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 
 

Электрические сети ОЭС в 2002-2007 годах


Подстанция Грозный-330, 2006 год.
Развитие электросетевого хозяйства ОЭС Северного Кавказа, резко замедлившееся в 90 годах, и в первые годы нового столетия не набрало темпов, характерных для 70-80 годов прошлого века.
За период с 2002 по 2007 год в основных электрических сетях Объединённой энергосистемы произошли следующие изменения:
  • Введён в эксплуатацию АТ 500/220 на Волгодонской АЭС (2002).
  • Восстановлена, а фактически построена заново, ЛЭП 330 кВ Владикавказ-Чирюрт (2003). В 2004 году были выполнены заходы на ПС Грозный, а в 2006 с включением в работу АТ-330/110 введена в эксплуатацию первая очередь подстанции Грозный-330. Подстанция оснащена самым современным оборудованием известных зарубежных фирм и полностью автоматизирована.
  • В 2003 и в 2004 годах завершено строительство и осуществлено временное включение на напряжение 220 кВ участков Центральная-Псоу и Псоу-Дагомыс ЛЭП 500 кВ Центральная-Дагомыс.
  • В 2004-2006 годах проводилась расширение и реконструкция сети 220 кВ (подстанции и линии электропередачи) Ростовской энергосистемы.
  • В 2007 году введено в эксплуатацию КРУЭ-330 ПС Машук, выполненное с использованием новейшей коммутационной аппаратуры и панелей релейной защиты и автоматики иностранного производства.
В 2005 с образованием ОЭС Юга протяжённость электрических сетей и трансформаторная мощность 500 и 220 кВ Объединённой энергосистемы увеличилась почти вдвое.

В 2007 году электрическая сеть ОЭС Юга характеризовалась следующими показателями:
Протяженность ЛЭП /км/Установленная мощность трансформаторов ПС /МВА/
800 кВ376-
500 кВ38958265
330 кВ26946675
220 кВ858317727
110 кВ3525732833
Всего5080565500

Противоаварийная автоматика

В 2002-2007 годах продолжалась реконструкция и расширение функциональных возможностей существующих локальных комплексов противоаварийной автоматики. В первую очередь это комплексы АПНУ ПС Шахты и ПС Тихорецк в связи с вводом в эксплуатацию Волгодонской АЭС и ПС Чирюрт в связи с восстановлением связей 330 кВ Дагестанской энергосистемы с ОЭС.

Эти децентрализованные комплексы, безусловно сыгравшие в 70-90 годах огромную роль в обеспечении надёжности и устойчивости ОЭС, тем не менее имели существенные недостатки:
  • Громоздкость релейной и релейно-аналоговой аппаратуры.
  • Относительно невысокую точность.
  • Отсутствие адаптивности к схеме и режимам и, как следствие этого, необходимость ручной перестройки и даже реконструкции при изменениях схемы сети и режима.
Поэтому ОДУ было принято направление на форсированную разработку и внедрение Централизованных систем противоаварийного управления.

2002 год. РАО "ЕЭС России" профинансирована разработка проекта "Реконструкция и техническое перевооружение ЦСПА основной сети ОЭС Северного Кавказа".

2004 год. Разработаны и утверждены "Технические требования на реконструкцию системы регулирования перетоков активной мощности ОЭС Северного Кавказа" Договор на проектные работы заключён с ОАО "ВНИИЭ".

В ОДУ Северного Кавказа выполнен монтаж оборудования для кластера ЦСПА в составе 5 серверов, высокопроизводительной отказоустойчивой дисковой системы совместного использования памяти, системы резервного копирования информации.

Подстанция Машук, КРУЭ-330, 2007 год.
2005 год. В ОДУ Урала совместно со специалистами ОДУ Юга начато тестирование и настройка комплекса ЦСПА ОЭС Юга разработки ООО "Спектр-Инжиниринг", настроен обмен данными с ОИК "СК-2003".
Выпущен и утверждён технический проект "Реконструкция системы регулирования перетоков активной мощности ОЭС Северного Кавказа, разработки "ВНИИЭ".

2006 год. Выполнена модернизация программного комплекса Центральной вычислительной системы противоаварийной автоматики, разработанного ООО "Спектр-Инжиниринг" для условий эксплуатации в ОДУ Юга.

Управляющий вычислительный комплекс (УВК) введён в опытную эксплуатацию.
Завершены комплексные испытания ЦС АРЧМ ОЭС Юга, ГРАМ Чиркейской ГЭС и системы сбора информации в среде тренажера "Феникс".

Впервые в России управление гидроагрегатами ГЭС (Чиркейской), расположенной за сотни километров от ОДУ (Юга) производилось по спутниковым каналам передачи данных.

В ОДУ Юга введено в опытную эксплуатацию программное обеспечение ЦС АРМ.

На Чиркейской ГЭС введены в промышленную эксплуатацию микропроцессорные электрогидравлические регуляторы частоты и мощности на ГА-2,3. Система ГРАМ введена в работу в информационном режиме.

2007 год. Введено в опытную эксплуатацию Центральное вычислительное устройство (ЦВУ) верхнего уровня управляющего комплекса ЦСПА ОЭС Юга.

Введена в опытную эксплуатацию Центральная система автоматического регулирования мощности (АРМ) с воздействием на ГРАМ гидроагрегатов 2 и 3 Чиркейской ГЭС с функциями:
  • Автоматическое ограничение перетоков активной мощности (АОП) по 16 контролируемым сечениям.
  • Автоматическое регулирование активной мощности с коррекцией по частоте (АРПЧ) и автоматическое регулирование частоты (режим АРЧ). Режим АРЧ предназначен для использования в выделенной вместе с Чиркейской ГЭС части ОЭС Юга.
Регулирование частоты в ЕЭС России возложено на ЦКС АРЧМ. ЦС АРМ ОЭС Юга на данном этапе функционирует автономно и предназначен для автоматического ограничения и регулирования перетоков активной мощности в заданных контрольных сечениях ОЭС.

