Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

Совет директоров РАО «ЕЭС России» одобрил схему разделения всех активов ОАО РАО «ЕЭС России» посредством реорганизации, предусматривающей выделение из РАО нескольких обществ и компаний с одновременным их присоединением к соответствующим целевым компаниям, в том числе выделение Системного оператора, владеющего пакетом акций ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (Протокол от 02.03.2007 № 245 «О схеме окончательной реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России»).

Региональное диспетчерское управление энергосистемами Новгородской и Псковской областей» (Новгородское РДУ), осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Новгородской и Псковской областей.

Входит в зону операционной деятельности Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Северо-Запада.

28.11.2008 состоялась передача функций оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Псковской области от Филиала ОАО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ Филиалу ОАО «СО ЕЭС» Новгородское РДУ.

01.08.2012 начало функционировать Представительство Системного оператора в Псковской области

Алексинская ТЭЦ была включена в третью очередь плана ГОЭЛРО. Постройку новой электростанции планировали вблизи города Алексина на берегу Оки.

Строительство станции велось в период с 1935 по 1941 годы. В первый и самый тяжелый военный период, когда линия фронта начала приближаться, руководством страны было принято решение об эвакуации предприятия за Урал. Работники демонтировали многие узлы и механизмы, а что не удавалось вывезти – взорвали и уничтожили.

Восстановление стации было начато сразу после освобождения Тулы.

На сегодняшний день установленная электрическая мощность станции – 157 МВт, режимом работы станции управляет Филиал Системного оператора «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тульской области» (Тульское РДУ).

В энергосистеме Мурманской области впервые введена в промышленную эксплуатацию модифицированная информационно-управляющая система доведения плановой мощности до гидроэлектростанций (СДПМ). Пилотный проект реализован Кольским РДУ и ТГК-1 на Серебрянской ГЭС-15 установленной мощностью 201 МВт.

Установленная на ГЭС цифровая система позволяет осуществлять изменение активной мощности гидроагрегатов без участия персонала в соответствии с разрабатываемыми Системным оператором ежечасными плановыми диспетчерскими графиками энергосистемы с использованием автоматической системы доведения задания плановой мощности до электростанции (СДПМ). Автоматизация процесса позволяет повысить надежность доведения планового диспетчерского графика и диспетчерских команд на изменение плановой мощности до Серебрянской ГЭС-15.

Решения, внедренные на Серебрянской ГЭС-15, планируется тиражировать на все регулирующие гидроэлектростанции в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Кольское РДУ.

Первые диспетчеры, на плечи которых легли заботы по диспетчеризации энергетических объектов области, прошли подготовку в «Ярэнерго» и помогали создавать первый диспетчерский пункт. Под него отвели часть помещения на ПС-110 кВ «Кострома-1», установили необходимые приборы, телефонные аппараты, вычертили главную схему сетей, подобрали необходимые документы и справочники. Сегодня задачи по управлению электроэнергетическим режимом территориальной энергосистемы выполняет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Костромской области» (Костромское РДУ).

Во время Великой Отечественной войны по распоряжению Государственного комитета обороны от 20 февраля 1943 года был организован Архангельский энергокомбинат в системе Главэнерго Минкомхоза РСФСР. Ему были даны права диспетчерского управления электрической системой.

В 1956 году на базе Архангельской ГЭС, Северодвинской (Молотовской) ТЭЦ и электросетей создается РЭУ «Архангельскэнерго» МЭС СССР.

В 1977 году к Единой энергосистеме России был присоединен Котласский энергоузел, а в 1979 году – Архангельский энергоузел.

Приказом Министерства энергетики от 28.02.2023 № 108 утверждена Схема и программа развития электроэнергетических систем России (СиПР ЭЭС) на 2023–2028 годы – ключевой документ новой системы планирования перспективного развития электроэнергетики.

СиПР ЭЭС России на 2023–2028 годы, разрабатываемая Системным оператором ЕЭС, пришла на смену схемам и программам развития ЕЭС России и электроэнергетики субъектов РФ. Новая система планирования перспективного развития, внедряемая в отрасли в соответствии с принятыми в июне 2022 года изменениями в Федеральный закон № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», является двухуровневой. Она заменила действовавшую с 2010 года в отрасли трехуровневую модель и предполагает разработку двух программных документов – Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на 18 лет и Схемы и программы развития электроэнергетических систем России на 6 лет с включением в последнюю планов по развитию региональных энергосистем в части системообразующей сети 110 кВ и выше. Ранее по каждому региону такой документ разрабатывался отдельно.

Астраханская энергосистема (РЭУ «Астраханьэнерго») была образована в 1983 году выделением из Районного энергетического управления «Волгоградэнерго». На момент образования в состав энергосистемы вошли два электросетевых предприятия (Астраханские и Ахтубинские электрические сети); Астраханская ГРЭС установленной электрической мощностью 100 МВт; Астраханская ТЭЦ-2, находившаяся в стадии строительства, и Астраханьэнергосбыт.

В работу первый гидроагрегат был введен в декабре 1968 года. Последний (№ 6) гидроагрегат – в сентябре 1969 года. Установленная мощность станции – 15,9 МВт.

В 1935–1940 годах в соответствии с Постановлением Совнаркома СССР была разработана Схема обводнения Ставрополья. В соответствии с ней было намечено строительство двух обводнительно-оросительных систем: Кубань-Егорлыкской и Кубань-Калаусской (с 1968 года – Большой Ставропольский канал). В проектном задании предполагалась самотечная система наполнения и сработки Кубанского водохранилища (имевшего тогда название водохранилище «Большое»): вся вода из головной части канала сбрасывалась в водохранилище и оттуда самотеком шла в нижнюю часть канала. В ходе дальнейших проработок институт «Гидропроект» предложил изменить эту схему, сделав Кубанское водохранилище наливным, заполняемым и опорожняемым при помощи обратимой насосной станции (ГАЭС). Это решение имело ряд преимуществ, в связи с чем было принято к реализации.

Объединены расчетные модели первой (Европейская часть ЕЭС России) и второй (ОЭС Сибири) ценовых зон оптового рынка электроэнергии. Это позволило перевести деловые процессы, связанные с предварительным планированием режимов работы энергосистемы, проведением конкурентного отбора мощности на сутки вперед и функционированием балансирующего рынка, ранее выполнявшиеся раздельно для двух ценовых зон оптового рынка, на единую расчетную модель и в единые циклы расчетов.

Реализация проекта дала возможность вести планирование и учет на рынке крупных межсистемных перетоков электроэнергии между Европейской частью ЕЭС и ОЭС Сибири по полностью прозрачным экономически критериям с одновременным качественным ростом точности проведения расчетов.