Разработка мероприятий по повышению надежности работы ЕЭС России (по итогам рассмотрения аварии на Рефтинской ГРЭС)

Надежное функционирование энергосистемы является важнейшей задачей, решение которой обеспечивается на различных уровнях энергосистемы. В целом надежное функционирование энергосистемы обеспечивается путем решения следующих задач:

• 1.    Выполнение расчета и анализа установившихся электрических режимов. Анализ электрических режимов выполняется с целью оценки ремонтных и противоаварийных схем по условиям сохранения статической устойчивости и исключения перегрузки оборудования свыше допустимых параметров. Нормативные возмущения, для которых выполняется анализ электрических режимов, определены нормативным документом [1]. При возникновении нормативных возмущений должна быть исключена перегрузка оборудования, а также нарушение статической устойчивости энергосистемы. При возникновении ненормативных возмущений потеря статической устойчивости и перегрузка оборудования не исключены и должны ликвидироваться действиями оперативного персонала и противоаварийной автоматики (ПА).

• 2.    Выполнение расчета и анализа переходных режимов работы энергосистемы заключается в определении токов короткого замыкания в различных режимах работы энергосистемы, а также расчете динамической устойчивости синхронных машин. Расчет необходим для предотвращения повреждения оборудования и предотвращения нарушения динамической устойчивости синхронных машин путем реализации соответствующих организационно-технических мероприятий.

• 3.    Обеспечение надлежащего и своевременного обслуживания электрооборудования и устройств релейной защиты и автоматики. Требования по периодичности обслуживания оборудования устанавливаются нормативными документами [2-3]. Нарушение требований этих документов увеличивает риск возникновения ненормативных возмущений и, как следствие, снижает надежность функционирования энергосистемы.

• 4.    Постоянное поддерживание надлежащего состояния оборудования и замена устаревшего оборудования на новое с повышенной надежностью заключается в выполнении соответствующих эксплуатационных мероприятий, обеспечивающих поддержку паспортных характеристик электрооборудования.

Правильное выполнение вышеуказанных задач обеспечивает надежное и эффективное функционирование энергосистемы. Однако на практике в силу действия человеческого фактора исключить ошибки при выполнении вышеуказанных задач достаточно сложно и, следовательно, даже при условии корректного выполнения всех задач полностью исключить возможность возникновения и развития крупных аварий невозможно. Кроме того, существуют финансово-экономические причины, которые не позволяют обеспечить все объекты энергосистемы современным оборудованием, обладающим высокими показателями надежности.

Наиболее эффективным способом разработки организационно-технических мероприятий, направленных на повышение надежности энергосистемы, является анализ произошедших аварий. Аварии в энергосистеме могут нести общесистемный и локальный характер. При этом если локальные аварии угрожают энергетической безопасности регионов, то общесистемные аварии угрожают энергетической безопасности Российской Федерации и требуют обязательного рассмотрения и разработки мероприятий для исключения возникновения подобных аварий. Важно отметить, что аварии, возникающие в мирное время, имеют более мягкие последствия, чем аварии, которые гипотетически могут возникнуть в военное время. Поэтому проработка общесистемных аварий является задачей не только энергетической, но и национальной безопасности государства.

Цель работы - анализ причин аварии, произошедшей 22 августа 2016 г. на Рефтинской ГРЭС, и разработка мероприятий по повышению надежности работы ЕЭС России на основе проведенного анализа.

Материал и методы исследования

В августе 2016 г. на Рефтинской ГРЭС произошла одна из крупнейших аварий в ЕЭС России за последние 5 лет, которая наглядно показала уязвимость энергосистемы к ненормативным возмущениям, а также выявила серьезные нарушения в порядке эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики.

В качестве материалов для исследования авторами были использованы следующие данные:

• -    схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016– 2022 гг.;

• -    акт расследования аварии;

• -    нормативно-техническая документация.

Принципиальная схема Рефтинской ГРЭС и структурная схема связей с Кузбасской энергосистемой представлены на рисунке 1.