ОДУ Юга - в процессе формирования и функционирования
конкурентного рынка электроэнергии

РЭПП, НОРЭМ) с перспективой полной реализации целевой модели оптового рынка в 2011 году.

За прошедшие 2002 по 2007 годы коллективом ОДУ Юга и в первую очередь специалистами СОПРиСР, СЭР, СПО, СЭПАК и СТМиС проделана громадная работа по созданию инфраструктуры развивающегося рынка электроэнергии в Южном районе России.

2002 год - год активной подготовки к запуску конкурентного сектора ОРЭ "5-15%"
  • Создан фрагмент БЭРС ЕЭС России - расчётная схема ОЭС Северно-го Кавказа. Объём схемы - 649 узлов и 845 ветвей.
  • Запущена первая версия комплекса синтеза и актуализации расчётной модели энергосистемы "AktOpus", внедрено программное обеспечение, необходимое для полноценного функционирования ОДУ в условиях рынка свободных торгов.
  • Проведено комплексное тестирование программно-технических средств СО-"ЦДУ ЕЭС" и НП "АТС", разработанных для обеспечения работы конкурентного сектора ОРЭ, осуществлен расчёт имитационного диспетчерского графика в конкурентном секторе "5-15".
  • Осуществлена передача функций управления генерацией тепловых электростанций в нормальных режимах диспетчерам по оптимизации.
2003 год
  • Осуществлён переход к планированию диспетчерского графика в ежесуточном режиме.
  • Разработаны бизнес-процессы всех этапов формирования ДГ.
  • Организован технологический сайт ОДУ для размещения всей рабочей информации, необходимой для функционирования рынка и анализа результатов торгов.
  • Разработано ПО проверки Торгового графика на соблюдения сетевых ограничений и ПО отслеживания отклонений на всех стадиях формирования диспетчерского графика (ПДГ, ТГ, РДГ).
К запуску конкурентного сектора рынка, определённому Постановлением Правительства 1 ноября 2003 года, ОДУ Северного Кавказа подошло в полной готовности.

2004 год
  • На конец года число участников ОРЭ, привязанных к расчётной схеме ОЭС достигло 31.
  • Организована ежедневная передача в НП "АТС" замещающей информации по 210 учётным показателям рынка.
  • Начата подготовительные работы к организации БР (балансирующего рынка).
2005 год
  • В связи с включением в зону оперативной ответственности ОДУ Волгоградской и Астраханской областей основательно переработана расчётная схема. Объём фрагмента ОЭС Юга в Единой расчётной модели ЕЭС составил 892 узла и 1327 ветвей, число групп точек поставки субъектов ОРЭ - 78, число учётных показателей, по которым в НП "АТС"направляется замещающая информация, достигло 370.
  • В информационную среду ОДУ Юга внедрено унифицированное корпоративное ПО автоматизированной системы Балансирующего рынка ( ПО "Прогноз потребления", ПК "Энергостат", ПО "БАРС", ПО "СОДП").
  • Начата подготовка документации и формирование дежурного персонала по сопровождению Балансирующего рынка электроэнергии.
2006 год стал годом внедрения новых технологий функционирования ОРЭ, которые в значительной степени реализовывали принципы целевой модели рынка в части механизма формирования равновесных цен и объёмов на сутки вперёд и балансирующего рынка, механизма учёта двухсторонних договоров, принципов учёта инициатив и оплаты отклонений. За год в этом направлении был разработан и проведён целый ряд организационных и технических мероприятий:
  • Осуществлена подготовка персонала и организована круглосуточная работа смен дежурных инженеров по оперативному планированию.
  • Реализовано и доведено до объектов диспетчерского управления выполнение технологий проведения внутрисуточных расчётов.
  • Проведён комплекс работ по вводу в эксплуатацию ПО "Технологический сайт", осуществлено дальнейшее развитие технологии представления информации участникам рынка через витрину "СО-ОДУ Юга".
  • Параллельно существующей технологии расчёта и актуализации ПДГ (ПО "ПРЭС-СУТКИ", ПО "БАРС") осуществлено объединение технологий расчёта ПДГ и актуализации РМ с использованием ПО "LinCorWin" и файлов формата "мега точка" и многие другие
    Объём расчётной схемы к концу 2006 года увеличился до 898 узлов и 1401 ветви. Число расчётных групп точек поставки, привязанных к схеме, возросло до 139. Передача замещающей информации осуществлялась по 407 учётным показателям.
2007 год - год активной подготовки к запуску рынка электрической мощности и системных услуг.
В настоящее время все взаимоотношения участников оптового рынка электроэнергии осуществляются в рамках трех составных частей оптового рынка:
  • Рынка двусторонних договоров (РДД), в котором товаром является электроэнергия и мощность, определенные на долгосрочный период, тарифы в котором регулируют государство.
  • Рынка на сутки вперед (РСВ) и балансирующего рынка (БР), в которых торговля электроэнергией осуществляется на краткосрочный период, а оплата осуществляется по ценам, сложившимся по результатам конкурентного отбора на основании ценовых заявок участников.
Дальнейшее изменение иодели ОРЭ предусматривает поэтапное увеличение доли договоров (сделок), заключенных по свободным ценам и уменьшение роли государства в регулировании цены на электроэнергию и мощность.

Структура продажи/покупки электроэнергии по секторам рынка в Южной зоне России