Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

Новый отечественный программно-вычислительный комплекс обеспечивает решение прикладных задач по расчету токов короткого замыкания и выбору параметров срабатывания (уставок) РЗА с учетом текущей схемно-режимной ситуации в энергосистеме, а также позволяет анализировать действия устройств РЗА. Использование ПВК «АРУ РЗА» позволяет максимально автоматизировать, сократить время выполнения и повысить качество расчетов РЗА.

В основе ПВК «АРУ РЗА» лежит разработанная специалистами «НТЦ ЕЭС» платформа для построения систем автоматизированного проектирования (САПР) в сфере энергетики. Комплекс имеет множество новшеств по сравнению с предыдущим программным обеспечением. В частности, он позволяет моделировать ВИЭ и управляемые системы передачи переменного тока – различные устройства FACTS.

Комплекс состоит из более 20 функциональных модулей, а также содержит максимально полную базу данных устройств РЗА отечественных и зарубежных производителей, которая постоянно актуализируется в процессе обслуживания. Разработанный по заказу Системного оператора ПВК «АРУ РЗА» не является специфическим программным обеспечением для оперативно-диспетчерского управления и уже активно эксплуатируется в проектных институтах России и Казахстана, организациях и компаниях нефтегазовой отрасли. Он также применяется в процессе обучения в ряде вузов, готовящих специалистов по РЗА для энергетической отрасли.

В 1927 началось строительство первой ГЭС каскада – Нижне-Свирской. После окончания ее строительства, в 1938 году, началось строительство Верхне-Свирской ГЭС – последней гидроэлектростанции, строительство которой было предусмотрено планом ГОЭЛРО. Строительство ГЭС велось силами заключенных под контролем НКВД. К 1941 году был отрыт котлован под здание ГЭС, начались бетонные работы. В июле 1941 года строители ГЭС участвовали в возведении оборонительного рубежа Малая Вишера, Крестцы, озеро Селигер, Осташков. Во время Великой Отечественной войны территория ГЭС была оккупирована и котлован затопили. В 1948 году строительство Верхне-Свирской ГЭС возобновилось. Первый агрегат заработал в 1951 году, а в 1952 станция была запущена в промышленную эксплуатацию. В 1955 году был образован каскад Свирских ГЭС Ленэнерго. 13 февраля 1960 года гидроузел принят в промышленную эксплуатацию. В 2010 году образован Каскад Ладожских ГЭС.

Здесь появились все современные средства управления, в том числе дистанционное управление активной мощностью и выключателями на гидростанциях для оперативного регулирования частоты.

Вот что говорится в историческом очерке о системе Ленэнерго и новом диспетчерском пункте образца 1934 года:

«В систему Ленэнерго входят 9 станций общей мощностью до 510 тыс. кВт, в том числе неоконченная строительством Свирская гидростанция.

37 турбин (паровых и гидросиловых), 70 котлов, 240 км линий электропередачи 220 кВ, 354 км линий 110 кв, 1 км кабеля 110 кВ. 142 км кабелей 35 кВ, свыше 1 850 МВА установленной мощности трехобмоточных трансформаторов и трансформаторов распределительных сетей, свыше 4 500 км распределительных воздушных линий и кабелей и т. д., – таковы основные показатели, характеризующие техническое хозяйство крупнейшей после Мосэнерго системы Ленэнерго.

Диспетчерская служба Ленэнерго является важнейшей оперативной группой в районном энергоуправлении. Во главе группы – начальник; в состав группы входят: старший инженер, 5 диспетчеров, 5 помощников, 5 техников-статистиков. Нормальная дежурная смена состоит из диспетчера, помощника и техника-статистика.

В состав главнейшего оборудования Центрального диспетчерского пункта Ленэнерго входит довольно примитивный сигнальный щит с поворачиваемыми от руки указателями положения масляных выключателей. В зависимости от применяемого напряжения детали схемы щита окрашены в тот или иной цвет. Связь – обычная проволочная. Среди измерительных приборов необходимо отметить телеизмерение нагрузок от двух станций (фотоимпульсная система) и телевольтметр, измеряющий напряжение на 35-киловольтной подстанции на расстоянии до 10 км».

12 марта 1914 года «Электропередача» (первоначальное название ГРЭС-3 им. Р.Э. Классона) дала первый ток потребителям. На протяжении всей своей истории электростанция выступала в роли своеобразной научно-исследовательской лаборатории, полигона для испытания современных технологий. На электростанции впервые стало использоваться дешевое местное органическое топливо – торф, взамен дорогостоящего привозного. Здесь был внедрен механизированный способ добычи торфа, разработанный Р.Э. Классоном. Осуществлено включение первых в России линий электропередачи напряжением 30 кВ и 70 кВ; выполнен переход на котлы высокого давления; освоены современные газотурбинные технологии.
К концу 1917 года возникла серьезная проблема с доставкой топлива на московские электростанции. Бакинская нефть и донецкий уголь оказались недоступны. Это было связано с продолжавшейся Первой мировой войной, разгоравшейся Гражданской и отделением бывших частей империи – Закавказья и Украины – от России. Из-за дефицита топлива единственным надежным источником энергии Московского региона оказалась торфяная электростанция Электропередача. 15 февраля 1918 года Президиум ВСНХ принял постановление о национализации акционерного общества «Электропередача» и ЛЭП-70.

14 февраля 2006 года начался новый этап в оперативно-диспетчерском управлении: ведение режима Единой энергосистемы впервые осуществлялось по плановому графику, сформированному внутри операционных суток. Запуск балансирующего рынка стал логическим продолжением развития рыночных механизмов в электроэнергетике и потребовал от Системного оператора масштабной технологической трансформации.

