Центральное диспетчерское управление (ЦДУ)

Создание энергосистем и объединение их на параллельную работу проводилось с первых лет существования электроэнергетики. Уже Государственным планом электрификации России (ГОЭЛРО) предусматривалось строительство 30 электростанций и их объединение на параллельную работу на основе единой электрической сети. В 1932 году был создан первый диспетчерский центр объединенной энергосистемы Урала, а в 1940 году образован объединенный диспетчерский центр (ОДУ) Центральной и Восточной зон Украины — Донбасской и Днепровской энергосистем. В 1945 году было организовано ОДУ Центра, осуществлявшее руководство параллельной работы Московской, Горьковской, Ивановской и Ярославской энергосистем.

Строительство мощных гидростанций на Волге во второй половине 50-х годов и промышленное освоение напряжения 500 кВ дали новый толчок формированию объединенных энергосистем Центра, Средней Волги и Урала и их включению на параллельную работу.

В первой половине 60-х годов развернулось массовое строительство крупных конденсационных ТЭС с блоками 150-200-300 МВт, Братской и Красноярской ГЭС в Сибири, линий электропередачи 500 кВ от Кузбасса до Иркутска. Значительно усилились электрические сети Европейской части страны. Параллельная работа ОЭС Урала, Средней Волги и Центра потребовала диспетчерской координации их режимов.

Функции координатора и вопросы согласованного развития ОЭС были возложены на ОДУ Центра с дальнейшим преобразованием его в ОДУ Европейской части ЕЭС.

В 1966 году по межсистемным связям 330 кВ на параллельную работу была подключена задачами ОЭС Северо-запада и к этому времени были организованы и функционировали ОДУ Северо-запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Закавказья, Сибири и Средней Азии.

Создались условия для формирования Единой энергосистемы страны. Для централизованного управления ее функционированием и развитием в 1969 году на основе ранее изданного Постановления Правительства было создано Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЕЭС СССР.

Впервые в мире было организовано трехуровневое централизованное диспетчерское управление ЦДУ ЕЭС — ОДУ ОЭС — диспетчерские центры энергосистем.

Положением о ЦДУ, утвержденным Минэнерго СССР 11.03.1969 г., основными ЦДУ ЕЭС были определены удовлетворение потребности народного хозяйства в электрической энергии в соответствии с государственными планами, покрытие максимума нагрузки по Единой энергетической системе СССР и изолированно работающим Объединенным энергетическим системам, обеспечение надежности электроснабжения народного хозяйства при соблюдении установленных норм качества электроэнергии, обеспечение максимальной экономичности работы Единой энергетической системы СССР и Объединенных энергетических систем при рациональном использовании энергоресурсов страны и ряд других задач.

Одной из важнейших задач создания Единой энергосистемы было подключение на параллельную работу других энергообъединений, работавших в это время изолированно. Решение этой задачи потребовало разработки концепции формирования основной сети Единой энергосистемы и диспетчерского технологического управления нормальными и аварийными режимами с привлечением средств передачи и обработки информации и вычислительной техники.

К участию в создании ИДУ и совершенствовании диспетчерского управления ЕЭС были привлечены научные и проектные организации отрасли электроэнергетики, а также других министерств и ведомств. В достаточно короткие сроки на параллельную работу в составе ЕЭС были включены ОЭС Украины, Северного Кавказа и Закавказья.

Это создало предпосылки для развития межгосударственных электрических связей с энергосистемами стран-членов СЭВ и интенсивного обмена электроэнергией между ними.

ЦДУ, наряду с другими организациями отрасли и электротехнической промышленности, приняло активное участие в освоении нового класса напряжения 750 кВ.

Первоочередной проблемой, поставленной перед ЦДУ, стало создание автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС СССР, строительство диспетчерских пунктов ОДУ и оснащение их современными техническими средствами.

ЦДУ ЕЭС, ОДУ, научными и проектными организациями (ВНИИЭ, ВЦГТУ, СЭИ, Энергосеть проектом и другими) были разработаны теоретические основы АСДУ. Впервые были разработаны методы, алгоритмы и программы оптимизации энергетических режимов, расчетов электрических режимов сложных электрических сетей, анализа устойчивости, настройки противоаварийной автоматики.

На диспетчерских пунктах появились компьютерные средства отображения технологической информации. Возможности диспетчера по управлению режимами значительно возросли. В 1976 году был введен диспетчерский пункт с новейшими по тем временам средствами вычислительной техники, телемеханики и связи. К этому времени ЦДУ было укомплектовано высококвалифицированными специалистами с большим инженерным опытом и представляло собой мозговой центр отрасли по решению важнейших задач управления и развития Единой энергосистемы страны.

