CC BY
53УДК 621.31
М.В. Чулюкова
СИСТЕМНАЯ АВАРИЯ В ОЭС ВОСТОКА 1 АВГУСТА 2017: ХРОНОЛОГИЯ И АНАЛИЗ СОБЫТИЙ
В результате крупной системной аварии в ОЭС Востока 1 августа 2017 г. без электроснабжения остались потребители пяти регионов России, а также приграничных районов Китая. Детальный анализ подобных аварий позволит избежать их в будущем.
Ключевые слова: ОЭС Востока, системная авария, анализ, специфические события и процессы, выводы и рекомендации.
BLACKOUT IN IES OF THE EAST ON AUGUST 1, 2017: CHRONOLOGY
AND ANALYSIS OF EVENTS
As a result of a major system accident in the IPS of the East on August 1, 2017, consumers of five regions of Russia, as well as of the border regions of China, remained without electricity. A detailed analysis of such accidents will avoid their repetition in the future.
Key words: IPS of the East, system accident, analysis, specific events and processes, conclusions and recommendations.
1 августа 2017 г. в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока произошла крупная системная авария с делением энергообъединения на две изолированные подсистемы по сечению «Переход через реку Амур» в районе г. Хабаровска. В восточную подсистему разделившегося энергообъединения вошли Приморская электроэнергетическая система (ЭЭС) и правобережная часть Хабаровской ЭЭС, в западную - Амурская ЭЭС со связью с Забайкальской ЭЭС, Южно-Якутский энергорайон и левобережная часть Хабаровской ЭЭС (Еврейской автономной области и Комсомольского района). В результате аварии более 2 часов оставались без электроэнергии потребители Амурской области, Забайкальского, Приморского и Хабаровского краев, приграничных районов КНР.
Используя информацию, приведенную в [1-7], детально проанализируем процесс каскадного развития этой аварии с тем, чтобы выяснить конкретные факторы и события, которые привели к тяжелым последствиям для потребителей и системы, и предложить возможные мероприятия для недопущения подобных аварий.
Исходная схема ОЭС Востока до возникновения аварии приведена на рис. 1. Электрическая сеть на напряжениях 220 - 500 кВ выполнена в основном одноцепными воздушными линиями (ВЛ) и является относительно слабой. Наряду с этим, значительное число ВЛ было выведено в плановый ремонт (см. рис. 1), а также некоторые устройства противоаварийной автоматики были выведены из работы с целью модернизации.
В 21 ч. 06 мин. 1 августа 2017 г. при ремонтной схеме электрической сети (выведены в ремонт две ВЛ 500 кВ и девять ВЛ 220 кВ) произошло однофазное короткое замыкание (КЗ) на ВЛ 220 кВ «Хабаровская - Волочаевка тяговая», которое послужило первопричиной аварии.
В отделившейся дефицитной восточной части ОЭС Востока в процессе аварии в течение 39 мин. произошел переход к сбалансированному послеаварийному режиму, в результате включения противоаварийной автоматики частотной разгрузки (АЧР) и оперативных действий персонала.
В западной части ОЭС Востока возник колебательный процесс с периодом 2 сек., с изменениями частоты от 53 до 47 Гц. Как следствие такого размаха медленных колебаний частоты, помимо вывода из работы группового регулятора активной мощности (ГРАМ) на Зейской ГЭС, автоматикой ограничения повышения частоты (АОПЧ) были отключены один агрегат Зейской ГЭС мощностью 225 МВт, два агрегата Бурейской ГЭС мощностью 335 МВт каждый и один блок Нерюнгринской ГРЭС мощностью 210 МВт. В результате возникшего дефицита активной мощности и снижения частоты последовала работа АЧР с отключением нагрузки и ВЛ 500 кВ «Амурская - Хэйхэ (КНР)». Вследствие повышения напряжения в районе Бурейской ГЭС до 560 кВ автоматикой ограничения повышения напряжения (АОПН) отключились ВЛ 500 кВ «Бурейская ГЭС - Амурская» и «Бурейская ГЭС - Хабаровская №1». Противоразгонная защита отключила еще один агрегат Бурейской ГЭС.
Дальнейший рост дефицита активной мощности в западной части ОЭС привел к снижению частоты до 46 Гц и возникновению лавинообразного развития аварийного процесса с массовым отключением агрегатов электростанций, погашением питания потребителей и другими нежелательными последствиями. Развитие аварии перешло в неконтролируемую стадию, управляющие воздействия хоть и были правильными, но не давали положительного эффекта. Высокая скорость развития аварийного процесса не оставила времени для принятия и реализации решений диспетчерскому и оперативному персоналу.
Триггерным (запускающим) событием, послужившим началом процесса каскадного развития аварии с переходом в неконтролируемую стадию, стало возникновение колебаний частоты в западной части энергообъединения, с широким размахом амплитуды колебаний. Можно высказать пред-
положение о причине возникновения этих колебаний частоты. Это могло оказаться несоответствие настройки автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) сильного действия (СД) агрегатов Зей-ской и Бурейской ГЭС по производным параметров режима сложившейся электрической схеме отделившейся западной подсистемы ОЭС Востока. Подобные ситуации описаны в [9]. Слабость основной электрической сети западной части энергообъединения также оказала влияние на возникновение таких незатухающих колебаний. Значимость подобного фактора в возникновении незатухающих колебаний также отмечается в [9]. В результате АРВ СД агрегатов ГЭС вместо демпфирования колебаний раскачивали систему.
