Оперативно-диспетчерскому управлению энергосистемой Республики Башкортостан исполнилось 80 лет

18.11.2020    11:50

.

.

1 ноября 2020 года оперативно-диспетчерское управление энергосистемой Республики Башкортостан отметило 80-летний юбилей. В этот день в 1940 году была создана Центральная диспетчерская служба (ЦДС) «Башэнергокомбината» и начал работу первый в республике диспетчерский пункт, приступивший к управлению совместной синхронной работой предприятий электроэнергетики столицы Башкирской АССР.

В 1940 году электроснабжение потребителей Уфы производилось от двух электростанций: Уфимской центральной электростанции (впоследствии городская электростанция ГЭС-1) мощностью 6 МВт и ТЭЦ Уфимского крекинг-завода (Уфимская ТЭЦ-1) мощностью 4 МВт, параллельная работа которых осуществлялась по ЛЭП 35 кВ. Ввод в эксплуатацию 12 октября 1940 года первой очереди блок-станции Уфимского моторного завода (Уфимской ТЭЦ-2) мощностью 12 МВт потребовал управления синхронной совместной работой уже трех электростанций.

Для решения задач координации работы электростанций, работающих параллельно, производства электрической и тепловой энергии 1 ноября 1940 года была создана диспетчерская служба «Башэнергокомбината» и начал работу первый в Башкирии Центральный диспетчерский пункт.
15 ноября 1940 года приказом Наркомата электростанций СССР и Наркомата коммунального хозяйства РСФСР на базе треста «Башэнергокомбинат» был образован Уфимский энергокомбинат. В ведение Уфимского энергокомбината были переданы ТЭЦ Уфимского крекинг-завода Наркомата нефтяной промышленности СССР (Уфимская ТЭЦ-1), ТЭЦ Уфимского моторного завода Наркомата среднего машиностроения СССР (Уфимская ТЭЦ-2), городская электростанция (ГЭС-1) и городские электрические сети Уфы Наркомата коммунального хозяйства РСФСР.

Диспетчерский пункт разместился в Уфе на улице Ленина, 118, в здании подстанции 35 кВ ГПП-1. Техническое оснащение диспетчерской службы составляли телефонный аппарат, подключенный к коммутатору ГЭС-1, и вибрационный частотомер, то есть диспетчер наблюдал всего один параметр – частоту электрического тока. Основными задачами диспетчера были распределение нагрузок между электростанциями, ликвидация аварий, поддержание параметров частоты электрического тока, параметров пара для потребителей тепла. Так как диспетчерская служба была создана в республике впервые, она встретилась с рядом серьезных затруднений: руководящего и инструктивного материала не было, отсутствие группы режимов и релейной службы накладывало дополнительные трудности. Отсутствие прямой диспетчерской связи с электростанциями не давало возможности оперативно и четко руководить их совместной работой, а отсутствие средств наблюдения за электрическими параметрами – быстро и правильно выявлять возникновение аварий. Первый вольтметр на диспетчерском пункте энергосистемы появился только 15 сентября 1941 года, после нескольких крупных аварий.

Создание региональной энергосистемы повысило экономичность и надежность электроснабжения потребителей Уфы, положило начало созданию энергетической системы республики, позволило решить проблему энергоснабжения народного хозяйства и населения столицы Башкирии в годы Великой Отечественной войны.

Периодом тяжелых испытаний для Башкирской энергосистемы стали годы Великой Отечественной войны. На территорию республики было эвакуировано 172 предприятия, всего за военные годы в республике были введены в строй 364 завода, фабрики, цеха и промысла. В военные годы Башкирская энергосистема постоянно работала на пределе своих возможностей в связи с резким увеличением нагрузки и отставанием развития электрических сетей. Необходимо было поддерживать частоту в допустимых пределах. Всю войну действовали крайне жесткие ограничения в электроснабжении потребителей: к примеру, на бытовые нужды населению электроэнергия подавалась всего три часа в сутки: утром на час и вечером на два. Значительное количество квалифицированного оперативного персонала было призвано на войну.

