Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

Системный оператор совместно с Фондом развития ветроэнергетики ввели в работу автоматизированные системы дистанционного управления из диспетчерского центра активной мощностью Целинской, Салынской и Казачьей ветровых электростанций (ВЭС). Ранее в 2020 году в энергосистемах Ростовской области и Республики Калмыкия аналогичные проекты дистанционного управления были реализованы на Гуковской, Каменской, Сулинской ВЭС. Общая мощность ветровых электростанций, на которых введены в работу цифровые системы дистанционного управления мощностью в операционной зоне Ростовского РДУ, достигла 548,4 МВт.

Дистанционное управление активной мощностью электростанций на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ) является важным условием эффективной интеграции ВИЭ в энергосистему.

Новосибирская ТЭЦ-5 расположена в Октябрьском районе города Новосибирска. Снабжает теплом и электроэнергией население и промышленные предприятия Новосибирска. Является поставщиком электрической энергии и мощности на рынок и одной из крупнейших генерирующих станцией за Уралом по установленной тепловой мощности.

Строительство Новосибирской ТЭЦ-5 началось в 1973 году. К 1994 году на станции были введены в эксплуатацию пять энергоблоков из шести, предусмотренных проектом. Ввод в работу уже первых пяти энергоблоков Новосибирской ТЭЦ-5 позволил избежать работы с пониженным запасом устойчивости и обеспечил надежное электроснабжение потребителей качественной электроэнергией. Строительство шестого блока Новосибирской ТЭЦ-5 началось в 1994 году, в сентябре 2004 года он был введен в эксплуатацию.

Установленная электрическая мощность станции 1200 МВт. Новосибирская ТЭЦ-5 входит с структуру АО «СИБЭКО» (АО «Сибирская энергетическая компания», прежнее наименование ЗАО «Новосибирскэнерго»), электроэнергетическим режимом станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Новосибирской области» (Новосибирское РДУ).

Майнский гидроузел расположен ниже по течению Енисея в 21,5 км от Саяно-Шушенской ГЭС. В состав Майнского гидроузла входят правобережная, русловая и левобережная грунтовые плотины, здание ГЭС с тремя гидроагрегатами с поворотнолопастными турбинами и бетонная водосбросная плотина с пятью пролетами по 25 м каждый. 

Строительство ГЭС началось в 1979 году, закончилось в 1987-м.

Майнская и Саяно-Шушенская ГЭС представляют собой единый гидроэнергетический комплекс, тесно связанный технологически: Майнская — контррегулирующая станция, Саяно-Шушенская — пиковая. По техническому уровню этот комплекс не знает аналогов в нашей стране. И в течение года, и в течение суток потребности в электроэнергии различны, поэтому пиковая гидростанция должна оперативно реагировать на эти колебания. Постоянные колебания уровня воды вызвали бы неудобства для водопользователей населенных пунктов, расположенных ниже по течению.

 Для решения этой проблемы и была создана Майнская ГЭС. Основная ее задача — сглаживать колебания уровня реки в нижнем бьефе (контррегулирование), когда Саяно-Шушенская ГЭС ведет глубокое регулирование нагрузки в энергосистеме. Кроме того, Майнская ГЭС осуществляет выработку электроэнергии и за счет этого повышает совокупную выработку Саяно-Шушенского гидроэнергокомплекса.

Одним из основных региональных потребителей электроэнергии МГЭС является Саянский алюминиевый завод, принадлежащий ОК «РУСАЛ».

Установленная мощность Майнской ГЭС – 321 МВт. Станция входит в состав ПАО «РусГидро», электроэнергетическим режимом ГЭС управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Хакасия» (Хакасское РДУ).

Работавший изолированно Бийский энергорайон подключен на параллельную работу с ОЭС Западной Сибири 23 ноября 1964 года.

 Первым начальником ЦДС был назначен Рахман Або Хаимович, первым диспетчером ЦДС – Федосейкин Петр Павлович.

Томская энергосистема – старейшая в Сибири, ее история начинается 31 декабря 1895 года, когда в Томске была введена в строй первая электростанция ТЭЦ-1.

