на главную страницуотправить письмо 75 лет ОАО "Татэнерго"
История энергетики РТ
Предприятия Татэнерго
Техника и технологии
- Генерация
- Сети
- Диспетчерское управление
Персоналии
Медиа-архив

Техника и технологии


Диспетчерское управление


1926 году в СССР созданы первые диспетчерские службы в Московской и Ленинградской энергосистемах


1931-1945

10 февраля 1940 года день рождения центральной диспетчерской службы (ЦДС) Казэнерго.  Энергосистема Татарстана тогда работала изолированно от других систем Советского Союза, имела в диспетчерском управлении две станции, ТЭЦ Марбумкомбината и ТЭЦ завода имени В. И.  Ленина в Казани.  Настала необходимость в организации специальной службы.  Первый диспетчерский пункт был создан на Казанской ТЭЦ-1 инженером Сергеевым Леонидом Николаевичем, который возглавил первую группу диспетчеров ЦДС.  В их задачу входило: согласование электрической нагрузки с потреблением, поддержание нормальных параметров электрической энергии: напряжения и частоты, разработка режимов сети при плановых ремонтах высоковольтных линий, трансформаторов и т. п., вывод в ремонт оборудования, ликвидация аварийных ситуаций, отключение потребителей по режиму, контроль потребления электроэнергии потребителями.  Оснащение диспетчерского пункта было весьма скромным.  Несколько телефонных аппаратов, амперметров, вольтметр, частотомер. 

1942 год.  В составе Казэнерго создана центральная служба релейной защиты и автоматики, которую возглавил Сарычев А. В.  В эти годы на линиях напряжением 35 кВ и трансформаторах Казанских сетей стали внедряться устройства автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АВР), что немедленно сказалось на повышении надежности электроснабжения.  Эти устройства изготавливались на местных заводах по чертежам службы релейной защиты. 


1946-1962

1948 В Москве произошла авария, обесточившая не только столицу, но и развалившая всю систему электроснабжения страны.  Одна лишь МОГЭС, расположенная напротив Кремля, по команде дежурного инженера отсоединилась от системы и избежала останова.  Этим она спасла от полного обесточивания стратегические центры управления государством.  "Раскручивали" остановившиеся электростанции в течение многих суток.  А сколько длился "разбор полетов" можно только догадываться.  В итоге Госкомиссия во главе с Министром электростанций СССР разработала и в кратчайший срок организовала оснащение всей отечественной электроэнергетики системой автоматических устройств, позволяющих сохранять электроснабжение при любых авариях, будь они от стихийных бедствий, технических поломок или ошибок персонала. 

1949 год.  В электросетях Республики началось внедрение защиты линий от однофазных замыканий на землю напряжением 6-10 кВ. 

1953 год.  Создана диспетчерская служба в Уруссинских электросетях.  Осваивается телемеханическое управление подстанцией "Восточная"

1955 год.  Осуществляется перевод питания цепей релейной защиты с постоянного тока на переменный.  По опыту Ленинградских электросетей внедряется устройство автоматического ввода резерва в распределительных сетях напряжением 6-10 кВ.  Оборудуются направленными защитами параллельно работающие кабельные линии.  Включена ЛЭП-110 кВ Уруссу - Субханкулово - Дема, первая электрическая связь с Башкирской энергосистемой. 

1948 Включением линии электропередачи 400 кВ Волжская ГЭС им. В.  И.  Ленина - Москва заложена основа создания Единой энергетической системы.  Одновременно строились связи между энергосистемами на территории Среднего Поволжья. 
1957 На базе ОДУ Центра было организовано ОДУ ЕЭС Европейской части СССР. 

1957 год.  Подстанции стали оснащаться специальными устройствами вызывной сигнализации, позволяющие диспетчеру получать сигнал о состоянии оборудования подстанции и распределительных пунктов по городским телефонным каналам. 

