Системная авария в энергосистеме Великобритании, приведшая к масштабному отключению электроэнергии в августе 2019 года

(Сокращенная версия статьи опубликована в журнале «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(58), январь-февраль 2020)

9 августа 2019 года в Великобритании в конец рабочего дня, в 16:52, вследствие серии событий в энергосистеме происходит массовое отключение около одного миллиона потребителей (5% суммарной нагрузки) от электроснабжения. Отключение электроэнергии, помимо частных и коммерческих потребителей, затронуло и такие критически важные объекты, как аэропорт, больничный комплекс и железнодорожный пассажирский транспорт. И хотя электроснабжение всех потребителей было полностью восстановлено к 17:37, данная авария породила множество вопросов, связанных с надежностью Британской энергосистемы. Как сильно влияет количество установленных ВИЭ на стабильность системы? Не приведет ли дальнейшее увеличение доли «зеленой» и распределенной генерации к ослаблению надежности системы электроснабжения страны? Нужно ли отказаться от концепции перехода на безуглеродную систему электроснабжения к 2050 году или достаточно внести необходимые коррективы?

 

 

На первый взгляд авария в электросетевом комплексе Великобритании может казаться частным случаем, тем не менее, на наш взгляд, является более чем типичной для энергосистем нового поколения с большой долей подключенной малой распределенной генерации (ВИЭ), для систем, где уровень цифровизации электросетевого комплекса как коммерческих, так и технических аспектов уже достиг определенного уровня. Также стоит отметить, что Великобритания является одной из стран, где электроэнергетика работает по рыночным принципам и где эти самые рыночные принципы применяются для обеспечения наличия резервов в системе на случаи аварий. Это в свою очередь породило еще один вопрос, справляется ли рынок резервных мощностей с возложенной на него задачей?

Для начала необходимо описать саму аварию и условия, предшествующие ее развитию.

На момент начала аварии в системе одновременно было доступно 32 ГВт генерирующих мощностей, которые должны были обеспечить потребление (согласно прогнозам, оно должно было достичь 29ГВт в тот вечер). Генерацию обеспечивали около 250 производителей электроэнергии, в том числе и те, кто участвует (согласно договорам) в первичной регулировке частоты.

Около 30% производство электроэнергии на момент аварии обеспечивалось ветряной генерацией.

 

Около 50% обеспечивалось традиционными источниками: 22% — атомными станциями, 30% — газовыми и 2% угольными, 9% электроэнергии экспортировалось с континента.

Нужно так же отметить, что из 10 ГВт участвующей в работе ветряной генерации немногим менее 2ГВт подсоединены к распределительным сетям, не имея прямого управления от системного оператора (ESO NG).

Как и во многих странах с сезонным колебаниями нагрузки, в связи с летним периодом, определенное количество оборудования в магистральных и распределительных сетях было выведено в ремонт. Как покажет дальнейшее расследование, вывод отдельных элементов сети в ремонт (на тот день) не оказал существенного влияния на развитие аварии.

Погодные условия на момент возникновения аварии соответствовали желтому уровню опасности по ветру (наименьший из трех возможных) в юго-западной части страны с непродолжительными проливными и грозовыми дождями на отдельных территориях. Риск грозовых разрядов был максимальный по пятибалльной шкале.

Погодные условия, хоть и не идеальные, были вполне обычными для данного периода и не представляющими особой опасности.

Последовательность событий представлена в таблице и на графике рисунка 1.

