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

Page 1
background image

Page 2
background image

152

м

и

р

о

в

о

й

 о

п

ы

т

мировой опыт

Авария в энерго системе 
Великобритании,
приведшая к масштабному 
отключению электроэнергии 
в августе 2019 года

августа

 2019 

года

 

в

 

Великобритании

 

в

 

конце

 

рабочего

 

дня

в

 16:52, 

вследствие

 

серии

 

событий

 

в

 

энергосистеме

 

произо

-

шло

 

массовое

 

отключение

 

от

 

электроснабжения

 

около

 

одного

 

миллиона

 

потребителей

 (5% 

суммарной

 

нагрузки

). 

Отключение

 

электроэнергии

помимо

 

частных

 

и

 

коммерческих

 

потребите

-

лей

затронуло

 

и

 

такие

 

критически

 

важные

 

объекты

как

 

аэро

-

порт

больничный

 

комплекс

 

и

 

железнодорожный

 

пассажир

-

ский

 

транспорт

И

 

хотя

 

электроснабжение

 

всех

 

потребителей

 

было

 

полностью

 

восстановлено

 

к

 17:37, 

данная

 

авария

 

породи

-

ла

 

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

?

Елпидифоров

 

В

.

Ю

.,

руководитель Электросетевого отдела компании FCM Consulting ltd., Великобритания 

Н

а  первый  взгляд  авария 

в электросетевом комплек-

се  Великобритании  может 

казаться частным случаем, 

тем не менее, на наш взгляд, являет-

ся более чем типичной для энерго-

систем нового поколения с большой 

долей  подключенной  малой  рас-

пределенной  генерации  (ВИЭ),  для 

систем,  где  уровень  цифровизации 

электросетевого комплекса как ком-

мерческих, так и технических аспек-

тов уже достиг определенного уров-

ня.  Также  стоит  отметить, 

что  Великобритания  явля-

ется  одной  из  стран,  где 

электроэнергетика  работа-

ет по рыночным принципам 

и  где  эти  самые  рыночные 

принципы применяются для 

обеспечения  наличия  ре-

зервов в системе на случай 

аварий. Это в свою очередь 

породило еще один вопрос, 

справляется  ли  рынок  ре-

зервных  мощностей  с  воз-

ложенной на него задачей?

На момент начала аварии в сис-

теме одновременно было доступно 

32  ГВт  генерирующих  мощностей 

(250  производителей  электроэнер-

гии),  которые  должны  были  обес-

печить  потребление,  прогноз  на 

вечер составлял 29 ГВт. Около 30% 

производства  электроэнергии  на 

момент  аварии  обеспечивалось 

ветряной  генерацией  (рисунок  1). 

Около  50%  обеспечивалось  тра-

диционными  источниками:  22%  — 

атомными  станциями,  29%  —  га-

5%

2%

29%

22%

3%

30%

9%

Биомасса

Уголь

Газ (комбинир.)

АЭС

ГЭС

Ветер

Импорт

Рис

. 1. 

Распределение

 

генерирующих

 

мощностей

 

по

 

типам

 

на

 

момент

 

аварии

 9 

августа

 2019 

года


Page 3
background image

153

Табл. 1. Хронология событий 

Время

Событие

16:52:26

Частота системы 50,0 Гц. СО зарезервировал 1000 МВт на случай внезапного выпадения из сети (на теку-

щий 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 тока-

ми 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 выпало из сети в связи со срабатыванием РЗ (за-

щита — 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 с 799 МВт
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 гене-

рирующей мощности. Суммарная потеря мощности в системе достигает 1,131 МВт

16:52:34

Выпадает еще 350 МВт распределенной генерации, вызванное работой РЗ (превышение скорости паде-

ния 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 1,691 МВт

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 потре-

бителей 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 умень-

шения 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 электроснабже-

ния потребителей, отключенных действиями АЧР

17:37

Все распределительные сети подтвердили восстановление питания всех потребителей

зовыми  и  2%  —  угольными,  9% 

электроэнергии  экспортирова-

лось с континента.

Нужно  также  отметить,  что  из 

10 ГВт участвующей в работе ве-

тряной  генерации  немногим  ме-

нее  2  ГВт  были  подсоединены 

непосредственно  к  распредели-

тельным  сетям,  не  имея  прямого 

управления от системного опера-

тора (NG ESO). 

В  связи  с  летним  периодом 

определенное количество обору-

дования в магистральных и рас-

пределительных  сетях  было  вы-

ведено  в  ремонт.  Как  показало 

расследование,  вывод  отдель-

ных элементов сети в ремонт не 

оказал влияния на развитие ава-

рии.

