Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

Системный оператор получил 1106 предложений по доработке документа, 30,2 % из них полностью или частично учтено в проекте СиПР. Авторами предложений выступили 55 юридических и физических лиц.

Максимальное число предложений (861 предложение) поступило от сетевых организаций. Авторами 133 стали физические лица. Генерирующие компании представили 62 предложения, органы исполнительной власти – 31 предложение, промышленные предприятия и коммерческие организации – 11 предложений, некоммерческие и общественные организации – 8 предложений.

Абсолютное большинство – 780 предложений – касалось внесения в проект СиПР ЭЭС изменений по составу, параметрам, срокам реализации или включению дополнительных мероприятий по развитию электрических сетей. 80 предложений предусматривали изменения установленной мощности генерирующего оборудования.

Кроме общественного обсуждения, которое длилось с 1 по 30 сентября, Системный оператор, согласно законодательству, организовал сбор предложений от уполномоченных органов исполнительной власти субъектов РФ. Всего по проекту СиПР на 2025–2030 годы поступило 194 предложения со стороны 40 органов исполнительной власти. При доработке документа было учтено или учтено частично 19,6 %.

Осенью 2019 года подстанция стала первым магистральным сетевым объектом ОЭС Урала, на котором было реализовано дистанционное управление оборудованием из двух диспетчерских центров Системного оператора – ОДУ Урала и Оренбургского РДУ.

Внедрение автоматизированного дистанционного управления оборудованием ПС 500 кВ Преображенская позволило повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом Оренбургской энергосистемы за счет сокращения времени производства оперативных переключений, уменьшения объема оперативных переговоров, снижения риска ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети, сокращения сроков ликвидации технологических нарушений.

В начале 2020 года по итогам успешной эксплуатации системы дистанционного управления Федеральная сетевая компания по согласованию с Системным оператором приняла решение об изменении вида оперативного обслуживания ПС 500 кВ Преображенская с  круглосуточного дежурства оперативного персонала на энергообъекте на схему, при которой оперативный персонал осуществляет дежурство на подстанции только в дневное время по рабочим дням с дежурством на дому в остальное время.

Новая схема начала действовать в сентябре 2020 года. Переход на новый вид оперативного обслуживания ПС 500 кВ Преображенская осуществлялся в соответствии с согласованным с Системным оператором планом-графиком, предусматривающим реализацию комплекса необходимых мероприятий, включая разработку и внесение изменений в нормативно-техническую и инструктивную документацию, организацию дополнительного обучения диспетчерского и оперативного персонала.

Невинномысская ГРЭС – тепловая электростанция федерального значения, снабжающая электроэнергией Северный Кавказ и Юг России. Расположена в городе Невинномысск Ставропольского края. Основным потребителем электроэнергии станции является ОАО «Невинномысский азот».

Установленная мощность станции составляет 1551,4 МВт. Невинномысская ГРЭС – филиал ПАО «Энел Россия», электроэнергетическим режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемами республик Северного Кавказа и Ставропольского края» (Северокавказское РДУ).

В 1982 году ГРЭС переименована в Читинскую ТЭЦ-1. В настоящее время установленная мощность станции составляет 452,8 МВт.

Станция принадлежит ПАО «ТГК-14», электроэнергетическим режимом ТЭЦ управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Забайкальского края» (Забайкальское РДУ).

28 января 1949 года принято решение о возобновлении строительства законсервированной Хабаровской ТЭЦ. В 1950 году стройка получает поддержку государственным финансированием. Принимается правительственное постановление о строительстве ТЭЦ мощностью 125 МВт (пять блоков по 25 МВт вместо 24 МВт). 28 сентября 1954 года Хабаровская ТЭЦ введена в эксплуатацию включением турбоагрегата в параллельную работу с энергопоездом на промплощадке ТЭЦ и с ЦЭС Хабаровск-2. К 1972 году введен в строй последний турбоагрегат № 9 мощностью 100 МВт.