Хронология событий аварии 9 августа 2019 года

Время	Событие
16:52:26	Частота системы 50,0 Гц. СО зарезервировал 1000 МВт на случай внезапного выпадения из сети (на текущий момент) крупнейшего источника мощности
16:52:33	Метеостанцией было зарегистрировано три удара молнии в непосредственной близости от двухцепной линии 400 кВ (Итон Сокон — Ваймондли)
16:52:33.490	Одновременно с ударами молний произошло однофазное короткое замыкание на одной из цепей с токами подпитки в 21 кА с одного конца и 7 кА с другого, одновременно произошло падение напряжения на поврежденной фазе на 50%
16:52:33	Приблизительно 150 МВт распределенной генерации выбыло из сети в связи со срабатыванием РЗ (защита — вектор смещения напряжения ANSI 78)
16:52:33.531	Ветровая электростанция Хорнси выдавала в сеть 799 МВт, потребляя реактивной мощности 0,4 Мвар
16:52:33.560	Отключение ОКЗ на ПС «Ваймондли», 70 мс после КЗ
16:52:33.564	Отключение ОКЗ на ПС «Итон Сокон», 74 мс после КЗ
16:52:33.728	Выработка электроэнергии на ветровой электростанции Хорнси начинает снижаться
16:52:33.835	Выработка на Хорнси стабилизировалась на 62 МВт активной мощности и 21 Мвар реактивной
16:52:34	Внезапное отключение паровой турбины на газовой электростанции Литл Барфорд, потеря 244 МВт генерирующей мощности. Суммарная потеря мощности в системе достигает 1,131 МВт
16:52:34	Выбывает еще 350 МВт распределенной генерации, вызванное работой РЗ (превышение скорости падения частоты в системе > 0,125 Гц/с). Суммарная потеря мощности в системе достигает 1,481 МВт
16:52:34	Начала действий СО по поддержанию частоты в системе
16:52:44	Введено дополнительно 650 МВт резервной мощности по поддержанию частоты
16:52:53	АПВ включило в сеть ВЛ Итон Сокон — Ваймондли
16:52:58	Падение частоты остановилось на значении 49,1 Гц, после того как были задействованы резервы
16:52:?	Зарезервированное поддержание частоты в сети газовыми турбинами инициировано
16:53:04	Введено 900 МВт резервной мощности по поддержанию частоты
C 16:53	Задействованы оперативные резервы (STOR), включая договорной сброс нагрузки, общей мощностью 400 МВт
16:53:18	Частота повысилась до уровня 49,2 Гц, после того как были задействованы резервы
16:53:31	Сработала защита генератора GT1A на одной из газовых турбин на электростанции Литл Барфорд. Произошло одномоментное отключение от сети 210 МВт генерирующих мощностей. Суммарная потеря мощности достигает 1,691МВт
16:53:31	Все резервы по поддержанию частоты задействованы
16:53:49.398	Частота упала до 48,8 Гц, что повлекло за собой срабатывание АЧР и автоматическое отключение потребителей суммарной мощностью в 931 МВт
16:53:58	Сработала защита генератора GT1В на одной из газовых турбин на электростанции Литл Барфорд. Произошло одномоментное отключение от сети 187 МВт генерации. Эффект был нивелирован ранее сработавшей АЧР и введенными дополнительными мощностями. Суммарная потеря мощности в системе достигает 1,878 МВт
16:54:20	СО инициирует дополнительные меры по увеличению производства электроэнергии генерацией и уменьшения потребления
16:57:15	Частота возвращается на доаварийный уровень вследствие задействования предусмотренных резервов на 1000 МВт, а также дополнительных действий общей мощностью в 1240 МВт по стабилизации системы
16:58 – 17:16	СО последовательно отдает инструкции распределительным сетям по восстановлению электроснабжения потребителей, отключенных действиями АЧР
17:37	Все распределительные сети подтвердили восстановление питания всех потребителей

Рис. 1. График падения частоты в системе во время аварии 9 августа 2019 года

Основные принципы аварийного поддержания балансов мощностей в британских сетях

Скоординированные критерии и методологии, которые используются британским Системным Оператором (СО) для планирования и надежной работы электрической системы описаны в стандарте «Критерии Надежности и Качества Электроснабжения (SQSS)».

Британский СО хоть и администрирует исполнение данного стандарта всеми участниками единой энергосистемы, не может вносить в стандарт никаких изменений без согласования с другими участниками и разрешения государственного надзорного органа (Регулятора).

В плане сохранения надежности электроснабжения данный стандарт определяет требования к национальной энергосистеме. Система должна обеспечивать надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей при любом одиночном отключении/аварии в любой момент времени в нормальных условиях. К нормальным условиям, на которые распространяются данные требования, относятся так же плановые и внеплановые отключения элементов системы.

Стандарт определяет требования для двух типов развития событий:

1. 1. Нормальная потеря мощности — максимальное выпадение мощности, при котором частота системы не должна опускаться ниже 49,5 Гц.
2. 2. Анормальная потеря мощности — выпадение из сети одного из нескольких особо крупных источников мощности, таких как АЭС Сизвелл Б (1260 МВт), при котором частота не должна опускаться ниже 49,2 Гц при условии восстановления до 49,5 Гц в течении минуты.

СО должен обеспечить выполнение данных условий при возникновении аварии и следующим за ней выпадением генерации из системы. Стандарт рассчитан на то, что одновременно в системе может произойти только одна авария (то есть в любой момент времени, даже в анормальных режимах, должен выполняться критерий N-1). Если провести параллели с недавней аварией на Калининской АЭС, очевидно, что там при выводе части оборудования в ремонт критерий N-1 был утерян, что повлекло за собой выпадения из сети сразу трех энергоблоков при аварии на ОРУ.

Единичной аварией может считаться выпадение из сети одного самого крупного генератора, двух менее мощных, но присоединенных к системе через одну линию, пусть даже и двухцепную. Это также может быть отключением линий электропередачи, по которым поступает электроснабжение с континентальной Европы (например, КЛ, соединяющая Великобританию и Францию, мощностью 1 ГВт).

Стандарт так же определяет скорость, с которой надежность системы должна быть восстановлена после внезапного выпадения мощностей из системы как путем автоматического поддержания частоты, так и по команде СО наиболее быстродоступному источнику мощности. Промежуток в 5 минут рассматривается как практически достижимый.

Для определения максимальной мощности изменения, вызванного единичной аварией, в каждый момент времени, СО использует текущие и прогнозируемые данные о режимах и конфигурации сети. В одном случае это может быть генератор на АЭС или ТЭС, в другом — линия, соединяющая Великобританию с Францией или Бельгией.