За свою жизнь Томская ТЭЦ-1 пережила множество реконструкций, она постоянно модернизировалось и оснащалась новым оборудованием, пока в ноябре 1978 года в связи с полным техническим износом не был снят с эксплуатации последний турбогенератор ТГ-1 (находился в работе с 1942-го года). В январе 1981-го он был демонтирован, ТЭЦ-1 перестала нести электрическую нагрузку и работала как котельная, обеспечивая небольшой участок теплосетей в центральной части города.

В 1988 году были остановлены все котлы, отключены от паропровода, законсервированы и переведены в холодный резерв. ТЭЦ-1, оставаясь в составе объединенного котельного цеха Управления тепловых сетей, стала работать как перекачивающая насосная станция

В рамках строительства ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская протяженностью более 280 км проведено расширение ОРУ 500 кВ Костромской ГРЭС и подстанции (ПС) 500 кВ Нижегородская. На энергообъектах смонтированы новые ячейки и выключатели 500 кВ, выполнено оснащение Костромской ГРЭС и ПС 500 кВ Нижегородская современными системами связи, устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики. Кроме того, проведена модернизация комплексов противоаварийной автоматики Жигулевской ГЭС, Чебоксарской ГЭС и Заинской ГРЭС.

ОАО «СО ЕЭС» подвел итоги конкурентных отборов и определил перечень субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности – нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ) и автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) в 2011 году.

Рынок услуг по обеспечению системной надежности (системных услуг) – один из инструментов поддержания необходимого уровня надежности и качества функционирования Единой энергетической системы России в условиях полной либерализации рынков электроэнергии и мощности, начиная с 2011 года. Виды услуг по обеспечению системной надежности, порядок отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих такие услуги, а также правила их оказания и механизмы ценообразования определены Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.03.2010 № 117 «О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности».

В соответствии с Постановлением Правительства, Системный оператор осуществляет отбор субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, заключение с такими субъектами договоров и оплату услуг, а также координацию действий участников рынка системных услуг.

ЗаГАЭС – уникальный, единственный в России энергообъект, регулирующий пиковые нагрузки в энергосистеме.

Станция расположена на реке Кунье у поселка Богородское в Сергиево-Посадском районе Московской области.

Решение о строительстве первой в стране гидроаккумулирующей электростанции в Сергиево-Посадском районе было принято в 1974 году. Два первых обратимых гидроагрегата Загорской ГАЭС были введены в эксплуатацию в декабре 1987 года. На полную проектную мощность станция вышла в 2000 году. 

Загорская ГАЭС – единственная в России гидроаккумулирующая станция, способная не только производить, но и «запасать» электроэнергию. Ночью, когда спрос на электричество падает, гидроагрегаты ГАЭС перекачивают воду из нижнего бассейна станции в верхний. Днем эта вода через гидроагрегаты срабатывается обратно, обеспечивая дополнительную выработку электроэнергии в периоды наибольшего потребления. Загорская ГАЭС является важным структурным элементом энергосистемы Центра, участвуя в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности, а также покрывая суточные пиковые нагрузки в Московской и Центральной энергосистемах.

Первая очередь Загорской ГАЭС была построена в 1980–2003 годах, с 2007 года ведется строительство второй очереди мощностью 840 МВт, после завершения которого Загорская ГАЭС станет самой крупной электростанцией Московского региона. Установленная мощность первой очереди: турбинный режим – 1200 МВт, насосный режим – 1320 МВт. ГАЭС входит в состав ПАО «РусГидро», электроэнергетическим режимом станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Москвы и Московской области» (Московское РДУ).

Строительство Северодвинской ТЭЦ-2 было экспериментальным. Проект отличался от прежних компоновкой главного корпуса, конструкцией вспомогательных зданий и сооружений. В ходе работ предстояло проверить и отработать на практике преимущество серийного производства такого рода станций.

ТЭЦ построили в рекордно короткие сроки. 5 мая 1974 года была забита первая свая под главный корпус станции, 22 декабря 1976 года начато опробование котлоагрегата энергоблока № 1, а 30 декабря был включен в сеть первый энергоблок.  

Установленная мощность станции 410 МВт. Северодвинская ТЭЦ-2 входит в состав ПАО «ТГК-2», электроэнергетическим режимом станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Архангельской области и Ненецкого автономного округа» (Архангельское РДУ).