Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

31 октября Смоленскому РДУ переданы функции оперативно-диспетчерского управления энергосистемой Тверской области. Теперь в его операционную зону входят энергообъекты на территории четырех российских регионов – Брянской, Калужской, Смоленской и Тверской областей.

Операционная зона Смоленского РДУ расширена для оптимизации структуры и повышения эффективности оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России.

По основным показателям, характеризующим операционную зону, Смоленское РДУ стало вторым после Московского РДУ на территории Объединенной энергосистемы Центра.

Для обеспечения эффективного взаимодействия Системного оператора с местными органами исполнительной власти и субъектами электроэнергетики с 1 октября 2023 года на территории Тверской области открыто Представительство АО «СО ЕЭС».

Строительство линии началось в июле 1955 года и завершилось в октябре 1957 года, а в начале ноября 1957 года Братская подстанция получила первый ток от Иркутской ГЭС. В 1959–1961 годах была сооружена вторая линия электропередачи напряжением 500 кВ.

Оперативно-диспетчерское управление Москвы и Московской области переведено в здание на Староалексеевской улице, д. 9. Вместо мнемощита первый раз в Московской энергосистеме использована система видеоотображения схемы, позволяющая передавать больший объем телесигналов и телеизмерений. 30.10.2007 в 08:00 была осуществлена передача функций оперативно-диспетчерского управления энергосистемы Москвы и Московской области в новый диспетчерский центр.

28 сентября 2021 года Московское РДУ приступило к выполнению функций оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России в своей операционной зоне из нового диспетчерского центра, расположенного в комплексе зданий Системного оператора на юго-западе Москвы в Румянцево.

29 октября состоялся торжественный пуск подстанции 110/10 кВ, названной в честь бывшего генерального директора Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Сибири» (ОДУ Сибири) Владимира Лапина.

Заслуженный работник ЕЭС России, заслуженный энергетик РФ Владимир Иванович Лапин, безвременно ушедший в 2013 году, посвятил всю свою жизнь сибирской энергетике. Он проработал в отрасли более 40 лет, из которых 12 лет трудился на посту генерального директора ОДУ Сибири, где внес значительный вклад в повышение надежности функционирования Объединенной энергосистемы Сибири.

Строительство Егоршинской ГРЭС на берегу реки Бобровки вблизи шахтерского поселка Егоршино Пермской губернии было начато еще в 1913 году вместе с шахтой «София», но позже было приостановлено в связи с войной. В 1920 году строительство станции включено в план ГОЭЛРО и признано ударным объектом. 

28 октября 1923 года электростанция мощностью 1,2 МВт дала первый ток, который вырабатывали два турбогенератора британской фирмы «Томсон-Хаустон». Позднее были установлены два турбогенератора Ленинградского металлического завода мощностью 1,5 и 2 МВт и один – шведской фирмы «Юнгстрем» на 11,5 МВт. 
К 1941 году станция имела установленную мощность 24 МВт, обслуживала Егоршинский угольный бассейн, а выработанная ГРЭС электроэнергия поступала в Уральское энергокольцо. 

Егоршинская ГРЭС является памятником истории. В 1970 году решением коллегии Министерства электростанций на ГРЭС установлена бронзовая мемориальная доска в ознаменование 50-летия плана ГОЭЛРО. 28 октября 2003 года, в день своего 80-летия, электростанция в торжественной обстановке была остановлена

Бурейский комплексный гидроузел расположен на р. Бурее (левый приток р. Амур, Амурская обл.), в 280 км от г. Благовещенска, и предназначен для энергоснабжения развивающейся промышленности Дальнего Востока (Амурская область, Хабаровский и Приморский край, Южная Якутия).

Подготовительные работы по строительству ГЭС начались в 1978 году. В 1985 году начались строительно-монтажные работы на основных сооружениях. В начале 1990-х гг. темпы сооружения ГЭС резко снизились из-за недостатка финансирования. С 2000 года строительство ГЭС заметно оживилось, и 9 июля 2003 состоялась торжественная церемония пуска первого гидроагрегата. 27 октября 2009 года, после пуска третьего гидроагрегата, станция достигла проектной мощности.

Значение Бурейской ГЭС для Дальнего Востока:

• одновременно со строительством ГЭС проведеная существенная модернизация сетевого хозяйства в регионе, в том числе построены две линии 500 кВ;
• с выходом Бурейской ГЭС на проектную мощность появилась возможность снизить объем привозного топлива в регионе на 5,2 млн т в год, что позволило экономить 4,7 млрд рублей ежегодно;
• экономически эффективная энергия Буреи дает толчок развитию промышленности Дальнего Востока;
• созданы предпосылки для экспорта высокотехнологичной продукции — электроэнергии.

