ОДУ Юга
 Организационная структура
 Региональные диспетчерские управления
 Контактная информация
 Новые технологии и внедрения
 Совет ветеранов
 История ОДУ Юга
   Стенд №1
   Стенд №2
   Стенд №3
   Стенд №4
   Стенд №5
   Стенд №6
   Стенд №7
   Стенд №8
   Стенд №9
   Стенд №10
   Стенд №11
   Стенд №12
   Стенд №13
   Стенд №14
   Стенд №15
   Стенд №16
   Стенд №17
   Стенд №18
   Стенд №19
   Стенд №20
   Стенд №21
   Стенд №22
   Стенд №23
   Стенд №24
   Стенд №25
   Стенд №26
   Стенд №27
   Стенд №28
   Стенд №30
   Стенд №32
 Картинная галерея
 
Главная страница ОДУ Юга История ОДУ Юга 
 

ОДУ Северного Кавказа в действии

На момент основания ОДС Северного Кавказа объединенной энергосистемы в полном понимании этого смысла не существовало. ОЭС состояла из нескольких разрозненных энергорайонов и энергоузлов, не связанных между собой электрическими связями
и общностью технологического процесса производства и распределения электрической энергии.



Молодому коллективу ОДС (ОДУ) предстояло решение сложнейших задач:
  • Организация параллельной работы всех энергосистем Северного Кавказа и создание эффективной системы оперативно-диспетчерского управления
  • Оснащение ОЭС средствами релейной защиты и противоаварийной автоматики
  • Внедрение и постоянное развитие информационных технологий
  • Создание и развитие расчётно-технической базы ОДС (ОДУ), разработка и поддержание в актуальном состоянии нормативно-технических, инструктивных и справочно-информационных документов
  • Незамедлительное включение в процессы перспективного развития ОЭС

Организация параллельной работы энергосистем Северного Кавказа

В 1959 году, когда ОДС приступила к непосредственному выполнению своих функций по оперативному управлению энергетикой Северного Кавказа, зона её реального диспетчерского управления ограничивалась энергосистемами: Севкавказэнерго, Грозэнерго и восточной частью Ставропольской энергосистемы. Остальные энергосистемы и отдельные их энергорайоны работали изолированно из-за отсутствия между ними электрических связей.
C самого начала своего существования ОДС активно включилась в решение вопросов перспективного развития объединённой энергосистемы. Настойчивость и убедительность доводов, с которыми неоднократно обращался в вышестоящие инстанции начальник ОДС Конюшков Г.С., сыграли немаловажную роль в том, что за сравнительно короткий срок были построен минимум необходимых линий электропередачи для объединения энергосистем Северного Кавказа общим режимом параллельной работы
В 1962 году все пять энергосистем ОЭС были включены на параллельную работу, в результате чего энергетический комплекс Северного Кавказа не формально, а фактически стал Объединённой энергосиcтемой. Это стало возможным после ввода в эксплуатацию:
  • ВЛ 110 кВ, связавших Центральную и Восточную части Краснодарской энергосистемы - ВЛ Тверская-Бел ГЭС-Армавирская ТЭЦ; ВЛ Тверская-Курганная-Армавирская ТЭЦ и КрТЭЦ-Тихорецк-Кавказская-Гулькевичи-Новокубанская-Армавир-ская ТЭЦ. В конце 1962 года была включена также вторая межсистемная связь 110 кВ Краснодарэнерго-Ставропольэнерго - ВЛ 110 кВ Армавир-Коноково-Невинномысская ТЭЦ (до 1964 года использовалась в радиальных режимах).

  • ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС-Машук, связавшая Западную и Восточную части Ставропольской энергосистемы. Была введена также вторая межсистемная связь с Севкавказэнерго - ВЛ 110 кВ Машук-Орджоникидзе.

