ОДУ Юга
 Организационная структура
 Региональные диспетчерские управления
 Контактная информация
 Новые технологии и внедрения
 Телефонный справочник
 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 
 

Динамика потребления электроэнергии

Потребление электрической энергии в Северо-Кавказском экономическом районе с 1960 года до 1977 год непрерывно возрастало. За 17 лет потребление электроэнергии достигло величины 42027 млн. кВтч или 536 % от уровня 1959 года.
Рост потребления определялся, в первую очередь, увеличением существующих производственных мощностей и вводом новых предприятий машиностроительной, химической, горнодобывающей, металлургической и других отраслей промышленности, а также широкой электрификацией сельского хозяйства и железнодорожного транспорта. Стабильно из года в год росло потребление электроэнергии населением.
При этом электропотребление в энергосистемах, изначально входивших в состав ОЭС Северного Кавказа, росло более высокими темпами чем в Ростовской энергосистеме. В этих энергосистемах потребление в 1976 году достигло 26592 млн.кВтч или 670% от уровня 1959 года, тогда как в Ростовэнерго - 15430 млн. кВтч, что составило 398 % от уровня 1959 года.
Среднегодовой прирост потребления составлял по Северному Кавказу без учёта Ростовской области 1331 млн. кВтч, с Ростовской областью - 2010 млн. кВтч.
Особенно бурными темпами электропотребление ОЭС росло до 1970 года. Максимальный годовой прирост потребления в целом по Северо-Кавказскому району был зафиксирован:
  • в абсолютных величинах в 1976 году - 2966 млн. кВтч
  • в % от предыдущего года в 1963 году - 22,1 %
  • по ОЭС без Ростовэнерго в 1964 году - 1780 млн. кВтч и 25,2 %
С 1970 года началось замедление роста потребления, установившегося до 1977 года на уровне - 5-6 %. Динамика собственных максимумов потребления ОЭС в период с 1960 до 1977 года в общем, повторяет динамику потребления электроэнергии.
Некоторые несоответствия соотношений годовых приростов потребления электроэнергии и максимальных нагрузок потребляемой мощности объясняются:
Относительной неравномерностью по годам приростов потребления групп потребителей с
разными коэффициентами заполнения суточного графика.
Регулировочными мероприятиями, количественно и качественно (по эффективности выполнения)
отличающимися по годам.
Погодными условиями в дни прохождения годовых максимумов нагрузки.
Максимальная потребляемая мощность ОЭС до 1973 года повышалась в среднем на 230 МВт в год, а с 1973 года (с Ростовэнерго) на 347 МВт в год. Наибольшие годовые приросты потребления ОЭС (без Ростовэнерго) имели место в 1964 и 1970 годах.
Бурный рост потребления в этот период истории ОДУ наглядно характеризует тот факт, что если 428 МВт прироста в 1964 году составили 32,2 % от потребления предшествующего (1963) года, то практически та же абсолютная величина прироста в 1970 году (443 МВт) составили только 15,8 % от потребления предшествующего (1969) года.
Потребление ОЭС Северного Кавказа (включая Ростовскую энергосистему) с 1960 по 1976 г.г.

Покрытие нагрузки потребления ОЭС Северного Кавказа

Несмотря на интенсивное с начала 60-х годов строительство новых и расширение действующих электростанций, темпы роста электропотребления до 1977 года опережали темпы ввода генерирующих мощностей, за исключением 1964 - 1968 и 1974 - 1976 годов.
В общем все годы существования ОЭС установленная мощность электростанций превышала по абсолютной величине значение потребления в часы прохождения годовых максимумов нагрузки.
Тем не менее, ОЭС Северного Кавказа не всегда располагала реальными избытками мощности: разрывы между установленной и располагаемой мощностью по ОЭС до 1973 года составляли в среднем 11,1%, а между располагаемой и рабочей мощностью 5,6%
С включением в ОЭС Северного Кавказа Ростовской энергосистемы эти показатели ещё более ухудшились: 13,6% и 12,4% соответственно, что в основном объяснялось крайне неустойчивой работой энергоблоков Новочеркасской ГРЭС.
Недоиспользование располагаемой и рабочей мощности определялось в основном следующими факторами:
Генерирующие оборудование в большинстве случаев сдавалось в эксплуатацию в последние дни текущего года и не могло принимать полноценного участия в покрытии максимальных нагрузок потребления. (Частота и продолжительность аварийных остановов нового, ещё не обкатанного, оборудования были в тот период очень велики).
Качество топлива не всегда соответствовало проектным характеристикам. (Особенно характерно это было для Новочеркасской ГРЭС, на которой отклонения по этой причине, от располагаемой мощности на 50 - 250 МВт, имели место практически постоянно).


