Системный оператор и Уральский турбинный завод подписали соглашение о сотрудничестве на РЭН-2022
Подписанное главой СО Федором Опадчим и Председателем СД АО «УТЗ» Михаилом Лифшицем соглашение предусматривает взаимодействие по совместной верификации и информобмену в отношении параметров и характеристик турбинного оборудования производства УТЗ их систем регулирования и защиты, разработке цифровых моделей паровых турбин.
«В этом году приняты изменения в законодательную базу, которые закрепили за Системным оператором функции основного разработчика документов перспективного развития: СиПР и Генсхемы. Очевидно, что перспективные планы должны основываться на ясном понимании, какими возможностями обладает промышленность, чтобы обеспечить реализацию планов по вводу нового оборудования. Именно поэтому выстраивание прямого диалога с производителями является крайнем важным», - отметил Опадчий. Михаил Лифшиц добавил, что соглашение с СО – это первый шаг в сторону нового технического уклада.
#РЭН2022
Подписанное главой СО Федором Опадчим и Председателем СД АО «УТЗ» Михаилом Лифшицем соглашение предусматривает взаимодействие по совместной верификации и информобмену в отношении параметров и характеристик турбинного оборудования производства УТЗ их систем регулирования и защиты, разработке цифровых моделей паровых турбин.
«В этом году приняты изменения в законодательную базу, которые закрепили за Системным оператором функции основного разработчика документов перспективного развития: СиПР и Генсхемы. Очевидно, что перспективные планы должны основываться на ясном понимании, какими возможностями обладает промышленность, чтобы обеспечить реализацию планов по вводу нового оборудования. Именно поэтому выстраивание прямого диалога с производителями является крайнем важным», - отметил Опадчий. Михаил Лифшиц добавил, что соглашение с СО – это первый шаг в сторону нового технического уклада.
#РЭН2022
Forwarded from Правительство России
Media is too big
VIEW IN TELEGRAM
Правительство запустит новый механизм для повышения эффективности национальной энергосистемы
🔋Премьер отметил надежность российской энергосистемы, ее способность обеспечивать гарантированные поставки и поддерживать высокий уровень бесперебойной работы всего сетевого хозяйства.
👷♂️Правительство планирует ввести для участников оптового рынка электроэнергии новый механизм по управлению режимом потребления.
⚡️Таким образом будет обеспечена более равномерная нагрузка на энергосистему благодаря сглаживанию ее роста в пиковые часы.
«Важно, что это поможет экономить значительные средства ключевым секторам, в том числе крупным промышленным предприятиям», – отметил Михаил Мишустин.
💼Также для повышения эффективности национальной энергосистемы некоммерческому партнерству «Совет рынка», объединяющему всех участников отрасли, будут предоставлены дополнительные полномочия, что усилит механизмы саморегулирования внутри системы.
#заседание_правительства
🔋Премьер отметил надежность российской энергосистемы, ее способность обеспечивать гарантированные поставки и поддерживать высокий уровень бесперебойной работы всего сетевого хозяйства.
👷♂️Правительство планирует ввести для участников оптового рынка электроэнергии новый механизм по управлению режимом потребления.
⚡️Таким образом будет обеспечена более равномерная нагрузка на энергосистему благодаря сглаживанию ее роста в пиковые часы.
«Важно, что это поможет экономить значительные средства ключевым секторам, в том числе крупным промышленным предприятиям», – отметил Михаил Мишустин.
💼Также для повышения эффективности национальной энергосистемы некоммерческому партнерству «Совет рынка», объединяющему всех участников отрасли, будут предоставлены дополнительные полномочия, что усилит механизмы саморегулирования внутри системы.
#заседание_правительства
Сохранение 20% доли гидроэнергетики по сценарию развития до 2050 года, требует ввода 22 ГВт новых ГЭС и ГАЭС, сообщил глава СО ЕЭС на РЭН-2022.
Минэнерго составлен перечень приоритетных проектов – 8 ГЭС общей мощностью 4,7 ГВт и 6 ГАЭС на 6,5 ГВт. Выполнимость этих планов зависит от решения двух важных задач: расчет комплексного экономического эффекта ГЭС и снижение стоимости привлекаемого для строительства капитала, считает Федор Опадчий.
