Также в период с 23 по 29 июля зафиксированы летние максимумы потребления в трех входящих в состав ОЭС Востока региональных энергосистемах - Хабаровского края и Еврейской автономной области, Республики Саха (Якутия) и энергосистеме Приморского края. Новые показатели составили:

• 29 июля в энергосистеме Хабаровского края и Еврейской автономной области – 1414 МВт, что на 146 МВт превышает летний рекорд предыдущих лет, установленный 30 июля 2020 года, и на 20 МВт – показатель, зафиксированный 16 июля 2021 года.
• 26 июля в энергосистеме Республики Саха (Якутия) – 750 МВт, что на 12 МВт превышает значение летнего максимума, достигнутое 5 июля 2021 года, и на 48 МВт – летний рекорд предыдущих лет, установленный 9 августа 2019 года.
• 23 июля в энергосистеме Приморского края – 1592 МВт, что на 100 МВт превышает летний рекорд предыдущих лет, установленный 25 июля 2018 года, и на 10 МВт – показатель, установленный днем ранее – 22 июля 2021 года.

Этим летом максимальные уровни потребления в каждой из указанных региональных энергосистем были зафиксированы уже в четвертый раз.

В целом в 2021 году свои летние максимумы неоднократно прошли уже 6 объединенных и 45 региональных энергосистем, в том числе: ОЭС Центра – пять раз, ОЭС Средней Волги – четыре раза, ОЭС Востока – восемь раз, ОЭС Северо-Запада – два раза, ОЭС Сибири – два раза, ОЭС Юга – четыре раза (во второй, третий и четвертый разы были достигнуты исторические максимумы). Единая энергосистема России в 2021 году обновила летний максимум потребления мощности пять раз.  
В условиях высокого уровня потребления мощности объединенные и региональные энергосистемы функционировали стабильно. При подготовке к прохождению летних максимумов нагрузки 2021 года специалистами Системного оператора проводился расчет прогнозного значения максимума потребления мощности в этих энергосистемах для наименее благоприятных температурных условий. В соответствии с прогнозом, по командам Системного оператора заблаговременно сформирован резерв генерирующего оборудования в объеме, необходимом для устойчивого прохождения летних максимумов нагрузки.

Константин Геннадиевич родился 3 февраля 1974 года в Пятигорске. В 1996 году окончил Кабардино-Балкарский ордена Дружбы народов государственный университет по специальности «прикладная математика», в 2006 году – Ставропольский государственный аграрный университет по специальности «электрификация и автоматизация сельского хозяйства».

Трудовой путь в электроэнергетике начал в 1997 году инженером Службы связи, с 2000 по 2003 год работал диспетчером Оперативно-диспетчерской службы Центральных электрических сетей ОАО «Ставропольэнерго».

В июле 2003 года принят на должность диспетчера Оперативно-диспетчерской службы Северокавказского РДУ. Впоследствии работал старшим диспетчером, заместителем начальника, начальником этой службы, а с 2009 года – Первым заместителем директора – главным диспетчером.

Трудовые заслуги Константина Тисленко отмечены рядом отраслевых и корпоративных наград. В 2014 году ему объявлена благодарность Министерства энергетики РФ, в 2009 году занесен на Доску почета АО «СО ЕЭС», в 2011 и 2018 годах награждался почетной грамотой АО «СО ЕЭС».

СМЗУ внедрена в контролируемых сечениях (совокупность линий электропередачи), обеспечивающих передачу мощности в направлении Таманского полуострова Юго-Западного энергорайона энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, а также из восточной части ОЭС Юга в направлении энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края в нормальной и ремонтной схемах.

Управление режимом работы ОЭС Юга с применением результатов расчета СМЗУ позволяет без снижения уровня надежности ее работы и электроснабжения потребителей существенно увеличить степень использования пропускной способности электрической сети в этих контролируемых сечениях – на величину до 250 МВт.