Погодные  условия,  хоть  и  не 

идеальные,  были  вполне  обыч-

ными  для  данного  периода  и  не 

представляли особой опасности.

Последовательность  событий 

представлена  в  таблице  1  и  на 

графике рисунка 2. 

 1 (58) 2020


Page 4
background image

154

 

 

 

 

СО инициирует дополнительные

меры по увеличению производства

электроэнергии генерацией

и уменьшения потребления, 1240 Мвт

Падение частоты до 48,8 Гц, работа АЧР
[16:53:49,398]

Падение частоты
остановлено на уровне
49,1 Гц  [16:52:58]

Работа АПВ ВЛ
[16:52:53]

Отключение ВЛ
[16:52:33,564]

Хорнси. Отключение 737 МВт
[16:52:33,835]

КЗ на ВЛ 400 кВ
Итон Сокон —
Ваймондли
[16:52:33,490]

Потеря РГ,
200 МВт
49 Гц

Литл Барфорд. Отключение
ПТ 244 МВт [16:52:34]

Литл Барфорд. Отключение
ПТ 210 МВт [16:53:31]

Литл Барфорд.
Отключение ПТ
187 МВт [16:53:58]

Увеличение нагрузки
на трансформаторы,
потеря РГ 500 МВт [16:52:34]

Частота поднялась
до 49,2 Гц [16:53:18]

Восстановлена
частота  50 Гц
[16:57:15]

Рис

. 2. 

График

 

падения

 

частоты

 

в

 

системе

Согласно  стандарту  «Крите-

рии  надежности  и  качества  элек-

троснабжения  (SQSS)»  система 

должна  обеспечивать  надежное 

и  бесперебойное  электроснаб-

жение  потребителей  при  любом 

одиночном 

отключении/аварии 

в любой момент времени с учетом 

плановых  и  внеплановых  отклю-

чений элементов системы.

Стандарт рассчитан на то, что 

одновременно  в  системе  может 

произойти  только  одна  авария 

(то есть в любой момент време-

ни,  даже  в  анормальных  режи-

мах, должен выполняться крите-

рий N-1).

Единичной аварией может счи-

таться выпадение из сети одного 

самого крупного генератора, двух 

менее  мощных,  но  присоединен-

ных к системе через одну линию, 

пусть даже и двухцепную (напри-

мер,  отключение  КЛ,  соединяю-

щей Великобританию и Францию).

В  связи  с  большим  количе-

ством присоединенной генерации 

в сетях Великобритании, при опре-

делении  количества  необходимо-

го  оперативного  резервирования 

должно учитываться и количество 

РГ,  выдающей  мощность  в  сеть 

в  каждый  момент  времени.  Свои 

расчеты СО базирует на том, что 

исторически РЗ РГ настроена так, 

что она отключает малую генера-

цию из сети при скорости измене-

ния частоты более чем 0,125 Гц/с. 

Для  предотвращения  превыше-

ния скорости изменений частоты, 

СО  может  обеспечить  большую 

инерцию  системы,  например,  пу-

тем  предпочтения  использования 

крупных  синхронных  генераторов 

для  выработки  электроэнергии 

или  снижению  размера  макси-

мальной  мощности  изменения 

в случае аварии.

При  аварийных  возмущениях 

используется три основных меха-

низма регулирования частоты:

1)  обязательное  автоматическое 

(первичное) регулирование ча-

стоты;

2)  коммерческие  договорные  со-

глашения на участие в регули-

ровке  частоты  по  требованию 

СО,  гарантированное  участие 

в поддержании частоты (FFR); 

3)  оперативное  участие  в  регу-

лировании  частоты  системы 

(EFR) — первые десять секунд 

с  момента  внезапного  измене-

ния  частоты  (в  основном,  это 

аккумуляторные батареи).

Для  определения  необходи-

мых  оперативных  резервов  в  ре-

альном  времени,  специальный 

алгоритм  (FSE)  определяет  ко-

личество  и  состав  оперативных 

резервов  блоками  по  5  минут,  на 

эту  информацию  накладывается 

информация  о  зарезервирован-

ных оперативных резервах и нор-

мальных  режимах,  торгующиеся 

на бирже 30-минутными слотами, 

что позволяет СО определить ко-

личество недостающих резервов, 

которые  он  может  добрать  через 

обязательное  первичное  регули-

рование частоты.

Инерция  системы  рассчиты-

вается  на  каждые  стандартные 

30-минутные интервалы таким об-

разом,  чтобы  при  случае  аварии 

скорость  снижения  частоты  не 

превышала 0,125 Гц/с.