Один из примеров комплексного эффекта – регулирующие функции ГЭС, позволяющие эффективнее вводить другие типы генерации: АЭС и ВИЭ, сочетающиеся с противопаводковым эффектом и влиянием плотин на развитие дорожной инфраструктуры.
Еще один фактор – длительность строительства, превышающая 10 лет, что не дает ГЭС включаться в существующие рыночные механизмы ликвидации перспективных локальных дефицитов мощности, т.к. логика этих механизмов пока настроена на период 6–7 лет.
#РЭН2022
Минэнерго составлен перечень приоритетных проектов – 8 ГЭС общей мощностью 4,7 ГВт и 6 ГАЭС на 6,5 ГВт. Выполнимость этих планов зависит от решения двух важных задач: расчет комплексного экономического эффекта ГЭС и снижение стоимости привлекаемого для строительства капитала, считает Федор Опадчий.
Один из примеров комплексного эффекта – регулирующие функции ГЭС, позволяющие эффективнее вводить другие типы генерации: АЭС и ВИЭ, сочетающиеся с противопаводковым эффектом и влиянием плотин на развитие дорожной инфраструктуры.
Еще один фактор – длительность строительства, превышающая 10 лет, что не дает ГЭС включаться в существующие рыночные механизмы ликвидации перспективных локальных дефицитов мощности, т.к. логика этих механизмов пока настроена на период 6–7 лет.
#РЭН2022
Глава СО Федор Опадчий на сессии РЭН «Энергетика как опора для формирования Большого Евразийского партнерства» рассказал о перспективных проектах в энергосистемах стран ЦА и развитии сотрудничества.
Среди планируемых проектов, влияющих на параллельную работу всех стран энергообъединения: строительство АЭС в странах ЦА (до 4,8 ГВт), ГЭС (4 ГВт) в Таджикистане, гидрогенерации (1,86 ГВт) в Киргизии, ВИЭ (до 11 ГВт) в Казахстане, Киргизии, Таджикистане и Узбекистане.
«Ввод большого объема ВИЭ потребует нового подхода к управлению режимами работы энергообъединения и скоординированного планирования развития сетевой инфраструктуры», – отметил он.
Значимые проекты по развитию межсистемных связей: восстановление параллельной работы ЭС Узбекистана и Таджикистана, завершение строительства ВЛ 500 кВ между ПС Гузар в Узбекистане и ПС Регар в Таджикистане.
«Важно координировать нормативно-технические правила, по которым функционируют совместно работающие энергосистемы», – подчеркнул глава СО.
#РЭН2022
Среди планируемых проектов, влияющих на параллельную работу всех стран энергообъединения: строительство АЭС в странах ЦА (до 4,8 ГВт), ГЭС (4 ГВт) в Таджикистане, гидрогенерации (1,86 ГВт) в Киргизии, ВИЭ (до 11 ГВт) в Казахстане, Киргизии, Таджикистане и Узбекистане.
«Ввод большого объема ВИЭ потребует нового подхода к управлению режимами работы энергообъединения и скоординированного планирования развития сетевой инфраструктуры», – отметил он.
Значимые проекты по развитию межсистемных связей: восстановление параллельной работы ЭС Узбекистана и Таджикистана, завершение строительства ВЛ 500 кВ между ПС Гузар в Узбекистане и ПС Регар в Таджикистане.
«Важно координировать нормативно-технические правила, по которым функционируют совместно работающие энергосистемы», – подчеркнул глава СО.
#РЭН2022
Координационный Электроэнергетический Совет Центральной Азии обсудил планы сотрудничества КДЦ «Энергия» с СО ЕЭС
КЭС ЦА на своем 38 заседании в Душанбе (Таджикистан) обсудил предложенные Федором Опадчим планы сотрудничества АО «СО ЕЭС» и координационно-диспетчерского центра «Энергия», выполняющего функции системного оператора ОЭС ЦА, среди которых:
✅ совершенствование процессов планирования и управления режимами работы энергосистем;
✅ повышение степени использования пропускной способности контролируемых сечений ОЭС ЦА;
✅ обеспечение регулирования частоты и перетоков активной мощности, создание АРЧМ ОЭС ЦА;
✅ подготовка персонала диспетчерских центров энергосистем ОЭС ЦА;
✅ обмен опытом использования ПО для расчета установившихся режимов, информационного обмена (в том числе с использованием CIM), расчета уставок релейной защиты и оперативно-информационных комплексов.
