#Энергосистема
Пиковые нагрузки в ЕЭС, обусловленные экстремальной жарой, сопровождались снижением мощности тепловых и атомных электростанций из-за особенностей работы как самого генерирующего оборудования, так и его систем охлаждения. Ситуация существенно осложнялась повышенным объёмом аварийных и неплановых ремонтов энергообъектов и электросетевого хозяйства.
«В момент максимума потребления суммарный объём аварийных ремонтов составил более 5,6 ГВт», – сказал Николай Шульгинов на совещании по итогам работы ЕЭС России в условиях экстремально высоких температур.
В начале месяца был зафиксирован целый ряд максимумов потребления мощности: в ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Юга и в нескольких территориальных энергосистемах. В Европейской части России был достигнут новый летний рекорд потребления – 132 ГВт, это на 5,7 ГВт больше предыдущего максимума, зафиксированного в 2022 году. В ОЭС Юга, энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея, Ставропольского края и Ростовской области установлены абсолютные исторические максимумы потребления мощности.
Пиковые нагрузки в ЕЭС, обусловленные экстремальной жарой, сопровождались снижением мощности тепловых и атомных электростанций из-за особенностей работы как самого генерирующего оборудования, так и его систем охлаждения. Ситуация существенно осложнялась повышенным объёмом аварийных и неплановых ремонтов энергообъектов и электросетевого хозяйства.
«В момент максимума потребления суммарный объём аварийных ремонтов составил более 5,6 ГВт», – сказал Николай Шульгинов на совещании по итогам работы ЕЭС России в условиях экстремально высоких температур.
В начале месяца был зафиксирован целый ряд максимумов потребления мощности: в ОЭС Северо-Запада, ОЭС Средней Волги, ОЭС Юга и в нескольких территориальных энергосистемах. В Европейской части России был достигнут новый летний рекорд потребления – 132 ГВт, это на 5,7 ГВт больше предыдущего максимума, зафиксированного в 2022 году. В ОЭС Юга, энергосистеме Краснодарского края и Республики Адыгея, Ставропольского края и Ростовской области установлены абсолютные исторические максимумы потребления мощности.
#Энергосистема
Дефицит энергомощности на юго-западе энергосистемы Юга в ближайшие пять лет может достигнуть 860 МВт с учетом перетоков электроэнергии на новые территории, подсчитал «Системный оператор». Регулятор рекомендует построить в Крыму до 338 МВт новых мощностей, а в Краснодарском крае — до 605 МВт. Проекты новой генерации могут разыграть на конкурсе в начале 2024 года. Стоимость строительства, по оценкам аналитиков, составит минимум 80 млрд руб. Главным вызовом для энергетиков станет выбор технологии: обкатанных российских газовых турбин пока нет, а заводы по производству паровых установок уже загружены текущими проектами.
Конкурсы КОМ НГ могут пройти еще в двух энергосистемах, следует из нового СиПР. Так, в ОЭС Востока (в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях) требуется до 1,48 ГВт, а в ОЭС Сибири (в Иркутске, Забайкалье, Бурятии) — до 1,23 ГВт.
Дефицит энергомощности на юго-западе энергосистемы Юга в ближайшие пять лет может достигнуть 860 МВт с учетом перетоков электроэнергии на новые территории, подсчитал «Системный оператор». Регулятор рекомендует построить в Крыму до 338 МВт новых мощностей, а в Краснодарском крае — до 605 МВт. Проекты новой генерации могут разыграть на конкурсе в начале 2024 года. Стоимость строительства, по оценкам аналитиков, составит минимум 80 млрд руб. Главным вызовом для энергетиков станет выбор технологии: обкатанных российских газовых турбин пока нет, а заводы по производству паровых установок уже загружены текущими проектами.
Конкурсы КОМ НГ могут пройти еще в двух энергосистемах, следует из нового СиПР. Так, в ОЭС Востока (в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях) требуется до 1,48 ГВт, а в ОЭС Сибири (в Иркутске, Забайкалье, Бурятии) — до 1,23 ГВт.
#Энергосистема #Сети #Майнинг #ФАС #Минэнерго
Майнинг дискриминировать нельзя не дискриминировать
Генпрокуратура призвала ФАС уделить больше внимания формированию региональных тарифов на энергоресурсы, а также вопросам равного доступа потребителей к энергосетям.