В связи с большим количеством присоединенной генерации в сетях Великобритании, при определении количества необходимого оперативного резервирования должно учитываться и количество РГ, выдающее мощность в сеть в каждый момент времени. Свои расчеты СО базирует на том, что исторически РЗ РГ настроена так, что она отключает малую генерацию из сети при скорости изменения частоты более чем 0,125 Гц/с (то есть при расчетах определяют наличие необходимых резервов с учетом того, чтобы при возникновении аварии с максимальным изменение мощности в сети, скорость изменения частоты не превышала данного порога). Для предотвращения превышения скорости изменений частоты, СО может обеспечить большую инерцию системы (например, путем предпочтения использования крупных синхронных генераторов для выработки электроэнергии или снижению размера максимальной мощности, которая может выпась из системы в случае аварии).

Также СО должен учитывать возможность отключения распределенной генерации встроенной РЗ от смещения угла напряжения, которое может последовать за авариями в самой сети или потерей генерирующих мощностей.

Для определения требований к наличию оперативных резервов в каждый конкретный момент времени, СО использует свою собственный алгоритм (FSE), который позволяет моделировать изменения частоты в системе в случае возмущений с учетом инерции и составом источников оперативного резерва.

Алгоритм использует наиболее пессимистический сценарий, например, за исходное состояние берет рабочую частоту не 50 Гц а 49,9 Гц. Также алгоритм учитывает, что не все участники системы по предоставлению оперативных резервов выдадут 100% от своих обязательств (хотя практика показывает обратное).

Как же происходит поддержание частоты в системе при резких аварийных изменениях с выпадением генерирующих мощностей или нагрузок? Подержание баланса мощностей в Великобритании в нормальных режимах мы кратко разбирали в журнале «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и Распределение» в 2015 году.

При аварийных возмущениях используется три основных механизма регулирования частоты.

1. Обязательное автоматическое (первичное) регулирование частоты. Может обеспечиваться только синхронными генераторами, которые принимают участие в Балансовом Регулирования (ВМ), и является обязательным условием устанавливаемого стандартом подключения к сети (Grid Code).
2. Гарантированное участие в поддержании частоты (FFR) на основе коммерческих договорных соглашений на участие в регулировке частоты по требованию СО. Могут принимать участие как производители электроэнергии, участвующие в поддержании частоты в нормальных режимах, так и те, кто в нормальном регулировании не принимает участия.
3. Быстродействующие участие в регулировании частоты системы (EFR), первые десять секунд с момента внезапного изменения частоты, до вступления в игру первичных резервов. В основном это аккумуляторные батареи.

Оперативные резервы по скорости реакции на изменение частоты бывают трех типов:

1. Первичные. Их основная задача — сдержать резкое падение частоты в дополнение к существующей инерции системы. Резервы должны покрыть заявленные изменения мощности в сети в течение первых 10 секунд и продолжать поддерживать изменения в течение следующих 20 секунд.
2. Вторичные. Задача — восстановить частоту системы до рабочих пределов. Резервы должны покрыть заявленные изменения мощности в сети, начиная с 30-й секунды после аварии, и продолжать поддерживать изменения в течение следующих 30 минут.
3. Реакция на повышение частоты в сети. Реакция на внезапную потерю нагрузки в сети характеризуется способностью снизить заявленное производство электроэнергии в сеть в течении первых 10 секунд и до дальнейшего уведомления.

Также оперативные резервы могут быть как динамическими, так и статическими: динамические постоянно участвуют в регулировании частоты в нормальных режимах, статические активируются при изменении частоты до определенного порогового значения.

Динамические и статические резервы могут как участвовать в нормальном балансовом регулировании, так и представлять собой генерацию или нагрузку.

При этом стоит отметить, что для более плавного регулирования частоты СО определяет минимально-необходимое количество именно динамических резервов. Например, на момент вышеописанной аварии таких резервов в сети было около 550 МВт.

Помимо штатных процедур по поддержанию частоты, у СО имеются дополнительные механизмы для послеаварийного поднятия частоты до необходимых резервов — использование незарезервированных источников мощности:

• «оперативный резерв» с временем запуска в течение 20 минут после отдачи инструкции;
• «быстрый старт» с временем запуска не более 2 минут;
• использование нормального механизма поддержания баланса в сети (ВМ).

Безусловно, при наличии возможности приобрести необходимую резервную мощность у производителей электроэнергии, участвующих в поддержании частоты в нормальных условия, это не всегда является коммерчески целесообразно. Именно поэтому СО старается покупать данную услугу у различных поставщиков для различных временных периодов. Основным механизмом здесь являются ежемесячные торги, на которых распределяются квоты на обеспечение оперативного резерва в сети.

Для установления необходимых оперативных резервов в реальном времени, специальный алгоритм (FSE) определяет количество и состав оперативных резервов блоками по 5 минут. На эту информацию накладывается информация о зарезервированных оперативных резервах и нормальных режимах, которые торгуются на бирже 30-минутными слотами — это позволяет СО определить количество недостающих резервов, которые он может добрать через обязательное первичное регулирование частоты.