1958 год.  Включена Бугульминская подстанция 400 кВ с автотрансформатором мощностью 270 тысяч кВА.  Для защиты оборудования и линий, работающих на напряжении 400 кВ, были применены новейшие устройства релейной защиты и автоматики с использованием электронной аппаратуры (например, высокочастотная защита ДФЗ-401, в которой используется передача командных импульсов по проводам линий 400 кВ).  Для обеспечения устойчивой совместной работы энергосистем здесь впервые в СССР, применяется устройство системной автоматики.  Включена ЛЭП 500 кВ Бугульма - Волжская ГЭС и ЛЭП 500 кВ Бугульма - Бекетово (Башкирия), временно - на напряжение 400 кВ.  Это позволило через подстанцию Бугульма подсоединить на параллельную работу с Куйбышевской энергосистемой Уруссинский район Татарстана и Башкирскую энергосистему. 

В Альметьевских электросетях стал применяться телемеханический контроль за работой оборудования, что позволило полностью отказаться от дежурства на подстанциях и организовать контроль на расстоянии.  Диспетчер, находясь в Альметьевске, получает сигналы и показания измерительных приборов, управляет выключателями на подстанциях, расположенных в нескольких десятках километров от него.  Началось широкое внедрение автоматического повторного включения линий (АПВ), автоматического ввода резерва (АВР). 

1959 год.  От системы Татэнерго подано напряжение 110  кВ в г.  Йошкар-Олу и в г.  Чебоксары. 

1960 год.  В соответствии с приказом Госплана СССР от 30 марта 1960 года №102 для осуществления оперативно-диспетчерского управления объединением в составе Куйбышевской, Башкирской, Татарской, Оренбургской, Саратовской и Ульяновской энергетических систем организовано Объединённое диспетчерское управление энергосистемами Средней Волги (ОДУ Средней Волги). 

1948 Были организованы прямые каналы оперативной дальней связи ОДУ "Средняя Волга" с ПС Бугульма-400  кВ - по радиорелейному каналу №1 Куйбышев - Жигулёвск и каналу В-3 системы Жигулёвск - Бугульма.  Из-за конструктивных недостатков воздушной цепи участка Сергиевск - Бугульма при изморози и гололёде связь постоянно нарушалась.  В октябре - декабре 1960 года простой составил почти 300 часов. 

Настоящим испытанием для диспетчеров энергосистемы стала авария 26 декабря 1960 года, когда в 23 часа 16 минут из-за повреждения траверсы при гололёде отключилась ЛЭП-400 кВ Волжская ГЭС - Бугульма.  Линия была включена в работу 1 января 1961 года. 

1 августа 1961 года по согласованию с ОДУ ЕЭС в оперативное управление ОДУ Средней Волги принят Уруссинский район Татарской энергосистемы. 


1963-1979

1963 год.  3 апреля введены в строй ЛЭП-220 кВ Заинск - Казань и подстанция 220/110 кВ Киндери.  С этого момента диспетчерское руководство энергосистемой становится действительно централизованным.  Введены в строй две ЛЭП - 220 кВ ЗайГРЭС - Узловая - Абдрахманово, ЗайГРЭС - Нижнекамск, две линии Бугульма - Абдрахманово - Узловая и ЛЭП - 220 кВ Казань (Киндери) - Чебоксары. 

Казанский энергоузел включен в единую энергетическую систему Европейской части СССР.  Таким образом, казанские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 с одной стороны и Заинская ГРЭС, с другой, связанные между собой кольцом высоковольтных линий, обеспечили надежное и бесперебойное снабжение электроэнергией потребителей Казанского узла и прилегающих районов Марийской и Чувашской республик. 

ЦДС переезжает в здание ПЭО "Татэнерго" на улицу Куйбышева и продолжает вести оперативное руководство энергосистемой на новой технической базе. 

1964 год.  Диспетчерской службе выделен бывший актовый зал, где был смонтирован новый щит.  Появились новые приборы - сумматоры мощности со станций, параметры некоторых линий и трансформаторов.  Появились электрические счетные машины.  Расчеты мощности, потребления, перетоки считались на счетах или арифмометре.  С появлением электрических машинок постепенно от анахронизма стали отказываться. 