При этом Минэнерго настойчиво предлагает исключить майнеров из недискриминационного доступа к электрическим сетям временно или даже насовсем в связи с тем, что они строят быстро. Это позволит сначала подключать промышленные, социальные объекты, ЖКХ, а уже потом майнинговое производство.
Представляется несколько странным предложение Минэнерго. Во-первых, не совсем ясно почему майнинг представляется для Минэнерго менее предпочтительной отраслью экономики по сравнению с промышленностью. Во-вторых, почему тогда не выстроить приоритетность, поставив во главу угла социалку и ЖКХ, а уже потом промышленность. В-третьих, если майнинг быстро строится, а промышленность и социалка с ЖКХ дольше, то как майнинг может забрать их мощность, разве нет планирования, основанного на поданных заявках на подключение.🤔
Что на счет дискриминации майнинга думаете вы?😉
Майнинг дискриминировать нельзя не дискриминировать
Генпрокуратура призвала ФАС уделить больше внимания формированию региональных тарифов на энергоресурсы, а также вопросам равного доступа потребителей к энергосетям.
При этом Минэнерго настойчиво предлагает исключить майнеров из недискриминационного доступа к электрическим сетям временно или даже насовсем в связи с тем, что они строят быстро. Это позволит сначала подключать промышленные, социальные объекты, ЖКХ, а уже потом майнинговое производство.
Представляется несколько странным предложение Минэнерго. Во-первых, не совсем ясно почему майнинг представляется для Минэнерго менее предпочтительной отраслью экономики по сравнению с промышленностью. Во-вторых, почему тогда не выстроить приоритетность, поставив во главу угла социалку и ЖКХ, а уже потом промышленность. В-третьих, если майнинг быстро строится, а промышленность и социалка с ЖКХ дольше, то как майнинг может забрать их мощность, разве нет планирования, основанного на поданных заявках на подключение.
Что на счет дискриминации майнинга думаете вы?
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
#Сети #Энергосистема #Эффективность #Лонгрид
Об экономических запретах энергетиков на эффективную деятельность промышленности
Не могу оставить без ответа вопрос Валерия Сергеевича о том, почему считаю, что потребитель может отключиться от сети в любой момент.
Потребитель заинтересован в единой энергосистеме только в том случае, если она дает ему преимущества по сравнению с единоличной работой. Данные преимущества сводятся к лучшей экономике, которая может быть обеспечена за счет более эффективной оптовой генерации и снижения необходимых затрат на обеспечение надежности даже при условии добавления затрат на передачу электроэнергии.
Если данные базовые экономические условия нарушаются и работа в единой энергосистеме становится для потребителя дороже индивидуальной работы на собственной генерации, такой потребитель, если он рациональный, уйдет из единой энергосистемы.
При этом следует учитывать, что потребитель не имеет возможности оказывать влияние на один из определяющих базовые условия факторов - цену услуг по передаче. В силу того, что сети – естественный монополист, а цена услуг по передаче является результатом решения регулятора (справедливости ради нужно сказать, что и при невмешательстве регулятора в ценообразование потребитель не смог бы оказать никакого влияния на цену в силу монопольного положения сетей). Единственное, что может сделать потребитель - тем или иным способом уйти от оплаты услуг по передаче, в т.ч. и ногами, т.е. перейдя на собственную генерацию и отключившись от единой энергосистемы.
Это главная причина, по которой потребитель должен обладать правом одностороннего расторжения долгосрочного договора с сетями - невозможность влиять на цену договора.
Но мы на этом объяснении с вами не остановимся.😉
Потребители уже достаточно давно при подключении к сетям оплачивают инвестсоставляющую, т.е. инвестируют средства в развитие сети, а потом безвозмездно передают имущество в собственность сетей (не в аренду) и платят за содержание и эксплуатацию этого имущества. Только мне кажется, что в этой логике что-то не так? Это равноценно тому, если бы при подключении к газовой трубе китайской стороны российская сторона потребовала бы оплаты инвестсоставляющей.
И только живя в условиях указанной извращенной законодательной логики (спасибо ГД?) можно было посчитать инициативу об оплате отключения логичной - сам построил, сам и убирай за собой.
Про оплату выпадающих я вообще молчу. Сети конечно гениальны. Если по какой-то причине инициатива пройдет, сети смогут не ограничивать себя в росте тарифов, поскольку потребитель сможет выйти из энергосистемы только вперед ногами.