Рефтинская ГРЭС расположена в Свердловской области и является одной из крупнейших ТЭС в России (установленная мощность - 3800 МВт). Выдача мощности Рефтинской ГРЭС осуществляется с шин ОРУ 500 кВ по 6 ВЛ 500 кВ и с шин ОРУ 220 кВ по 6 ВЛ 220 кВ. В нормальном режиме связь между шинами 500 и 220 кВ Рефтинской ГРЭС осуществляется через автотрансформатор 4АТГ. 3АТГ отключен по стороне 500 кВ по условиям обеспечения допустимых уровней токов КЗ.

Результаты исследования и их обсуждение

22 августа 2016 г. в 14 ч 12 мин по московскому времени на Рефтинской ГРЭС произошло отключение ВЛ 220 кВ Анна – Рефтинская ГРЭС по причине разрушения конденсатора связи (КС) фазы «В» с выбросом жидкости, разлетом поврежденных обкладок конденсатора и элементов изоляции.

При разрушении КС из-за перекрытия воздушного промежутка между проводами фаз «В», «С» ОСШ-220 кВ (на ОСШ была переведена тупиковая ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Сирень, работающая через ОВ-220) продуктами взрыва КС произошло загорание дуги с возникновением 2-фазного КЗ. Возникло повреждение в зоне действия защит ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Сирень, работающей через ОВ-220.

На Рефтинской ГРЭС по причине отказа в работе основных (ДФЗ) и резервных защит (ДЗ, МФТО) не произошло отключения ОВ-220 кВ и пуска УРОВ. Отказ ДФЗ ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Сирень по причине отсутствия цепи отключения ОВ-220 кВ от ДФЗ, так как не выполнялись своевременные проверки действия ДФЗ ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Сирень на ОВ-220. Резервные защиты ОВ-220 Рефтинской ГРЭС отказали по причине электротермического повреждения контактов в испытательном блоке. Далее наблюдалось действие основных и резервных защит на ПС, прилегающих к ОРУ 220 кВ Рефтинской ГРЭС: отключение ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Травянская на ПС 220 кВ Травянская и отключение ВЛ 220 кВ Окунево - Рефтинская ГРЭС I цепь на ПС 220 кВ Окунево.

Одновременно с этим двухфазное КЗ на ОСШ 220 кВ Рефтинская ГРЭС перешло в трехфазное. При этом вследствие отказа основных защит время существования КЗ превысило допустимую длительность КЗ, для которой рассматриваются нормативные возмущения, установленную п. 2.5 (б) [1].

Далее произошло отключение Блока 2 (300 МВт) Рефтинской ГРЭС с нагрузкой 275 МВт в результате посадки стопорных клапанов турбины из-за падения напряжения на секциях 0,4 кВ, а также Блока 7 (500 МВт) Рефтинской ГРЭС с нагрузкой 462 МВт действием резервной защиты «Дистанционная защита ТГ-7».

Рисунок – Схема Рефтинской ГРЭС и структурная схема связей с Кузбасской энергосистемой

После произошел отказ в работе резервных защит (ДЗ) 4АТГ, направленной в сеть 220 кВ. Также отказала направленная делительная защита 4АТГ действием на отключение В-220 кВ 4АТГ. Отказ действия защит 4АТГ на отключение В-220 кВ 4АТГ привел к срабатыванию защит ВЛ 500 кВ, отходящих от шин 500 кВ Рефтинской ГРЭС, действием дальнего резервирования: отключились ВЛ 500 кВ Южная – Рефтинская ГРЭС, ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС – Тагил, ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС – Исеть. На Рефтинской ГРЭС в процессе трехфазного КЗ дуга перешла вдоль проводов ОСШ 220 кВ от ячейки 2 в ячейку 1. В результате воздействия дуги на натяжные гирлянды изоляторов концевого портала ОСШ 220 кВ произошло отгорание арматуры крепления проводов фаз «А» и «В» от гирлянд натяжных изоляторов.