В 1978 году был сделан важный шаг к завершению формирования ЕЭС — вслед за подключением ОЭС Казахстана на параллельную работу к ЕЭС присоединилась ОЭС Сибири. В том же году было завершено сооружение электропередачи 750 кВ Западная Украина-Альбертирша (Венгрия) и с 1979 года началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран-членов СЭВ. С присоединением к ЕЭС энергосистем стран СЭВ на западе и ОЭС Сибири и энергосистемы Монголии на востоке границы синхронной работы протянулись от Берлина до Улан-Батора.

Параллельная работа ЕЭС СССР с энергосистемами стран Восточной и Центральной Европы обусловила необходимость решения ряда важных проблем, связанных с международными поставками электроэнергии и мощности.

В 80-е годы ЕЭС вместе с раздельно работающими ОЭС Средней Азии и Востока охватила всю обжитую часть территории СССР. Производство электроэнергии достигло 1,3 трлн. кВтч, а к 1990 г. — 1,6 трлн. кВтч.

В Европейской части ЕЭС сформировалась развитая сеть 500 кВ-750 кВ, а в Азиатской части ЕЭС одновременно с развитием сети 500 кВ, промышленно осваивалось напряжение 1150 кВ. Были введены крупнейшие энергоблоки 500-800-1200 МВт на тепловых электростанциях и 1000-1500 МВт на АЭС. Завершено сооружение крупнейших ГЭС Сибири, и том числе Саяно-Шушенской мощностью 6400 МВт.

Управление таким гигантским, работающим синхронно объединением, достигавшим с Запада на Восток 7 тысяч км и с севера на юг более 3 тысяч км, представляло собой сложнейшую инженерную задачу, не имевшую аналогов в мире.

ЦДУ ЕЭС СССР вместе с научными и проектными институтами разработало концепцию управляемости, живучести и надежности энергосистем и ЕЭС в целом. Были разработаны нормативы устойчивости электрических систем, обеспечивающие наиболее полное использование магистральных системообразующих электрических связей. Это позволило максимально реализовать важнейшие межсистемные эффекты параллельной работы энергосистем в составе ЕЭС — совмещение графиков электрических нагрузок, обеспечение взаимопомощи энергосистем, оптимальную загрузку электростанций, предотвращение или снижение холостых сбросов на ГЭС и обеспечение высокого уровня надежности ЕЭС в целом.

ЦДУ и всеми ОДУ, институтом «Энергосеть проект» и его региональными отделениями разработана и с участием строительно-монтажных организаций ПО «Дальние электропередачи» и энергосистем введена в эксплуатацию глубоко эшелонированная система противоаварийного управления, охватывающая все основные межсистемные связи.

В конце 70-х — начале 80-х годов вводы мощностей стали отставать от потребностей народного хозяйства. Режимы ЕЭС усложнились. В Сибири с этим временем совпал период длительного маловодья на Ангаро-Енисейском каскаде. Из-за сложившегося дефицита энергомощностей частота электрического тока глубоко снижалась, перетоки мощности по межси­стемным связям достигали предельно допустимых значений. В этих условиях система противоаварийного управления обеспечила надежную работу ЕЭС в целом, не допустила развития значительного числа аварийных ситуаций и предотвратила нарушения электроснабжения на больших тер­риториях с массовым погашением потребителей.

В конце 80-х — начале 90-х годов средства диспетчерского и технологического управления получили дальнейшее широкое развитие. В 90-х годах началась эра децентрализованных вычислительных систем АСДУ. За 2-3 года все задачи АСДУ, решаемые на старых ЕС ЭВМ, были переведены на распределенные вычислительные сети. На качественно новом уровне был разработан комплекс новых задач, как вычислительных, так и информационных. Начали интенсивно внедряться новые сетевые оперативно-информационные комплексы (ОИК) с современной системой диалога и отображения. Одновременно с внедрением локальных сетей персональных компьютеров осуществлялся следующий шаг в модернизации ОИК — включение в локальную сеть группы мощных ЮНИКС-компьютеров, что позволило довести функциональный уровень российских ОИК до имеющегося в развитых зарубежных энергокомпаниях.