14 сентября 1945 года на базе Уфимского энергокомбината создается Уфимское районное энергетическое управление (РЭУ) «Уфимэнерго», включающее в себя диспетчерскую службу и вновь созданную Центральную службу релейной защиты, автоматики, измерений и телемеханики. Центральный диспетчерский пункт был перенесен в здание на Социалистической улице, дом 11. Состав диспетчерской смены увеличили до двух человек. Силами диспетчеров был изготовлен щит с мнемонической схемой энергосистемы. Появился диспетчерский телефонный коммутатор, установлена селекторная связь с электростанциями.

К 1950 году мощность Башкирской энергосистемы составляла уже 85,5 тыс. кВт, или в 43 раза больше первого агрегата ГЭС-1. Энергосистема состояла из трех электростанций, трех районных подстанций 35/22 кВ и связывающих их линий электропередачи 22 и 35 кВ. Сеть 35 кВ была развита слабо, не имела емкостной компенсации. Отключение и вывод в ремонт поврежденной линии 35 кВ без нарушения параллельной работы электростанций зачастую были невозможны, а выход из строя даже одного турбогенератора, особенно в вечерний максимум потребления, приводил к принудительному ограничению потребителей вплоть до их отключения.

За период с 1950 по 1960 годы были введены в работу Уфимская ТЭЦ-3, Салаватская ТЭЦ, Кумертауская ТЭЦ, Уфимская ТЭЦ-4, Стерлитамакская ТЭЦ и Павловская ГЭС, строились системообразующие двухцепные ЛЭП 110 кВ Салават – Стерлитамак, Стерлитамак – Дёма, Салават – Кумертау.

В мае 1957 года по электрическим сетям 110 кВ через подстанцию 110 кВ Дёма были объединены на параллельную работу Уфимский и Салаватско-Ишимбайский энергоузлы. Включены на параллельную работу на напряжении 110 кВ электростанции Уфы и юга Башкирии (г. Ишимбай, г. Салават, г. Стерлитамак, г. Кумертау). Все электростанции республики были связаны между собой линиями электропередачи 110 кВ в единую Башкирскую энергосистему.

С 1957 года диспетчер энергосистемы подчинялся непосредственно диспетчеру ОДУ ЕЭС (г. Москва): началась подготовка к включению Башкирской энергосистемы на параллельную работу с ЕЭС России. В 1958 году были завершены работы по вводу в эксплуатацию ЛЭП 110 кВ на участках Дёма – Раевка-тяга – Абдулино-тяга – Бугуруслан-тяга и Дёма – Языково – Субханкулово с образованием электрической связи через электрические сети «нефтяников» и Татэнерго с Уруссинской ГРЭС Татэнерго и обеспечена параллельная работа Башкирской энергосистемы с энергосистемой Татарской АССР и с ЕЭС Европейской части страны. В этот период электрические связи энергосистемы с ОЭС Урала отсутствовали, а ОДУ Средней Волги еще не было создано.

В 1960 году Центральная диспетчерская служба была переведена в новое здание на улице Карла Маркса, 30. На диспетчерском пункте установили новый металлический щит с мнемосхемой и три диспетчерских коммутатора связи Ленинградского завода «Электропульт», стрелочные приборы, на которые выводились телепараметры режима работы энергосистемы. В энергосистеме началось массовое внедрение устройств телемеханики, образована лаборатория телемеханики, впоследствии преобразованная в службу телемеханики. В это же время в Куйбышеве было образовано ОДУ Средней Волги, и с 1960 до 1968 года диспетчер Башкирской энергосистемы оперативно подчинялся ОДУ Средней Волги. В Центральной диспетчерской службе была создана группа режимов, оснащенная для расчета режимов работы энергосистемы двумя стендами постоянного тока, универсальным расчетным стендом переменного тока и аналоговым устройством экономичного распределения нагрузки между электростанциями системы «Экран-4». С 1964 года диспетчерская смена состояла уже из трех человек: старшего диспетчера, диспетчера и техника-оператора. Была создана группа вычислительной техники.