СМЗУ – разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «СО ЕЭС» программно-технический комплекс, выводящий процесс расчета МДП в электрической сети на принципиально новый уровень. Система предназначена для расчета величины максимально допустимого перетока в режиме реального времени, что позволяет учитывать текущие изменения схемно-режимной ситуации в энергосистеме и тем самым обеспечивает дополнительные возможности по использованию пропускной способности электрической сети и выбору оптимального алгоритма управления режимами энергосистемы.

Внедрение СМЗУ – важный шаг к цифровизации энергетики наряду с такими проектами, как ввод в эксплуатацию централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения, систем дистанционного управления оборудованием энергетических объектов и устройствами РЗА и других цифровых технологий. Использование таких решений в электроэнергетике позволяет получить значительный положительный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.

В настоящее время цифровая система мониторинга запасов устойчивости внедрена для 21 контролируемого сечения в ОЭС Юга. До конца 2021 года планируется внедрить СМЗУ еще в четырех контролируемых сечениях.

Также свой летний максимум потребления 22 июля прошла входящая в состав ОЭС Востока энергосистема Приморского края. Максимум составил 1582 МВт, что на 90 МВт превышает летний рекорд предыдущих лет, установленный 25 июля 2018 года, и на 24 МВт – показатель, зафиксированный 19 июля 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в энергосистеме зафиксирован в третий раз).

Кроме того, 22 июля достигнут новый летний максимальный уровень потребления электрической мощности в энергосистемах Республики Калмыкия и Республики Дагестан, входящих в состав ОЭС Юга. Новые зафиксированные показатели составили:

• в энергосистеме Республики Калмыкия – 143 МВт, что на 19 МВт больше показателя предыдущих лет, зафиксированного 28 июня 2019 года, и на 2 МВт выше уровня, установленного накануне – 21 июля 2021 года. Этим летом энергосистема Республики превысила свой летний максимальный уровень потребления уже в седьмой раз.
• в энергосистеме Республики Дагестан – 982 МВт, что на 38 МВт больше рекорда, установленного 20 июля 2020 года, и на 4 МВт выше уровня, зафиксированного накануне – 21 июля 2021 года. Этим летом в энергосистеме Республики максимум потребления превышен уже в четвертый раз.

В целом в 2021 году свои летние максимумы неоднократно прошли уже 6 объединенных и 45 региональных энергосистем, в том числе: ОЭС Центра – пять раз, ОЭС Средней Волги – четыре раза, ОЭС Востока – семь раз, ОЭС Северо-Запада – два раза, ОЭС Сибири – два раза, ОЭС Юга – четыре раза (во второй, третий и четвертый разы были достигнуты исторические максимумы). Единая энергосистема России в 2021 году обновила летний максимум потребления мощности пять раз.  

В условиях высокого уровня потребления мощности объединенные и региональные энергосистемы функционировали стабильно. При подготовке к прохождению летних максимумов нагрузки 2021 года специалистами Системного оператора проводится расчет прогнозного значения максимума потребления мощности в этих энергосистемах для наименее благоприятных температурных условий. В соответствии с прогнозом, по командам Системного оператора заблаговременно формируется резерв генерирующего оборудования в объеме, необходимом для устойчивого прохождения летних максимумов нагрузки.

«Предлагаемая концепция федерального закона позволит восстановить утраченную централизованную систему планирования в электроэнергетике России, установить единые базовые принципы и требования», – пояснил Николай Шульгинов.

Предполагается, что с 1 января 2023 года за проектирование развития электроэнергетических систем РФ и разработку документов перспективного планирования в электроэнергетике будет отвечать специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России, «Системный оператор» (100% акций АО «СО ЕЭС» находятся в государственной собственности).

Кроме того, с 1 января 2024 года функции оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах также перейдут к «Системному оператору», что позволит активизировать масштабирование лучших практик оперативно-диспетчерского управления на территории всей страны.

«В комплексе эти решения повысят обоснованность и прозрачность перспективного развития электроэнергетики, обеспечат единство технической политики в ЕЭС России и изолированных энергосистемах, что в свою очередь позволит быстрее и качественнее прорабатывать любые
вопросы развития электроэнергетической инфраструктуры, особенно при решении масштабных государственных задач», – пояснил Министр.