В Великобритании к распреде-

лительным  сетям  присоединено 

около 8,5 ГВт распределенной ге-

нерации  (ГР),  оборудованной  РЗ 

отключения  в  случае  смещения 

угла вектора напряжения на 6 гра-

дусов и больше, рассчитанной на 

защиту генераторов от потери со-

единения с сетью.

Как правило, срабатывание за-

щиты связано с авариями в сети, 

не  всегда  связанными  с  измене-

ниями мощности, например КЗ на 

линиях или СШ.

СО  отслеживает  путем  моде-

лирования  риски  возникновения 

смещения угла напряжения и учи-

тывает данный фактор при расче-

те необходимых оперативных ре-

зервов для недопущения скорости 

снижения частоты выше допусти-

мого (0,125 Гц/с).

Теперь,  когда  мы  кратко  опи-

сали механизм поддержания ста-

МИРОВОЙ  ОПЫТ


Page 5
background image

155

бильности  Системным  операто-

ром  (NG  ESO)  электросистемы 

Великобритании,  целесообразно 

проследить и разобрать действия 

и других участников энергосисте-

мы, сумма действий которых при-

вела  к  потере  электроснабжения 

около 5% потребителей страны.

МАГИСТРАЛЬНЫЕ

 

СЕТИ

 

Niational Grid

Цепочку  событий,  как  видно  из 

последовательности  описанных 

событий  в  таблице  1,  запустил 

грозовой  разряд  попаданием 

в  центральную  фазу  (голубую) 

ВЛ напряжением в 400 кВ (рису-

нок 3).

Так как угол защиты грозотроса 

на типовых опорах 400 кВ в Вели-

кобритании  составляет  45°  и  ме-

нее, это не позволяет обеспечить 

стопроцентную  защиту  от  попа-

дания молний в фазные провода, 

особенно от молний с относитель-

но малыми токами (рисунок 4). 

То  есть  попадание  молний 

в фазные провода и последующие 

отключения линий вследствие КЗ 

не  являются  чем-то  экстраорди-

нарным в британских сетях. В этот 

же  самый  день  фиксировалось 

по меньшей мере два попадания 

молний  в  фазные  провода,  за 

которыми  последовало  отключе-

ние  ВЛ  с  последующим  успеш-

ным  АПВ  без  последствий  для 

стабильности 

электросистемы: 

одно попадание в 14:23 и второе 

в 16:50 в северной Англии.

Британский  сетевой  стандарт 

(Grid  Code)  определяет  следую-

щие максимальные значения для 

времени  отключения  поврежден-

ных элементов:

 

– 80 мс для 400 кВ;

 

– 100 мс для 275 кВ;

 

– 120 мс для 132 кВ и ниже. 

9 августа в 16:52:33 метеостан-

ция  зафиксировала  три  разряда 

молнии в районе ВЛ Итон Сокон — 

Ваймондли  (35  км),  в  результате 

чего  произошло  ОКЗ  на  средней 

фазе  ВЛ  с  последующим  отклю-

чением  ВЛ  и  успешным  АПВ  на 

20-й секунде. На ПС «Итон Сокон» 

был  зафиксирован  ток  КЗ  в  7  кА, 

с последующим отключением в те-

чение  74  мс  и  успешным  АПВ  на 

20-й секунде. На ПС «Ваймондли» 

был зафиксирован ток КЗ в 21 кА, 

с последующим отключением в те-

Рис

. 3. 

Типичная

 

опора

 

ВЛ

 400 

кВ

используемая

 

магистральными

 

сетями

 

для

 

передачи

 

электроэнергии

 

между

 

подстанциями

Рис

. 4. 

Диаграмма

демонстрирующая

 

возможность

 

пробития

 

защитного

 

контура

 

грозозащиты

 

грозовыми

 

разрядами

 

с

 

меньшими

 

токами

чение  70  мс  и  успешным  АПВ  на 

20-й секунде.

Как видно из вышеописанного, 

РЗ  сработала  согласно  требова-

ниям  сетевых  стандартов  в  про-

ектном  режиме  как  по  скорости, 

так и селективности.

Регистратор  качества  элек-

троэнергии  на  ПС  400  кВ  «Рай-

хол»,  находящийся  в  непосред-

ственной близости от места ОКЗ, 

в  момент  аварии  зафиксировал 

проседание  напряжения  на  го-

лубой  фазе  на  44%,  вызванное 

переходным  процессом,  связан-

ным с ОКЗ на ВЛ Итон Сокон — 

Ваймондли.  Восстановление  на-

пряжения  к  первоначальному 

уровню произошло через 100 мс 

(рисунок 5). 

