ).
На 2021-2022 гг запланирована реализация ДУ на 4 ВЭС, 2 ГЭС и 12 ПС 110–500 кВ. Применение СДПМ расширится с 4 до 6 ГЭС.
СМЗУ в СКФО внедрена на 11 контролируемых сечениях, что позволило увеличить степень использования пропускной способности сети 500–330 кВ и 330–110 кВ в этих сечениях в среднем на 200 МВт и 80 МВт соответственно.
Подробнее на сайте
По словам Опадчего, необходимо продолжить разработку и реализацию мероприятий, повышающих надежность схемы выдачи мощности Зарамагской ГЭС-1. Еще одна важная задача в преддверии ОЗП - завершение работ по организации схем плавки гололеда на двух ВЛ 110 кВ Каскада Кубанских ГЭС.
Федор Опадчий отметил, что за 8 месяцев 2021 года в энергосистеме Республики Дагестан произошло 4 крупные аварии с нарушением электроснабжения потребителей из-за неправильной работы устройств РЗА и дефектов оборудования подстанций и элементов ВЛ. Основная причина - низкий уровень эксплуатации устройств РЗА на ряде подстанций и недостаточная квалификация персонала. Необходимо разработать программу повышения надежности функционирования устройств РЗА в энергосистеме Дагестана.
Среди проектов реальной цифровизации в СКФО Опадчий выделил внедрение дистанционного управления оборудованием, устройствами РЗА сетевых объектов и режимами работы объектов генерации (ДУ), системы доведения плановых диспетчерских графиков и диспетчерских команд (СДПМ) и системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ).
На 2021-2022 гг запланирована реализация ДУ на 4 ВЭС, 2 ГЭС и 12 ПС 110–500 кВ. Применение СДПМ расширится с 4 до 6 ГЭС.
СМЗУ в СКФО внедрена на 11 контролируемых сечениях, что позволило увеличить степень использования пропускной способности сети 500–330 кВ и 330–110 кВ в этих сечениях в среднем на 200 МВт и 80 МВт соответственно.
Подробнее на сайте
По оперативным данным АО «СО ЕЭС», потребление электроэнергии в Единой энергосистеме России в сентябре 2021 года составило 83,6 млрд кВт•ч, что на 6,4 % больше объема потребления за сентябрь 2020 года. Электростанции ЕЭС России выработали 85,9 млрд кВт•ч, что на 7,4 % больше, чем в сентябре 2020 года. Подробнее читайте на сайте Системного оператора
Потребление электроэнергии за девять месяцев 2021 года в ЕЭС России составило 792,6 млрд кВт•ч, что на 5,6 % больше, чем в январе – сентябре 2020 года (без учета потребления 29 февраля високосного 2020 года – больше на 6,0 %).
Выработка электроэнергии в ЕЭС России за девять месяцев 2021 года составила 809,9 млрд кВт•ч, что на 6,5 % больше показателя аналогичного периода прошлого года. Без учета влияния 29 февраля високосного 2020 года рост выработки за январь – сентябрь 2021 года составил по ЕЭС России 7,0 %. Подробнее читайте на сайте Системного оператора
Выработка электроэнергии в ЕЭС России за девять месяцев 2021 года составила 809,9 млрд кВт•ч, что на 6,5 % больше показателя аналогичного периода прошлого года. Без учета влияния 29 февраля високосного 2020 года рост выработки за январь – сентябрь 2021 года составил по ЕЭС России 7,0 %. Подробнее читайте на сайте Системного оператора
Минэнерго США раскрыло 10 причин, по которым нужно любить гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)
Среди преимуществ, на которые Министерство энергетики (Department of Energy, DoE) США обратило внимание, отмечено что:
⚡ГАЭС минимизируют риски перегрузки в энергосистеме (накапливая выработанные ВИЭ излишки электроэнергии и выдавая энергию в сеть во время пиков потребления),
⚡ГАЭС способны восполнить дефицит электроэнергии при снижении выработки ВИЭ в неблагоприятных погодных условиях (развитие ВИЭ является определяющим фактором энергоперехода, но они зависимы от климатических условий),
⚡ГАЭС предоставляют 93% от общего объема электроэнергии, выдаваемой в сеть промышленными накопителями энергии различных типов в США,
⚡ГАЭС обладают КПД 70–80% (одни из самых эффективных среди промышленных накопителей энергии),
⚡ГАЭС и ГЭС обеспечивают 40% генерирующей мощности, необходимой для запуска энергосистемы после системной аварии.
Подробнее - в обзоре основных событий, влияющих на функционирование и развитие энергосистем в мире
Среди преимуществ, на которые Министерство энергетики (Department of Energy, DoE) США обратило внимание, отмечено что:
⚡ГАЭС минимизируют риски перегрузки в энергосистеме (накапливая выработанные ВИЭ излишки электроэнергии и выдавая энергию в сеть во время пиков потребления),
⚡ГАЭС способны восполнить дефицит электроэнергии при снижении выработки ВИЭ в неблагоприятных погодных условиях (развитие ВИЭ является определяющим фактором энергоперехода, но они зависимы от климатических условий),
⚡ГАЭС предоставляют 93% от общего объема электроэнергии, выдаваемой в сеть промышленными накопителями энергии различных типов в США,
⚡ГАЭС обладают КПД 70–80% (одни из самых эффективных среди промышленных накопителей энергии),
⚡ГАЭС и ГЭС обеспечивают 40% генерирующей мощности, необходимой для запуска энергосистемы после системной аварии.
Подробнее - в обзоре основных событий, влияющих на функционирование и развитие энергосистем в мире
Системный оператор и Россети реализовали проект дистанционного управления оборудованием переключательного пункта 220 кВ Зея в Амурской области.
Диспетчерский персонал Амурского РДУ получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ с использованием автоматизированной системы, позволяющей в 5–10 раз сократить время переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчеров и минимизировать риск ошибочных действий.
«Это позволило повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Амурской области, – прокомментировал событие генеральный директор ОДУ Востока Виталий Сунгуров. – Данный переключательный пункт является одной из транзитных подстанций, обеспечивающих электроснабжение магистрального газопровода «Сила Сибири».
Подробнее на сайте
Диспетчерский персонал Амурского РДУ получил возможность дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ с использованием автоматизированной системы, позволяющей в 5–10 раз сократить время переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчеров и минимизировать риск ошибочных действий.
«Это позволило повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Амурской области, – прокомментировал событие генеральный директор ОДУ Востока Виталий Сунгуров. – Данный переключательный пункт является одной из транзитных подстанций, обеспечивающих электроснабжение магистрального газопровода «Сила Сибири».
Подробнее на сайте