Крупным событием для энергосистемы стал ввод в работу первой в энергосистеме подстанции с высшим классом напряжения 220 кВ – в 1962 году была включена подстанция Аксаково с автотрансформатором мощностью 120 МВА и переводом на напряжение 220 кВ линии электропередачи 110 кВ Аксаково – Бугульма. В распределительное устройство 110 кВ подстанции Аксаково заведены линии электропередачи 110 кВ Шкапово – Аксаково, Раевка-тяга – Аксаково, Аксаково – Абдулино-тяга. Это существенно повысило надежность прилегающей электрической сети, в том числе надежность электроснабжения тяговых подстанций, предназначенных для электроснабжения электротранспорта Куйбышевской железной дороги.
50-е и 60-е годы прошлого века – это период интенсивного ввода сетевых энергообъектов. В результате большой подготовительной работы, проведённой коллективами ОДУ ЕЭС и ОДУ Урала в г.Свердловске, в конце октября 1959 г. осуществляется переход на параллельную работу ОЭС Центра, ОЭС Урала и формирующейся ОЭС Средней Волги. На электропередаче Куйбышев–Урал в Челябинской области вводится в работу ПС Шагол. К 1964 году образуется единая системообразующая сеть 500 кВ формирующейся ЕЭС европейской части СССР.

30 декабря 1966 года, с разрезанием линии электропередачи 500 кВ Бугульма – Златоуст, была введена в работу первая в Башкирии подстанция с высшим классом напряжения 500 кВ – подстанция Бекетово, ставшая основной подстанцией энергосистемы.

В августе 1968 года Центральная диспетчерская служба РЭУ «Башкирэнерго» по решению «Главуралэнерго» была оперативно переподчинена ОДУ Урала.

За период с 1960 по 1970 годы были введены в работу Кармановская ГРЭС с энергоблоком № 1 мощностью 300 МВт, которая обеспечила электроэнергией растущую нефтедобычу и машиностроение на северо-западе Башкирии, Ново-Салаватская ТЭЦ, линия электропередачи 500 кВ Кармановская ГРЭС – Воткинская ГЭС и линия электропередачи 220 кВ Бекетово – Кумертауская ТЭЦ.

В 1971 году проведена реконструкция Центрального диспетчерского пункта (ЦДП), установлен новый мозаичный щит и четыре диспетчерских коммутатора связи. Увеличен объем телемеханики, поступающей на ЦДП. Диспетчер стал получать телеизмерения со всех электростанций и основных подстанций энергосистемы, выполнено телеуправление гидрогенераторами Павловской ГЭС. В ЦДС созданы два сектора: оперативный и режимный.

В 1978 году все расчеты электрических режимов энергосистемы стали выполняться на специально предназначенных для диспетчерского управления ЭВМ ЕС-1022 и ЕС-1010, началось внедрение оперативно-информационного комплекса (ОИК). На рабочих местах диспетчеров установили дисплеи. ОИК позволил диспетчеру видеть текущую информацию о режиме работы энергосистемы, осуществлять контроль за рабочей мощностью электростанций, хранить диспетчерские бланки переключений и получать справочную информацию по технико-экономическим показателям энергосистемы и ее предприятий.

С 1970 по 1980 год были введены в работу ТЭЦ Башкирского биохимкомбината (ныне – Приуфимская ТЭЦ), Ново-Стерлитамакская ТЭЦ, линия электропередачи 500 кВ Кармановская ГРЭС – Заинская ГРЭС, подстанции 220 кВ Туймазы, Уфа-Южная, Белорецк-220.