Покрытие годовых максимумов потребления
Покрытие потребления электроэнергии

Недостаток топлива на ТЭС и гидроресурсов на ГЭС приводили к дополнительному снижению коэффициента установленной мощности. (Впервые с проблемой вынужденной разгрузки тепловых электростанций по недостатку топлива ОДУ столкнулось в 1965 году, когда в течение января имело место шесть случаев резкого снижения подачи газа на Краснодарскую ТЭЦ и Невинномысскую ГРЭС. В 1967 году впервые начались перебои с поставками мазута. До 1977 года перебои с поставками топлива (особенно газа) на электростанции повторялись ежегодно, но носили скорее эпизодический характер и были связаны в основном с техническими проблемами).
Сетевые ограничения (запертая мощность) в основном в 60-е годы, когда сетевое строительство значительно отставало от ввода генерирующих мощностей.
Практически в течение всего периода (1960 - 1976) Объединённая энергосистема была дефицитной по мощности. Зафиксированы только единичные случаи, когда на момент прохождения годового максимума нагрузки ОЭС располагала резервом мощности:

холодным - 1962 год 32 МВт, 1963 год 7 МВт, 1973 год 59 МВт
включённым - 1962 год 11 МВт, 1963 год 9 МВт, 1976 год 683 МВт, из них 663 МВт - "запертая мощность".

По электроэнергии Объединенная энергосистема Северного Кавказа также была дефицитна на протяжении всего своего существования за исключением нескольких лет с середины до конца 60 годов. Наиболее остро стоял вопрос обеспечения электрической энергией в первые годы - до 1965 года и с 1972 до1976 года. Темпы роста потребления электрической энергии на Северном Кавказе были столь высоки, что интенсивное наращивание генерирующих мощностей в тот период не могло радикально повлиять на сокращение дефицита электроэнергии, а только позволяло поддерживать его на определенном уровне.
Приволжский район России характеризовался не менее высокими темпами роста потребления, чем Северо-Кавказский. Особенно высокие показатели роста потребления, как в абсолютном так и в относительном выражении, были зафиксированы в период с 1959 по 1965 год.
За эти годы только объём выпускаемой промышленной продукции был увеличен в 2,5 раза, большое развитие получили наиболее энергоёмкие отрасли промышленности, такие как чёрная и цветная металлургия, химия и нефтехимия, машиностроение и металлообработка. Были электрифицированы обширные сельскохозяйственные районы и протяжённые участки железных дорог.
Характерной особенностью Приволжского района, прежде всего Волгоградской области, была преобладающая доля промышленного производства в структуре электропотребления, составлявшая в 60-70 годах более 80% от собственного потребления.
1960 1965 19701975
Потребление электроэнергии 339584411180015845(млрд. кВт.ч)
Максимальная нагрузка
потребления
547 128621392745(МВт)

До начала 60 годов Волгоградская энергосистема (с Астраханским энергоузлом) была остродефицитной. С вводом в эксплуатацию Волжской ГЭС энергосистема превратилась из дефицитной в избыточную и не только обеспечивала покрытие потребления всего Нижнего Поволжья, но и передава-ла большое количество электроэнергии в Москов-скую энергосистему и в ОЭС Юга (Украина). В последующее десятилетие имела место существен-ная диспропорция между продолжающимся стреми-тельным ростом электро-потребления и вводом дополнительных генери-рующих мощностей, вследствие чего энергоси-стема с 1973 года начала испытывать нарастающий год от года дефицит электрической энергии и мощности. В 1976 году дефицит электроэнергии составил уже 3,8 млрд. кВтч или 18,6 % от потребления энергосистемы.
Потребление и выработка электроэнергии на электростанциях Волгоградэнерго