Пульт управления   единой энергосистемы ЕЧ СССР.  1967 год
Пульт управления единой энергосистемы ЕЧ СССР.  1967 год

1966 год.  Введена в работу ЛЭП-500 кВ ЗайГРЭС - Бугульма.  В этот период проведена большая подготовительная работа по освоению релейной защиты и линейной автоматики этих линий, выполнен весь необходимый комплекс расчётов по выбору и согласованию уставок, подготовлены соответствующие инструкции для диспетчеров ОДУ по эксплуатации устройств РЗА.  С вводом новых ЛЭП-500  кВ на Заинской ГРЭС были введены первые локальные (узловые) комплексы противоаварийной автоматики (ПА), действующие на разгрузку станций при отключении ЛЭП-500 кВ. 

1967 Создание объединённых энергосистем (ОЭС) Сибири и Средней Азии, присоединение на параллельную работу к ЕЭЭС объединённых энергосистем Закавказья, Казахстана и Сибири вызвало необходимость в организации центрального диспетчерского управления (ЦДУ) ЕЭС СССР. 

1970 год.  Устройствами вызывной сигнализации (УВС) оснащены 8 подстанций и 7 распределительных пунктов.  Все базисные подстанции имеют дифференциальную защиту шин.  12 из них оборудованы устройствами резервирования отказа выключателей (УРОВ).  Внедрено автоматическое повторное включение шин после работы дифзащиты, что потребовало дополнения схемы защиты чувствительной ступенью и цепями запрета АПВ при действии УРОВ. 

1971 год.  Введен в строй ЛЭП 500 кВ ЗайГРЭС - Нижнекамская ГЭС и Нижнекамская ГЭС - Карманово (Башкирия). 

Главный диспетчерский  пульт объединенной энергосистемы СССР.  1972 год
Главный диспетчерский пульт объединенной энергосистемы СССР.  1972 год

1973 год.  Введена в эксплуатацию ЛЭП 500 кВ ЗайГРЭС - Куйбышев (Самара). 

1976 На территории СССР действовали 93 энергосистемы, из них 85 работали параллельно в составе ОЭС с суммарной мощностью электростанций, составляющей более 90% общей мощности электростанций страны. 
1979 Весной во время пылевой бури, когда из-за солевых осадков на изоляции линий электропередачи и оборудовании подстанций произошли массовые отключения оборудования в Самарской, Саратовской и Татарской энергосистемах.  Высокопрофессиональные действия диспетчеров помогли сохранить устойчивость в ОЭС, не допустить разделения её на части.  По мере чистки изоляции, нормальная схема энергосистемы была восстановлена. 


1980-1999

1980 год.  Ток пошел по ЛЭП-500 Казань - Чебоксары - Горький - Кострома-Москва. 

В 1982 году
при сильном гололёдообразовании на проводах ЛЭП-500 кВ Волжская ГЭС - Бугульма впервые в ЕЭС была осуществлена плавка гололёда током короткого замыкания на специальную закоротку, установленную на ОРУ-500 кВ Заинской ГРЭС.  Плавку провели успешно, без ограничения потребителей и снижения качества электроэнергии. 

По степени оснащенности средствами ПА Татэнерго занимало ведущее место среди энергосистем ОДУ Средней Волги.  В Казани введен первый в регионе микропроцессорный комплекс ПА в тесном сотрудничестве с ВЭИ им. Ленина.  При участии ЦСРЗА совместно с ВНИИЭ на оборонных предприятиях республики развернуто серийное производство микропроцессорных регистраторов событий и фиксирующих приборов для ВЛ 110-500  кВ совместной разработкой Рижского политехнического института, ВНИИЭ, г.  Москва, Татэнерго.  Налажено тесное сотрудничество с ведущими производителями релейной продукции в России - НПП "ЭКРА" г.  Чебоксары.  Все наиболее крупные объекты энергосистемы были оснащены автоматическими цифровыми осциллографами производства этой фирмы.  Начаты поставки микропроцессорных защит для сетей 110-500 кВ. 


2000-2006

2001 год.  ПЭО "Татэнерго" одним из первых в России внедряет систему коммерческого учета электроэнергии, контролирующей межсистемные перетоки энергии.  В ноябре Татэнерго входит в число 28 компаний и ведомств-учредителей Администратора торговой системы (АТС). 