Принято решение создать целевую группу для рассмотрения предложений, первое заседание планируется провести в декабре 2022 года в Ташкенте.
КЭС ЦА на своем 38 заседании в Душанбе (Таджикистан) обсудил предложенные Федором Опадчим планы сотрудничества АО «СО ЕЭС» и координационно-диспетчерского центра «Энергия», выполняющего функции системного оператора ОЭС ЦА, среди которых:
✅ совершенствование процессов планирования и управления режимами работы энергосистем;
✅ повышение степени использования пропускной способности контролируемых сечений ОЭС ЦА;
✅ обеспечение регулирования частоты и перетоков активной мощности, создание АРЧМ ОЭС ЦА;
✅ подготовка персонала диспетчерских центров энергосистем ОЭС ЦА;
✅ обмен опытом использования ПО для расчета установившихся режимов, информационного обмена (в том числе с использованием CIM), расчета уставок релейной защиты и оперативно-информационных комплексов.
Принято решение создать целевую группу для рассмотрения предложений, первое заседание планируется провести в декабре 2022 года в Ташкенте.
Системный оператор ЕЭС pinned «Координационный Электроэнергетический Совет Центральной Азии обсудил планы сотрудничества КДЦ «Энергия» с СО ЕЭС КЭС ЦА на своем 38 заседании в Душанбе (Таджикистан) обсудил предложенные Федором Опадчим планы сотрудничества АО «СО ЕЭС» и координационно-диспетчерского…»
Федор Опадчий рассказал о новой системе планирования перспективного развития электроэнергетики на Всероссийской тарифной конференции ФАС в Сочи
С принятием поправок в ФЗ «Об электроэнергетике» Системному оператору передаются функции разработки программных документов отрасли: Генсхемы и Схемы и программы развития электроэнергетических систем России (СиПР ЭЭС России). Федор Опадчий отметил, что вводимые изменения позволят установить единые базовые принципы и требования к проектированию развития энергосистем, повысить уровень доступности к программным документам, а также вовлеченность органов власти субъектов РФ в процесс разработки СиПР ЭЭС России.
Процедура разработки СиПР ЭЭС России предусматривает общественное обсуждение проекта документа, которое будет проводиться ежегодно с 1 по 30 сентября. Для этого проект СиПР ЭЭС России будет размещаться на сайте АО «СО ЕЭС» в открытом доступе.
#СиПР_ЭЭС
С принятием поправок в ФЗ «Об электроэнергетике» Системному оператору передаются функции разработки программных документов отрасли: Генсхемы и Схемы и программы развития электроэнергетических систем России (СиПР ЭЭС России). Федор Опадчий отметил, что вводимые изменения позволят установить единые базовые принципы и требования к проектированию развития энергосистем, повысить уровень доступности к программным документам, а также вовлеченность органов власти субъектов РФ в процесс разработки СиПР ЭЭС России.
Процедура разработки СиПР ЭЭС России предусматривает общественное обсуждение проекта документа, которое будет проводиться ежегодно с 1 по 30 сентября. Для этого проект СиПР ЭЭС России будет размещаться на сайте АО «СО ЕЭС» в открытом доступе.
#СиПР_ЭЭС
2022_10_19_Презентация_на_конференции_ФАС.pdf
1.2 MB
Презентация к выступлению Председателя Правления Системного оператора Федора Опадчего на Всероссийской тарифной конференции ФАС 19.10.2022 г.
#СиПР_ЭЭС
#СиПР_ЭЭС
В России впервые внедрена цифровая система направления планового задания мощности на малую ГЭС
Реализованный Системным оператором и «РусГидро» проект подключения Зарагижской ГЭС в Кабардино-Балкарии к Системе доведения плановой мощности (СДПМ) уникален тем, что связь между диспетчерским центром СО и АСУТП электростанции организована через цифровые каналы СОТИАССО – системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора.