Сильные

токи ГР

Средние

токи ГР

Слабые

токи ГР

 1 (58) 2020


Page 6
background image

156

Сущест-

ву ющая

ВЛ

Сущест-

вующая ПС

National Grid

Береговая

высоковольтная 

подстанция 

переменного 

тока

Морская

высоковольтная

реактивная 

компенсационная 

подстанция

переменного тока

Морская

высоковольтная

сборная

подстанция

переменного

тока

Транзит КЛ 

с морского типа 

в наземный 

Межтурбинный 

кабель 33 кВ

Высоковольт ный

кабель

переменного 

тока 400 кВ

Высоковольт ный

кабель

переменного 

тока 220 кВ

Подводный 

высоковольт ный

кабель перемен -

ного тока 220 кВ

Подводный 

высоковольт ный

кабель перемен-

ного тока 220 кВ

Северное

море

Рис

. 6. 

Ветряной

 

парк

 

Хорнси

 (

ВЭС

)

В связи с большим расстояни-

ем от места КЗ, отклонение напря-

жения на голубой фазе в близком 

к  ВЭС  Хорнси  районе  составило 

только 21% и время восстановле-

ния — 80 мс соответственно.

Также  измерения  регистрато-

ра  показали,  что  уровень  флук-

туации  напряжения  9  августа 

2019 года на всех ПС, в стабиль-

ном режиме, был в пределах нор-

мы, определенной сетевым стан-

дартом ±10% (380–420 кВ).

На  момент  аварии  доля  выс-

ших гармоник в сети составляла 

не  более  1%,  при  максимально 

допустимых 3%. Токи нулевой по-

следовательности  в  сети  также 

не  превышали  допустимые  1,5% 

и составляли 0,6%.

Как  видно  из  всего  вышеска-

занного,  удар  молнии  в  ВЛ  Итон 

Сокон  —  Ваймондли  не  был 

каким-то  экстраординарным  со-

бытием,  к  которому  сеть  была 

технически не готова. Все параме-

тры системы оставались в рамках 

заданных,  все  элементы  повели 

себя  абсолютно  прогнозируемо, 

согласно расчетным данным.

ВЕТРЯНОЙ

 

ПАРК

 

ХОРНСИ

 

Ветряной  парк  Хорнси  (ВЭС) 

расположен  в  Северном  море 

в  120  км  от  северо-восточного 

берега Англии и в данной момент 

продолжает  находиться  на  эта-

пе  строительства.  При  оконча-

нии  строительства  заявленная 

мощность  ВЭС  будет  достигать 

1,26 ГВт и будет включать в себя 

установку 174 турбин мощностью 

7 МВт каждая.

ВЭС  Хорнси  состоит  из  трех 

равных  сегментов  мощностью 

400 мВт каждый:

16:52:33

10 мс

Падение

до 56%

от номи-

нального

напря-

жения

Напр

яж

ение на линии, кВ

16:52:335

240

220

200

180

160

140

120

16:52:34

Рис

. 5. 

Падение

 

напряжения

зафиксированное

 

на

 

ПС

 400 

кВ

 «

Райхол

»

 

– Хорнси 1А;

 

– Хорнси 1В;

 

– Хорнси 1С.

Каждый  сегмент  состоит  из 

следующих  элементов  (рису-

нок 6):

 

– сборная  ПС,  объединяющая 

отдельные турбины вместе;

 

– сборная  ПС  соединена  под-

водным  кабелем  переменного 

тока с морской компенсацион-

ной  ПС,  которая  служит  для 

компенсации реактивной мощ-

ности;

 

– морская компенсационная ПС 

соединена с наземной ПС ВЭС 

посредством  КЛ  переменного 

тока,  а  затем  с  ПС  «Киллинг-

холм» магистральных сетей.

8 августа 2019 года в 16:52 вы-

работка  электроэнергии  на  ВЭС 

Хорнси внезапно упала с 799 МВт 

до 62 МВт в связи с возмущением 

в  сети,  вызванным  попаданием 

молнии  и  последующим  отклю-

чением ВЛ 400 кВ Итон Сокон — 

Ваймондли. 

При  проектировании  преду-

сматривалось,  что  ВЭС  должна 

безболезненно  переносить  подоб-

ные возмущения в сети, более того,

выработка  электроэнергии  остава-

лась неизменной и система — ста-

бильной при похожих возмущениях 

сети всего за 10 минут до аварии. 

Однако этого не произошло в этот 

раз.  Расследование  аварии  и  по-

следующий  анализ  позволили 

определить  причину  выпадения 

мощности по причине возмущения 

в сети и разработать необходимые 

мероприятия  по  предотвращению 

подобных аварий в будущем.