  • ВЛ 110 кВ Ойсунгур-Хасавюрт, связавшая Дагестанскую энергосистему с остальными энергосистемами Северного Кавказа.
В течение 1962 года были введены в работу также два межсистемных транзита 110 кВ Краснодарэнерго-Ростовэнерго (ОДУ Юга) - КрТЭЦ-Брюховецкая-Каневская-Староминская-Койсуг и Тихорецк-Леушковская-Кисляковская-Кущёвская-Степная-Койсуг
( до 1963 года использовалась в радиальных режимах).
Переход на параллельную работу всех энергосистем Северного Кавказа и ОЭС Северного Кавказа с ЕЭС потребовал от персонала ОДУ и, в первую очередь, диспетчерской службы максимального приложения сил и профессиональных способностей.
В 1963 году диспетчерская служба ОДУ перешла на дежурство смен в составе двух диспетчеров.
Регулирование перетоков по слабым связям 110 кВ при полном отсутствии режимной и противоаварийной автоматики было чрезвычайно тяжёлой задачей. Несмотря на все усилия диспетчеров ОДУ, нарушение устойчивости в первые годы было явлением далеко не исключительным.
В последующие годы темпы сетевого строительства постоянно возрастали, усиливались внутрисистемные и межсистемные сети. Усиление электрических связей происходило как за счёт кольцевания сетей 110 кВ (увеличение числа шунтирующих связей), так и за счёт строительства линий более высоких классов напряжения - 220 и 330 кВ.
В 1973 году произошло важное событие в истории ОДУ - в зону оперативного управления ОДУ Северного Кавказа была передана Ростовская энергосистема.
Одна из старейших в России Ростовская энергосистема обладала к тому времени достаточно мощным энергетическим потенциалом и характеризовалась по состоянию на 1.01.1973 года следующими показателями:
Ростовэнерго ОЭС без Ростовэнерго
Установленная мощность 3069,5 3861,6 МВт
Годовая выработка 14121,5 20276 млн. кВтч
электроэнерги
Потреблление в максимум 2238 3959 МВт
нагрузки
Годовое потребление 12865 21985,8 млн. кВтч
электроэнергии

Энергосистема располагала самой крупной на Северном Кавказе тепловой электростанцией - Новочеркасской ГРЭС
Межсистемные связи ОЭС Северного Кавказа
мощностью 2400 МВт и самой крупной гидростанцией - Цимлянской ГЭС мощностью 204 МВт.
Начиналось строительство Ростовской ТЭЦ-2 160 МВт и Волгодонской ТЭЦ-2 420 МВт.
Энергосистема имела развитую электрическую сеть 110-220 кВ и достаточно сильные внешние связи, в том числе:

с Украиной ВЛ 330 кВ, три ВЛ 220 кВ и три ВЛ 110 кВ,
с Краснодарэнерго ВЛ 330 кВ, две ВЛ 220 кВ и одну ВЛ 110 кВ,
с Вогоградэнерго ВЛ 220 кВ и ВЛ 110 кВ,
с Воронежэнерго две ВЛ 110 кВ.

Энергосистема была укомплектована опытными и высокопрофессиональными кадрами. Первоначально работники некоторых подразделений РЭУ Ростовэнерго, в том числе ЦДС болезненно восприняли факт перевода энергосистемы под оперативное управление ОДУ Северного Кавказа и потребовалось определённое время для достижения полного взаимопонимания и налаживания нормальных деловых и человеческих отношений между производственным персоналом ОДУ Северного Кавказа и РЭУ Ростовэнерго.

Связь и телемеханика

Особо важное значение для организации параллельной работы энергосистем имело обеспечение надёжной диспетчерской связи и минимума необходимой оперативной информации, поступающей на ДП ОДУ в автоматическом режиме.

В 1959 году, когда диспетчеры ОДУ приступили к круглосуточному оперативному управлению энергосистемами Северного Кавказа, единственным способом связи с диспетчерами этих энергосистем, за исключением Севкавказэнерго, были междугородние переговоры.

В 1962 году были организованы прямые каналы связи с Грозэнерго, Ставропольэнерго и Краснодарэнерго. С Дагестанской энергосистемой был организован обходной канал связи через Грозный. Вопрос о диспетчерской связи с Севкавказэнерго был не столь актуален, так как ДП ОДУ и ДП этой энергосистемы находились в одном здании и связь между ними осуществлялась через местную АТС. Имелись также каналы связи с ЦДУ ЕЭС и ОДУ Закавказья. С Ростовэнерго прямого канала связи ещё не было, хотя с этой энергосистемой уже осуществлялась параллельная работа по двум связям 110 кВ. В 1962-1964 годах ни в одном направлении связь ещё не резервировалась.

В 1965 году была обеспечена прямая диспетчерская связь со всеми энергосистемами ОЭС и с Ростовэнерго, в основном по арендованным у Министерства связи СССР междугородним телефонным каналам, а частично (Ставропольэнерго и Грозэнерго) по каналам ВЧ связи. При этом со Ставропольской, Грозненской и Дагестанской энергосистемами имелись также резервные каналы связи. Наличие надёжной диспетчерской связи - необходимое, но не достаточное условие успешного выполнения диспетчером функций оперативного управления режимом Объединённой энергосистемы. Диспетчеру ОДУ крайне необходимо было иметь возможность контролировать в текущем времени если не режим ОЭС в любом её районе, то хотя бы основные определяющие параметры режима.

В 1959 году на ДП ОДУ было выведено только 5 телеизмерений (ТИ), никаких телесигналов (ТС) об изменении состояния (включено/отключено) коммутационной аппаратуры на ДП не поступало. Мало что изменилось и в 1963 году с вводом в эксплуатацию новых диспетчерских щита и пульта управления за исключением увеличения числа ТИ до 7. В дальнейшем благодаря вниманию, уделявшемуся этому вопросу руководством ОДУ и большой работе проводимой специалистами службы ТМиС, количество ТИ и ТС постоянно нарастало и к 1976 году достигло уровня, при котором диспетчер ОДУ уже имел возможность в темпе процесса отслеживать важнейшие параметры, определяющие надёжность режима ОЭС, и текущие состояние основных участков электрической сети и оборудования.