В момент обрыва подвески фаз «А» и «В» ОСШ 220 кВ от концевого портала далее растягивающейся дугой повредились экраны контактов главных ножей обходного разъединителя ОР ШСВ 220 кВ в ячейке 1 (нормальное положение ОР ШСВ-220 кВ - отключенное). КЗ перешло в зону действия ДЗШ 1СШ 220 кВ. Действием ДЗШ произошло отключение 1 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС. При этом действием ДЗШ 1 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС короткое замыкание было ликвидировано в результате благоприятно сложившихся обстоятельств, в противном случае последствия аварии были бы гораздо серьезнее. Длительность КЗ составила 5,12 с, тогда как согласно п. 2.5(а) [1] короткое замыкание должно было быть ликвидировано действием основной защиты ДФЗ с временем выдержки не более 0,16 с.

В результате возникновения асинхронного режима между Рефтинской ГРЭС и Тюменской энергосистемой ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая, ВЛ 500 кВ Тюмень - Нелым на ПС 500 кВ Тюмень, а также ВЛ 500 кВ Курган - Беркут были отключены действием АЛАР.

Также действием АЛАР и АПАХ произошли отключения ВЛ 110-220 кВ на границе между Свердловской и Тюменской энергосистемами.

В результате вышеуказанных отключений энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа и Ямало-Ненецкого автономного округа были выделены на изолированную работу от ЕЭС России с частотой 50,765 Гц по причине профицита генерации. Также произошли отключения генерирующего оборудования Рефтинской ГРЭС, Рязанской ГРЭС, Тюменской ТЭЦ-1, Режевской ГТ-ТЭЦ. Генерация Рефтинской ГРЭС была снижена с 2202 МВт до 0 МВт. Кроме того, в результате снижения генерации в ЕЭС России на 3976 МВт произошло снижение частоты в ЕЭС России до 49,742 Гц.

При синхронных качаниях перетоков активной мощности в контролируемых сечениях было сформировано управляющее воздействие на снижение генерации Красноярской ГЭС. При этом было зафиксировано неудовлетворительное участие блоков электростанций, генераторов ГЭС и неблочной части ТЭЦ в общем первичном регулировании частоты (ОПРЧ) субъектов оптового рынка электроэнергии.

Следствием изменения баланса мощности ЕЭС Сибири, неудовлетворительного участия в ОПРЧ и отсутствия выполнения в требуемом объеме команд на увеличение генерации активной мощности в остальной части ЕЭС России послужило увеличение перетоков активной мощности выше МДП в ряде контролируемых сечениях ОЭС Сибири.

Увеличение перетоков активной мощности из ОЭС Сибири привело к снижению уровней напряжения на следующих объектах Кемеровской области: ПС 500 кВ Новокузнецкая - 448 кВ; ПС 500 кВ Ново-Анжерская - 471 кВ. В условиях увеличения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях выше допустимых значений и снижения напряжения произошло нарушение статической устойчивости и, как следствие, отключение ряда ВЛ 500 кВ действием АЛАР с запретом ТАПВ. Также произошло отключение действием АЛАР шунтирующих ВЛ 110-220 кВ. Стоит отметить, что пропускная способность сечений ОЭС Сибири, обеспечивающих передачу электроэнергии с Восточной в Западную часть энергосистемы, ограничена тем, что ВЛ транзита Итатская - Алтай - Экибастузская не работают на номинальном напряжении 1150 кВ.

В результате произошло отделение на изолированную работу от ЕЭС России части ОЭС Сибири, включающей Красноярскую, Тывинскую, Хакасскую, Иркутскую, Бурятскую, Забайкальскую системы, часть Кузбасской, Томской и Монгольской энергосистем с избытком мощности и повышением частоты электрического тока в отделившейся части до 51,3 Гц.

По факту отключения ВЛ 500 кВ произошло срабатывание ряда устройств противоава-рийной автоматики (ОГ, САОН), в частности в Кемеровской области работала САОН с действием на отключение нагрузки АО «Кузнецкие ферросплавы» и АО «НКАЗ» в объеме 565 МВт.

Отделение восточной части ОЭС Сибири с учетом работы ПА с действием на отключение нагрузки, а также отключение блока 2 на Адлерской ТЭС привело к возникновению дополнительного небаланса активной мощности в 1-й синхронной зоне ЕЭС России в объеме 2363 МВт, следствием чего явилось дополнительное снижение частоты электрического тока до 49,61 Гц.