Так как в электрической системе Великобритании установлено около 2 ГВт распределенной генерации, присоединенной к распределительным сетям, которая чувствительна к скорости изменения частоты (отключается при скорости падения частоты больше 0,125 Гц/с), СО во избежание дальнейшего выпадания мощностей из сети, связанных с резким падением частоты, должен не допускать резких снижений частоты, поддерживая инерцию системы на определенном уровне.

Логично, чем больше величина мощности самого крупного элемента в сети, подверженного единовременной аварии, тем больше будет скорость снижения частоты. С другой стороны, чем больше инерция системы, тем скорость снижения частоты при аварии меньше. Как уже было сказано выше, большую инерцию системе придают синхронные генераторы, в то время как ВИЭ (солнце и ветер) практически не влияют на инерцию в системе.

Инерция системы рассчитывается на каждый стандартный 30-минутный интервал таким образом, чтобы при аварии скорость снижения частоты не превышала 0,125 Гц/с.

Таким образом в период, когда количество ВИЭ в сети большое, а синхронных генераторов мало, — инерция системы падает.

Из вышесказанного следует, что у СО есть два варианта поддержания скорости падения частоты в случае аварии в заданных пределах:

1) снизить максимальную мощность изменений в сети;

2) увеличить количество синхронных генераторов, отключив часть ВИЭ.

Для того что бы сохранить инерцию в сети на прежнем уровне при увеличении максимальной мощности изменения на 1 МВт, требуется сместить баланс в пользу синхронных генераторов с ВИЭ на 20 МВт. В результате — второй вариант получается на порядок дороже первого варианта (то есть, как правило, СО идет по варианту 1).

Так как поддерживать стабильность системы относительно скорости падения частоты с увеличением количества ВИЭ все труднее и труднее, предпринимаются шаги, направленные на увеличение допустимой скорости падения частоты до 1 Гц/с. К сожалению, СО не всегда может ультимативно диктовать свои условия (особенно это касается ВИЭ, уже установленных в сеть), поэтому программа перенастройки РЗ на распределенной генерации рассчитана на следующие 3 года.

Существует еще один фактор, который не зависит напрямую от аварийного изменения нагрузки, но который может так же сильно влиять на стабильность системы.

В Великобритании к распределительным сетям присоединено около 8,5 ГВт распределенной генерации, оборудованной РЗ отключения в случае смещения угла вектора напряжения на 6 градусов и больше, рассчитанной на защиту генераторов от потери соединения с сетью.

Как правило, срабатывание защиты связано с авариями в сети, которые могут быть и не связаны с изменениями мощности, например, КЗ на линиях или СШ.

Наибольшую опасность создают трехфазные КЗ в сложных по конфигурации сетях.

СО делит КЗ, которые могут привести к срабатыванию РЗ по смещению вектора угла напряжения, на два типа:

– КЗ на линии, не повлекшие за собой отключения единицы мощности, участвующей в балансовом регулировании (например, ВЛ);

– КЗ на сборных шинах присоединенного генератора с сопутствующим выпадением источника мощности, участвующей в балансовом регулировании.

СО путем моделирования отслеживает риски возникновения смещения угла напряжения для первого варианта и учитывает данный фактор при расчете необходимых оперативных резервов для недопущения скорости снижения частоты выше допустимого (0,125 Гц/с). При варианте 2 предпринимают меры, только если это экономически оправдано.

В настоящее время СО ведет активную работу по отмене данного типа РЗ на распределенной генерации уже несколько лет. К сожалению, то что хорошо для СО, может не всегда устраивать владельцев распределенной генерации, так как отказ от этой РЗ может привести к повышению рисков повреждения генераторов в случае аварий и снижению их срока служб.

Теперь, когда мы описали механизм поддержания стабильности системным оператором (ESO NG) энергосистемы Великобритании, целесообразно проследить и разобрать других участников энергосистемы, действия которых суммарно привели к потери электроснабжения около 5% потребителей страны.

Магистральные сети NG

Цепочку событий, как видно из последовательности событий (хронология была указана в таблице), запустил грозовой разряд напряжением в 400 кВ при попадании в центральную фазу (голубую) ВЛ.

   На рисунке мы видим топографическое местоположения двух основных источников электроэнергии, сыгравших непосредственную роль в описываемых событиях, относительно места попадания грозового разряда в ВЛ 400 кВ.

   Так как угол грозотроса на типовых опорах 400 кВ в Великобритании составляет 45 градусов и ниже, это не позволяет обеспечить стопроцентную защиту от попадания молний в фазные провода, особенно от молний с относительно малыми токами.

 

На диаграмме демонстрируется возможность пробития защитного контура грозозащиты грозовыми разрядами с меньшими токами. Таким образом, попадание молний в фазные провода и последующие отключения линий по причине КЗ не являются чем-то экстраординарным в британских сетях. В районе аварий среднегодовое количество грозовых разрядов с относительно небольшими токами в 20–30 кА на 1км² составляет 1–2. В этот же самый день фиксировалось по крайней мере два попадания молний в фазные провода, за которыми последовало отключение ВЛ с последующим успешным АПВ, без последствий для стабильности энергосистемы. Одно попадание в 14:23 и второе в 16:50 в северной Англии.