В момент аварии ВЭС Хорнси 

зарегистрировала 

ненормаль-

ные  возмущения  напряжения 

в  сети,  вызванные  отключением 

ВЛ вследствие попадания молнии 

в линию.

До  момента  аварии  ВЭС  вы-

давала  мощность  в  сеть  при 

стабильном напряжении ~400 кВ 

(рисунок 7).

С  момента  попадании  мол-

нии  в  ВЛ  в  16:52:33:490  и  до 

16:52:33:700  система  контроля 

компенсации  реактивной  мощ-

ности  начала  вводить  дополни-

тельную  реактивную  мощность 

в  систему  для  поддержания  на-

пряжения,  после  чего  произо-

шло  потреблением  реактивной 

мощности — более 300 Мвар (во 

избежание  резких  колебаний), 

что  в  свою  очередь  снизило  на-

пряжение  на  ВЭС  до  394  кВ.  На 

МИРОВОЙ  ОПЫТ


Page 7
background image

157

Рис

. 8. 

Диаграмма

 

работы

 

токовой

 

РЗ

 

сегмента

 

Хорнси

 1

В

 

по

 

отключению

 

ветряных

 

турбин

Напр

яж

ение, кВ

Активная и реактивная м

ощно

сти, МВ

т/Мв

ар

Время, м:с:мс

Хорнси. Момент отключения сегмента 1В

Срабатывание 

токовых защит 

турбин

Напряжение отдельных модулей ВЭС (1–4)

Рис

. 7. 

Диаграмма

показывающая

 

амплитуду

 

колебания

 

напряжения

выдачи

 

активной

 

и

 

реактивной

 

мощности

 

в

 

сеть

Напр

яж

ение, кВ

Активная и реактивная м

ощно

сти, МВ

т/Мв

ар

Время, м:с:мс

Хорнси. 16:52 9 августа 2019 года

Удар молнии 

вызывает короткое 

замыкание в сети

На ВЭС Хорнси из-за 

перегрузки отключаются

сегменты 1B и 1С

Отключеие ГТЭС 

244 МВт

Раскачивания в системе 

компенсации реактивной 

мощности ВЭС, 

приведшие к падению 

напряжения с 34 до 20 кВ

Напряжение Ф1

Напряжение Ф2

Напряжение Ф3

Активная мощность

Рективная мощность

что алгоритм ответил вводом до-

полнительной  реактивной  мощ-

ности,  вследствие  чего  выдача 

в сеть активной мощности снизи-

лась с 799 МВт до 400 МВт.

Выдача  активной  мощности 

вернулась  к  799  МВт,  качнув  вы-

дачу реактивной мощности обрат-

но к ~0 Мвар. После чего система 

еще раз поспешно переключилась 

с  выдачи  реактивной  мощности 

в  сеть  на  потребление  560  Мвар 

(16:52:33:700),  что  в  свою  оче-

редь привело к падению до 20 кВ 

напряжения  кабельной  системы 

отдельных  турбин,  работающих 

в  нормальном  режиме  на  напря-

жении  34  кВ.  Вследствие  этого 

максимальные  токовые  РЗ  сра-

ботали  на  всех  турбинах  сегмен-

та Хорнси 1В и Хорнси 1С, и это 

привело к уменьшению выдачи 

мощности в сеть до 0 МВт.

На  рисунке  8  можно  посмо-

треть диаграмму работы ветро-

вых турбин сегмента Хорнси 1В.

Перед  началом  аварии  (до 

того, как начались возмущения 

в сети, влияющие на напряже-

ние,  активную  и  реактивные 

мощности)  турбины  сегмен-

та  работали  с  максимальной 

мощностью 400 МВт.

В  результате  возмущений 

напряжение  в  сети  снизилось 

до  20  кВ  при  рабочем  напря-

жении  в  34  кВ,  в  то  же  самое 

время сегмент старался выда-

вать  в  сеть  заявленную  мощ-

ность  в  400  МВт,  что  привело, 

Как  было  замечено  выше, 

буквально за 10 минут до ава-

рии,  система  компенсации  ре-

активной мощности отлично по-

гасила  колебания  параметров, 

вызванных резким изменением 

напряжения в сети на 2%.

Как  следствие  аварии  9  ав-

густа,  уже  на  следующий  день 

были  внесены  необходимые 

программные  изменения  в  ал-

горитм  работы  системы  ком-

пенсации реактивной мощности 

в  ВЭС  Хорнси  под  воздействи-

ем внешних возмущений.

