Календарь событий из истории энергетики и оперативно-диспетчерского управления

окт.31

1957 год. Введена в эксплуатацию ЛЭП 220 кВ. Иркутск – Братск

Строительство линии началось в июле 1955 года и завершилось в октябре 1957 года, а в начале ноября 1957 года Братская подстанция получила первый ток от Иркутской ГЭС. В 1959–1961 годах была сооружена вторая линия электропередачи напряжением 500 кВ.

окт.30

2007 год. Оперативно-диспетчерское управление Москвы и Московской области переведено в здание на Староалексеевской улице, д. 9

2007 год. Оперативно-диспетчерское управление Москвы и Московской области переведено в здание на Староалексеевской улице, д. 9. Вместо мнемощита первый раз в Московской энергосистеме использована система видеоотображения схемы, позволяющая передавать больший объем телесигналов и телеизмерений. 30.10.2007 в 08:00 была осуществлена передача функций оперативно-диспетчерского управления энергосистемы Москвы и Московской области в новый диспетчерский центр

окт.29

2014 год. В городе Кемерово введена в эксплуатацию ПС 110 кВ, которой присвоено имя Владимира Ивановича Лапина, возглавлявшего ОДУ Сибири с 1999 по 2011 год.

29 октября состоялся торжественный пуск подстанции 110/10 кВ, названной в честь бывшего генерального директора Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Сибири» (ОДУ Сибири) Владимира Лапина.

Заслуженный работник ЕЭС России, заслуженный энергетик РФ Владимир Иванович Лапин, безвременно ушедший в 2013 году, посвятил всю свою жизнь сибирской энергетике. Он проработал в отрасли более 40 лет, из которых 12 лет трудился на посту генерального директора ОДУ Сибири, где внес значительный вклад в повышение надежности функционирования Объединенной энергосистемы Сибири.

окт.28

1923 год. Состоялся пуск Егоршинской ГРЭС в Пермской губернии на Урале

Строительство Егоршинской ГРЭС на берегу реки Бобровки вблизи шахтерского поселка Егоршино Пермской губернии было начато еще в 1913 году вместе с шахтой «София», но позже было приостановлено в связи с войной. В 1920 году строительство станции включено в план ГОЭЛРО и признано ударным объектом. 

28 октября 1923 года электростанция мощностью 1,2 МВт дала первый ток, который вырабатывали два турбогенератора британской фирмы «Томсон-Хаустон». Позднее были установлены два турбогенератора Ленинградского металлического завода мощностью 1,5 и 2 МВт и один – шведской фирмы «Юнгстрем» на 11,5 МВт. 
К 1941 году станция имела установленную мощность 24 МВт, обслуживала Егоршинский угольный бассейн, а выработанная ГРЭС электроэнергия поступала в Уральское энергокольцо. 

Егоршинская ГРЭС является памятником истории. В 1970 году решением коллегии Министерства электростанций на ГРЭС установлена бронзовая мемориальная доска в ознаменование 50-летия плана ГОЭЛРО. 28 октября 2003 года, в день своего 80-летия, электростанция в торжественной обстановке была остановлена

окт.27

2009 год. Бурейская ГЭС достигла проектной мощности 2010 МВт

Бурейский комплексный гидроузел расположен на р. Бурее (левый приток р. Амур, Амурская обл.), в 280 км от г. Благовещенска, и предназначен для энергоснабжения развивающейся промышленности Дальнего Востока (Амурская область, Хабаровский и Приморский край, Южная Якутия).

Подготовительные работы по строительству ГЭС начались в 1978 году. В 1985 году начались строительно-монтажные работы на основных сооружениях. В начале 1990-х гг. темпы сооружения ГЭС резко снизились из-за недостатка финансирования. С 2000 года строительство ГЭС заметно оживилось, и 9 июля 2003 состоялась торжественная церемония пуска первого гидроагрегата. 27 октября 2009 года, после пуска третьего гидроагрегата, станция достигла проектной мощности.

Значение Бурейской ГЭС для Дальнего Востока:

  • одновременно со строительством ГЭС проведеная существенная модернизация сетевого хозяйства в регионе, в том числе построены две линии 500 кВ;
  • с выходом Бурейской ГЭС на проектную мощность появилась возможность снизить объем привозного топлива в регионе на 5,2 млн т в год, что позволило экономить 4,7 млрд рублей ежегодно;
  • экономически эффективная энергия Буреи дает толчок развитию промышленности Дальнего Востока;
  • созданы предпосылки для экспорта высокотехнологичной продукции — электроэнергии.

Бурейская ГЭС входит в состав ПАО «РусГидро», Электроэнергетическим режимом работы станции управляет Филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Амурской области» (Амурское РДУ).

окт.27

1926 год. В Ленинградской энергосистеме образована первая диспетчерская служба

27 октября 1926 года    Ленинградским объединением государственных электростанций «Электроток» был выпущен приказ № 14, которым учреждался специальный отдел для осуществления оперативно-диспетчерского управления: для координации работы нескольких городских электростанций и Волховской гидроэлектростанции была создана оперативная диспетчерская группа при эксплуатационном управлении городского объединения «Электроток».