На большинстве ГЭС для этих целей используются каналы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), но на Зарагижской ГЭС таких каналов нет, поскольку электростанция не включена в централизованную систему регулирования в силу небольшой установленной мощности. Для реализации проекта отечественными специалистами было разработано специальное программное обеспечение, позволившее подключить автоматику электростанции к СДПМ.
Внедрение СДПМ позволяет осуществлять загрузку гидроагрегатов без участия персонала по выдаваемым Системным оператором ежечасным плановым диспетчерским графикам, повышая надежность и оперативность передачи заданий, создает технологическую основу для внутричасового планирования и автоматизации третичного регулирования частоты в ЕЭС России.
Успешная реализация проекта открывает двери для распространения новой цифровой технологии управления на малые ГЭС.
#реальная_цифровизация
Реализованный Системным оператором и «РусГидро» проект подключения Зарагижской ГЭС в Кабардино-Балкарии к Системе доведения плановой мощности (СДПМ) уникален тем, что связь между диспетчерским центром СО и АСУТП электростанции организована через цифровые каналы СОТИАССО – системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора.
На большинстве ГЭС для этих целей используются каналы автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), но на Зарагижской ГЭС таких каналов нет, поскольку электростанция не включена в централизованную систему регулирования в силу небольшой установленной мощности. Для реализации проекта отечественными специалистами было разработано специальное программное обеспечение, позволившее подключить автоматику электростанции к СДПМ.
Внедрение СДПМ позволяет осуществлять загрузку гидроагрегатов без участия персонала по выдаваемым Системным оператором ежечасным плановым диспетчерским графикам, повышая надежность и оперативность передачи заданий, создает технологическую основу для внутричасового планирования и автоматизации третичного регулирования частоты в ЕЭС России.
Успешная реализация проекта открывает двери для распространения новой цифровой технологии управления на малые ГЭС.
#реальная_цифровизация
Плановый совокупный объем снижения потребления агрегаторами управления спроса в ноябре в 1 ЦЗ увеличился на 4,5 МВт, во 2 ЦЗ – на 55,88 МВт – таковы итоги дополнительного конкурентного отбора, проведенного Системным оператором.
Всего на ноябрь 2022 года дополнительно отобрано 25 агрегированных объектов управления спросом.
С учетом проведенного в сентябре отбора на IV квартал в ноябре 2022 года услуги по управлению спросом на электроэнергию в совокупности будут оказывать 39 организаций в отношении 188 объектов агрегированного управления. Плановый совокупный объем снижения потребления - 926,58 МВт, в том числе в 1 ЦЗ - 641,12 МВт, во 2 ЦЗ – 285,46 МВт.
В ноябре планируется провести дополнительный отбор агрегаторов на декабрь.
Всего на ноябрь 2022 года дополнительно отобрано 25 агрегированных объектов управления спросом.
С учетом проведенного в сентябре отбора на IV квартал в ноябре 2022 года услуги по управлению спросом на электроэнергию в совокупности будут оказывать 39 организаций в отношении 188 объектов агрегированного управления. Плановый совокупный объем снижения потребления - 926,58 МВт, в том числе в 1 ЦЗ - 641,12 МВт, во 2 ЦЗ – 285,46 МВт.
В ноябре планируется провести дополнительный отбор агрегаторов на декабрь.
#спрашивали_отвечаем
Опубликован очередной перечень энергорайонов, для которых установлено наличие рисков снижения надежности энергоснабжения потребителей.
По итогам публикации перечня в октябре, отвечаем на самые часто задаваемые вопросы.
Почему не публикуется полный список единиц генерирующего оборудования электростанций, в отношении которых учитывается экономия ресурса работы?
➖ Такая информация необходима только собственникам генерирующего оборудования. Они получают её в персональных разделах участников оптового рынка на сайте ОРЭМ. Для остального рынка значимой является информация об объемах мощности, заявленной для экономии ресурса и её распределение по энергообъединениям. Эта информация и становится доступной публично.