С самого начала своей деятельности специалисты ОДС активно включились в решение вопросов повышения надежности и устойчивости объединенной энергосистемы.

К решению этих задач, учитывая, что начинать приходилось с нуля, приступили с самого малого, но крайне необходимого:
  • Сбора и систематизации материалов для создания единой базы технических характеристик линий электропередачи, станционного и подстанционного оборудования
  • Ознакомления "в натуре" с основными энергетическими объектами ОЭС
  • Налаживания деловых контактов с подразделениями энергосистем, с научными и проектными организациями
  • Организации расчётного обеспечения разработки режимов, выбора размещения и уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики
В первые годы работниками ОДС были осуществлены:
  • Предварительные расчёты и непосредственное участие в первых экспериментальных исследованиях устойчивости на связях ОЭС Северного Кавказа с ОЭС Юга по ВЛ 110 кВ и с ОЭС Закавказья по ВЛ 110 и 220 кВ
  • Предварительные расчёты с последующим участием в первых опытах несинхронного включения линий 110 кВ, участие в испытаниях и внедрении первых в ОЭС устройств БАПВ и АПВУС,
  • Расчёты уставок релейных защит ВЛ межсистемных транзитов и внедрение в основной сети ОЭС новых типов защит и линейной автоматики
  • Разработка структурных схем и выбор уставок первых на Северном Кавказе локальных устройств противоаварийной автоматики: АЗГ Чирюртской ГЭС (при перегрузке связи 110 кВ Грозэнерго-Дагэнерго), АОМ Невинномысской ГРЭС и других,
  • Достаточное, по условиям надёжности и в соответствии с действующими директивными документами, оснащение ОЭС устройствами АЧР и комплектами АЛАР.
Технические возможности, которыми располагало ОДУ в первые годы, были крайне ограничены. Все электротехнические расчёты, включая расчёты токов короткого замыкания для выбора уставок релейных защит, проводились вручную. В течение первых 4 лет основная часть расчётов устойчивости, уставок и размещения АЛАР и АЧР выполнялась по договорам "ВНИИЭ" и "ОРГРЭС."
Оснащение ОДУ средствами вычислительной техники началось только на пятом году его существования:

1962 год. Для группы РЗАТИС получена первая модель электрических систем на постоянном токе РС, предназначенная для расчётов токов короткого замыкания, неполнофазных режимов и асинхронного хода.

1964 год. В службе режимов установлена универсальная статическая модель электрических систем на переменном токе, предназначенная для расчётов устойчивости, а также для расчётов потокораспределения и уровней напряжения.

1965 и 1968 годы. В группе РЗА установлены модели-анализаторы на постоянном токе МА-1, имеющие то же назначение, что и первая модель, но располагающая большими возможностями.

1969 год. В службе электрических режимов и противоаварийной автоматики введена в эксплуатацию аналоговая электронно-вычислительная машина РЭР-1М, предназначенная для расчётов оптимального распределения нагрузок между электростанциями при планировании суточных режимов ОЭС.

1971 год. ОДУ получена третья модель-анализатор, которая передаётся службе электрических режимов и противоаварийной автоматики.

1973 год Введена в эксплуатацию первая в истории ОДУ ЭВМ "М-222." В том же году основана служба вычислительной техники (СВТ), кадры для которой начали подбирать и подготавливать ещё с 1971 года. В плане подготовки к работе на ЭВМ специалисты СР и СРЗА ещё за два года до ввода в эксплуатацию ЭВМ в ОДУ часть своих расчётов уже проводили на арендованных ЭВМ Наири и Минск-22.
В конце того же года были сданы в эксплуатацию 3 комплекта аппаратуры "Стимул-2" и аппаратура передачи данных "Аккорд-1200". Уже в первые 2 года технологическими службами ОДУ было освоено более 20 программ электротехнических и других задач. Только теперь, с внедрением программ ВНИИЭ "Б-2/300", "Б-3/300" и "B-3", ОДУ получило возможность в полной мере выполнять одну из своих основных функций - оптимизацию электроэнергетических режимов. Значительно расширились возможности по объёму и качеству всех видов выполняемых расчётов, в первую очередь расчётов устойчивости и расчётов по релейной защите и противоаварийной автоматике.

В 1976 году на базе ЭВМ "М-222" и устройства ввода-вывода информации на дисплей была сдана в промышленную эксплуатацию первая очередь АСДУ. В объём первой очереди АСДУ вошло 32 программы расчётов различных задач.