Вызывает интерес причина аварийного отключения агрегатов на Зейской и Бурейской ГЭС и Нерюнгринской ГРЭС в результате действия АОПЧ при медленных незатухающих колебаниях частоты с большой амплитудой в отделившейся западной части ОЭС. Длительный период колебаний в 2 сек. при большом их размахе создавал благоприятные условия для срабатывания АОПЧ, потому что частота на верхней части амплитуды колебаний находилась за пределами уставки автоматики по частоте в течение более длительного интервала времени, чем установленная задержка на срабатывание АОПЧ с целью отстройки от кратковременных недопустимых отклонений частоты.
Каскадное развитие аварии в западной части ОЭС Востока привело к выделению на изолированную работу Благовещенского энергорайона с единственным источником - Благовещенской ТЭЦ. Последующее развитие аварийного процесса вызвало сброс нагрузки электростанции до нуля с потерей собственных нужд станции и полное обесточивание на длительное время потребителей выделенного энергорайона.
Использование распределенной генерации позволило бы избежать полного погашения энергорайона Благовещенска, включая потерю питания собственных нужд Благовещенской ТЭЦ. Наличие установок распределенной генерации малой мощности в Благовещенске, например, мини-газотурбинных или газо-поршневых ТЭЦ на площадках старых неэкономичных котельных [10] позволило бы сохранить электроснабжение наиболее ответственных потребителей и ускорить восстановление работоспособности погашенной Благовещенской ТЭЦ. В соответствии с рекомендациями, изложенными в [11], для реализации данного мероприятия потребовалась бы перестройка и модернизация системы противоаварийной автоматики в этом энергорайоне. В таких случаях особое значение имеет реконфигурация электрической сети с целью повышения надежности электроснабжения потребителей [12].
Еще один негативный фактор способствовал нежелательному развитию аварийного процесса. В [1-3,6], со ссылкой на акт расследования аварии, он обозначен как несогласованное функционирование элементов энергосистемы, принадлежащих 6 различным компаниям. Создание исчерпывающей нормативной регламентации технологической деятельности всех субъектов, вовлеченных в процессы обоснования развития и управления режимами технологически единого энергообъединения, позволит обеспечить согласованное функционирование элементов ЭЭС.
Всё изложенное позволяет сделать следующие выводы.
1. В системе противоаварийного управления сложных ЭЭС автоматическое регулирование возбуждения сильного действия крупных генераторов имеет особое значение. В результате анализа рассматриваемой системной аварии установлено, что ключевую роль играет оптимальная настройка коэффициентов регулирования АРВ СД, более того - перенастройка (адаптация) этих регуляторов при существенном изменении схемы ЭЭС. Важными задачами являются согласование оптимальных коэффициентов регулирования нескольких регуляторов в ЭЭС и их координация с работой системы противоаварийной автоматики.
2. Для снижения негативных последствий крупных системных аварий и обеспечения быстрого восстановления системы можно использовать установки распределенной генерации в ЭЭС. Необхо-
димо обратить внимание на развитие подходов, обеспечивающих придание ЭЭС свойства активности на основе реконфигурации схемы электрической сети путем применения современных коммутационных аппаратов - реклоузеров.
3. Одним из важнейших нормативных системных документов, требующих принятия, являются «Правила технологического функционирования электроэнергетических систем», которые позволят обеспечить скоординированное развитие различных составляющих единого технологического объекта - энергообъединения Востока - и согласованного их функционирования при наличии многих субъектов, участвующих в этих процессах.
4. Эффективное решение изложенных в статье проблем требует проведения глубоких комплексных исследований.
1. https://www.kommersant.ru/doc/3426822
2. http://interfax.ru/business/582730
3. https://vostokmedia.com/news/society/12-10=2017/energetiki-obyasnili-prichiny-avgustovskogo-Ыekauta-na-dalnem-vostoke
4. https://www.vedomosti.ru/business/articles/2017/10/09/737038-energoavarii-dalnem-vostoke
5. http://amurmedia.ru/news/610680/
6. https://www.eastrussia.ru/news/prichinoy-blekauta-v-dfo-nazvano-nesoglasovannoe-iunktsionirovanie-chastey-energosistemy/
7. https://nadv.ru/news/2123/
8. Воропай, Н.И., Ефимов, Д.Н., Решетов, В.И. Анализ механизмов развития системных аварий в электроэнергетических системах // Электричество. - 2008. - № 10. - С. 12-24.
9. Литкенс, И.В., Пуго, В.И. Колебательные свойства электрических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1988. -126 с.
10. Воропай, Н.И. Распределенная генерация в электроэнергетических системах // Междунар. научно-практ. конф. «Малая энергетика - 2005». - М., 2005.
11. Илюшин, П.В., Музалев, С.Г. Особенности реализации противоаварийного управления электроэнергетическими режимами микроэнергосистем // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2017. - Вып. 68. - С. 222-231.
12. Модель режимной надежности «активных» распределительных электрических сетей / Н.И. Воропай, З.А. Стычински, К.В. Суслов и др. // Известия РАН. «Энергетика». - 2013. - № 6. - С. 70-79.
13. Карта ОЭС Востока: http://habarovsk.bezformata.ru/listnews/potreblenie-elektroenergii-v-oes-vostoka/ 60106066/