В начале 1980-х годов осуществляется ввод в работу специальной автоматики отключения нагрузки в Центральной части Башкирской энергосистемы (САОН ЦЧ), предназначенной для обеспечения устойчивой работы энергосистемы при аварийных возмущениях. Необходимость ввода САОН была обусловлена растущим потреблением промышленных потребителей и, как следствие, постоянным увеличением дефицита мощности Центральной части. САОН позволила обеспечить дополнительный прием 100 МВт мощности в Центральную часть энергосистемы.

В 1984 году введена в эксплуатацию ЭВМ ЕС-1045 и впервые в отечественной энергетике начат межуровневый обмен информацией между ЭВМ ЕС-1045 Башкирэнерго и ЭВМ ЕС-1055 ОДУ Урала.

В 1987 году сдана в промышленную эксплуатацию центральная приемо-передающая станция телемеханики (ЦППС) РПТ-80 (первая в ОЭС Урала). С внедрением комплекса качественно и количественно расширились возможности обработки базы телепараметров.

С 1980 до 1990 года введены в работу новые линии электропередачи 500 и 220 кВ: Бекетово – Магнитогорск, Кармановская ГРЭС – Буйская, Буйская – Калино, Кармановская ГРЭС – Удмуртская, Бекетово – Благовар, Ново-Стерлитамакская ТЭЦ – Ашкадар, Бекетово – НПЗ, Уфимская ТЭЦ-2 – НПЗ, Бекетово – Уфа-Южная – Уфимская ТЭЦ-2 и подстанции 500 и 220 кВ Буйская, Самаровка, НПЗ.

С 1988 года в составе Центральной диспетчерской службы работают уже три группы: электрических режимов, энергетических режимов и оптимизации потерь.

В 1992 году завершено строительство пристройки к зданию исполнительного аппарата ОАО «Башкирэнерго», в которой разместился новый диспетчерский мнемонический щит, состоящий из 18 панелей, и управляющий вычислительный центр «Башкирэнерго».

С 1990 до 2000 года в Башкирской энергосистеме введены в работу новая подстанция 500 кВ Уфимская, а также подстанции 220 кВ Иремель и Благовар, линии электропередачи 500 кВ Буйская – Уфимская и 220 кВ: Туймазы – Благовар, Смеловская – Иремель 1 и 2 цепи, Уфимская – Уфа-Южная 1 и 2 цепи, Буйская – Аргамак.

В 2002 году в составе ОАО «Башкирэнерго» создано Республиканское диспетчерское управление по электроэнергетике для организации и осуществления централизованного оперативно-технологического (диспетчерского) управления Башкирской энергосистемой. Основу Республиканского диспетчерского управления составили ЦДС и Служба релейной защиты и автоматики, выделенные из состава ОАО «Башкирэнерго». На их базе были образованы диспетчерская служба, служба релейной защиты и автоматики, служба электрических и энергетических режимов. Также в состав Республиканского диспетчерского управления вошли служба автоматизированных систем диспетчерского управления, служба вычислительной техники и математического обеспечения, служба сбора и передачи информации. С 2002 по 2008 год РДУ ОАО «Башкирэнерго» являлось структурным подразделением Исполнительного аппарата Правления ОАО «Башкирэнерго».

В октябре 2008 года завершена модернизация ЦДП. Статический мнемощит для отображения оперативной информации о состоянии сетей был заменен видеостеной из 32 проекционных видеокубов. Диспетчерский пункт оборудован необходимыми техническими средствами.

1 ноября 2008 года начался современный этап развития оперативно-диспетчерского управления энергосистемой Республики Башкортостан: функции управления режимом энергосистемы были переданы в созданный филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Башкортостан» (Башкирское РДУ). Сегодня управление режимами работы энергосистемы республики осуществляется из современного диспетчерского центра. В соответствии с типовой структурой РДУ были сформированы структурные подразделения Башкирского РДУ, деловые процессы в кратчайшие сроки приведены в соответствие нормативным требованиям Системного оператора.