Для чего нужен перечень?
➖ Современные газотрубинные установки, входящие в состав ПГУ - наиболее эффективные источники генерации как для собственников оборудования, так и для энергосистемы. Надежная бесперебойная работа ГТУ обеспечивается в том числе периодическим сервисным обслуживанием. Если собственник предвидит для себя сложности с проведением сервисного обслуживания и соответственно необходимость его переноса на более поздний срок, он имеет возможность проинформировать Системный оператор о том, что в наступающем месяце он планирует использовать механизм экономии ресурса.
В ЕЭС России в целом достаточно генерирующих мощностей для полного покрытия потребления даже при полном выводе всех ГТУ. Однако в некоторых энергорайонах со значительной концентрацией высокоэффективных парогазовых установок, их одновременный вывод мог бы привести к снижению надежности функционирования энергосистемы и энергоснабжения потребителей. Для минимизации рисков, связанных с одновременным выводом оборудования из работы, реализован механизм экономии ресурса, предусматривающий:
– возможность для собственника подать заявку, обеспечивающую включение ГТУ с последним приоритетом. Это означает что оборудование заведомо исправно, собственник обеспечивает его полную готовность к работе, но оно будет включено только при недостатке генерирующей мощности в энергорайоне;
– значимое (до 10%) снижение платы за мощность для собственника, который воспользовался данным механизмом, что мотивирует его минимизировать использование механизма.
Как формируется перечень?
➖ В отношении ГТУ, заявленных собственниками на включение в механизм экономии ресурса со следующего месяца, Системный оператор проводит расчеты электрических режимов, оценивая наличие рисков для нормального режима энергосистемы, в т.ч. при проведении ремонтной кампании. Глубина расчета – 12 месяцев, что позволяет учесть все особенности режимов и ограничения, в том числе внутрисуточные и сезонные максимумы потребления, паводок и т.п. По результатам расчетов формируется актуальный перечень районов, где вывод всех заявленных ГТУ может создать риски нарушения надежного энергоснабжения.
Что изменится для ГТУ, включенных в перечень?
➖ Включение в перечень означает, что в течение указанного периода участник рынка может подавать заявки в ВСВГО на очередные операционные сутки на включение ГТУ с последним приоритетом, реализуя свое право воспользоваться механизмом экономии ресурса. Согласившись таким образом на снижение платы за мощность, он получит от энергосистемы гарантию включения в работу в последнюю очередь. Подача заявки в энергорайоне, где в конкретные операционные сутки достаточно генерирующих мощностей, будет означать что блок останется в холодном резерве. Однако если по каким-либо причинам, мощности остального генерирующего оборудования окажется недостаточно для покрытия нагрузки, будут включены в работу и ГТУ, находящиеся под действием механизма экономии ресурса. Таким образом реализуется основная идея механизма, состоящая в том, что экономия ресурса работы ГТУ не создает рисков нарушения надежности энергоснабжения.
Опубликован очередной перечень энергорайонов, для которых установлено наличие рисков снижения надежности энергоснабжения потребителей.
По итогам публикации перечня в октябре, отвечаем на самые часто задаваемые вопросы.
Почему не публикуется полный список единиц генерирующего оборудования электростанций, в отношении которых учитывается экономия ресурса работы?
➖ Такая информация необходима только собственникам генерирующего оборудования. Они получают её в персональных разделах участников оптового рынка на сайте ОРЭМ. Для остального рынка значимой является информация об объемах мощности, заявленной для экономии ресурса и её распределение по энергообъединениям. Эта информация и становится доступной публично.
Для чего нужен перечень?
➖ Современные газотрубинные установки, входящие в состав ПГУ - наиболее эффективные источники генерации как для собственников оборудования, так и для энергосистемы. Надежная бесперебойная работа ГТУ обеспечивается в том числе периодическим сервисным обслуживанием. Если собственник предвидит для себя сложности с проведением сервисного обслуживания и соответственно необходимость его переноса на более поздний срок, он имеет возможность проинформировать Системный оператор о том, что в наступающем месяце он планирует использовать механизм экономии ресурса.