Сетевое строительство в 1960-1976 годы

На момент создания ОДУ Северного Кавказа высшей ступенью напряжения электрической сети было 110 кВ.
Общая протяжённость электрических сетей по данным за 1962 год составляла:
ЛЭП 110 кВ - 3664,5 км., ЛЭП 35 кВ - 1464 км.
В те годы строительство линий системообразующей сети значительно отставало от строительства электростанций, которым уделялось основное внимание, а проектирование и строительство линий электропередачи осуществлялось "вдогонку". Такой подход объяснялся, в том числе, сравнительно небольшой мощностью строящихся до 60-х годов электростанций, для передачи электроэнергии от которых не требовалось сооружения ЛЭП с большой пропускной способностью.
Плановое комплексное, с учетом прогнозируемых показателей потребления, строительство электростанций и электрической сети началось только с середины шестидесятых годов, когда начали сооружаться крупные ГЭС и блочные ТЭС. Так "под" Новочеркасскую ГРЭС были спроектированы и построены ЛЭП 330 кВ Новочеркасская ГРЭС-Чайкино, Новочеркасская ГРЭС-Тихорецк, и практически все ЛЭП основной сети 220 кВ Ростовской энергосистемы.
С увеличением мощности Краснодарской ТЭЦ за счет ввода в эксплуатацию энергоблоков 150 МВт связано формирование сети 220 кВ и расширение сети 110 кВ Кубанской энергосистемы.
Толчком к развитию сети 330 кВ Восточной части ОЭС и, особенно, Дагестанской энергосистемы, послужило строительство Чиркейской ГЭС.
Для ОЭС Северного Кавказа характерно крайне неравномерное территориальное распределение базовых (тепловых) и пиковых (гидравлических) электростанций: в Западной и Центральной частях ОЭС - преимущественно тепловые, в Восточной - гидравлические. Поэтому формирование системообразующей сети определялось не только условиями выдачи мощности крупных электростанций, но и условиями обеспечения обменных (реверсивных) потоков мощности между отдельными энергорайонами ОЭС в соответствии с прогнозируемыми суточными графиками нагрузки.
Первой действующей линией 220 кВ была ЛЭП Краснодарская ТЭЦ - Тихорецк, построенная в 1962 и включённую на напряжении 110 кВ. На напряжение 220 кВ линия переведена в 1963 году. Линии 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Брюховецкая - Каневская - Староминская были построены раньше (1957 год), но только в 1964 году переведены на своё номинальное напряжение.
Первая на Северном Кавказе ЛЭП 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Машук была построена в 1960 году, но до 1964 года эксплуатировалась на напряжении 110 кВ.


Линии электропередачи 330 кВ, отходящие от Невинномысской  ГРЭС"
Строительство ЛЭП 330 кВ набирало темпы и наибольшего размаха достигло в семидесятых годах, когда ежегодно сдавалось в эксплуатацию от одной до трёх линий. Уже в середине семидесятых годов ЛЭП 330 кВ становятся основой системообразующей сети ОЭС Северного Кавказа.
Одновременно развивались магистральные и распределительные электрические сети других ступеней напряжения, росла установленная трансформаторная мощность.

Протяженность линий электропередачи в ОЭС Северного Кавказа (1971-1976 г.г.)


ХРОНИКА ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 330 кВ

  • 1960 Невинномысская ГРЭС - Машук (на напряжении 110 кВ. Переведена на
    номинальное напряжение в 1964 году)
  • 1962 Машук - Оржоникидзе (на напряжении 110 кВ. Переведена на
    номинальное напряжение в1965 году)
  • 1965 Новочеркасская ГРЭС - Чайкино (ОЭС Украины)
  • 1967 Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк (в габаритах 500 кВ)
    Невинномысская ГРЭС - Тихорецк
  • 1970 Невинномысская ГРЭС - Орджоникидзе-2 (в габаритах 500 кВ)
    Грозный - Чирюрт
  • 1972 Невинномысская ГРЭС - Ставрополь
  • 1973 Оржоникидзе - Грозный
  • 1974 Чиркейская ГЭС - Чирюрт (2 цепи)
    Чирюрт - Махачкала,
    Ставропольская ГРЭС - Армавир (первая цепь)
  • 1975 Ставропольская ГРЭС - Армавир (вторая цепь)
    Ставропольская ГРЭС - Ставрополь
  • 1976 Кубанская ГЭС-4 - Черкесск,
    Махачкала - Дербент


Подстанция Машук - первая на Северном Кавказе подстанция 330 кВ
Систематизированные данные по протяжённости ЛЭП и мощности сетевых трансформаторов различных классов напряжения ежегодно начали подготавливаться и публиковаться в Годовых отчётах энергосистем и ОДУ только с 1971 года. Аналогичных данных за более ранний период, достаточно достоверно отражающих динамику развития электрических сетей ОЭС, не сохранилось.
Недостаточная пропускная способность линий электропередачи на различных участках основной сети Северного Кавказа всегда была проблемой для ОДУ, которая приобрела особую остроту к началу 70-х годов. Наиболее напряженными были сечения на участках сети Невинномысская ГРЭС - Восточная часть ОЭС, Ростовэнерго - Краснодарэнерго и Краснодарэнерго - Ставропольэнерго, несколько позднее сечение по ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь и Армавир - Невинномысская ГРЭС. Загрузка сечений Восточной части ОЭС, начиная с конца семидесятых годов, в значительной степени определялась режимом Чиркейской ГЭС. Проблемы в этих сечениях возникали в основном в ремонтных схемах сети или в условиях недостатка гидроресурсов на Чиркейской ГЭС.
Увеличение допустимых перетоков мощности в контрольных сечениях ОЭС стало возможным благодаря внедрению устройств противоаварийной автоматики (АУМСУ, АПНУ), начавшемуся с 1970 года.

