|
|
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. |
|
|