Новая платформа ОИК позволила разработать и внедрить ряд сложных вычислительных задач (в том числе работающих в реальном времени), обеспечивающих моделирование и оптимизацию режимов, создать при­кладные программы, базирующиеся на экспертных системах, мощных гео- информационных пакетах, приступить к освоению современных баз данных (например «ОРАКЛ» и др.). К концу 1998 года ОИК АСДУ эксплу­атировались в ЦДУ, ОДУ, всех российских энергосистемах, в 220 ПЭС и 190 РЭС.

В последние годы развернуты большие работы по развитию систем и средств связи: начато внедрение цифровых АТС, электронных диспетчерских коммутаторов, цифровых систем уплотнения, компьютерных регистраторов диспетчерских переговоров, речевой почты, система оповеще­ния и др. Продолжалось создание волоконно-оптических линий связи, общая протяженность которых достигла в 1998 году более 6500 км.

С 1993 года ведется интенсивное оснащение энергообъектов ЕЭС России системами коммерческого учета. В 1998 году число этих энергообъек­тов достигло 700.

В эти годы в тесном сотрудничестве с институтами «Энергосеть проект», ВНИИЭ и НИИПТ созданы централизованные управляющие и координирующие комплексы противоаварийной автоматики на базе ЭВМ, размещенные в диспетчерских центрах ОДУ и ЦДУ и крупных энергетических объектах. Введены в работу центральная и региональные системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АРЧМ). Эти комплексы играют сегодня очень важную роль в обеспечении живучести и надежности работы ОЭС и ЕЭС в целом.

Политические и экономические события, произошедшие в нашей стране и странах центральной и восточной Европы, привели к существенным изменениям условий работы ЕЭС. Смена форм собственности в электро­энергетике — создание акционерных обществ — РАО «ЕЭС России» и региональных АО-энерго, переход к рыночным отношениям поставили новые задачи в области диспетчерско-технологического управления.

Изменились критерии и технологии решения задач прогнозирования и оптимизации годовых, сезонных и суточных балансов энергосистем, ОЭС и ЕЭС в целом. Сложную организационно-методическую цепочку представляет собой переход от договоров на поставку электроэнергии и мощности к конкретным диспетчерским графикам. Сегодня, к сожалению, эта цепочка до конца не отработана и требует решения ряда вопросов и соответствующего программного обеспечения.

Так, задачи оптимального использования топливных энергоресурсов, генерирующих мощностей, снижения затрат на транспорт электроэнергии должны решаться по новым критериям. Очевидно, что наибольший экономический эффект может быть получен при оптимизации в масштабах всей ЕЭС с привлечением всех участников рынка, однако при этом должен быть разработан механизм распределения полученной максимальной прибыли.

Необходимо обеспечить технологические и информационные условия для функционирования федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).

В этих целях ЦДУ активно участвует в разработке и совершенствовании автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) на ФОРЭМ, оснащении рынка необходимыми измерительными приборами, каналами связи, средствами вычислительной техники и необходимым программным обеспечением.

Важной основой и технологической базой для функционирования ФОРЭМ является разработанная автоматизированная система диспетчерского управления, обеспечивающая единство технологического и экономического управления ЕЭС.

Следует подчеркнуть, что функционирование ЕЭС России в условиях становления и развития рыночных отношений при большой протяженности и ограниченных пропускных способностях межсистемных связей предъявляет особо высокие требования к приоритетному обеспечению нормативов надежности и устойчивости ЕЭС и ОЭС. Необходимость строгого соблюдения диспетчерской дисциплины по вертикали ЦДУ-ОДУ-ДЦ энергосистем в условиях рынка становится еще более актуальна.

Нужны не только организационные меры для обеспечения надежности и устойчивости, но и соответствующие эффективные экономические механизмы оплаты: за резервную мощность, участие электростанций в регулировании частоты и перетоков, привлечение станций и потребителей к управляющим воздействиям противоаварийной автоматики.

Очень остро стоит вопрос техперевооружения средств технологического управления нормальными и аварийными режимами, установленных в ЦДУ, ОДУ и на энергообъектах. Необходим срочный перевод информационно-вычислительных систем противоаварийного управления на новую компьютерную базу. Требуется замена коммутационных узлов передачи данных (прежде всего в ОДУ Востока, Сибири, Урала и Средней Волги), через которые осуществляется передача важнейшей технологической информации.

На современном уровне решение перечисленных задач невозможно без внедрения быстродействующих и надежных каналов с использованием оптико-волоконных средств и стационарных спутников связи.

Единая энергетическая система России — это одно из крупнейших энергообъединений в мире, наибольшее по своим географическим масштабам, четвертое в мире по объемам производства электроэнергии, уникальное по степени технологической интеграции процессов производства, передачи и распределения энергии.