6.3.2. Причины возникновения аварий в системах электроснабжения

6.3.2. Причины возникновения аварий в системах электроснабжения

Характерными причинами аварий в системах электроснабжения могут быть следующие.

1. Понижение частоты электрического тока из-за возникшего недостатка мощности генерирующих источников вследствие потери генерирующей мощности или возрастания потребления в энергосистеме (нагрузки потребителей). Понижение частоты до 46–47 Гц сопровождается еще и глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия для отказа в работе АЧР. Из-за периодического понижения частоты в ЕЭС России в 1990-е гг. сложилась чрезвычайная ситуация; для восстановления нормального режима ЕЭС России был издан приказ РАО «ЕЭС России» от 01.12.1999 г. № 488 «О поддержании частоты в ЕЭС России и безусловном выполнении ограничений».

2. Повышение частоты электрического тока из-за нарушения режима работы и перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей. При частоте более 50,2 Гц разгружаются электростанции, агрегаты гидроаккумулирующих электростанций переводятся в двигательный режим для понижения частоты.

В соответствии с требованиями ПТЭ электрических станций и сетей РФ ЦДУ ЕЭС России (в настоящее время – Системный оператор, СО-ЦДУ ЕЭС) должно ежегодно задавать Объединенным диспетчерским управлениям (ОДУ), а ОДУ – энергосистемам объем и диапазон уставок устройств АЧР и ЧАПВ.

Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах – диспетчеры ОДУ или энергосистемы.

3. Понижение уровня напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы вследствие недогрузки генераторов и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, перегрузки генераторов по активной мощности, неудовлетворительного распределения активных и реактивных мощностей генераторов и синхронных компенсаторов, чрезмерной присоединенной мощности потребителей электроэнергии, увеличения перетоков мощности по линиям или неотключившегося КЗ в сети до истечения допустимого срока перегрузок генераторов и синхронных компенсаторов.

4. Повышение уровня напряжения на оборудовании сверх допустимых значений, что может случиться из-за одностороннего отключения ВЛ, их разгрузки, отключения шунтирующих реакторов, повышения загрузки генераторов и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, а также наличия избыточной мощности батарей силовых конденсаторов.

5. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем из-за:

перегрузки межсистемных транзитных связей по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерирующей мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики);

отказа выключателей или защит при КЗ в электросетях; несинхронного включения связей.

6. Разделение ЕЭС, объединенных энергосистем вследствие сложностей синхронизации разъединенных частей энергосистемы, регулирования частоты в отделившихся частях и т. д.

7. Перегрузка межсистемных и внутрисистемных транзитных связей сверх максимально (аварийно) допустимых значений перетоков мощности (токов) по ВЛ и оборудованию. Переход на работу с аварийно допустимыми перетоками мощности может осуществляться на период прохождения максимума нагрузки энергосистемы или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме (после отключения генератора, линии, автотрансформатора и др.) – на время, необходимое для мобилизации резерва мощности.

Причины возникновения, порядок предотвращения и ликвидации аварий на электрооборудовании и участках сетей (на ВЛ, КЛ, в главных схемах подстанций и электростанций, при замыкании на землю и др.) в необходимом объеме описаны в Инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем.

В качестве примера рассмотрим причины возникновения крупной системной аварии в сентябре 2000 г. в ОЭС Урала, дальнейшее развитие которой могло бы привести к значительным последствиям (по материалам расследования РАО «ЕЭС России», приказ от 04.10.2000 г. № 543).

Для производства плановых работ по согласованной и разрешенной заявке была выведена в ремонт ВЛ 500 кВ. С целью обеспечения допустимых нагрузок в энергорайоне главная схема районной электростанции была разделена на две части отключением группы автотрансформаторов между ОРУ 220 и 500 кВ. При производстве оперативных отключений на ОРУ произошло ошибочное отключение ВЛ 220 кВ, что привело к перегрузке оставшихся ВЛ 110 и 500 кВ, отключению их автоматикой разгрузки линий и отделению части ОАО «Свердловэнерго» от ЕЭС России. В таком режиме в связи с ростом частоты блок станции снизил мощность и в последующем был автоматически остановлен в соответствии с технологическим регламентом. В процессе роста и колебаний частоты и напряжения энергоблоки, работающие на сеть 220 кВ, разгрузились и отключились от технологических защит. Развитие технологического нарушения привело к отключению потребителей выделившегося энергорайона и дальнейшему отключению потребителей в энергосистеме.

Хотя данная аварийная ситуация не нарушила режим работы ЕЭС России, не привела к опасным режимам работы межсистемных связей и потере устойчивости ЕЭС, в локальном масштабе она привела к значительным убыткам.

Конкретной причиной возникновения аварии был вывод в ремонт без оформления заявки секционного выключателя, что и привело к разрыву транзита. ОДУ Урала при рассмотрении и разрешении заявки на вывод в ремонт ВЛ 500 кВ провело проверочный расчет режима для оценки допустимой выдачи мощности с шин 500 кВ без учета отключенного состояния ВЛ 220 кВ.

Ошибка дежурного персонала при подготовке схемы включения привела к ложному отключению ввода 220 кВ с неуспешным АПВ из-за отсутствия синхронизма между энергосистемой и выделившимся энергорайоном.

Несинхронное включение на подстанции ввода 220 кВ с разностью частот 2,3 Гц привело к дальнейшему развитию технологического нарушения, выразившемуся в асинхронном ходе между выделившимся энергорайоном и объединенной энергосистемой.

В итоге диспетчер ОАО «Свердловэнерго» разрешил проведение переключений в главной схеме ТЭЦ в условиях ослабленной схемы энергоузла.

В данном примере имеет место крайне редкий случай организационных упущений со стороны оперативно-диспетчерского персонала, когда диспетчер ОАО «Свердловэнерго», несмотря на разницу в частоте на шинах двух подстанций, дал команду начальнику смены станции на включение ввода 220 кВ. Оперативный персонал подстанции, не имея технической возможности произвести включение с контролем синхронизма, в нарушение инструкции выполнил ошибочную команду диспетчера ОАО «Свердловэнерго» и произвел несинхронное включение.

Таким образом, выдача, прием и исполнение команды сопровождались нарушением требований ПТЭ по ведению диспетчерских переговоров и оперативной дисциплины с обеих сторон.