9 августа в 16:52:33 метеостанция зафиксировала три разряда молнии в районе ВЛ Итон Сокон — Ваймондли (35 км), в результате чего произошло ОКЗ на средней фазе ВЛ с последующим отключением ВЛ и успешным АПВ на 20-й секунде.

Британский сетевой стандарт (Grid Code) определяет следующие максимальные значения для времени отключения поврежденных элементов

• 80 мс для 400 кВ;
• 100 мс для 275 кВ;
• 120 мс для 132 кВ и ниже.

На ПС «Итон Сокон» был зафиксирован ток КЗ в 7 кА с последующим отключением в течении 74 мс и успешным АПВ на 20-й секунде.

На ПС «Ваймондли» был зафиксирован ток КЗ в 21 кА с последующим отключением в течении 70 мс и успешным АПВ на 20-й секунде.

Как видно из вышеописанного, РЗ сработала согласно требованиям сетевых стандартов в проектном режиме — как по скорости, так и селективности.

В магистральных сетях (NG) в ключевых точках установлены регистраторы качества электроэнергии, которые позволяют отслеживать с большой точностью изменения параметров электрической энергии в реальном времени, в том числе и колебания, вызванные переходными процессами.

На одном из регистраторов на ПЦ 400 кВ «Райхол», находящемся в непосредственной близости от места ОКЗ, в момент аварии было зафиксировано проседание напряжения на «голубой» фазе на 44%, которое вызвал переходный процесс, связанный с ОЗЗ на ВЛ Итон Сокон — Ваймондли. Восстановление напряжения к первоначальному уровню произошло через 100 мс.

На следующем рисунке видны возмущения напряжения, связанные с компенсацией реактивной мощности, через 2 минуты после аварии.

К сожалению, на ПС «Киллингхолм» регистратор находился в нерабочем состоянии в связи с отключением для планового ремонта ВЛ Киллингхолм — Кидби. Поэтому замеры отклонения напряжения были сняты с ПС «Нэктон», которая находиться на аналогичном расстоянии от места КЗ, вследствие чего показания отклонения напряжения должны быть схожими.

В связи с большим расстоянием от места КЗ отклонение напряжения на голубой фазе составило только 21% и время восстановления — 80 мс соответственно.

Также измерения регистратора показали, что уровень флуктуации напряжения 9 августа 2019 года на всех ПС был в пределах нормы, определенной сетевым стандартом ±10% (380–420 кВ).

Регистраторами на ПС отслеживаются высшие гармоники, которые возникают при подключении к сети большого количества электроники, и доля которых не должны превышать 3% согласно сетевым стандартам. На момент аварии доля высших гармоник в сети составляла не более 1%.

Токи нулевой последовательности в сети также не превышали в момент аварии допустимых 1,5% и составляли 0,6%.

Как видно из всего вышесказанного, удар молнии в ВЛ Итон Сокон — Ваймондли не был экстраординарным событием, к которому сеть была технически не готова. Все параметры системы оставались в рамках заданных, все элементы показали себя абсолютно прогнозируемо, согласно расчетным данным.

Ветряной парк Хорнси (ВЭС)

Ветряной парк Хорнси (ВЭС) расположен в Северном море в 120 км от северо-восточного берега Англии и в данной момент все еще находится на этапе строительства. По окончании строительства заявленная мощность ВЭС достигнет 1,26 ГВт и будет включать в себя 174 турбин мощностью 7 МВт каждая.

ВЭС Хорнси состоит из трех равных сегментов мощностью 400 мВт каждый: Хорнси 1А, Хорнси 1В, Хорнси 1С.

 

Каждый сегмент состоит из следующих элементов:

• сборная ПС, объединяющая отдельные турбины вместе;
• сборная ПС, соединенная подводным кабелем переменного тока с морской компенсационной ПС (которая служит для компенсации реактивной мощности);
• морская компенсационная ПС, соединенная с наземной ПС ВЭС посредством КЛ переменного тока, а затем с ПС «Киллингхолм» магистральных сетей.

В 16:52 8 августа 2019 года, выработка электроэнергии на ВЭС Хорнси внезапно упала с 799 МВт до 62 МВт как реакция на возмущение в сети, вызванное попаданием молнии и последующего отключения ВЛ 400 кВ Итон Сокон — Ваймондли.

При проектировании предусматривалось, что ВЭС должна безболезненно переносить подобные возмущения в сети, более того выработка электроэнергии оставалась неизменной и система — стабильной при похожих возмущениях сети всего за 10 минут до аварии. Однако в этот раз этого не произошло. Расследование аварии и последующий анализ позволили определить причину выпадения мощности вследствие возмущения в сети и разработать необходимые мероприятия по предотвращению подобных аварий в будущем.

В момент аварии ВЭС Хорнси зарегистрировала ненормальные возмущения напряжения в сети, вызванные отключением ВЛ (которое, в свою очередь, было вызвано попаданием молнии в линию).