Но неужели мы настолько растеряли все преимущества единой энергосистемы, что заведомо предполагаем, что никому высвободившаяся мощность не потребуется? Если так, то как так случилось, что никто этого не заметил? Как с инвестициями в генерацию, о которых так недавно сокрушался регулятор, что ничего с этим не делал последние 10 лет? Это только мне кажется, что у нас сюрреализм какой-то наблюдается в электроэнергетике? Энергосистема в равной степени нетерпима как к появлению новых потребителей (оплата инвестсоставляющей, инициатива по дискриминации майнеров), так и к уходу старых (оплата отключения и выпадающих сетей). Что это, недостаток или отсутствие прогнозирования развития энергосистемы в долгосрочной перспективе или что-то еще?🤔
И, конечно, отдельный сюрр читать предложение от руководителя РГ по антимонопольке о том, чтобы позволить сетям отключать потребителей в одностороннем порядке.🤯
Ну и раз уж на то пошло, еще вопрос. А планируется оплата за содержание собственникам, через электросетевое оборудование которых осуществляется энергоснабжение опосредованных потребителей?🤔
Об экономических запретах энергетиков на эффективную деятельность промышленности
Не могу оставить без ответа вопрос Валерия Сергеевича о том, почему считаю, что потребитель может отключиться от сети в любой момент.
Потребитель заинтересован в единой энергосистеме только в том случае, если она дает ему преимущества по сравнению с единоличной работой. Данные преимущества сводятся к лучшей экономике, которая может быть обеспечена за счет более эффективной оптовой генерации и снижения необходимых затрат на обеспечение надежности даже при условии добавления затрат на передачу электроэнергии.
Если данные базовые экономические условия нарушаются и работа в единой энергосистеме становится для потребителя дороже индивидуальной работы на собственной генерации, такой потребитель, если он рациональный, уйдет из единой энергосистемы.
При этом следует учитывать, что потребитель не имеет возможности оказывать влияние на один из определяющих базовые условия факторов - цену услуг по передаче. В силу того, что сети – естественный монополист, а цена услуг по передаче является результатом решения регулятора (справедливости ради нужно сказать, что и при невмешательстве регулятора в ценообразование потребитель не смог бы оказать никакого влияния на цену в силу монопольного положения сетей). Единственное, что может сделать потребитель - тем или иным способом уйти от оплаты услуг по передаче, в т.ч. и ногами, т.е. перейдя на собственную генерацию и отключившись от единой энергосистемы.
Это главная причина, по которой потребитель должен обладать правом одностороннего расторжения долгосрочного договора с сетями - невозможность влиять на цену договора.
Но мы на этом объяснении с вами не остановимся.
Потребители уже достаточно давно при подключении к сетям оплачивают инвестсоставляющую, т.е. инвестируют средства в развитие сети, а потом безвозмездно передают имущество в собственность сетей (не в аренду) и платят за содержание и эксплуатацию этого имущества. Только мне кажется, что в этой логике что-то не так? Это равноценно тому, если бы при подключении к газовой трубе китайской стороны российская сторона потребовала бы оплаты инвестсоставляющей.
И только живя в условиях указанной извращенной законодательной логики (спасибо ГД?) можно было посчитать инициативу об оплате отключения логичной - сам построил, сам и убирай за собой.
Про оплату выпадающих я вообще молчу. Сети конечно гениальны. Если по какой-то причине инициатива пройдет, сети смогут не ограничивать себя в росте тарифов, поскольку потребитель сможет выйти из энергосистемы только вперед ногами.
Но неужели мы настолько растеряли все преимущества единой энергосистемы, что заведомо предполагаем, что никому высвободившаяся мощность не потребуется? Если так, то как так случилось, что никто этого не заметил? Как с инвестициями в генерацию, о которых так недавно сокрушался регулятор, что ничего с этим не делал последние 10 лет? Это только мне кажется, что у нас сюрреализм какой-то наблюдается в электроэнергетике? Энергосистема в равной степени нетерпима как к появлению новых потребителей (оплата инвестсоставляющей, инициатива по дискриминации майнеров), так и к уходу старых (оплата отключения и выпадающих сетей). Что это, недостаток или отсутствие прогнозирования развития энергосистемы в долгосрочной перспективе или что-то еще?