Динамика изменения установленной мощности трансформаторов ОЭС Северного Кавказа (1971-1976 г.г.)
Волгоградская энергосистема

1955 Построена первая в энергосистеме ЛЭП 220 кВ Гумрак - Цимлянская ГЭС, с которой фактически началось формирование системообразующей сети 220 кВ Волгоградэнерго.
1959 Построена первая в границах нынешнего Юга России ЛЭП 500 кВ Волжская ГЭС - Москва. Эта линия как и последующие ЛЭП 500 кВ предназначалась для выдачи мощности Волжской ГЭС. До 1976 года были сооружены вторая ЛЭП 500 кВ Московского направления (через ПС Липецк) и подстанции 500 кВ Волга и Балашевская.
1962 Сооружена первая в СССР линия электропередачи 800 кВ постоянного тока.
1971 Включена в работу первая связь 220 кВ Волжская ГЭС-Астрахань. Параллельная работа с Астраханским энергорайоном, входящим тогда в Волгоградэнерго, стала возможна только с включением этой линии.

Рост протяжённости электрических сетей Волгоградэнерго (км)

Напряжение (кВ)1960196519701975
220-4198231762
110221222231994241
35592137922993194
Всего 220-35813402063219197

Противоаварийная автоматика

Создание системы противоаварийного управления и её совершенствование по мере развития ОЭС была одной из первостепенных задач ОДС (ОДУ). Противоаварийной автоматики в ОЭС практически не существовало, имелись лишь технологические защиты станционного оборудования и на некоторых объектах защиты от токовых перегрузок линий электропередачи и трансформаторов 110 кВ.
Наибольшую опасность для режима ОЭС и технического состояния энергетического оборудования представляли аварии с нарушением синхронной работы генераторов, вероятность которых при тогдашнем состоянии электрической сети была чрезвычайно велика. Только в 1965 году в ОЭС Северного Кавказа имело место 14 случаев нарушения устойчивости. Поэтому первыми устройствами противоаварийной автоматики были устройства ликвидации асинхронного режима
Первые 2 комплекта АЛАР были введены в 1963 году на транзите Ростовэнерго-Краснодарэнерго (ВЛ 110 Староминская-Леушковская) и на ВЛ 110 Невинномысская ГРЭС-Машук. Тогда АЛАР называлась делительной защитой (ДЗ), позднее делительной автоматикой (ДА) а затем автоматикой прекращения асинхронного хода (АПАХ).
До начала семидесятых годов применялись простейшие АЛАР следующих типов:
  • реле РТНР с токовым пусковым органом (по пульсации тока) и регулируемой
    выдержкой времени (РТНР)
  • реле минимального напряжения со счётчиком циклов асинхронного хода (U )
  • устройства с токовыми органами фиксирующими последовательные колебания тока с заданной амплитудой (J1, J2) и выдержкой времени.
В 1971 году были установлены первые комплекты АЛАР по току и чередованию знака активной мощности со счётчиком циклов (+P, J) и автоматики по току нулевой последовательности при неполнофазных режимах (3 J0) - Краснодарэнерго.
В 1973 году были установлены первые комплекты АЛАР с токовым пусковым органом и счётчиком циклов (J) - Ставропольэнерго и Дагэнерго и с токовыми пусковыми органами и блокировкой при к.з. с выдержкой времени (J 1,2,3) - Ростовэнерго и Грозэнерго.
Одновременно с качественным изменением внедряемых устройств АЛАР непрерывно возрастала их количественная оснащённость. Это было вызвано не

