Энергетика ОЭС Юга
 Гидроэнергетика ОЭС Юга
 Теплоэнергетика ОЭС Юга
 Атомная и ветроэнергетика ОЭС Юга
 Важнейшие электросетевые объекты ОЭС Юга
 Схема основной сети ОЭС Юга России
 История энергосистем Юга России
   История создания ОЭС Юга. Первые шаги
   История создания ОЭС Юга. Ростовская энергосистема
   История создания ОЭС Юга. Кубанская энергосистема
   История создания ОЭС Юга. Ставропольская, Карачаево-Черкесская и Кабардино-Балкарская энергосистемы
   История создания ОЭС Юга. Северо-Осетинская энергосистема
   История создания ОЭС Юга. Грозненская энергосистема
   История создания ОЭС Юга. Дагестанская энергосистема
   История создания ОЭС Юга. Организация ОДУ (ОДС) Северного Кавказа
   История создания ОЭС Юга. Энергетика с 1977 по 1995 годы
   Состояние энергосистем на 1959 год
   Уровни электропотребления ОЭС СК с 1965 по 1995 годы
 
Главная страница ОЭС Юга Наша история 
 

История создания ОЭС Юга. Энергетика с 1977 по 1995 годы

С 1977 по 1980 годы на Ставропольской ГРЭС был включен энергоблок №6, на Волгодонской ТЭЦ-2 введены в работу три турбоагрегата суммарной мощностью 280 МВт. За этот период были построены ВЛ 330 кВ (в габаритах 500кВ) Ставропольская ГРЭС - Тихорецк, Ставрополь - Прикумск, Прикумск - Прохладная, Прохладная - Баксан и Дербент-Хачмас.

С 1980 г. по 1985 г. продолжали вводится генерирующие мощности в основном на действующих электростанциях: Ставропольская ГРЭС блоки №7 - 1981 г., №8 - 1983 г., Волгодонская ТЭЦ-2 - 135 МВт. Из гидроэлектростанций была введена очередная станция Сулакского каскада - Миатлинская ГЭС с двумя генераторами по 110 МВт каждый. Если не считать ввода на старых ТЭЦ незначительной мощности по 6-12 МВт и замену гидрогенераторов на Гергебильской ГЭС, то с 1985 г. до 1995 г. вводов генерирующих мощностей в ОЭС Северного Кавказа практически не было.

Установленная мощность ОЭС СК после ввода последнего агрегата на СтГРЭС в 1983 г. (10641 МВт) за последние 12 лет практически не изменилась и составила на конец 1995 г. - 10563 МВт. Снижение установленной мощности, несмотря на вводы на ВДТЭЦ-2 и Миатлинской ГЭС, объясняются демонтажем устаревшего оборудования на тепловых электростанциях Объединения.

Отказ от ввода блоков на Ростовской АЭС и отставание строительства Зеленчукской, Зарамагской, Ирганайской ГЭС вновь превратили ОЭС Северного Кавказа в дефицитную энергосистему.

Дефицит мощности и электроэнергии начиная с 1985 г. возрастал из года в год и, несмотря на некоторое уменьшение темпов роста электропотребления в связи со снижением экономической активности в СССР, достиг в 1991 г. - 1162 МВт и 6,5 млрд. кВт ч. соответственно. Собственный максимум ОЭС при этом составил 10488 МВт, годовое электропотребление - 63,5 млрд. кВт ч. и это при полностью исчерпанных регулировочных мероприятиях по снижению максимума ОЭС.

Установленная мощность ОЭС на начало 1991 года составляла 10637 МВт. Из них - 2170 МВт на ГЭС. Таким образом, собственными ресурсами ОЭС Северного Кавказа могла покрыть лишь 9500 МВт и 57-58 млрд. кВт ч., при максимальном использовании конденсационного оборудования ГРЭС (6500-7000 часов). Положение ОЭС Северного Кавказа усугублялось еще по трем причинам:

  1. Хроническое отставание сетевого строительства, особенно межсистемных связей 500 кВ, что с одной стороны, ограничивало прием мощности из соседних ОЭС (Юга и Центра), с другой - усложняло режимы в ОЭС СК из-за недостаточной пропускной способности электрических связей 330, 500 кВ между отдельными энергосистемами Объединения.
  2. Ахиллесовой пятой в ОЭС Северного Кавказа, кроме дефицита мощности, является исторически сложившаяся схема системообразующей электрической сети 330-500 кВ, протянувшейся вдоль Кавказского хребта с запада на восток, отсутствие поперечных связей. Единственная поперечная связь РАЭС - Буденовск, построенная несколько лет назад, еще не введена в работу.
  3. Все основные базисные генерирующие источники: Ставропольская, Невинномысская, Новочеркасская ГРЭС, Краснодарская ТЭЦ располагаются в западной и северо-западной части ОЭС, а вся пиковая мощность сосредоточена на востоке.

В связи с перечисленными схемными факторами и географией генерирующих источников создались вынужденные режимы по длинным параллельным ВЛ 330, 500 кВ с передачей круглосуточно базисной мощности в размере 1500-2000 МВт с севера на юг и столько же на восток ОЭС.

Любое отключение одной из параллельных ВЛ 330, 500 кВ, идущих вдоль Кавказского хребта, а также набросы мощности на связях с "Азэнерго" (ВЛ 330 кВ Дербент-Яшма) и отключения генераторов Грозненской ТЭЦ2 приводило к срабатыванию противоаварийной автоматики и отключению потребителей восточной части ОЭС.

Чтобы разгрузить работающий на пределе транзит 330-500 кВ Север - Запад - Восток в свое время была запроектирована ВЛ 500 кВ п/ст. Волгодонская (впоследствии ОРУ РАЭС)-п/ст. Прикумск и далее ВЛ 330 кВ на Грозный или Махачкалу.

Линия построена несколько лет тому назад, но до сих пор не включена из-за неготовности ячейки 500 кВ на ОРУ РАЭС. По той же причине не включена и ВЛ 500 кВ Шахты - РАЭС. Единственная ВЛ 500 кВ, которая была введена в 1995 г., это Южная - РАЭС - Тихорецкая.

Из-за отсутствия средств не построен и участок ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Невинномысская ГРЭС (часть ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС-О-500), поэтому ВЛ Невинномысская ГРЭС-О-500 до сих пор работает на напряжении 330 кВ.

Спад электропотребления наблюдался по всем отраслям промышленности и сельского хозяйства, за исключением коммунально-бытовой нагрузки, которая невзирая на перестройку, продолжала расти в среднем на 5% в год. Доля промышленности в общем электропотреблении Северного Кавказа до перестройки составляла 42-43%. В 1995 году эта величина упала до 22%. Если сравнить абсолютные величины, снижение электропотребления в промышленности в 1995 году по отношению к 1990 году составило около 60%. Уровни электропотребления ОЭС Северного Кавказа с 1965 по 1995 годы.