Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления
2020 год. Все введенные в 2020 году в Ростовской области и Калмыкии ветропарки оснащены цифровыми системами дистанционного 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.
1985 год. Введен в работу энергоблок № 1 Новосибирской ТЭЦ-5
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).
1984 год. Введен в работу первый гидроагрегат Майнской ГЭС
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).
1963 год. На параллельную работу с ОЭС Западной Сибири подключена Барнаульская энергосистема (кроме Бийского энергорайона)
Работавший изолированно Бийский энергорайон подключен на параллельную работу с ОЭС Западной Сибири 23 ноября 1964 года.
1958 год. Приказом № 141/х по Управлению Пензенского энергокомбината была создана Центральная диспетчерская служба (ЦДС)
Первым начальником ЦДС был назначен Рахман Або Хаимович, первым диспетчером ЦДС – Федосейкин Петр Павлович.
1895 год. Введена в эксплуатацию первая ТЭЦ города Томска
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
2015 год. Введена в эксплуатацию воздушная линия электропередачи 500 кВ Костромская ГРЭС – Нижегородская
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.
2010 год. Системный оператор провел первые конкурентные отборы поставщиков системных услуг
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.
1987 год. Введен в работу первый гидроагрегат Загорской гидроаккумулирующей электростанции
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).
1976 год. Введен в эксплуатацию первый энергоблок Северодвинской ТЭЦ-2
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).