Как  заключение,  отчет  Ре-

гулятора указывает, что отклю-

чение  ветропарка  произошло 

из-за  неспособности  системы 

компенсации  реактивной  мощ-

ности  погасить  резонансные 

процессы во внутренней сети, вы-

званные  внешними  возмущения-

ми.

ГАЗОВАЯ

 

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ

 

КОМБИНИРОВАННОГО

 

ЦИКЛА

 (

ГТЭС

)

ЛИТЛ

 

БАРФОРД

ГТЭС  Литл  Барфорд  состоит  из 

двух  газовых  и  одной  паровой 

турбины,  которые  в  течение  ми-

нуты  с  половиной  отключились 

одна за другой.

К  сожалению,  информации 

по  детальной  работе  электро-

станции  Литл  Барфорд  в  отчете 

Регулятора немного, это не дает 

в полной мере оценить и объяс-

нить причины остановки паровой 

турбины.

в  свою  очередь,  к  увеличению 

тока и срабатыванию токовых за-

щит отдельных турбин во избежа-

ние  дальнейшего  повреждения 

генераторов.

Отдельные турбины начали от-

ключаться  от  сети  в  16:52:33.728 

и закончили в 16:52:33.835. В ре-

зультате  сегменты  Хорнси  1В 

и Хорнси 1С полностью отключи-

лись, сегмент Хорнси 1А оказался 

не затронутым и продолжил выда-

вать в сеть 62 МВт мощности.

По  данным  компании  Orsted 

(крупнейшего  в  Европе  опера-

тора  ветряных  парков),  данный 

случай  является  уникальным: 

раскачивание  пары  реактивная 

мощность/напряжение  привело 

к  отключению  ветровых  турбин 

от сети.

Активная мощность сегмента

Рективная мощность сегментов

 1 (58) 2020


Page 8
background image

158

Табл. 2. Резервы поддержания частоты на момент аварии

и их действительный отпуск мощности в сеть

Тип резервирования

Участие 

в ВМ 

(нор-

мальный 

режим)

Величина резервов, МВт

Первичный резерв Вторичный резерв

Заяв-

ленный

Действи-

тельный

Заяв-

ленный

Действи-

тельный

Динамический —

синхронная генерация 

(обязательный)

Да

284

103%

325

102%

Динамический —

гарантированное поддер-

жание частоты (FFR)

Да, Нет

259

74%

270

81%

Динамический — быстро-

действующее поддержа-

ние частоты (ЕFR)

Да, Нет

227

94%

227

94%

Статическое — гаранти-

рованное поддержание 

частоты (FFR)

Нет

21

0%

261

67%

Статическое — через до-

полнительные аукционы

Нет

31

71%

31

71%

Статическое — Статичес-

кое — через связь с конти-

нентальным ЕС

Да

200

100%

200

100%

Всего

1022

89%

1314

88%

Из отчета мы знаем, что сразу 

после  аварии  система  оператив-

ного  тока  электростанции  ~110  В 

переключилась  на  резервный 

источник  питания  —  аккумуля-

торные  батареи,  но  на  данный 

момент нет никаких оснований по-

лагать, что это привело к срабаты-

ванию внутренних защит паровой 

турбины.

Первичное 

расследование 

показало,  что  паровая  турбина 

остановилась  вследствие  сраба-

тывания  защит  разности  показа-

ний  датчиков  скорости,  сразу  по-

сле возникновения аварии в сети. 

Дальнейшее расследование будет 

проводиться совместно с произво-

дителем турбины.

При  отключении  паровой  тур-

бины,  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  па-

ропроводе. Вскоре дежурный пер-

сонал электростанции был вынуж-

ден  остановить  и  вторую  газовую 

турбину (GT1B), так как давление 

пара в системе продолжало расти, 

что в свою очередь привело к сра-

батыванию  предохранительного 

клапана.

Хотя  причины  срабатывания 

защит  паровой  турбины  еще 

не  выяснены  до  конца,  опера-

тор  ГТЭС  разобрал  детально 

все  этапы  аварии,  разработал 

и внедрил изменения в работу 

электростанции,  что  должно 

привести  к  уменьшению  веро-

ятности  повторения  подобных 

аварий в будущем.

Изменения коснулись:

1)  настроек  защиты  турбин 

в  сторону  уменьшения  чув-

ствительности  защиты  при 

сохранении 

безопасной, 

безаварийной  и  долговеч-

ной  работы  агрегатов  элек-

тростанции;

2)  системы распределения па-

ра,  поступающего  на  паро-

вую турбину с двух раздель-

ных котлов; 

3)  оценки  возможности  сис-

темы  выдерживать  более 

высокое  давление  пара 

и  уставок  защит  для  повы-

шения  порога  срабатыва-

ния.