2002 год.  Регистрируются ЗАО "Диспетчерский центр". 
В июле на подстанции системного значения "Киндери"-500  кВ ОАО "Татэнерго" введен в промышленную эксплуатацию полный комплекс основных, резервных защит и автоматики нового поколения. 

2003 год.  По числу устройств РЗА и ПА "Татэнерго" занимает первое место среди энергосистем ОДУ Средней Волги.  С этого времени отмечено широкое поступление в энергосистему современной микропроцессорной техники РЗА 6-500 кВ.  Более 200 устройств производства НПП "ЭКРА", АББ реле - Чебоксары, "Шнайдер-электрик", "Сепам" и др.  введено в эксплуатацию.  Выполнены проектные работы по техническому переоснащению центральных комплексов ПА ПС Киндери и ЗГРЭС. 

5 февраля 2004 года
начался новый отсчет времени в работе диспетчерской службы.  Она приступила к работе на ЦДП нового здания ОАО "Татэнерго".  Это привело к качественному скачку в техническом состоянии службы и позволило в условиях перехода к рыночным условиям внести свой вклад в развитие энергетики республики Татарстан. 

 Диспетчерский щит ОАО quot;Татэнергоquot;
Диспетчерский щит ОАО "Татэнерго"

Центральная диспетчерская ОАО "Татэнерго" является одним из современных в России оперативно-информационных комплексов.  Она включает в себя центральный диспетчерский щит энергосистемы, центр коммуникационной связи, центр сбора, обработки и передачи данных.  Здесь, благодаря современным информационным технологиям наглядно представлены все процессы, происходящие в данный момент в энергетическом хозяйстве республики.  В режиме реального времени можно получить информацию с любого объекта энергосистемы, например, о расходе топлива, выработке энергии за любой промежуток времени, проследить передачу электричества по сетям или определить места наибольших потерь энергии. 

В январе 2005 года в Альметьевских электрических сетях ОАО "Татэнерго" состоялось торжественное открытие диспетчерского пункта управления с вводом нового диспетчерского щита, не имеющего аналогов в энергосистеме республики. 

1 апреля 2005 года ЗАО "РДУ "Татэнерго" приступила к самостоятельной производственной деятельности в сфере диспетчеризации тепло- и электроэнергии.  На подстанции системного значения "Киндери-500" включена в работу первая в ОАО "Татэнерго" отечественная микропроцессорная релейная защита автотрансформаторов. 

В январе 2006 года ОАО "Татэнерго" присоединилось к торговой системе НП АТС. 

По данным регионального диспетчерского управления ЗАО "РДУ Татэнерго", 18 января 2006 года, когда была отмечена самая низкая температура воздуха, пиковое значение суммарной мощности станций холдинга составило 4 317 МВт.  В этот же день зафиксировано и максимальное значение суточной сальдо-поставки электроэнергии в объеме 5 738 МВт час.  В целом же по дню, в условиях сложных метеоусловий, связанных с установившимися низкими температурами наружного воздуха, станции ОАО "Татэнерго" отпустили потребителям: как собственным, так и оптовому рынку 90 712 МВт час электроэнергии, что соответствует почти двум дням среднегодового потребления всей Республики. 

Диспетчерский щит ОАО
Диспетчерский щит ОАО "Татэнерго" Диспетчерский щит ОАО "Татэнерго"

Диспетчерская служба сегодня - это круглосуточное оперативное руководство оборудованием предприятий электрических, тепловых сетей, электростанций.  На основе сбора и анализа огромных потоков информации технологического и экономического характера в энергосистеме выбираются наиболее экономичные режимы загрузки станций, обеспечивается эффективное и надежное электро-теплоснабжение потребителей. 

Переход на работу по законам оптового рынка потребовал от ЦДС изменения самого подхода к ведению режима энергосистемы.  В связи с этим максимальное внимание уделяется выбору наиболее экономичных режимов работы теплового оборудования, что позволяет в сотрудничестве с персоналом и техническим руководством энергосистемы добиваться наиболее эффективной работы станций. 




История энергетики Татарстана  |  Предприятия Татэнерго  |  Техника и технологии
Персоналии  |  Медиа-архив

 
 
Источники информации,
используемые при создании проекта. 
Разработано © ОАО "Татэнерго", 2006
infoservice@tatenergo.ru