В ЕЭС России в целом достаточно генерирующих мощностей для полного покрытия потребления даже при полном выводе всех ГТУ. Однако в некоторых энергорайонах со значительной концентрацией высокоэффективных парогазовых установок, их одновременный вывод мог бы привести к снижению надежности функционирования энергосистемы и энергоснабжения потребителей. Для минимизации рисков, связанных с одновременным выводом оборудования из работы, реализован механизм экономии ресурса, предусматривающий:
– возможность для собственника подать заявку, обеспечивающую включение ГТУ с последним приоритетом. Это означает что оборудование заведомо исправно, собственник обеспечивает его полную готовность к работе, но оно будет включено только при недостатке генерирующей мощности в энергорайоне;
– значимое (до 10%) снижение платы за мощность для собственника, который воспользовался данным механизмом, что мотивирует его минимизировать использование механизма.
Как формируется перечень?
➖ В отношении ГТУ, заявленных собственниками на включение в механизм экономии ресурса со следующего месяца, Системный оператор проводит расчеты электрических режимов, оценивая наличие рисков для нормального режима энергосистемы, в т.ч. при проведении ремонтной кампании. Глубина расчета – 12 месяцев, что позволяет учесть все особенности режимов и ограничения, в том числе внутрисуточные и сезонные максимумы потребления, паводок и т.п. По результатам расчетов формируется актуальный перечень районов, где вывод всех заявленных ГТУ может создать риски нарушения надежного энергоснабжения.
Что изменится для ГТУ, включенных в перечень?
➖ Включение в перечень означает, что в течение указанного периода участник рынка может подавать заявки в ВСВГО на очередные операционные сутки на включение ГТУ с последним приоритетом, реализуя свое право воспользоваться механизмом экономии ресурса. Согласившись таким образом на снижение платы за мощность, он получит от энергосистемы гарантию включения в работу в последнюю очередь. Подача заявки в энергорайоне, где в конкретные операционные сутки достаточно генерирующих мощностей, будет означать что блок останется в холодном резерве. Однако если по каким-либо причинам, мощности остального генерирующего оборудования окажется недостаточно для покрытия нагрузки, будут включены в работу и ГТУ, находящиеся под действием механизма экономии ресурса. Таким образом реализуется основная идея механизма, состоящая в том, что экономия ресурса работы ГТУ не создает рисков нарушения надежности энергоснабжения.
Отечественная цифровая система уменьшит ограничения выдачи мощности Иркутской ТЭЦ-10
В Иркутском РДУ введена в действие система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в сечениях «Выдача мощности блоков 5 – 8 ТЭЦ-10» и «Выдача мощности блоков 7, 8 ТЭЦ-10».
ЛЭП, входящие в эти сечения, обеспечивают выдачу мощности крупнейшей ТЭЦ Иркутской области и электроснабжение потребителей региона, в т.ч. крупных нефтехимических предприятий.
СМЗУ увеличивает пропускную способность сети в сечении «Выдача мощности блоков 5 – 8 ТЭЦ-10» на величину до 65 МВт (18 %), в сечении «Выдача мощности блоков 7, 8 ТЭЦ-10» – 50 МВт (24 %). В результате снижается объем ограничений на выдачу мощности Иркутской ТЭЦ-10.
Разработанная российскими специалистами цифровая технология позволяет учитывать текущую схемно-режимную ситуацию в энергосистеме в режиме реального времени и в ряде случаев может стать альтернативой строительству новых ЛЭП. В операционной зоне Иркутского РДУ она применяется в 13 контролируемых сечениях. Всего в ОЭС Сибири – на 82 сечениях, что позволяет увеличить пропускную способность сетевой инфраструктуры ОЭС Сибири более чем на 800 МВт, что сопоставимо с мощностью энергоблока крупной электростанции.
#реальная_цифровизация
В Иркутском РДУ введена в действие система мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в сечениях «Выдача мощности блоков 5 – 8 ТЭЦ-10» и «Выдача мощности блоков 7, 8 ТЭЦ-10».