По материалам пресс-центра Минэнерго РФ

Рекордные для ОЭС Юга показатели зафиксированы уже в третий раз за текущую неделю и обусловлены установившейся в регионе аномально жаркой погодой, характеризующейся превышением многолетних среднесуточных температур. Средневзвешенная температура наружного воздуха в ОЭС Юга составила 29,8, ºС. Ранее в ЕЭС России исторические максимумы в масштабах объединенных энергосистем фиксировались только зимой. Превышение этих показателей летом стало уникальной особенностью текущего года.

Вместе с ОЭС Юга семь энергосистем, входящих в ее состав, 21 июля прошли свой максимум в период экстремально высоких температур (ПЭВТ, летний максимум):

• в энергосистеме Ростовской области – 3308 МВт, что на 126 МВт выше летнего рекорда предыдущих лет, установленного 7 июля 2020 года, и на 40 МВт больше летнего максимума, установленного накануне – 20 июля 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в энергосистеме фиксировался уже в третий раз);
• в энергосистеме Ставропольского края – 1772 МВт, что на 128 МВт выше показателя, достигнутого 12 июля 2018 года, и на 42 МВт больше значения, установленного 19 июля 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в энергосистеме фиксировался уже во второй раз);
• в энергосистеме Астраханской области – 722 МВт, что на 9 МВт выше летнего максимума, установленного 09 августа 2017 года (этим летом в энергосистеме максимум потребления зафиксирован впервые).
• в энергосистеме Республики Дагестан – 978 МВт, что на 34 МВт превышает показатель, достигнутый 20 июля 2020 года, и на 17 МВт больше значения, установленного 19 июля 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в энергосистеме зафиксирован в третий раз).
• в энергосистеме Кабардино-Балкарской Республики  –  269 МВт, что на 16 МВт выше летнего рекорда предыдущих лет, установленного 7 июля 2020 года, и на 10 МВт больше летнего максимума, установленного 19 июля 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в энергосистеме зафиксирован в третий раз);
• в энергосистеме Республики Калмыкия – 141 МВт, что на 17 МВт выше летнего максимума, достигнутого 28 июня 2019 года, и на 2 МВт выше предыдущего летнего максимума текущего года, установленного 23 июня 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в энергосистеме зафиксирован уже в шестой раз).
• в энергосистеме Карачаево-Черкесской Республики – 169 МВт, что на 7 МВт выше летнего максимума, установленного 8 июля 2013 года (этим летом в энергосистеме максимум потребления зафиксирован впервые).

В целом в 2021 году свои летние максимумы неоднократно прошли уже 6 объединенных и 45 региональных энергосистем, в том числе: ОЭС Центра – пять раз, ОЭС Средней Волги – четыре раза, ОЭС Востока – шесть раз, ОЭС Северо-Запада – два раза, ОЭС Сибири – два раза, ОЭС Юга – четыре раза (во второй, третий и четвертый разы были достигнуты исторические максимумы).

Единая энергосистема России в 2021 году прошла свой летний максимум пять раз.  

В условиях высокого уровня потребления мощности объединенные и региональные энергосистемы функционировали стабильно. При подготовке к прохождению летних максимумов нагрузки 2021 года специалистами Системного оператора был проведен расчет прогнозного значения максимума потребления мощности в этих энергосистемах для наименее благоприятных температурных условий. В соответствии с прогнозом, по командам Системного оператора заблаговременно сформирован резерв генерирующего оборудования в объеме, необходимом для устойчивого прохождения летних максимумов нагрузки.

В обзор включены сведения о производстве и потреблении электрической энергии ЕЭС России, о максимальном значении потребляемой мощности, о технологических резервах мощности по производству электрической энергии.