В конце 1926 года в Ленинградской энергосистеме произошли значительные качественные изменения: ввод в эксплуатацию Волховской гидроэлектростанции и городского кабельного кольца 35 кВ. В составе этого кольца имелось шесть подстанций 35/6 кВ (в том числе распредустройства ГЭС-1 и ГЭС-2), питавшихся по двум линиям 110 кВ от Волховской гидроэлектростанции через главную понижающую подстанцию 110/35 кВ. Потребовались качественные изменения и в координации работы электростанций, поэтому «Электроток» выпустил приказ о создании при техническом отделе правления подотдела диспетчерской службы. Приказом были определены следующие основные задачи службы:

«… - правильное распределение нагрузок между отдельными станциями в интересах наиболее экономичной работы всех станций в совокупности;

- правильного распределения нагрузок по отдельным подстанциям в интересах достижения наименьших потерь и равномерного напряжения в сети;

- обеспечения непрерывности подачи энергии потребителям при полном или частичном выпадении отдельных станций…»

До ввода диспетчерского пункта и укомплектования штата функции диспетчеров исполняли по очереди начальники и инженеры технических отделов Управления. Диспетчерский пункт Ленинградской энергосистемы был оборудован щитом с мнемонической схемой основной электрической сети и шнуровым коммутатором для непосредственной телефонной связи с электростанциями и узловыми подстанциями. Связь с пунктами кабельной сети осуществлялась по городской телефонной сети. Контрольных приборов не имелось, за исключением частотомера. Располагался первый диспетчерский пункт в здании Правления бывшего «Общества электрического освещения 1886 года» на улице Гоголя (сейчас Малая Морская), дом 14

окт.26

2004 год. Издан приказ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» № 309 о передаче в зону оперативной ответственности ОДУ Северного Кавказа Волгоградского и Астраханского РДУ

Исторически Волгоградская и Астраханская энергетические системы входили в состав ОЭС Центра. В ходе мероприятий по повышению надежности ЕЭС России были оптимизированы операционные зоны ряда диспетчерских центров. Так, ОДУ Центра приказ ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» № 309 от 26.10.2004 в 2005 году передало ОДУ Юга (до 2005 года – ОДУ Северного Кавказа) функции по оперативно-диспетчерскому управлению режимом Волгоградской и Астраханской энергосистем.

окт.25

1940 год. На базе Баксанской ГЭС 25 октября 1940 г. на основании Постановления экономического Совета СНК СССР № 1756 организуется Баксанский Энергокомбинат (БЭК) в составе Баксанской ГЭС, Кисловодской ТЭЦ и Управления электросетями

 В 1955 году Управление Баксанского энергокомбината было переведено в Пятигорск, 14 октября 1957 года Баксанский энергокомбинат был переименован в Ставропольский энергокомбинат, а 14 ноября 1961 года преобразован в Районное энергетическое управление «Ставропольэнерго».

окт.24

2018 год. В пяти филиалах АО «СО ЕЭС» введены в промышленную эксплуатацию автоматизированные системы производства переключений по выводу из работы и вводу в работу оборудования подстанций и линий электропередачи с использованием дистанционного управления

В филиалах АО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги, ОДУ Северо-Запада, Ленинградское РДУ, Кубанское РДУ и РДУ Татарстана введены в промышленную эксплуатацию автоматизированные системы производства переключений по выводу из работы и вводу в работу оборудования подстанций и линий электропередачи с использованием дистанционного управления (автоматизированные программы переключений – АПП).

АПП созданы на базе российского программного комплекса СК-11, обладающего сервис-ориентированной архитектурой и использующего созданную по стандартам МЭК 61970, МЭК 61968 единую информационную CIM-модель. СК-11 также поддерживает широкий набор международных протоколов обмена данными.

Новая технология, основанная на автоматическом выполнении последовательности действий и обмене телеметрической информацией по цифровым каналам связи, позволяет в несколько раз сократить длительность ввода в работу и вывода из работы оборудования подстанций и ЛЭП по сравнению с традиционной технологией, предусматривающей выполнение этих действий по отдельным командам диспетчерского персонала. Применение АПП повышает эффективность управления электроэнергетическим режимом, сокращает время на производство переключений, что уменьшает период отклонения режима работы электростанций от планового диспетчерского графика и отключения сетевого оборудования для выполнения режимных мероприятий на время производства переключений. Это, в свою очередь, снижает суммарные затраты потребителей электрической энергии.

Внедрение дистанционного управления с применением АПП, системы мониторинга запасов устойчивости и централизованных систем противоаварийной автоматики третьего поколения является реальным шагом к цифровизации энергетики.

окт.24

1976 год. В октябре введен в эксплуатацию новый диспетчерский щит ЦДУ ЕЭС

Диспетчерское управление было переведено на новый диспетчерский щит, оснащенный комплексом средств отображения оперативной информации в виде цифровых приборов, информационного табло, цветных и черно-белых дисплеев, системой сбора оперативно-диспетчерской и технологической информации и многомашинным комплексом на базе ЭВМ третьего поколения. Комплекс состоял из двух малых ЭВМ Видеотон 1010Б и двух универсальных ЭВМ М-4030. Они обеспечивали прием, обработку телеинформации и управление средствами отображения, ведение суточной диспетчерской ведомости, прием и обработку производственно-статистической информации, поступающей от ОДУ и энергосистем Центра, а также решение задач планирования режимов. Малые ЭВМ работали в режиме автоматического резервирования и, кроме задач приема, обработки и отображения, обеспечивали автоматическую передачу телеинформации и данных суточной ведомости в одну из универсальных ЭВМ