Были внедрены:

• системы актуализации общесистемных параметров;
• терминалы для участников рынка, позволяющие обновлять данные о состоянии генерирующего оборудования;
• программно-аппаратные комплексы оперативного расчета режимов;
• каналы гарантированного доведения диспетчерских графиков до электростанций.

Сегодня эти процессы автоматизированы до секунд. Расчеты планов балансирующего рынка производятся 24 раза в сутки с учетом прогнозов потребления по регионам, параметров каждого энергоблока, допустимых перетоков и топологии сети. Ключевой этап эволюции был пройден 15 сентября 2016 года, когда Системный оператор перешел на ежечасные расчеты — целевая модель, сохраняющаяся по сей день.

Электроэнергетический Совет СНГ (ЭЭС СНГ) и его рабочий орган – Исполнительный комитет образованы в соответствии с Соглашением о координации межгосударственных отношений в области электроэнергетики Содружества Независимых Государств, подписанным главами правительств государств Содружества 14 февраля 1992 года.

Одна из основных целей деятельности Электроэнергетического Совета заключается в создании отношений партнерства и сотрудничества между государствами Содружества в области электроэнергетики.

В состав ЭЭС СНГ входят министры энергетики государств участников: Азербайджанской Республики, Республики Армения, Республики Беларусь, Республики Казахстан, Кыргызской Республики, Российской Федерации, Республики Таджикистан, Туркменистана, Республики Узбекистан.

ЭЭС СНГ возглавляют Президент и Вице-Президент, которые избираются из числа членов Совета в порядке ротации сроком на 1 год.

Рабочим органом, осуществляющим организационную деятельность ЭЭС СНГ, является Исполнительный комитет ЭЭС СНГ. Исполнительный комитет возглавляет Председатель, назначаемый ЭЭС СНГ.

В 1993 году в рамках ЭЭС СНГ образована Комиссия по оперативно-технологической координации совместной работы энергосистем стран СНГ и Балтии (КОТК), которая координирует действия энергокомпаний по обеспечению надежной совместной работы энергосистем стран СНГ и Балтии, а также энергосистем стран СНГ и Балтии с энергосистемами других стран. С 2004 года Председателем КОТК является Председатель Правления российского Системного оператора. 30 июня 2021 года на 58-м внеочередном заседании ЭЭС СНГ Председателем КОТК назначен Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий.

В конце сентября было закончено строительство ЛЭП 220 кВ Киров – Балезино, а в декабре этого же года Кировская энергосистема по этой линии подключилась на параллельную работу с Удмуртэнерго. Таким образом, Кировская энергосистема стала одной из составных частей мощной Объединенной энергосистемы Урала. 

В число действующих вступила первая подстанция напряжением 110 киловольт Северная.

Это событие было очень важным для функционирования энергосистемы: с началом Великой Отечественной войны в Киров и область было эвакуировано 117 заводов и фабрик, нагрузка на электросети выросла в два раза по сравнению с 1940-м годом. В 1942 году в интересах обеспечения энергией оборонных предприятий по решению исполкома облсовета было произведено массовое отключение от электросети жилых домов. В начале 1942 года для срочного решения проблемы с энергоснабжением эвакуированных в область предприятий было начато строительство Кирово-Чепецкой ТЭЦ (Кировской ТЭЦ-3). Сроки были максимально сжатые: 6 ноября 1942 года ТЭЦ-3 впервые выдала мощность в энергосистему по временной схеме, 13 февраля 1943 в строй была введена ЛЭП 110 кВ Кирово-Чепецкая ТЭЦ – Северная подстанция. Это была большая победа энергетиков и облегчение для оборонных предприятий и жителей города Кирова.

Приказом Наркомата тяжелой промышленности организован Калининский энергокомбинат (сегодня это Тверская энергосистема) в составе ТЭЦ-1, ГЭС-2, ГЭС-3, а также предприятий «Электрические сети» и «Энергосбыт». Общая установленная мощность электростанций была 19 МВт, а протяженность электрических сетей – 60 км. С 2003 года электроэнергетическим режимом работы Тверской энергосистемы управляет Филиал АО «СО ЕЭС» Тверское РДУ.

В управлении и ведении Филиала АО «СО ЕЭС» Тверское РДУ находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 6797,6 МВт. Наиболее крупными из них являются: Калининская АЭС АО «Концерн Росэнергоатом», Конаковская ГРЭС ПАО «Энел Россия», а также Тверские ТЭЦ-1, ТЭЦ-3 и ТЭЦ-4 ООО «Тверская генерация». В электроэнергетический комплекс Тверской области входят также 184 линии электропередачи класса напряжения 110–750 кВ и 144 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 110–750 кВ.

До 1987 года курганская энергосистема являлась частью одной из старейшей на Урале энергосистем – Челябэнерго. Приказом Министерства энергетики и электрификации СССР N 109 от 12.02.87 г. в области было создано районное энергетическое управление «Курганэнерго», которое в 1993 году стало акционерным обществом. В состав акционерного общества вошли: Курганская ТЭЦ, Курганские тепловые сети, предприятия Курганских и Шадринских электрических сетей.

В Курганской области действует Представительство АО «СО ЕЭС», которое осуществляет взаимодействие с субъектами электроэнергетики, исполнительными органами государственной власти Курганской области, территориальными органами Ростехнадзора в субъекте РФ.

В функции представительства входит также участие в работе Штаба по обеспечению безопасности электроснабжения субъекта РФ (регионального штаба), оценка рисков возникновения аварий и нештатных ситуаций в энергосистеме, подготовка предложений и обращений о созыве внеочередного заседания регионального штаба, а также вопросы и предложения для включения в план его работы и повестку дня заседаний.

Электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Курганской области управляет экстерриториально укрупненный Филиал АО «СО ЕЭС» Свердловское РДУ.