Бурейская ГЭС входит в состав ПАО «РусГидро», Электроэнергетическим режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Амурской области» (Амурское РДУ).

27 октября 1926 года    Ленинградским объединением государственных электростанций «Электроток» был выпущен приказ № 14, которым учреждался специальный отдел для осуществления оперативно-диспетчерского управления: для координации работы нескольких городских электростанций и Волховской гидроэлектростанции была создана оперативная диспетчерская группа при эксплуатационном управлении городского объединения «Электроток».

В конце 1926 года в Ленинградской энергосистеме произошли значительные качественные изменения: ввод в эксплуатацию Волховской гидроэлектростанции и городского кабельного кольца 35 кВ. В составе этого кольца имелось шесть подстанций 35/6 кВ (в том числе распредустройства ГЭС-1 и ГЭС-2), питавшихся по двум линиям 110 кВ от Волховской гидроэлектростанции через главную понижающую подстанцию 110/35 кВ. Потребовались качественные изменения и в координации работы электростанций, поэтому «Электроток» выпустил приказ о создании при техническом отделе правления подотдела диспетчерской службы. Приказом были определены следующие основные задачи службы:

«… - правильное распределение нагрузок между отдельными станциями в интересах наиболее экономичной работы всех станций в совокупности;

- правильного распределения нагрузок по отдельным подстанциям в интересах достижения наименьших потерь и равномерного напряжения в сети;

- обеспечения непрерывности подачи энергии потребителям при полном или частичном выпадении отдельных станций…»

До ввода диспетчерского пункта и укомплектования штата функции диспетчеров исполняли по очереди начальники и инженеры технических отделов Управления. Диспетчерский пункт Ленинградской энергосистемы был оборудован щитом с мнемонической схемой основной электрической сети и шнуровым коммутатором для непосредственной телефонной связи с электростанциями и узловыми подстанциями. Связь с пунктами кабельной сети осуществлялась по городской телефонной сети. Контрольных приборов не имелось, за исключением частотомера. Располагался первый диспетчерский пункт в здании Правления бывшего «Общества электрического освещения 1886 года» на улице Гоголя (сейчас Малая Морская), дом 14

Исторически Волгоградская и Астраханская энергетические системы входили в состав ОЭС Центра. В ходе мероприятий по повышению надежности ЕЭС России были оптимизированы операционные зоны ряда диспетчерских центров. Так, ОДУ Центра приказом ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» № 309 от 26.10.2004 в 2005 году передало ОДУ Юга (до 2005 года – ОДУ Северного Кавказа) функции по оперативно-диспетчерскому управлению режимом Волгоградской и Астраханской энергосистем.

 В 1955 году Управление Баксанского энергокомбината было переведено в Пятигорск, 14 октября 1957 года Баксанский энергокомбинат был переименован в Ставропольский энергокомбинат, а 14 ноября 1961 года преобразован в Районное энергетическое управление «Ставропольэнерго».

В филиалах АО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги, ОДУ Северо-Запада, Ленинградское РДУ, Кубанское РДУ и РДУ Татарстана введены в промышленную эксплуатацию автоматизированные системы производства переключений по выводу из работы и вводу в работу оборудования подстанций и линий электропередачи с использованием дистанционного управления (автоматизированные программы переключений – АПП).

АПП созданы на базе российского программного комплекса СК-11, обладающего сервис-ориентированной архитектурой и использующего созданную по стандартам МЭК 61970, МЭК 61968 единую информационную CIM-модель. СК-11 также поддерживает широкий набор международных протоколов обмена данными.

Новая технология, основанная на автоматическом выполнении последовательности действий и обмене телеметрической информацией по цифровым каналам связи, позволяет в несколько раз сократить длительность ввода в работу и вывода из работы оборудования подстанций и ЛЭП по сравнению с традиционной технологией, предусматривающей выполнение этих действий по отдельным командам диспетчерского персонала. Применение АПП повышает эффективность управления электроэнергетическим режимом, сокращает время на производство переключений, что уменьшает период отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика и отключения сетевого оборудования для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений. Это, в свою очередь, снижает суммарные затраты потребителей электрической энергии.

Внедрение дистанционного управления с применением АПП, системы мониторинга запасов устойчивости и централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения является реальным шагом к цифровизации энергетики.