До момента аварии ВЭС выдавала мощность в сеть при стабильном напряжении ~400 кВ.

 

С момента попадании молнии в ВЛ в 16:52:33:490 и до 16:52:33:700 система контроля компенсации реактивной мощности начала вводить дополнительную реактивную мощность в систему для поддержания напряжения, после чего произошло потребление реактивной мощности (более 300 Мвар) во избежание резких колебаний, что, в свою очередь, снизило напряжение на ВЭС до 394 кВ. Затем алгоритм снова компенсировал мощность вводом дополнительной реактивной мощности — и выдача в сеть активной мощности снизилась с 799 МВт до 400 МВт.

Выдача активной мощности вернулась к 799 МВт, качнув выдачу реактивной мощности обратно к ~0 Мвар. После чего система еще раз поспешно переключилась с выдачи реактивной мощности в сеть, потребление которой достигло 560 Мвар (16:52:33:700), что привело к падению напряжения кабельной системы отдельных турбин (работающих в нормальном режиме на напряжении 34 кВ) до 20 кВ, вследствие чего максимальные токовые РЗ сработали на всех турбинах сегмента Хорнси 1В и Хорнси 1С, что привело к уменьшению выдачи мощности в сеть до 0 МВт.

На рисунке можно посмотреть диаграмму работы ветровых турбин сегмента Хорнси 1В:

 

Перед началом аварии (до того, как начались возмущения в сети, влияющие на напряжение, активную и реактивные мощности) турбины сегмента работали с максимальной мощностью 400 МВт.

В результате возмущений напряжение в сети снизилось до 20 кВ при рабочем напряжении в 34 кВ. В то же самое время сегмент старался выдавать в сеть заявленную мощность в 400 МВт, что привело, в свою очередь, к увеличению тока и затем срабатыванию токовых защит отдельных турбин во избежание дальнейшего повреждения генераторов.

Отдельные турбины начали отключаться от сети в 16:52:33.728 и закончили в 16:52:33.835. В результате сегменты Хорнси 1В и Хорнси 1С полностью отключились, сегмент Хорнси 1А оказался незатронутым и продолжил выдавать в сеть 62 МВт мощности.

По данным компании Orsted (крупнейшего в Европе оператора ветряных парков), данный случай является уникальным: когда произошло раскачивание пары реактивная мощность/напряжение, это привело к отключению ветровых турбин от сети.

Как было замечено выше, буквально за 10 минут до аварии, система компенсации реактивной мощности отлично погасила колебания параметров, вызванных резким изменением напряжения в сети на 2%.

Как следствие аварии 9 августа, уже на следующий день были внесены необходимые программные изменения в алгоритм работы системы компенсации реактивной мощности в ВЭС Хорнси под воздействием внешних возмущений.

Как заключение, отчет Регулятора указывает, что отключение ветропарка произошло из-за неспособности системы компенсации реактивной мощности погасить резонансные процессы во внутренней сети, вызванные внешними возмущениями.

Интересно, что подобный сценарий развития событий был предсказан в ходе проектного моделирования системы (правда при выходе ветропарка на полную мощность в 1,2 ГВт), в то время как на момент аварии строительство ВЭС было закончено только на 2/3 от запланированного. Для предотвращения раскачивания системы подобного тому, что привело к отключению Хорнси 9 августа, был разработан соответствующий алгоритм для управляющего ВЭС программного обеспечения. По иронии судьбы обновление программного обеспечения было намечено на 14 августа. Но авария, случившаяся 9 августа, внесла свои коррективы — программное обеспечение было обновлено, но пост-фактум 10-го.

Часть экспертов задалась вопросом целесообразности проектного решения, которое предусматривает соединение ветропарка Хорнси с системой через КЛ переменного тока, при том что длина соединения составляет около 120 км. Возможно, что расчет на использование источника реактивной мощности в сети (чем и является длинная КЛ переменного тока) себя не оправдал.

Газовая электростанция комбинированного цикла (ГТЭС) Литл Барфорд

ГТЭС Литл Барфорд состоит из двух газовых и одной паровой турбины, которые в течении минуты с половиной отключились одна за другой.

К сожалению, информации по детальной работе электростанции Литл Барфорд в отчете Регулятора немного, это не дает в полной мере оценить и объяснить причины остановки паровой турбины.

Из отчета мы знаем, что сразу после аварии система оперативного тока электростанции ~110 В переключилась на резервный источник питания — аккумуляторные батареи, но на данный момент нет никаких оснований полагать, что это привело к срабатыванию внутренних защит паровой турбины.

Первичное расследование показало, что паровая турбина остановилась вследствие срабатывания защит разности показаний датчиков скорости, сразу после возникновения аварии в сети. Дальнейшее расследование будет проводиться совместно с производителем турбины.

При отключении паровой турбины, газовые турбины перешли на резервный режим, что является хоть и нежелательной, но обычной практикой.

Затем защита остановила одну из газовых турбин (GT1A) из-за повышения давления пара в паропроводе. Вскоре дежурный персонал электростанции был вынужден остановить и вторую газовую турбину (GT1B), так как давление пара в системе продолжало расти, что в свою очередь привело к срабатыванию предохранительного клапана.