Отделение части ОЭС Сибири на изолированную работу привело к возникновению синхронных качаний в ЕЭС России с кратковременным периодическим снижением частоты, наибольшее значение которого наблюдалось в части ОЭС Сибири, сохранившей параллельную работу с ЕЭС России.

В результате этого в 14 ч 20 мин действием АЧР была отключена нагрузка Новосибирской, Омской, Алтайской энергосистем, а также ЕЭС Казахстана в объеме 437,9 МВт, в том числе 326 МВт были отключены в Кузбасской энергосистеме.

В отделившейся части от ЕЭС России части ОЭС Сибири произошло повышение частоты до 51,3 Гц, что привело к срабатыванию автоматики ограничения повышения частоты (АОПЧ).

После повышения частоты в отделившейся части ОЭС Сибири до 51,3 Гц, действия ОПРЧ и изменения нагрузки (в соответствии с СХН) в Бурятской и Забайкальской энергосистемах в условиях возникшего длительного переходного процесса, сопровождавшегося качаниями активной мощности, произошло нарушение устойчивости в контролируемом сечении «Иркутск - Бурятия». В результате в 14 ч 20 мин на ПС 500 кВ Ключи односторонне отключилась ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Ключи (ВЛ-582) действием 1 з. ДЗ с успешным АПВ. В цикле успешного АПВ произошло отделение Бурятской, Забайкальской и Монгольской энергосистем на изолированную работу от отделившейся части ОЭС Сибири с дефицитом мощности и снижением частоты до 48,96 Гц. Суммарно была отключена нагрузка в объеме 205,35 МВт.

Суммарно произошло прекращение электроснабжения потребителей в объеме 1377,39 МВт (в ОЭС Сибири - 1282,89 МВт, в Монголии - 75 МВт, в Казахстане - 19,5 МВт).

В ОЭС Сибири было прекращено электроснабжение потребителей (бытовая нагрузка, численность обесточенного населения - около 838 тыс. чел., а также промышленная нагрузка). В Кемеровской области была отключена нагрузка в объеме 891,00 МВт (177 тыс. чел.; ОАО «Кузнецкие ферросплавы», ООО «ЕвразЭнергоТранс», КАО «Азот»). Электроснабжение всех потребителей в Кузбасской энергосистеме было восстановлено только через 5 ч 12 мин.

Таким образом, возникновение удаленного аварийного возмущения в ЕЭС России привело к отключению около 20% суммарной нагрузки Кузбасской энергосистемы, в том числе особо значимых потребителей: ОАО «Кузнецкие ферросплавы», ООО «ЕвразЭнергоТранс», КАО «Азот», а также 7 шахт. На КАО «Азот» произошло отключение 10 подстанций 6 кВ, обеспечивающих электроснабжение опасных производственных объектов.

Можно выделить три основные группы причин, которые привели к возникновению и последующему развитию аварии на Рефтинской ГРЭС:

• 1.    Организационные причины:

• -    отказ ДФЗ-201 ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Сирень по причине отсутствия цепи отключения ОВ-220 кВ от ДФЗ-201 ВЛ 220 кВ Рефтинская ГРЭС – Сирень из-за ошибки, допущенной при монтаже и наладке РЗА;

• -    отказ комплекта резервных защит ОВ-220 (ДЗ, МФТО, ТНЗНП) по причине повреждения на панели автоматики управления выключателя. Персоналом РЗА Рефтинской ГРЭС не производилась проверка исправности и правильности присоединения цепей тока после работ в устройствах РЗА, которая является окончательной проверкой правильности включения и функционирования РЗА;

• -    отказ делительной защиты 4АТГ по причине неверно выполненной направленности защиты. Персоналом не проводилась проверка делительной защиты рабочим током и напряжением.

• 2.    Технические причины:

• -    разрушение конденсатора связи фаза «В» ВЛ 220 кВ Анна - Рефтинская ГРЭС произошло вследствие пробоя изоляции встроенных емкостных элементов с возникновением электрической дуги. Конденсаторы связи являются уязвимыми элементами электрической сети, повреждение которых часто приводит к выходу из строя оборудования;

• -    отказ в срабатывании комплекта защит ОВ-220 кВ (ДЗ, МФТО, ТНЗНП) (ЭПЗ-1636). Причина - ранее возникшее электротермическое повреждение контактов в блоке ЗБИ панели автоматики управления выключателем.

