Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

Испытания подтвердили возможность автоматического регулирования частоты парогазовыми установками ПГУ-1, ПГУ-2 Балаклавской ТЭС и ПГУ-1, ПГУ-2 Таврической ТЭС при работе этого генерирующего оборудования в составе изолированной энергосистемы.

Испытания проводились с реальным выделением Крымской энергосистемы на изолированную от ЕЭС России работу, для чего на время испытаний отключался проложенный по дну Керченского пролива энергомост ОЭС Юга – Крым. Они были необходимы для разработки и реализации мероприятий по повышению надежности работы Крымской энергосистемы в различных режимных условиях.

23 апреля 1945 года дала промышленный ток первая советская гидроэлектростанция Среднего Урала – Алапаевская. В этот день начали работу два гидрогенератора марки ВГС (синхронные вертикальные генераторы), изготовленные специально для будущей ГЭС на заводе Уралэлектротяжмаш (УЭТМ) еще в сентябре 1943 года. Монтажные работы выполнялись специализированной конторой № 2 при тресте «Свирьстрой» (позже – «Спецгидроэнергомонтаж»). Алапаевская ГЭС была первой в числе малых гидроэлектростанций Урала, построенных в советское время, ее мощность составляла 2 МВт.

В настоящее время станция не функционирует.

В состав комбината вошли Воронежская ГРЭС, ГЭС-1 и электросетевое предприятие «Управление сетей и подстанций» (УСП) с энергосбытом на правах отдела. 

Управляющим Воронежского энергокомбината назначен Федор Чугунихин, главным инженером — Илья Сумм. Функционировать энергокомбинат начал с 1 января 1935 года, что стало отправной точкой в развитии воронежской энергетики.

В Единую энергосистему Европейской части страны Воронежская энергосистема вошла в конце 1959 года.

Это был первый пятилетний план развернутого социалистического наступления, вооружения промышленности и сельского хозяйства СССР современной техникой.

В области электростроительства план предусматривал строительство 42 районных электростанций (Днепровской и Свирской гидроэлектростанций, Зуевской, Новомосковской, Дубровской и др.). Производство электроэнергии должно увеличиться с 5 млрд кВт·ч до 22 млрд кВт·ч в конце пятилетки.

Такая возможность появилась в ЕЭС России в конце 2020 года, когда Системный оператор реализовал взаимодействие Центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности ЕЭС России (ЦКС АРЧМ ЕЭС) и Централизованной системы АРЧМ Объединенной энергосистемы Сибири (ЦС АРЧМ ОЭС Сибири). В результате значительно расширены возможности выбора источников и конфигураций оборудования для регулирования частоты в зависимости от режимно-балансовой ситуации в Единой энергосистеме.

Привлечение энергоблоков ТЭС к АВРЧМ позволяет на время паводка минимизировать величину размещаемых на ГЭС резервов вторичного регулирования частоты и за счет этого сокращать объемы холостых водосбросов. На 2021 год для оказания услуг по АВРЧМ отобрано 22 тепловых энергоблока с совокупной величиной резервов вторичного регулирования ±368 МВт. 

В этот день станция выдала первые 100 МВт мощности.

Владивостокская ТЭЦ-2 является структурным подразделением филиала «Приморская генерация» АО «Дальневосточная генерирующая компания». Это самая молодая электростанция в Приморском крае. 

Владивостокская ТЭЦ-2 – крупнейшая электростанция на юге Приморского края (установленная электрическая мощность станции составляет 497 МВт, тепловая – 1 051 Гкал/час). Является основным источником тепловой и электрической энергии в столице Приморья: она обеспечивает около 80 % потребностей г. Владивостока в электрической и 60 % – в тепловой энергии. Режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Приморского края» (Приморское РДУ).

В апреле 1954 года один котел и турбогенератор мощностью 16 МВт начали снабжать потребителей города Тамбова электроэнергией и теплом. До конца того же года строительство первой очереди было закончено, и станция увеличила свою электрическую мощность до 30,5 МВт, а тепловую – до 72 Гкал/час. С 1955 по 1982 год энергетики Тамбова ввели в строй еще две очереди ТЭЦ, а в 1993 году, с пуском четвертой тепломагистрали, строительство Тамбовской ТЭЦ фактически завершилось. Сегодня оборудование ТЭЦ состоит из четырех турбоагрегатов мощностью 235 МВт, четырех водогрейных котлов мощностью 405 Гкал/час и шести паровых котлов с производительностью пара 1680 тонн в час.

Тамбовская ТЭЦ ­– это крупное современное предприятие энергетической отрасли. Благодаря его работе область на 30 % покрывает свои потребности в электроэнергии, а город Тамбов на 70 % обеспечивается тепловой энергией. Режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемами Липецкой и Тамбовской областей»  (Липецкое РДУ).

Системный оператор разработал Методику определения параметров перспективных элементов для включения в перспективные информационные модели энергосистем.

Методика обеспечивает возможность моделирования перспективного оборудования в составе цифровых информационных моделей электроэнергетических систем, когда ни конкретные параметры и характеристики, ни даже марка этого оборудования еще неизвестны. Создание формализованных правил моделирования таких объектов призвано внести определенность в то, как учитывать такие объекты, повысить качество процессов перспективного планирования, увеличить его эффективность и прозрачность.

Перспективные информационные модели энергосистем используются для разработки ключевых документов планирования перспективного развития электроэнергетики – Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и Схемы и программы развития электроэнергетических систем России, на их основе формируются перспективные расчетные модели.

В Районное энергетическое управление «Запсибэнерго» вошли Новосибирская ЦЭС (ТЭЦ-1), строящаяся Левобережная ГРЭС (ТЭЦ-2), а также энергетические объекты Кузбасса.

В нем сказано: «Приступить в текущем году к постройке районной станции на торфяном массиве Пальцо мощностью в 22 тыс. кВт. Признать означенную районную станцию Государственной Районной Станцией союзного значения». Строительство станции осуществлял трест «Энергострой» по проекту архитекторов Г. В. Чибисова и инженера Б. П. Михайлова.

Так в 25 километрах от Брянска, рядом с железнодорожной станцией Белые Берега, на берегу реки Снежеть началось строительство Брянской ГРЭС.

9 октября 1931 года первая турбина мощностью 11 тыс. кВт была поставлена на обороты, началось опробование оборудования электростанции. Основным видом топлива был торф из ближайших месторождений (Пальцо, Тёплое), доставлявшийся при помощи Белобережской узкоколейной железной дороги.

В 1961–1964 годах была проведена реконструкция всех 12 котлов на сжигание природного газа. В 1966 году была введена в эксплуатацию замкнутая система гидрозолоудаления. Максимальная установленная мощность станции составляла 90 МВт.

Отопительный сезон 2014–2015 гг. стал последним для станции. В настоящее время Брянская ГРЭС не функционирует, оборудование демонтировано.