Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

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 1530,2 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).

Кубанская ГЭС-2 (Куршавская ГЭС-2) — гидроэлектростанция в Карачаево-Черкесии, у пос. Ударный Прикубанского района, на 76-м километре Большого Ставропольского канала. Входит в состав Каскада Кубанских ГЭС (группа Куршавских ГЭС), являясь его третьей ступенью.

ГЭС начали строить в 1961 году, гидроагрегаты пущены в 1967–1969 годах. Введена в эксплуатацию в 1971 году.

ГЭС построена по деривационной схеме, в настоящее время является самой мощной ГЭС Кубанского каскада. Собственником Кубанской ГЭС-2 является ПАО «РусГидро», электроэнергетическим режимом работы каскада управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемами республик Северного Кавказа и Ставропольского края» (Северокавказское РДУ).