• 3.    Причины, вызвавшие затруднение ликвидации аварии:

• -    неудовлетворительное участие в ОПРЧ и НПРЧ электростанций (нарушение требований п. 5.1.5, 5.1.6, 5.2.3 [4]);

• -    снижение фактических объемов третичных резервов активной мощности относительно запланированной величины вследствие прекращения пусковых операций и аварийных отключений генерирующего оборудования на электростанциях;

• -    невыполнение электростанциями команд диспетчерского персонала «максимум генерации с учетом допустимого перегруза оборудования».

Группы причин 1, 2 способствовали возникновению ненормативного возмущения, не предусмотренного п. 2.5 [1].

Выводы и предложения

Несмотря на серьезность причин аварии на Рефтинской ГРЭС, возникновение подобных ненормативных возмущений возможно на любом объекте ЕЭС России. Кроме того, в условиях военных действий возникновение ненормативных возмущений возможно в любой части ЕЭС России и может нести более тяжелый характер.

Для снижения вероятности возникновения ненормативных возмущений авторами рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

• 1.    Определить критические точки сети с использованием метода структурного анализа систем электроснабжения, предложенного в [7]. Данный метод позволяет математически определить элементы системы, требующие повышенного внимания к надежности и создать иерархию объектов электрической сети в зависимости от их значимости для обеспечения надежного функционирования энергосистемы. Решение задачи структуризации объектов энергосистемы особо актуально в условиях ЕЭС России, которая включает в себя большое количество объектов, которые требуют четкого разделения по категориям в зависимости от влияния на надежность функционирования ЕЭС России. Четкое понимание значимости каждого объекта для надежной работы ЕЭС России позволит эффективно распределить внимание на особо значимые объекты энергосистемы.

• 2.    В отношении критических элементов сети необходимо проанализировать последствия наиболее тяжелых ненормативных возмущений и разработать организационно-технические мероприятия по смягчению последствий подобных возмущений.

• 3.    Обязать системного оператора выполнять внеплановые проверки документации критических объектов ЕЭС России и контролировать правильность выполнение операций по эксплуатационному обслуживанию релейной защиты и автоматики.

• 4.    В соответствии с разработанной иерархией увеличить количество проводимых проти-воаварийных тренировок на наиболее значимых объектах, связанных с возникновением ненормативных возмущений. Ненормативные возмущения могут моделироваться исходя из возможных военных действий, связанных с нанесением точечных ракетных ударов по основным объектам энергетики Российской Федерации.

• 5.    В отношении критических элементов ЕЭС России разработать план замены оборудования на современное, обладающее более высокими показателями надежности.

• 6.    Обеспечить ввод в эксплуатацию на номинальное напряжение всех участков линии электропередачи транзита 1150 кВ Сибирь – Казахстан – Урал. Ввод указанных линий позволит увеличить МДП и АДП контролируемых сечений на транзите мощности Сибирь - Казахстан - Урал. Кроме того, в случае внезапного возникновения дефицита мощности за пределами Красноярской и Хакасской энергосистем будет исключено их выделение на изолированную работу вследствие работы противоаварийной автоматики.

• 7.    Провести противоаварийные тренировки с целью подробной оценки эффективности НПРЧ и ОПРЧ и последующей разработки мероприятий, связанных с выполнением замены, реконструкции или ремонта генерирующего оборудования.

• 8.    Выполнить замену обычных масляных конденсаторов связи на конденсаторы связи взрывобезопасного исполнения, обладающие повышенной стойкостью к воздействиям энергии внутреннего короткого замыкания и не допускающие взрыва с разлетом осколков. Очередность замены конденсаторов определить в соответствии с разработанной иерархией объектов ЕЭС России.

• 9.    Расширить существующие комплексы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) на критических электростанциях ЕЭС России. Данные мероприятия предусмотрены СИПР России [8].

Выполнение вышеуказанных мероприятий позволит в долгосрочной перспективе обеспечить повышение показателей надежности ЕЭС России и, как следствие, обеспечить высокий уровень энергетической и национальной безопасности Российской Федерации.