И, конечно, отдельный сюрр читать предложение от руководителя РГ по антимонопольке о том, чтобы позволить сетям отключать потребителей в одностороннем порядке.
Ну и раз уж на то пошло, еще вопрос. А планируется оплата за содержание собственникам, через электросетевое оборудование которых осуществляется энергоснабжение опосредованных потребителей?
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
#Энергосистема #Энергопереход #Сети
Электрические сети и безопасный энергетический переход
МЭА в новом отчете Electricity Grids and Secure Energy Transitionsу указывает на признаки того, что электросети становятся узким горлышком энергоперехода. А замедление их развития ставит под угрозу климатические цели, достижение которых будет сопровождаться ускоренным ростом энергопотребления в следующем десятилетии - на 20% быстрее, чем в предыдущем. И потребует нового строительства или модернизации более 80 млн км сетей к 2040 году, что эквивалентно всей существующей глобальной сети. В свою очередь это потребует удвоения инвестиций к 2030 году до более чем $600 млрд в год после более чем десятилетнего застоя на глобальном уровне.
В противном случае совокупные выбросы углекислого газа (CO2) в период с 2030 по 2050 год будут на 58 млрд тонн выше из-за более медленного внедрения ВИЭ, что эквивалентно общему объему выбросов CO2 в мировом энергетическом секторе за последние четыре года. А повышение глобальной температуры значительно превысит целевой показатель Парижского соглашения в 1,5 ° C с вероятностью 40% превышения 2 ° C.
В отчете предлагается сосредоточить внимание на модернизации распределительных сетей с целью интеграции новых технологий, таких как электромобили и тепловые насосы и создании новых транспортных коридоров для подключения ВИЭ, таких как СЭС в пустыне и оффшорные ВЭС в море, которые находятся вдали от центров спроса, таких как города и промышленные зоны.
Необходимость в решительных действиях является неотложной из-за длительных сроков модернизации и расширения сетей. Планирование, разрешение и завершение строительства новой сетевой инфраструктуры часто занимает от 5 до 15 лет – по сравнению с 1-5 годами для новых проектов в области ВИЭ и менее чем 2 годами для новой инфраструктуры зарядки электромобилей.
Электрические сети и безопасный энергетический переход
МЭА в новом отчете Electricity Grids and Secure Energy Transitionsу указывает на признаки того, что электросети становятся узким горлышком энергоперехода. А замедление их развития ставит под угрозу климатические цели, достижение которых будет сопровождаться ускоренным ростом энергопотребления в следующем десятилетии - на 20% быстрее, чем в предыдущем. И потребует нового строительства или модернизации более 80 млн км сетей к 2040 году, что эквивалентно всей существующей глобальной сети. В свою очередь это потребует удвоения инвестиций к 2030 году до более чем $600 млрд в год после более чем десятилетнего застоя на глобальном уровне.
В противном случае совокупные выбросы углекислого газа (CO2) в период с 2030 по 2050 год будут на 58 млрд тонн выше из-за более медленного внедрения ВИЭ, что эквивалентно общему объему выбросов CO2 в мировом энергетическом секторе за последние четыре года. А повышение глобальной температуры значительно превысит целевой показатель Парижского соглашения в 1,5 ° C с вероятностью 40% превышения 2 ° C.
В отчете предлагается сосредоточить внимание на модернизации распределительных сетей с целью интеграции новых технологий, таких как электромобили и тепловые насосы и создании новых транспортных коридоров для подключения ВИЭ, таких как СЭС в пустыне и оффшорные ВЭС в море, которые находятся вдали от центров спроса, таких как города и промышленные зоны.
Необходимость в решительных действиях является неотложной из-за длительных сроков модернизации и расширения сетей. Планирование, разрешение и завершение строительства новой сетевой инфраструктуры часто занимает от 5 до 15 лет – по сравнению с 1-5 годами для новых проектов в области ВИЭ и менее чем 2 годами для новой инфраструктуры зарядки электромобилей.
#Энергосистема #Газификация
Уголь на газ меняют по невыгодному курсу
Регуляторы и участники рынка продолжают обсуждать возможные пути реализации поручений президента о газификации ТЭС на Дальнем Востоке. По предварительным оценкам, переоборудование угольных Благовещенской ТЭЦ и Нерюнгринской ГРЭС обойдется в 8 млрд руб., что может увеличить тарифы на электроэнергию и тепло. Однако расширение трубопровода «Сила Сибири», необходимое для газификации объектов, обойдется в 400 млрд руб. — по оценкам аналитиков, это примерно вдвое дороже строительства таких электростанций с нуля.