За последнее десятилетие менялась и энергосистема, менялись и подходы по ее диспетчерскому управлению. При участии специалистов Башкирского РДУ и ОДУ Урала значительно преобразилась структура генерирующих мощностей энергосистемы: выведены из эксплуатации 25 неэффективных и необеспеченных тепловыми нагрузками паровых турбин тепловых электростанций суммарной установленной мощностью 355 МВт и включено в работу новое высокоэффективное генерирующее оборудование: парогазовая установка на Уфимской ТЭЦ-2 мощностью 61 МВт; парогазовый блок Ново-Салаватской ПГУ мощностью 432 МВт, два парогазовых блока Затонской ТЭЦ суммарной мощностью 440 МВт. Кроме того, за последние пять лет в состав энергосистемы вошли шесть современных и высокотехнологичных солнечных электростанций суммарной мощностью 79 МВт. Повышена надежность энергосистемы в результате существенного изменения подходов к планированию электроэнергетических режимов. Определены пределы статической устойчивости нагрузки энергосистемы Республики Башкортостан с целью недопущения выхода параметров режима за допустимые значения в послеаварийных схемах. Увеличено количество контролируемых диспетчером Башкирского РДУ сечений с 1 до 27. Проведены расчеты по определению динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций энергосистемы Республики Башкортостан при различных возмущениях в электрической сети. Кардинальные изменения произошли в структуре автоматического противоаварийного управления ЛЭП и оборудования 500, 220, 110 кВ – было введено в работу большое количество современных микропроцессорных устройств и комплексов противоаварийной автоматики сложной структуры, с использованием цифровых каналов связи и выведены из работы неэффективные и устаревшие устройства противоаварийной автоматики. Состав устройств релейной защиты ЛЭП и оборудования 110–500 кВ энергосистемы также претерпел существенные изменения, доля современных микропроцессорных устройств релейной защиты превышает 40 % от общего количества всех устройств, настройка всех устройств РЗА приведена в соответствие всем современным нормативным требованиям и обеспечивает надежную и безаварийную работу энергосистемы Республики Башкортостан.

Богатая история и традиции, заложенные поколениями диспетчерских работников Башкирской энергосистемы, методы и принципы подготовки и поддержания квалификации диспетчерского и оперативного персонала, применявшиеся в Башкирской энергосистеме и за десятилетия работы подтвердившие свою эффективность, проявили себя в том числе и победами в конкурсах профессионального мастерства диспетчерского персонала РДУ: в зональных соревнованиях ОЭС Урала – в 2004, 2013, 2016 и 2019 годах и Всероссийских соревнованиях – в 2013 году; а также вторым местом в 2019 году на Всероссийских соревнованиях.

В год 80-летия создания оперативно-диспетчерского управления Башкирской энергосистемой можно уверенно утверждать: в энергосистеме республики действует эффективная система диспетчерского управления с четким распределением функций и сфер ответственности, налажено взаимодействие между всеми субъектами энергетики, энергосистема работает надежно и устойчиво в составе ОЭС Урала.

Центральный диспетчерский пункт РЭУ «Башкирэнерго» , 1960-е годы

Центральный диспетчерский пункт РЭУ «Башкирэнерго» , 1960-е годы

Центральный диспетчерский пункт РЭУ «Башкирэнерго», 1965 год

Центральный диспетчерский пункт РЭУ «Башкирэнерго», 1965 год

Центральный диспетчерский пункт РЭУ «Башкирэнерго» , 1970-е годы

Центральный диспетчерский пункт РЭУ «Башкирэнерго» , 1970-е годы

Центральный диспетчерский пункт ОАО «Башкирэнерго», 1990-е годы

Центральный диспетчерский пункт ОАО «Башкирэнерго», 1990-е годы

Диспетчерский пункт Башкирского РДУ, 2020 год

Диспетчерский пункт Башкирского РДУ, 2020 год


Контактная информация ОДУ Урала:

620000, Россия, Свердловская обл., г. Екатеринбург,
ул. Толмачева, д. 6
Тел: +7 (343) 359-23-15
Факс: +7 (343) 359-23-25
E-mail:
Подписка  Подписаться на новости