Рост оснащенности Северо-Кавказской зоны ОЭС Юга основными средствами противоаварийной автоматики
только увеличением, по мере развития сетей, числа расчётных точек установки АЛАР, но и, в первую очередь, обязательным с начала семидесятых годов условием установки на ВЛ (транзитах) помимо основных резервных, а в некоторых случаях также и дополнительных комплектов.
В семидесятых годах наряду с дальнейшим оснащением устройствами АЛАР, а также разработкой организационных и технических мероприятий по ресинхронизации вышедших из синхронизма частей энергосистемы, началось широкое внедрение принципиально нового вида автоматики - автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ).
Первые на Северном Кавказе устройства АПНУ были введены в 1970 году в самых напряжённых в то время контрольных сечениях западного и восточного направления Центральной части ОЭС.
Это были АРОЛ ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Тихорецк и АРОЛ ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Машук, установленные на Невинномысской ГРЭС. Автоматика действовала на отключение блока 150 МВт ГРЭС при аварийных отключениях ВЛ 330 кВ, отходящих от станции.
Как непременное условие развития АПНУ, в ОЭС шёл непрерывный процесс нарастания количества объектов реализации управляющих воздействий АПНУ и их участия (величина дозировки) в противоаварийном управлении.
ОГ (отключение генераторов). В 1970 году управляющее воздействие на разгрузку первой в ОЭС АРОЛ реализовывалось отключением одного из блоков 150 МВт Невинномысской ГРЭС. В последующие годы по мере усложнения режимов ОЭС и развития системы противоаварийного управления под реализацию разгрузки от различных локальных комплексов АПНУ были вовлечены энергоблоки Ставропольской ГРЭС и гидроагрегаты Чиркейской ГЭС.
САОН (специальная автоматика отключения нагрузки). Первые в ОЭС Северного Кавказа устройства САОН были введены в Краснодарской энергосистеме в 1974 году, в Северо-Кавказской, Грозненской и Дагестанской энергосистемах в 1976 году.
АЗГ (автоматическая загрузка генераторов). АЗГ является одним из важнейших элементов АПНУ, позволяющий предотвращать нарушение устойчивости с наименьшим недоотпуском электроэнергии в дефицитной части энергосистемы.
Впервые АЗГ была выполнена на Чирюртской ГЭС (с воздействием на загрузку станции при перегрузке связи 110 кВ Грозэнерго-Дагэнерго) в 1970, а в 1976 году на Чиркейской ГЭС (от АПНУ Невинномысской ГРЭС и АПНУ ПС Тихорецк).
Первые единичные устройства АПНУ дополнялись новыми устройствами, расширявшими сферу противоаварийного управления ОЭС и превращались в локальные комплексы АПНУ. В 1976 году в ОЭС было уже пять таких комплексов: на Новочеркасской, Ставропольской и Невинномысской ГРЭС, на ПС 330 кВ Армавир и Чирюрт. Одновременно с созданием комплексов АПНУ продолжалось оснащение ОЭС локальными устройствами противоаварийной автоматики.

Локальные устройства противоаварийной автоматики
  • Автоматика отделения станции (части станции) при понижении частоты.
    Первая автоматика этого типа была установлена на Невинномысской ГРЭС в 1970 году.
    Уже в 1976 году этой автоматикой были оснащены все основные электростанции ОЭС.
  • Автоматика отключения шунтирующих связей по факту отключения линий более высокого напряжения.
    Первое устройством этого типа - РАМ (разгрузка по активной мощности) было введено в 1963 году на Невинномысской ГРЭС и действовало при отключениях ВЛ 330 кВ (тогда ещё на напряжении 110 кВ). С 1970 года ПА такого типа, начали устанавливаться на других объектах. Однако в связи с широким внедрением комплексов АПНУ эти устройства не получили большого распространения.
  • Автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН).
    Внедрение этого вида автоматики происходило по мере расширения сети 330 кВ. Первый комплект автоматики был установлен на ПС Тихорецк (ВЛ Тихорецк - Новочеркасская ГРЭС) в 1971 году. К 1977 году устройствами АОПН была оснащена вся существующая на тот период электрическая сеть 330 кВ.

Фрагмент схемы ПА ОЭС Северного Кавказа за 1976 год

Релейная защита и автоматика

В конце 50 годов устройства релейной защиты и линейной автоматики в энергосистемах Северного Кавказа были ещё несовершенны и немногочисленны. Основным типом защиты, применяемой в то время, была максимальная токовая (направленная), включённая на полный ток фазы. АПВ были редкостью и применялись только на тупиковых линиях.

Основные результаты деятельности ОДУ в этой области за прошедшие 1958-1976 годы:
  • полное оснащение основной сети ОЭС средствами релейной защиты
  • внедрение новых типов релейных защит - дистанционных, высокочастотных
    фильтровых и дифференциально-фазных
  • обеспечение надёжного резервирования основных защит, укомплектование
    штатным составом защит всех сетевых объектов ОЭС
  • широкое внедрение автоматического повторного включения линий (АПВ) - трёх
    фазных (ТАПВ) и однофазных (ОАПВ), быстродействующих (БАПВ).

На 1977 год релейная защита и линейная автоматика ОЭС Северного Кавказа уже вполне отвечала современным требованиям и обеспечивала надежную работу объединения.