В обзоре также содержится информация о планировании и выполнении ремонтов генерирующего и сетевого оборудования, об участии субъектов отрасли в общем первичном регулировании частоты электрического тока (ОПРЧ) и в автоматическом и оперативном вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной мощности (АВРЧМ). Приведены сведения о параметрах расчетной модели оптового рынка электроэнергии за месяц и данные о функционировании балансирующего рынка, а также другая информация о функционировании ЕЭС России в июне 2021 года

Регламент определяет порядок проверки поступивших заявок и принятия решения об отборе АЭК для участия в проекте и включении в реестр активных энергетических комплексов. Организационно-техническое обеспечение работы комиссии, а также формирование и ведение реестра пилотных площадок будет осуществлять АО «СО ЕЭС», функция контроля за ходом проекта возложена на Минэнерго России.

Утверждение регламента стало финальным этапом создания необходимых условий для реализации пилотного проекта по созданию АЭК, направленного на интеграцию распределенной генерации в ЕЭС России с сохранением необходимого уровня надежности энергосистемы. Документ позволяет запустить процедуры рассмотрения заявок на участие в пилотном проекте. Предполагается, что новые возможности управления распределенной генерацией могут быть востребованы не только отдельными промышленными потребителями – владельцами объектов распределенной генерации, заинтересованными в снижении цен на электроэнергию, – но и крупными инвесторами в системные цифровые решения для розничной генерации.

АЭК – это новый формат отношений между организациями технологической инфраструктуры, владельцами объектов распределенной генерации и промышленными потребителями электрической энергии, чьи энергоустановки имеют электрическую связь с такими объектами. Физически АЭК представляет собой микроэнергосистему, состоящую из собственной генерации, сетевой инфраструктуры и промышленного потребителя, объединенных между собой программно-аппаратным комплексом управляемого интеллектуального соединения (УИС), с помощью которого осуществляется регулирование производства и потребления электроэнергии, а также технологическое взаимодействие с внешней энергосистемой. Концепция активных энергетических комплексов промышленного типа разработана Системным оператором Единой энергетической системы совместно с Группой компаний «НТЦ ЕЭС», представителями Минэнерго России и экспертами отрасли в рамках дорожной карты Национальной технологической инициативы «Энерджинет».

Подготовка к практической реализации пилотного проекта началась в 2020 году с принятием 21 марта 2020 года Постановления Правительства РФ № 320 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам функционирования активных энергетических комплексов», которое обеспечило возможность запуска рассчитанного до 2030 года пилотного проекта по созданию АЭК. В ходе реализации проекта на конкретных площадках будут отработаны правовая и экономическая системы взаимодействия участников АЭК, выявлены нормативные ограничения и административные барьеры. Результатом пилотного проекта должна стать целевая модель, в соответствии с которой АЭК будут развиваться в ЕЭС России.

О Группе компаний НТЦ ЕЭС

АО «НТЦ ЕЭС Группа компаний» – научно-технический холдинг, обеспечивающий разработку прикладных инженерных, инвестиционных и правовых решений. Группа объединяет АО «НТЦ ЕЭС Развитие энергосистем», АО «НТЦ ЕЭС Противоаварийное управление», АО «НТЦ ЕЭС Управление энергоснабжением». Основными направлениями деятельности являются разработка перспективных планов развития региональных энергосистем, схем выдачи мощности, схем внешнего электроснабжения, исследования и реализация проектов в области распределенной энергетики, в том числе формирование активных энергетических комплексов. Компании Группы также специализируются на цифровом и физическом моделировании энергосистем, проектах в области цифровизации и развитии отраслевой нормативно-правовой базы.
 

Достигнутый 20 июля в 16:00 в ОЭС Юга исторический максимум потребления мощности составил 17 199 МВт, что на 54 МВт превышает значение максимума, достигнутое днем ранее, и на 631 МВт – исторический максимум, пройденный в предыдущий период высоких нагрузок – 21 января 2021 года.

Достижение рекордного для ОЭС Юга показателя зафиксировано уже второй раз за текущую неделю. Ранее в ЕЭС России исторические максимумы в масштабах объединенных энергосистем фиксировались только зимой.

В энергосистеме Кубани новый исторический максимум потребления мощности 20 июля в 16:00 составил 5593 МВт. Это на 161 МВт больше предыдущего исторического максимума, пройденного накануне – 19 июля 2021 года, и на 556 МВт выше исторического максимума прошлых лет, достигнутого 9 августа 2017 года.