НАЦИОНАЛЬНАЯ

 

ЖЕЛЕЗНАЯ

 

ДОРОГА

9  августа  в  момент  аварии  на 

16  секунд  частота  в  энергосисте-

ме упала ниже 49 Гц, что привело 

к срабатыванию внутренних защит 

электропоездов,  работающих  на 

переменном токе. В это время на 

линиях  находилось  60  электропо-

ездов  определенного  типа,  систе-

ма  питания  и  частично  управле-

ния  которых  отключилась.  Часть 

критически важных функций пере-

ключилась на аккумуляторы, в том 

числе и связь GSM-R. 

С помощью удаленного контро-

ля удалось восстановить системы 

27  электропоездов,  оставшиеся 

~30  потребовали  непосредствен-

ного присутствия сервисного инже-

нера для перезапуска всех систем 

электропоездов. Так как на момент 

аварии  на  дежурстве  находилось 

только  17  инженеров,  то  переза-

пуск систем некоторых электропо-

ездов занял существенное время, 

часть пассажиров пришлось эваку-

ировать из поездов. Отключенные 

электропоезда создали заторы на 

ж/д линиях, и возвращение к нор-

мальному  расписанию  заняло  не-

сколько часов.

Системы  электропоездов  от-

ключились  (как  и  было  запроек-

тировано  согласно  стандарту  EN 

50163)  и  должны  были  вернуться 

в  рабочее  состояние  при  восста-

новлении частоты до предаварий-

ного уровня или через удаленные 

команды,  а  также    по  команде 

машиниста  (чего  в  реальности  не 

произошло). Проблема скорее все-

го была вызвана процессом обнов-

ления  программного  обеспечения 

поездов.  Производитель  электро-

поездов  работает  над  внесением 

в программное обеспечение необ-

ходимых изменений. 

СИСТЕМНЫЙ

 

ОПЕРАТОР

 

NG ESO

На  момент  аварии  у  СО  были 

зарезервированы  оперативные 

резервы  поддержания  частоты 

в размере 1000 МВт, что соответ-

ствует  одномоментному  выпаде-

нию крупнейшего источника мощ-

ности,  подключенного  на  данный 

момент к сети. В таблице 2 дается 

список  резервов  по  типам  и  ско-

рости реакции на момент аварии, 

а  так  же  действительный  отпуск 

мощности в сеть.

Хотя при моделировании необ-

ходимого резерва предполагалось, 

что  отпуск  аварийной  резервной 

мощности  в  сеть  будет  состав-

лять  91%,  в  реальности  цифры 

составили 88% и 89%, что обеспе-

чило  отпуск  945  МВт  первичных 

и  1022  Вт  вторичных  резервных 

мощностей.  Несмотря  на  то  что 

МИРОВОЙ  ОПЫТ


Page 9
background image

159

отпуск резервов был на уровне за-

планированного, часть конкретных 

поставщиков  свои  обязательства 

не выполнили.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В окончательном отчете выделены 

основные события и сделаны вы-

воды.

•  9 августа регистрировалось не-

сколько попаданий молний в ВЛ 

400 кВ магистральных сетей, но 

только одна привела к отключе-

нию  потребителей  от  электро-

снабжения.

•  РЗ  магистральных  сетей  отра-

ботала  корректно,  все  возму-

щения в сети были в пределах, 

установленных сетевыми стан-

дартами.

•  Отключение  обоих  генерирую-

щих мощностей ВЭС (737 МВт) 

и  ГЭС  (244  МВт)  произошло 

практически 

одномоментно 

и  не  связано  друг  с  другом, 

но  совпало  по  времени  с  по-

паданием  молнии  в  ВЛ.  Так 

как в проектных условиях дан-

ные  электростанции  не  долж-

ны  отключаться  от  попадания 

молний  в  сеть,  этот  инцидент 

считается  непрогнозируемым 

и редким.

•  Попадание молнии в ВЛ 400 кВ

вызвало отключение распре де-

ленной  генерации  (–150  МВт)

релейной  защитой  от  потери 

синхронизма (ANSI 78). 

•  Одновременное 

отключение 

вышеперечисленных  генери-

рующих  мощностей  привело 

к суммарной потере мощности, 

превышающей расчетную мощ-

ность  самой  крупной  аварии 

с выпадением единицы мощно-

сти из сети в 1000 МВт.

•  Высокая  скорость  падения  ча-

стоты  системы  привела  к  от-

ключению  еще  350  МВт  РГ. 

Количество выпавшей РГ сопо-

ставимо с расчетной.