Уголь на газ меняют по невыгодному курсу
Регуляторы и участники рынка продолжают обсуждать возможные пути реализации поручений президента о газификации ТЭС на Дальнем Востоке. По предварительным оценкам, переоборудование угольных Благовещенской ТЭЦ и Нерюнгринской ГРЭС обойдется в 8 млрд руб., что может увеличить тарифы на электроэнергию и тепло. Однако расширение трубопровода «Сила Сибири», необходимое для газификации объектов, обойдется в 400 млрд руб. — по оценкам аналитиков, это примерно вдвое дороже строительства таких электростанций с нуля.
Сценарии_развития_развития_мировой_энергетики_до_2050_года.pdf
3.1 MB
#Энергосистема #Энергопереход
Климатические цели подберут под инвестиции
Достижение углеродной нейтральности к 2050 году требует кратного увеличения инвестиций в мире и потому вряд ли осуществимо, полагают в РЭА Минэнерго. В условиях ограниченности средств у развивающихся стран балансирующим вариантом в РЭА считают сценарий рационального технологического выбора (РТВ), который предполагает достижение менее амбициозных климатических целей при меньших вложениях — в 1,5 раза дешевле по сравнению с достижением углеродной нейтральности к 2050 году.
В данном сценарии выбросы к 2050 году снижаются на 34% (по сравнению с уровнем 2022-го) — чего должно быть достаточно для стабилизации роста среднемировой температуры на уровне 2°С (верхняя граница диапазона, предполагаемого Парижским соглашением). Вариант РТВ учитывает среди прочего рост доли ВИЭ в мировом энергопотреблении до 31% и сокращение доли ископаемого углеводородного топлива до 56%.
Климатические цели подберут под инвестиции
Достижение углеродной нейтральности к 2050 году требует кратного увеличения инвестиций в мире и потому вряд ли осуществимо, полагают в РЭА Минэнерго. В условиях ограниченности средств у развивающихся стран балансирующим вариантом в РЭА считают сценарий рационального технологического выбора (РТВ), который предполагает достижение менее амбициозных климатических целей при меньших вложениях — в 1,5 раза дешевле по сравнению с достижением углеродной нейтральности к 2050 году.
В данном сценарии выбросы к 2050 году снижаются на 34% (по сравнению с уровнем 2022-го) — чего должно быть достаточно для стабилизации роста среднемировой температуры на уровне 2°С (верхняя граница диапазона, предполагаемого Парижским соглашением). Вариант РТВ учитывает среди прочего рост доли ВИЭ в мировом энергопотреблении до 31% и сокращение доли ископаемого углеводородного топлива до 56%.
#Энергосистема #Технологии #ИИ
Развитие энергетики будет неразрывно взаимосвязано с развитием искусственного интеллекта
Учитывая устойчивую тенденцию к усложнению энергетических систем, которые вынуждены поддерживать разнонаправленные потоки электроэнергии между распределенными генераторами, сетью, электромобилями и домохозяйствами, выступающими в т. ч. и в роли производителей электроэнергии, устойчивое развитие и даже функционирование энергосистем без использования ИИ становится маловероятным.
Уже сейчас умные счетчики производят в несколько тысяч раз больше данных, чем их аналоговые предшественники. Новые поколения устройств мониторинга потоков электроэнергии в сети передают операторам на порядок больше данных, чем технологии, которые они заменяют. Мировой парк ветряных турбин включает в себя более 400 млрд точек данных.
В результате значительно возрастает потребность в обмене информацией, ее анализе, в более мощных инструментах планирования и эксплуатации энергетических систем.
И тут на сцену выходит стремительно развивающийся ИИ. Модели машинного обучения становятся все более совершенными, вычислительные мощности, необходимые для их разработки, удваиваются каждые пять-шесть месяцев с 2010 года. Некоторые алгоритмы ИИ даже способны самостоятельно программировать и изменять свой собственный код. ИИ уже используется более чем в 50 различных областях энергетической системы, а потенциал данного рынка оценивается в $13 млрд.