Хабаровская ТЭЦ – филиал «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Электроэнергетическим режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области» (Хабаровское РДУ).

Свой первый металл Богословский алюминиевый завод выпустил в День Победы – 9 мая 1945 года. В 1956 году был пущен в эксплуатацию последний по счету котлоагрегат № 12, и Богословская ТЭЦ вышла на проектную мощность.

Богословская ТЭЦ обеспечивает электроэнергией принадлежащий ОК «Русал» Богословский алюминиевый завод, ее мощность составляет 135,5 МВт.

С 27 сентября 2012 года ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» перешло на управление режимами ЕЭС России с применением сокращенного с трех до двух часов интервала расчетов планов балансирующего рынка. Количество формируемых Системным оператором планов балансирующего рынка увеличилось с 8 до 12 в сутки.

Процесс торговли на балансирующем рынке в Единой энергосистеме России стартовал 20 октября 2005 года – в новом рыночном сегменте реализуются объемы электроэнергии, поставляемые с отклонением от планового графика, сформированного в секторе «на сутки вперед».

Балансирующий рынок является одной из неотъемлемых составляющих действующей модели оптового рынка электроэнергии и мощности – наряду с рынком «на сутки вперед» (РСВ), рынком мощности, рынком системных услуг он представляет собой современную рыночную основу функционирования ЕЭС России.

Инструменты балансирующего рынка служат для поддержания баланса потребления/выработки электроэнергии в ЕЭС России при управлении режимом ее работы в реальном времени, компенсируя возникающие отклонения от рассчитанного в рамках рынка «на сутки вперед» планового графика. Иными словами, механизм балансирующего рынка в энергосистеме позволяет максимально оперативно учесть неизбежно возникающие отклонения потребления и выработки энергии, сетевые ограничения, изменения состояния генерирующего оборудования, и с использованием формализованных алгоритмов конкурентного отбора найти оптимальное управляющее воздействие, обеспечивающее компенсацию таких отклонений.

Балансирующий рынок позволил максимально сблизить рыночные механизмы торговли электроэнергией и технологию управления электроэнергетическими режимами, увязав надежность работы энергосистемы и экономические механизмы.

За годы работы значительно усовершенствованы технологии, с помощью которых Системный оператор обеспечивает его функционирование. Так, последовательно были запущены внутрисуточные расчеты планов балансирующего рынка, произведено объединение расчетных моделей Первой и Второй ценовых зон, обеспечена возможность подачи оперативных ценопринимающих заявок, введен в эксплуатацию ряд новых программно-аппаратных комплексов, позволивших увеличить частоту формирования планов балансирующего рынка до максимально оперативной – с 2016 года планы балансирующего рынка формируются Системным оператором ежечасно.

Станция является нижней ступенью каскада Териберских ГЭС.

Нижним бьефом ГЭС является Баренцево море, поэтому гидроагрегат приспособлен к работе в морской воде. Мощность ГЭС – 26,5 МВт.

Териберская ГЭС входит в состав ПАО «ТГК-1», электроэнергетическим режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Мурманской области» (Кольское РДУ). 

Распоряжением Совета народного хозяйства Чувашии № 21 от 26.09.1957 года создано Чувашское энергетическое управление.

Сегодня функции диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Чувашской Республики – Чувашии осуществляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистем Нижегородской области, Республики Марий Эл и Чувашской Республики – Чувашии» (Нижегородское РДУ).
 

ГЭС построена по деривационной схеме, используется перепад высот между реками Белая и Пшиш. Белореченская ГЭС является самой крупной гидроэлектростанцией Краснодарского края. Она сыграла большую роль в развитии промышленного производства региона в 1950–1960 годах. Белореченская ГЭС входит в состав ООО «Лукойл-Экоэнерго», электроэнергетическим режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» Региональное диспетчерское управление энергосистемы Краснодарского края и Республики Адыгея» (Кубанское РДУ).