•  Несмотря на то что суммарная 

выпавшая мощность 1481 МВт 

превысила  расчетную,  частота 

при  падении  остановилась  на 

отметке  49,1  Гц  и  начала  вос-

станавливаться.

•  Сразу  после  начала  восста-

новления  частоты  системы 

внезапно  отключилась  газовая 

турбина на ГЭС Литл Барфорд 

(–210  МВт),  увеличив  сум-

марную  потерю  мощности  до 

1,691  МВт  при  отсутствии  сво-

бодных  резервов,  вследствие 

чего частота упала до 48,8 Гц.

•  АЧР  сработала  по  достиже-

нии частоты в 48,8 Гц согласно 

уставкам, отключив ~1 миллион 

потребителей (1 ГВт).

•  В  течение  следующих  5  минут 

с  вводом  аварийных  резер-

вов  удалось  стабилизировать 

систему  и  вернуть  частоту  на 

доаварийный  уровень.  Через 

15  минут  распределительные 

сети  получили  от  СО  инструк-

цию по подключению в сеть по-

требителей, затронутых АЧР.

•  Аварийные  резервные  мощно-

сти сработали согласно прогно-

зам,  хотя  есть  претензии  к  от-

дельным поставщикам, так как 

они не обеспечили заявленную 

мощность.

•  Электроснабжение  всех  потре-

бителей  было  восстановлено 

в течение 40 минут после ава-

рии.

•  Некоторые потребители остава-

лись без электропитания более 

40 минут, например электропо-

езда,  вследствие  внутренних 

проблем.

•  СО  информировал  об  ава-

рии  Министерство  энергетики 

в  17:40  и  Регулятора  (Ofgem) 

в  18:00.  Первый  пресс-релиз 

был предоставлен в 18:27, сле-

дующий детальный — в 20:06.

•  Перебои  на  железной  доро-

ге  продолжались  весь  вечер 

9  августа  и  весь  день  10  авгу-

ста  из-за  сбоя  электропоездов 

и  невозможности  оперативно 

перезапустить  их  контрольные 

системы.

На  основании  сделанных  за-

ключений  Регулятор  (Ofgem)  вы-

дал следующие рекомендации:

 

– необходимо  улучшить  инфор-

мированность населения и всех 

заинтересованных сторон, осо-

бенно в первый час аварии;

 

– список  потребителей,  под-

ключенных к АЧР, должен быть 

пересмотрен,  чтобы  предот-

вратить  отключении  критичной 

инфраструктуры в будущем;

 

– релейная  защита  электропоез-

дов должна быть пересмотрена 

для  обеспечения  бесперебой-

ной  работы  железнодорожного 

транспорта  при  возмущениях 

во внешней сети;

 

– принимая  во  внимание  суще-

ствующие риски и затраты, не-

обходимо  пересмотреть  сете-

вой стандарт по качеству и на-

дежности  электроснабжения, 

для  того  чтобы  оценить  необ-

ходимость  создания  дополни-

тельных 

противоаварийных 

резервов; 

 

– пересмотреть сроки внедрения 

изменений уставок РЗ РГ в сто-

рону  уменьшения  (вследствие 

срабатывания релейных защит, 

превышения  скорости  измене-

ния  частоты  и  рассинхрониза-

ции  в  ходе  аварии  было  поте-

ряно  500  МВт  распределенной 

генерации).  

Более

 

подробный

 

материал

 

чи

 

тайте

 

на

 

сайте

 

журнала

www.eepir.ru 

в

 

разделе

 «

Трибуна

»

подписка – 2020

Обращаем ваше внимание, что стоимость

подписки на журнал «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ.

Передача и распределение» на 2020 год

осталась без изменений: 
•  год (шесть номеров) —

 

11 250 

руб

.

•  полгода (три номера) —

 

5 625 

руб

.

 

•  один выпуск — 

1 875 

руб

.

 

Цена указана с учетом НДС.

Форма оплаты — безналичный расчет.

то стоимость

РОЭНЕРГИЯ.

на 2020 год

250 

руб

.

25 

руб

.

й расчет.

Доставка осуществляется Почтой России простой

бандеролью. Стоимость доставки включена

в стоимость подписки. 

Чтобы подписаться на журнал,

заполните форму заявки

на подписку на сайте

www.eepir.ru

 

или направьте

заявку по электронной почте:

podpiska@eepir.ru 

Телефон редакции: 

+7 (495) 645-12-41

 1 (58) 2020


Читать онлайн

9 августа 2019 года в Великобритании в конце рабочего дня, в 16:52, вследствие серии событий в энергосистеме произошло массовое отключение от электроснабжения около одного миллиона потребителей (5% суммарной нагрузки). 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?

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»