ЛЭП, входящие в эти сечения, обеспечивают выдачу мощности крупнейшей ТЭЦ Иркутской области и электроснабжение потребителей региона, в т.ч. крупных нефтехимических предприятий.
СМЗУ увеличивает пропускную способность сети в сечении «Выдача мощности блоков 5 – 8 ТЭЦ-10» на величину до 65 МВт (18 %), в сечении «Выдача мощности блоков 7, 8 ТЭЦ-10» – 50 МВт (24 %). В результате снижается объем ограничений на выдачу мощности Иркутской ТЭЦ-10.
Разработанная российскими специалистами цифровая технология позволяет учитывать текущую схемно-режимную ситуацию в энергосистеме в режиме реального времени и в ряде случаев может стать альтернативой строительству новых ЛЭП. В операционной зоне Иркутского РДУ она применяется в 13 контролируемых сечениях. Всего в ОЭС Сибири – на 82 сечениях, что позволяет увеличить пропускную способность сетевой инфраструктуры ОЭС Сибири более чем на 800 МВт, что сопоставимо с мощностью энергоблока крупной электростанции.
#реальная_цифровизация
Динамика потребления на Северо-Западе грядущей зимой, исправление эксплуатационных недостатков сетевого оборудования – основные темы доклада первого зампреда Правления СО ЕЭС Сергея Павлушко на Федеральном штабе по подготовке к отопительному сезону Северо-Западного ФО.
Заседание прошло 25 октября в Санкт-Петербурге под руководством замминистра энергетики Евгения Грабчака.
Тезисы доклада:
✅ Потребление электроэнергии в СЗФО за 9 месяцев по сравнению с аналогичным периодом 2021 года при сопоставимых температурных условиях выросло на 0,6 %. В основном благодаря росту потребления химической промышленностью, нефтепереработкой, инфраструктурой транспорта нефти, а также мелкомоторной нагрузке.
✅ В наступившем отопительном сезоне – с октября по март – положительная динамика сохранится. Относительно показателей сезона 2021/2022 прирост потребления электроэнергии в СЗФО может достичь 0,9 %.
✅ Выявлены эксплуатационные недостатки на ПС 220 кВ Ручьи, принадлежащей ОАО «ОЭК». Через эту ПС выдается мощность Северной ТЭЦ и снабжается электроэнергией часть потребителей Калининского, Выборгского и Красногвардейского районов Санкт-Петербурга и Всеволожского и Выборгского районов Ленинградской области, а также ПАО «Силовые машины». Одним из решений проблемы может стать передача подстанции во владение и эксплуатацию ПАО «Россети».
Заседание прошло 25 октября в Санкт-Петербурге под руководством замминистра энергетики Евгения Грабчака.
Тезисы доклада:
✅ Потребление электроэнергии в СЗФО за 9 месяцев по сравнению с аналогичным периодом 2021 года при сопоставимых температурных условиях выросло на 0,6 %. В основном благодаря росту потребления химической промышленностью, нефтепереработкой, инфраструктурой транспорта нефти, а также мелкомоторной нагрузке.
✅ В наступившем отопительном сезоне – с октября по март – положительная динамика сохранится. Относительно показателей сезона 2021/2022 прирост потребления электроэнергии в СЗФО может достичь 0,9 %.
✅ Выявлены эксплуатационные недостатки на ПС 220 кВ Ручьи, принадлежащей ОАО «ОЭК». Через эту ПС выдается мощность Северной ТЭЦ и снабжается электроэнергией часть потребителей Калининского, Выборгского и Красногвардейского районов Санкт-Петербурга и Всеволожского и Выборгского районов Ленинградской области, а также ПАО «Силовые машины». Одним из решений проблемы может стать передача подстанции во владение и эксплуатацию ПАО «Россети».
В рамках новой системы планирования развития энергосистем Системный оператор принимает предложения сетевых организаций для включения в СиПР ЭЭС на 2023–2028 годы. Предложения необходимо представить до 03.11.2022 (включительно), направленные позднее не будут приниматься к рассмотрению.
Подробнее - на сайте.
#СиПР_ЭЭС
Подробнее - на сайте.
#СиПР_ЭЭС