Очередные рекордные показатели наблюдаются на фоне роста потребления, обусловленного установившейся в регионе жаркой погодой. Так, средневзвешенная температура наружного воздуха на час максимумов потребления в ОЭС Юга и Кубанской энергосистеме составила 29,6º С и 29,4º С соответственно.

Максимум потребления мощности в период экстремально высоких температур (ПЭВТ, летний максимум) в ЕЭС России 20 июля прошли также ОЭС Востока и энергосистема Ростовской области. Новые зафиксированные показатели составили:

• в ОЭС Востока  –  4582 МВт, что на 390 МВт выше летнего рекорда предыдущих лет, установленного 22 июля 2019 года, и на 150 МВт больше летнего максимума, установленного 14 июля 2021 года (этим летом максимальный уровень потребления в ОЭС Востока был зафиксирован уже в шестой раз);
• в энергосистеме Ростовской области – 3268 МВт, что на 86 МВт выше максимума, достигнутого 7 июля 2020 года, и на 18 МВт выше максимума, установленного днем ранее – 19 июля 2021 года.

В целом в 2021 году свои летние максимумы неоднократно прошли уже 6 объединенных и 42 региональные энергосистемы, в том числе: ОЭС Центра – пять раз, ОЭС Средней Волги – четыре раза, ОЭС Востока – шесть раз, ОЭС Северо-Запада – два раза, ОЭС Сибири – два раза, ОЭС Юга – три раза (во второй и третий раз были достигнуты исторические максимумы).

Единая энергосистема России в 2021 году прошла свой летний максимум пять раз.  

В условиях высокого уровня потребления мощности объединенные и региональные энергосистемы функционировали стабильно. При подготовке к прохождению летних максимумов нагрузки 2021 года специалистами Системного оператора был проведен расчет прогнозного значения максимума потребления мощности в этих энергосистемах для наименее благоприятных температурных условий. В соответствии с прогнозом, по командам Системного оператора заблаговременно сформирован резерв генерирующего оборудования в объеме, необходимом для устойчивого прохождения летних максимумов нагрузки.

«1 сечение» и «Калинин – Конаково» – контролируемые сечения (совокупность линий электропередачи), по которым осуществляется передача электрической мощности из энергоизбыточных Объединенной энергосистемы Северо-Запада и энергосистемы Тверской области, где находится Калининская АЭС, в центральную часть ЕЭС России. В силу высокой значимости этих контролируемых сечений для управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России оперативно-диспетчерское управление ими осуществляется из Главного диспетчерского центра ЕЭС в Москве.

Управление режимом энергосистемы с применением результатов расчета СМЗУ позволяет без снижения надежности обеспечить максимальное использование фактической пропускной способности электрической сети в контролируемых сечениях «1 сечение» и «Калинин – Конаково» с оптимальным распределением нагрузки между электрическими станциями.

«1 сечение» и «Калинин – Конаково» – первые контролируемые сечения, для которых в Главном диспетчерском центре ЕЭС России расчет МДП осуществляется с использованием СМЗУ.

СМЗУ – разработанный АО «НТЦ ЕЭС» совместно с АО «СО ЕЭС» программно-технический комплекс, выводящий процесс расчета МДП в электрической сети на принципиально новый уровень. Система предназначена для расчета величины максимально допустимого перетока в режиме реального времени, что позволяет учитывать текущие изменения схемно-режимной ситуации в энергосистеме и тем самым обеспечивает дополнительные возможности по использованию пропускной способности электрической сети и выбору оптимального алгоритма управления режимами энергосистемы без снижения уровня ее надежности.

Внедрение СМЗУ – важный шаг к цифровизации энергетики наряду с такими проектами, как ввод в эксплуатацию централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения в объединенных энергосистемах, систем дистанционного управления оборудованием энергетических объектов и устройствами РЗА и других цифровых технологий. Использование таких решений в электроэнергетике позволяет получить значительный положительный эффект за счет построения на их базе более эффективных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.