Одним из наиболее распространенных применений ИИ в энергетическом секторе является улучшение прогнозирования спроса и предложения. Так, например, нейронная сеть серьезно улучшила точность прогнозов ветропарка мощностью 700 МВт на 36 часов вперед. Что в совокупности с другими преимуществами ИИ увеличило финансовые результаты парка ВЭС на 20%. Другая компания разработала приложение для прогнозирования спроса на энергию с поддержкой ИИ, которое позволяет менеджерам коммерческих зданий избегать пиковых затрат и получать выгоду от тарифов с учетом времени использования.
Еще одним ключевым приложением ИИ является прогнозное техническое обслуживание, при котором производительность энергетического оборудования постоянно контролируется и анализируется для заблаговременного выявления потенциальных неисправностей. Так, например, алгоритм машинного обучения для прогнозирования необходимости замены кабелей среднего напряжения в сети и их профилактическое обслуживание потенциально может сократить перебои в электросети до 30%. Установка датчиков на линиях электропередачи для мониторинга уровня вибрации позволяют сократить количество отключений электроэнергии по этим кабелям на 15%. А применение ИИ для анализа данных с умных счетчиков клиентов сетевых организаций позволяет выявлять возникновение проблем на оборудовании потребителей.
ИИ присущи и свои риски, которые необходимо учитывать и устранять. К ним относятся, но не ограничиваются ими, угрозы кибербезопасности и конфиденциальности, влияние искажений или ошибок в данных, а также некорректные корреляции из-за недостаточного обучения, ошибок в данных или кодировании, нехватка и высокая стоимость квалифицированных специалистов по обработке данных и программистов, необходимость постоянного повышения квалификации сотрудников, большие объемы потребления электроэнергии ИИ (обучение одной модели требует электроэнергии больше годового потребления 100 домохозяйств в США) и рваный график такого потребления, проблема ответственности за негативные последствия от применения ИИ, который был разработан одной компанией, а применяется другой, масштаб негативных последствий для энергосистем и экономик от возможной некорректной работы моделей ИИ.
Развитие энергетики будет неразрывно взаимосвязано с развитием искусственного интеллекта
Учитывая устойчивую тенденцию к усложнению энергетических систем, которые вынуждены поддерживать разнонаправленные потоки электроэнергии между распределенными генераторами, сетью, электромобилями и домохозяйствами, выступающими в т. ч. и в роли производителей электроэнергии, устойчивое развитие и даже функционирование энергосистем без использования ИИ становится маловероятным.
Уже сейчас умные счетчики производят в несколько тысяч раз больше данных, чем их аналоговые предшественники. Новые поколения устройств мониторинга потоков электроэнергии в сети передают операторам на порядок больше данных, чем технологии, которые они заменяют. Мировой парк ветряных турбин включает в себя более 400 млрд точек данных.
В результате значительно возрастает потребность в обмене информацией, ее анализе, в более мощных инструментах планирования и эксплуатации энергетических систем.
И тут на сцену выходит стремительно развивающийся ИИ. Модели машинного обучения становятся все более совершенными, вычислительные мощности, необходимые для их разработки, удваиваются каждые пять-шесть месяцев с 2010 года. Некоторые алгоритмы ИИ даже способны самостоятельно программировать и изменять свой собственный код. ИИ уже используется более чем в 50 различных областях энергетической системы, а потенциал данного рынка оценивается в $13 млрд.
Одним из наиболее распространенных применений ИИ в энергетическом секторе является улучшение прогнозирования спроса и предложения. Так, например, нейронная сеть серьезно улучшила точность прогнозов ветропарка мощностью 700 МВт на 36 часов вперед. Что в совокупности с другими преимуществами ИИ увеличило финансовые результаты парка ВЭС на 20%. Другая компания разработала приложение для прогнозирования спроса на энергию с поддержкой ИИ, которое позволяет менеджерам коммерческих зданий избегать пиковых затрат и получать выгоду от тарифов с учетом времени использования.
Еще одним ключевым приложением ИИ является прогнозное техническое обслуживание, при котором производительность энергетического оборудования постоянно контролируется и анализируется для заблаговременного выявления потенциальных неисправностей. Так, например, алгоритм машинного обучения для прогнозирования необходимости замены кабелей среднего напряжения в сети и их профилактическое обслуживание потенциально может сократить перебои в электросети до 30%. Установка датчиков на линиях электропередачи для мониторинга уровня вибрации позволяют сократить количество отключений электроэнергии по этим кабелям на 15%. А применение ИИ для анализа данных с умных счетчиков клиентов сетевых организаций позволяет выявлять возникновение проблем на оборудовании потребителей.