Хотя причины срабатывания защит паровой турбины еще не выяснены до конца, оператор ГТЭС разобрал детально все этапы аварии, разработал и внедрил изменения в работу электростанции, что должно привести к уменьшению вероятности повторения подобных аварий в будущем.

Изменения коснулись:

1) настроек защиты турбин с уменьшением чувствительности защиты при сохранении безопасной, безаварийной и долговечной работы агрегатов электростанции;

2) системы распределения пара, поступающего на паровую турбину с двух раздельных котлов;

3) оценки возможности системы выдерживать более высокое давление пара и изменений в уставки защиты по увеличению порога срабатывания.

Национальная железная дорога

9 августа в момент аварии на 16 секунд частота в энергосистеме упала ниже 49 Гц, что привело к срабатыванию внутренних защит электропоездов, работающих на переменном токе. В это время на линиях находилось 60 электропоездов определенного типа, система питания и частично управления которых отключилась. Часть критически важных функций переключилась на аккумуляторы, в том числе и связь GSM-R.

С помощью удаленного контроля удалось восстановить системы 27 электропоездов, оставшиеся ~30 потребовали непосредственного присутствия сервисного инженера для обратного запуска всех систем электропоездов. Так как на момент аварии на дежурстве находилось только 17 инженеров, то перезапуск систем некоторых электропоездов занял существенное время, часть пассажиров пришлось эвакуировать из поездов. Отключенные электропоезда создали заторы на ж/д линиях, и возвращение к нормальному расписанию заняло несколько часов.

В итоге, системы электропоездов отключились (как было и запроектировано) согласно стандарту EN 50163 и должны были вернуться в рабочее состоянии при восстановлении частоты до предаварийного уровня либо по удаленным командам, либо по команде машиниста. Проблема скорее всего была вызвана процессом обновления программного обеспечения поездов. Производитель электропоездов работает над внесением в программное обеспечение необходимых изменений. Так же Сименс рассматривает возможность безостановочной работы электропоездов при падении частоты системы до 48,5 Гц.

Системный оператор ESO NG

На момент аварии у СО были зарезервированы оперативные резервы поддержания частоты в размере 1000 МВт, что соответствует одномоментному выпадению самого крупного источника мощности, подключенного на данный момент к сети. Инерция системы на момент аварии составлила 210 ГВА.

В таблице дан список резервов по типам и скорости реакции на момент аварии, а также действительный отпуск мощности, отпущенной в сеть:

Тип резервирования	Участие в ВМ (норм. режим)	Величина резервов, МВт
		Первичный резерв		Вторичный резерв
		Заявленный	Действительный, %	Заявленный	Действительный, %
Динамический — синх. генерация (обязательный)	Да	284	103%	325	102%
Динамический — гарантированное поддержание частоты (FFR)	Да, Нет	259	74%	270	81%
Динамический — быстродействующее поддержание частоты (ЕFR)	Да, Нет	227	94%	227	94%
Статическое — гарантированное поддержание частоты (FFR)	Нет	21	0%	261	67%
Статическое — через дополнительные аукционы	Нет	31	71%	31	71%
Статическое —через связь с континентальным ЕС	Да	200	100%	200	100%
Всего		1022	89%	1314	88%

Хотя при моделировании необходимого резерва предполагалось, что отпуск резервной мощности в сеть будет составлять 91%, в реальности цифры составили 88% и 89%, что обеспечило отпуск 945 МВт первичных и 1022 Вт вторичных резервных мощностей. Несмотря на то что отпуск резервов был на уровне запланированного, часть конкретных поставщиков свои обязательства не выполнили.

 

Заключение

В окончательном отчете выделены основные события и сделаны выводы.

• 9 августа регистрировалось несколько попаданий молний в ВЛ 400 кВ магистральных сетей, но только одна привела к отключению потребителей от электроснабжения.
• РЗ магистральных сетей отработала корректно, все возмущения в сети были в пределах, установленных сетевыми стандартами.
• Отключение обоих генерирующих мощностей ВЭС (737 МВт) и ГЭС (244 МВт) произошло практически одномоментно и не связано друг с другом, но совпало по времени с попаданием молнии в ВЛ. Так как в проектных условиях данные электростанции не должны отключаться от попадания молний в сеть, этот инцидент считается непрогнозируемым и редким.
• Попадание молнии в ВЛ 400 кВ вызвало отключение распределительной генерации (–150 МВт) релейной защитой от потери синхронизма (ANSI 78).
• Одновременное отключение вышеперечисленных генерирующих мощностей привело к суммарной потере мощности, превышающей расчетную мощность самой крупной аварии с выпадением единицы мощности из сети в 1000 МВт.
• Высокая скорость падения частоты системы привела к отключению еще 350 МВт распределительной генерации. Количество выпавшей распределительной генерации сопоставимо с расчетной.
• Несмотря на то что суммарная выпавшая мощность 1481 МВт превысила расчетную, частота при падении остановилась на отметке 49,1 Гц и начала восстанавливаться.
• Сразу после начала восстановления частоты системы внезапно отключилась газовая турбина на ГЭС Литтл Барфорд (–210 МВт), увеличив суммарную потерю мощности до 1,961 МВт при отсутствии свободных резервов, вследствие чего частота упала до 48,8 Гц.
• АЧР сработала по достижении частоты в 48,8 Гц согласно уставкам, отключив ~1 миллион потребителей (1 ГВт).
• В течение следующих 5 минут с вводом аварийных резервов удалось стабилизировать систему и вернуть частоту на доаварийный уровень. Через 15 минут распределительные сети получили от СО инструкцию по подключению в сеть потребителей, затронутых АЧР.
• Аварийные резервные мощности сработали согласно прогнозам, хотя есть претензии к отдельным поставщикам, так как они не обеспечили заявленную мощность.
• Электроснабжение всех потребителей было восстановлено в течении 40 минут после аварии.
• Некоторые потребители оставались без электропитания более 40 минут, например электропоезда, вследствие внутренних проблем.
• СО информировал об аварии Министерство энергетики в 17:40 и Регулятора (Ofgem) в 18:00. Первый пресс-релиз был предоставлен в 18:27, следующий детальный — в 20:06.
• Перебои на железной дороге продолжались весь вечер 9 августа и весь день 10 августа из-за сбоя электропоездов и невозможности оперативно перезапустить их контрольные системы.

На основании сделанных заключений Регулятор (Ofgem) выдал следующие рекомендации:

• необходимо улучшить информированность населения и всех заинтересованных сторон, особенно в первый час аварии;
• список потребителей, подключенных к АЧР, должен быть пересмотрен, чтобы предотвратить отключении критичной инфраструктуры в будущем;
• релейная защита электропоездов должна быть пересмотрена для обеспечения бесперебойной работы ж/д транспорта при возмущениях во внешней сети;
• принимая во внимание существующие риски и затраты, необходимо пересмотреть сетевой стандарт по качеству и надежности электроснабжения, для того чтобы оценить необходимость создания дополнительных противоаварийных резервов;
• пересмотреть сроки внедрения изменений уставок РЗ распределительной генерации в сторону уменьшения (в ходе аварии было потеряно 500 МВт распределенной генерации вследствие срабатывания релейных защит, превышения скорости изменения частоты и рассинхронизации).

В заключении хотелось бы добавить информацию о последствиях для виновных в массовом отключении электроэнергии в Великобритании в августе 2019 года.

Компании оперирующие ВЭС (Hornsea) и ПГЭС (RWE) согласились внести по £4.5 миллиона в специальный компенсационный фонд, организованный Регулятором и направленный на реализацию благотворительных проектов, связанных с электроэнергетикой, так как попадание грозового разряда в ВЛ ни при каких условиях не должно было привести к отключению генерирующих мощностей от сети.

Распределительные сети UKPN (Лондонские сети) согласились внести в тот же самый фонд £1.5 миллиона в связи с нарушениями, выявленными в ходе расследовании аварии. Поскольку Сетевой оператор распределительных сетей приступил к подключению отключенных АЧР потребителей без должного согласования с Системным оператором (ESO NG), это могло усугубить аварию и препятствовать своевременному восстановлению стабильности системы.

В январе 2020 года вышел отчет Британского министерства энергетики и промышленности, согласованный с Регулятором, в котором правительство с целью предотвращение подобных аварий в будущем подготовило свои рекомендации участникам энергорынка и определило сроки по исполнению данных рекомендаций.

В эти рекомендации входили следующие пункты:

1. Необходимо довести до сведения всех производителей ЭЭ детальную информацию о происшедшей аварии и вызвавших ее причинах.
2. Пересмотреть существующие системы моделирования режимов и испытаний при подключении в сеть новых генерирующих мощностей или мощностей, подвергшихся модификации.
3. Проконтролировать соблюдение распределенной генерацией сетевых стандартов, при необходимости пересмотреть механизмы контроля за соблюдением требований и условий присоединения.
4. Пересмотреть в сторону уменьшения переходного периода, отпущенного на приведение работы распределенной генерации в соответствии с новыми требованиями, определенными около 3-х лет назад.
5. Пересмотреть требования к сетевому оператору по обеспечению нужного количества оперативных резервов и инерции в системе с применением методов анализа соотношений затрат к полученной выгоде.
6. Пересмотреть требования к распределительным сетям по работе АЧР с предоставлением сетями долгосрочной и краткосрочной стратегий по развитию.
7. Дать более четкое определение потребителей, которые являются «критически важными» для функционирования общества. Оценить, насколько хорошо такие потребители готовы справляться с аварийными отключениями электроснабжения.
8. Разработать рекомендации для «критически важных» потребителей по действиям в условиях аварии и послеаварийного восстановления.
9. Разработать новую стратегию оперативного обмена информацией между участниками энергосистемы и правительственными учреждениями.
10. Пересмотреть, внести необходимые изменения в протоколы и инструкции по действиям на случай масштабных отключений электроэнергии в стране и протестировать их.