ИИ присущи и свои риски, которые необходимо учитывать и устранять. К ним относятся, но не ограничиваются ими, угрозы кибербезопасности и конфиденциальности, влияние искажений или ошибок в данных, а также некорректные корреляции из-за недостаточного обучения, ошибок в данных или кодировании, нехватка и высокая стоимость квалифицированных специалистов по обработке данных и программистов, необходимость постоянного повышения квалификации сотрудников, большие объемы потребления электроэнергии ИИ (обучение одной модели требует электроэнергии больше годового потребления 100 домохозяйств в США) и рваный график такого потребления, проблема ответственности за негативные последствия от применения ИИ, который был разработан одной компанией, а применяется другой, масштаб негативных последствий для энергосистем и экономик от возможной некорректной работы моделей ИИ.
#Энергосистема #КОМ #ОРЭМ
Системный оператор опубликовал итоги КОМ НГО в Юго-восточной части ОЭС Сибири
В Реестр итогов КОМ НГО включены 3 генерирующих объекта, суммарной установленной мощностью 525 МВт.1️⃣ Улан-Удэнская ТЭЦ-2 (ТГК-14) с установленной мощностью 65 МВт и капитальными затратами 405 млн за 1 МВт, 2️⃣ Иркутская ТЭЦ-11 блок 10 («Байкальская энергетическая компания») и 3️⃣ Иркутская ТЭЦ-11 блок 11 с установленной мощность 230 МВт и капитальными затратами 423 млн за 1 МВт каждый.
Системный оператор опубликовал итоги КОМ НГО в Юго-восточной части ОЭС Сибири
В Реестр итогов КОМ НГО включены 3 генерирующих объекта, суммарной установленной мощностью 525 МВт.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
#Энергосистема #РусГидро
«РусГидро» готова выдать модернизированную мощность Владивостокской ТЭЦ-2 на три месяца позже и в три раза дороже
«РусГидро» может запустить модернизированный энергоблок Владивостокской ТЭЦ-2 в апреле, то есть на три месяца позже срока. CAPEX трех энергоблоков, по расчетам госхолдинга, составляет 66,3 млрд руб. (без НДС), что почти втрое больше показателя на этапе обоснования инвестиций в 2019–2020 годах.
Штрафов за срыв сроков не предусмотрено, но компания рискует получить низкий тариф на мощность, поскольку правительственная комиссия до сих пор не утвердила стоимость модернизации всей станции. «РусГидро» рассчитывает на решение вопроса в ближайшее время.
Аналитики уверены, что блок будет запущен, а госхолдинг сможет получить компенсацию за убытки из бюджета или за счет рынка.
Как-то интересно получается, а если бы стоимость выросла в десять раз относительно заявленной, госхолдинг тогда бы предъявил для утверждения на правкомиссии десятикратно возросший CAPEX? Ответственности за взятые на себя обязательства совсем у генерации нет никаких? ФАСа на них нет!🤔
«РусГидро» готова выдать модернизированную мощность Владивостокской ТЭЦ-2 на три месяца позже и в три раза дороже
«РусГидро» может запустить модернизированный энергоблок Владивостокской ТЭЦ-2 в апреле, то есть на три месяца позже срока. CAPEX трех энергоблоков, по расчетам госхолдинга, составляет 66,3 млрд руб. (без НДС), что почти втрое больше показателя на этапе обоснования инвестиций в 2019–2020 годах.
Штрафов за срыв сроков не предусмотрено, но компания рискует получить низкий тариф на мощность, поскольку правительственная комиссия до сих пор не утвердила стоимость модернизации всей станции. «РусГидро» рассчитывает на решение вопроса в ближайшее время.
Аналитики уверены, что блок будет запущен, а госхолдинг сможет получить компенсацию за убытки из бюджета или за счет рынка.
Как-то интересно получается, а если бы стоимость выросла в десять раз относительно заявленной, госхолдинг тогда бы предъявил для утверждения на правкомиссии десятикратно возросший CAPEX? Ответственности за взятые на себя обязательства совсем у генерации нет никаких? ФАСа на них нет!
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM