86
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИКА
Ключевые
слова
:
распределенная
генерация
,
противоаварийная
автоматика
,
надежность
,
гибкость
,
системная
авария
,
анализ
,
координация
Курбацкий
В
.
Г
.,
д
.
т
.
н
.,
профессор
,
главный
научный
сотрудник
ИСЭМ
СО
РАН
Чулюкова
М
.
В
.,
специалист
1
категории
Ситуационно
-
аналити
-
ческого
центра
АО
«
ДРСК
»
Особенности координации систем
автоматики в процессе аварийного
выделения на изолированную
работу систем электроснабжения
с распределенной генерацией
УДК
621.316.9:621.316.1
Внедрение
объектов
распределенной
генерации
(
РГ
)
в
существующие
электроэнерге
-
тические
системы
(
ЭЭС
)
в
России
и
мире
стало
устойчивой
общемировой
тенденцией
и
привело
к
созданию
интеллектуальных
электроэнергетических
систем
(
ИЭС
)
концеп
-
ции
Smart Grid
на
базе
экологически
чистых
источников
энергии
.
Переход
от
традицион
-
ных
систем
электроснабжения
(
СЭС
)
к
ИЭС
нового
поколения
с
использованием
новых
интеллектуальных
технологий
обусловил
появление
новых
свойств
таких
систем
и
вли
-
яние
этих
свойств
на
гибкость
и
устойчивость
систем
при
их
аварийном
выделении
на
изолированную
работу
.
Существующие
методы
и
средства
повышения
гибкости
и
устой
-
чивости
СЭС
с
РГ
в
аварийных
ситуациях
путем
изолирования
не
решают
проблему
обес
печения
надежного
электроснабжения
потребителей
,
так
как
принципы
их
действий
в
большинстве
случаев
связаны
с
отключением
нагрузки
потребителей
.
В
условиях
возросших
требований
потребителей
к
надежности
электроснабжения
такой
подход
не
-
приемлем
для
эффективного
развития
ЭЭС
и
требует
разработки
новых
подходов
коор
-
динации
работы
систем
автоматики
с
целью
минимизации
негативных
последствий
для
потребителей
.
В
статье
предложена
структура
противоаварийной
автоматики
(
ПА
)
СЭС
с
РГ
при
выделении
на
изолированную
работу
,
основанная
на
новой
технологии
гибкого
управления
нагрузкой
,
реализованной
в
виде
автоматики
противоаварийного
управления
нагрузкой
активных
потребителей
(
АПУНАП
).
Эффективность
предложенной
структуры
работы
ПА
продемонстрирована
на
анализе
работы
существующих
устройств
ПА
при
ликвидации
системной
аварии
,
которая
произошла
20
августа
2022
года
в
объединенных
энергосистемах
Республика
Саха
(
Якутия
)
и
ОЭС
Востока
России
.
В
последнее
время
в
России
на
-
блюдается
растущий
интерес
к
бурно
развивающемуся
во
всем
мире
направлению
преобразо
-
вания
электроэнергетики
на
базе
новой
концепции
создания
ИЭС
.
Руководство
разработкой
Концепции
ИЭС
России
с
активно
-
адаптивной
сетью
(
ИЭС
ААС
)
осуществлялось
Н
.
И
.
Воропаем
.
Кон
-
цепция
была
одобрена
Правлением
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
принята
к
реализации
[1, 2].
Исследователями
уделяется
много
внимания
изучению
проблемных
вопро
-
сов
создания
нового
технологического
базиса
на
основе
данной
Концепции
и
развития
формирующих
его
конкрет
-
ных
технологий
,
методов
и
инструмен
-
тов
,
что
требует
кооперации
отраслевых
научно
-
производственных
и
техноло
-
гических
институтов
,
осуществляющих
новые
разработки
,
с
электроэнергетиче
-
скими
компаниями
,
внедряющими
и
ис
-
пользующими
такие
разработки
в
произ
-
водстве
[3, 4].
Ведущая
роль
при
модернизации
электроэнергетики
на
новых
принципах
интеллектуализации
и
цифровизации
производственных
процессов
отводит
-
ся
электрической
сети
как
структуре
,
обеспечивающей
надежные
связи
ге
-
нерации
и
потребителя
.
Новейшие
тех
-
нологии
,
применяемые
в
сетях
,
гаран
-
тирующие
адаптацию
характеристик
оборудования
к
режимной
ситуации
,
активное
взаимодействие
с
генераци
-
ей
и
потребителями
,
позволяют
создать
эффективно
функционирующую
систе
-
му
,
в
которую
встраиваются
современ
-
ные
информационно
-
диагностические
системы
,
системы
автоматизации
управ
-
ления
всеми
элементами
,
включенны
-
ми
в
процессы
производства
,
передачи
,
распределения
и
потребления
электро
-
энергии
[5].
87
Повышение
значимости
распределительных
сетей
и
превращение
их
в
электросетевую
платформу
для
гибкой
и
надежной
интеграции
распределенной
гене
-
рации
(
РГ
),
активных
потребителей
,
мини
-
и
микро
-
гридов
в
единую
энергосистему
привело
к
созданию
нового
поколения
систем
электроснабжения
конеч
-
ного
потребителя
.
Незыблемые
принципы
в
развитии
и
функционировании
ЭЭС
как
сложных
и
больших
жиз
-
необеспечивающих
инфраструктурных
систем
стали
приобретать
новое
содержание
[6].
Уход
потребителя
от
позиции
«
пассивного
»
потребления
дает
ему
возмож
-
ность
с
помощью
собственной
РГ
или
мероприятий
по
управлению
спросом
активно
изменять
свою
нагрузку
.
Активный
потребитель
получает
возможность
выбирать
и
корректировать
режим
электропотребления
с
учетом
обеспечения
своих
потребностей
и
оптимизации
своих
затрат
.
В
новой
концепции
управление
спросом
на
элек
-
троэнергию
становится
дополнением
к
РГ
и
помогает
в
решении
задач
повышения
надежной
работы
ЭЭС
[7].
Однако
особое
внимание
к
вопросам
надежности
электроснабжения
конечного
потребителя
привле
-
кает
значительный
рост
числа
системных
аварий
каскадного
характера
с
массовыми
нарушениями
режима
электроснабжения
в
России
и
мире
за
по
-
следние
годы
[8].
Это
вызывает
глубокую
озабо
-
ченность
мирового
общества
,
так
как
сохраняется
устойчивая
тенденция
к
снижению
одной
из
важных
составляющих
комплексного
свойства
надежности
ЭЭС
—
ее
живучести
,
способности
системы
восста
-
навливать
исходное
состояние
или
близкое
к
нему
.
В
первую
очередь
,
данный
факт
негативно
отражает
-
ся
на
особо
ответственных
потребителях
,
перерывы
в
электроснабжении
которых
по
условиям
технологи
-
ческого
процесса
недопустимы
[9].
Проблемы
живу
-
чести
современных
ЭЭС
,
наряду
с
проблемой
их
гиб
-
кости
,
носят
как
технический
,
так
и
экономический
характер
.
Однако
экономические
стороны
этих
про
-
блем
различны
,
как
и
техническая
специфика
[10].
Известно
,
что
назначением
технических
средств
противоаварийной
автоматики
(
ПА
)
ЭЭС
является
предотвращение
возникновения
и
развития
аварий
-
ных
процессов
в
энергосистеме
и
ускорение
восста
-
новления
нормальных
режимов
.
Активная
интегра
-
ция
генерирующих
установок
(
ГУ
)
объектов
РГ
в
ЭЭС
приводит
к
изменению
схемно
-
режимных
ситуаций
в
ней
,
в
первую
очередь
,
появлению
реверсивных
потоков
мощности
.
Существующие
устройства
ПА
не
имеют
технических
возможностей
для
распознавания
режимных
областей
,
адаптации
алгоритмов
работы
к
условиям
текущего
режима
,
выбора
параметров
срабатывания
с
учетом
фактического
технического
состояния
оборудования
с
целью
полного
исполь
-
зования
перегрузочной
способности
оборудования
.
Этот
факт
усложняет
задачу
поддержания
баланса
между
генерируемой
и
потребляемой
электроэнер
-
гией
в
аварийных
режимах
.
В
связи
с
этим
в
настоя
-
щее
время
учеными
ведутся
активные
исследования
и
разработки
в
области
адаптации
алгоритмов
рабо
-
ты
и
параметров
срабатывания
устройств
ПА
к
теку
-
щим
схемно
-
режимным
условиям
,
а
также
координа
-
ции
их
работы
при
аварийном
выделении
СЭС
с
РГ
на
изолированную
работу
[11–15].
Анализ
крупных
системных
аварий
каскадного
характера
,
происшедших
в
2016–2017
годах
в
ЕЭС
России
,
подробно
описанных
в
[9],
показал
,
что
в
большинстве
случаев
для
обеспечения
устойчивой
и
надежной
работы
СЭС
с
РГ
сохраняется
необхо
-
димость
превентивного
отключения
нагрузки
,
что
является
главным
отличием
от
переходных
процес
-
сов
в
ЭЭС
,
не
содержащих
объектов
РГ
,
но
имеющих
более
сильные
линии
связи
с
другими
источниками
питания
.
В
статье
предлагается
оптимальный
вариант
по
-
следовательной
работы
комплексов
устройств
ре
-
лейной
защиты
(
РЗ
)
и
ПА
с
учетом
работы
новой
ав
-
томатики
АПУНАП
при
аварийном
выделении
СЭС
с
РГ
на
изолированную
работу
с
точки
зрения
мини
-
мизации
отключаемых
потребителей
.
Структура
остальной
части
статьи
следующая
.
Приведено
описание
предлагаемой
структуры
ПА
СЭС
с
РГ
при
ее
аварийном
выделении
на
изолиро
-
ванную
работу
,
особенности
координации
ее
работы
.
Далее
следует
описание
системной
аварии
в
объ
-
единенной
энергетической
системе
(
ОЭС
)
Востока
20
августа
2022
года
,
основные
этапы
ее
возникнове
-
ния
,
развития
и
ликвидации
.
В
следующем
разделе
проведен
анализ
работы
существующих
устройств
ПА
при
восстановлении
электроснабжения
потре
-
бителей
в
данной
системной
аварии
и
представле
-
ны
результаты
исследований
эффективности
пред
-
лагаемого
способа
противоаварийного
управления
нагрузкой
для
минимизации
отключенных
потреби
-
телей
.
Заключение
содержит
краткие
выводы
по
ра
-
боте
.
СТРУКТУРА
ПА
СЭС
С
РГ
ПРИ
АВАРИЙНОМ
ВЫДЕЛЕНИИ
НА
ИЗОЛИРОВАННУЮ
РАБОТУ
Целесообразность
применения
того
или
иного
устройства
ПА
в
комплексе
автоматики
противоава
-
рийного
управления
выделения
на
изолированную
работу
конкретной
СЭС
с
РГ
в
аварийных
ситуациях
,
а
также
выбор
алгоритма
их
согласованной
работы
и
параметров
настройки
(
выбор
пусковых
и
блокиру
-
ющих
органов
,
управляющих
воздействий
,
объемов
и
мест
их
реализации
)
должен
основываться
на
результатах
комплексных
расчетов
режимов
в
раз
-
личных
схемно
-
режимных
условиях
в
сети
внешне
-
го
электроснабжения
,
в
энергорайоне
и
в
нагрузке
,
включая
расчеты
электромеханических
переходных
процессов
.
Как
уже
было
отмечено
,
в
большинстве
случаев
для
обеспечения
устойчивой
и
надежной
работы
СЭС
с
РГ
при
аварийном
выделении
на
изолированную
работу
сохраняется
необходимость
превентивного
отключения
нагрузки
(
ОН
).
В
связи
с
этим
особенно
-
стью
координации
работы
устройств
ПА
в
СЭС
с
РГ
в
аварийных
ситуациях
является
минимизация
объ
-
ема
отключаемых
потребителей
при
восстановлении
баланса
мощностей
.
При
этом
сохранение
беспере
-
бойного
электроснабжения
особо
ответственных
по
-
требителей
является
приоритетной
задачей
.
Оптимальный
вариант
аварийного
выделения
на
изолированную
работу
СЭС
с
РГ
с
точки
зрения
№
2 (77) 2023
88
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИКА
минимизации
отключаемых
потребителей
возможен
при
последовательной
работе
комплекса
устройств
РЗ
и
ПА
,
приведенных
на
рисунке
1 [16].
Предлагаемая
структура
разбита
на
три
подсис
-
темы
:
предупредительную
,
локализующую
,
восстано
-
вительную
.
Состав
элементов
подсистем
определен
исходя
из
задач
,
решаемых
на
каждом
этапе
изоли
-
рования
СЭС
с
РГ
.
Основной
задачей
предупредительной
подсис
-
темы
является
обнаружение
аварийной
ситуации
и
подготовка
элементов
ПА
для
ее
ликвидации
.
Релейная
защита
осуществляет
непрерывный
кон
-
троль
за
состоянием
элементов
ЭЭС
и
реагирует
на
возникновение
повреждений
и
ненормальных
ре
-
жимов
.
Блок
РЗ
состоит
из
большого
числа
элемен
-
тов
,
каждый
из
которых
отвечает
за
определенный
участок
системы
или
за
определенный
вид
аварии
.
В
результате
обработки
информации
,
в
зависимости
от
величины
возмущения
(
большого
(
БВ
)
или
малого
(
МВ
))
подсистемой
формируются
управляющие
сиг
-
налы
для
автоматики
повторного
включения
(
АПВ
),
автоматического
регулирования
возбуждения
(
АРВ
)
и
автоматики
предотвращения
нарушения
устойчи
-
вости
(
АПНУ
).
Надежная
последовательная
работа
каждого
элемента
предупредительной
подсистемы
позволяет
сохранить
параллельную
работу
СЭС
с
РГ
с
внешней
ЭЭС
и
ее
живучесть
.
В
случае
если
устройства
РЗ
и
ПА
предупреди
-
тельной
подсистемы
не
смогли
ликвидировать
ава
-
рийную
ситуацию
,
в
работу
вводится
локализующая
подсистема
.
При
аварийном
выделении
на
изолиро
-
ванную
работу
СЭС
с
РГ
возникает
ряд
факторов
,
не
-
гативно
влияющих
на
дальнейшую
работу
системы
в
автономном
режиме
.
В
связи
с
этим
локализующая
подсистема
должна
решать
задачу
снижения
влия
-
ния
этих
факторов
и
повышения
устойчивости
СЭС
с
РГ
.
На
первом
этапе
оптимальное
деление
сети
по
заданным
сечениям
позволит
избежать
перегруз
-
ки
сетевых
элементов
и
снижения
напряжения
.
Для
этой
цели
в
рассматриваемой
подсистеме
предусмо
-
трены
устройства
адаптивных
видов
автоматики
лик
-
видации
асинхронного
режима
(
АЛАР
)
и
адаптивных
видов
делительной
автоматики
(
ДА
).
Адаптивная
ав
-
томатика
ограничения
снижения
напряжения
(
АОСН
)
и
адаптивные
виды
автоматической
частотной
раз
-
грузки
(
АЧР
)
позволят
предотвратить
дальнейшее
снижение
напряжения
,
стабилизировать
частоту
в
выделенном
энергорайоне
,
сохранить
в
работе
ге
-
нерирующие
мощности
и
повысить
устойчивость
.
В
результате
работы
локализующей
подсистемы
при
аварийном
переходном
процессе
изолирова
-
ния
СЭС
с
РГ
,
как
правило
,
технологически
и
авто
-
матически
неизбежно
отключение
части
нагрузки
.
Согласно
[17]
под
действие
ОН
могут
быть
подклю
-
чены
энергопринимающие
установки
потребителей
электрической
энергии
всех
категорий
надежности
электроснабжения
.
На
субъекты
электроэнергетики
возложена
ответственность
расставления
приори
-
тетов
отключаемых
потребителей
по
категории
на
-
дежности
электроснабжения
для
выполнения
зада
-
ния
Системного
оператора
Единой
энергетической
системы
(
СО
ЕЭС
),
а
на
потребителей
,
перерыв
в
электроснабжении
которых
недопустим
, —
ответ
-
ственность
за
обеспечение
ответственной
нагруз
-
ки
автономными
резервными
источниками
питания
с
автоматическим
запуском
.
Однако
на
практике
это
очень
трудоемкая
и
практически
невыполнимая
за
-
дача
,
так
как
некоторым
субъектам
электроэнергети
-
ки
сложно
набрать
просто
необходимый
объем
на
-
грузки
для
отключения
,
не
говоря
уже
о
разбивке
по
очередям
и
категорийности
.
С
переходом
к
новой
мо
-
дели
экономических
отношений
в
электроэнергетике
собственнику
автономного
резервного
источника
пи
-
тания
становится
довольно
затратным
поддержива
-
Рис
. 1.
Структура
противоаварийной
автоматики
СЭС
с
РГ
при
выделении
на
изолированную
работу
(
БВ
—
боль
-
шое
возмущение
;
МВ
—
малое
возмущение
;
РЗ
—
релейная
защита
;
АПВ
—
автоматика
повторного
включения
;
АРВ
—
автоматическое
регулирование
возбуждения
;
АПНУ
—
автоматика
предотвращения
нарушения
устойчиво
-
сти
;
ДА
—
делительная
автоматика
;
АЛАР
—
адаптивная
автоматика
ликвидации
асинхронного
режима
;
АОСН
—
адаптивная
автоматика
снижения
напряжения
;
АПВН
—
автоматика
повторного
включения
по
напряжению
;
АЧР
1,
АЧР
2 —
адаптивная
автоматическая
частотная
разгрузка
;
ЧАПВ
—
автоматика
повторного
включения
по
частоте
;
АПУНАП
—
автоматика
противоаварийного
управления
нагрузкой
активных
потребителей
)
Предупредительная
Локализующая
Восстановительная
Отключение
элементов
СЭС
—
связь
с
внешней
ЭЭС
Делительная
автоматика
Выделение
на
изолированную
работу
Восстановление
баланса
активной
и
реактивной
мощности
,
параметров
режима
Нормальный
ре
жим
(
элек
трическ
ая
св
язь
с
внешней
ЭЭС
)
У
ст
ановившийся
послеав
арийный
ре
жим
(
из
олиров
анная
рабо
та
СЭ
С
с
РГ
)
БВ
РЗ
АПВ
АРВ
АПНУ
АЛАР
*
АЧР
1*
АЧР
2**
АОСН
**
АПВН
**
ЧАПВ
*
АПУНАП
МВ
0,1–1
с
0,1–3
с
4–20
с
0,3–40
с
* 1–30
с
** 1–60
с
* 0,15–0,5
с
** 5–70
с
* 10–120
с
** 0,2–300
с
89
ние
состояния
постоянной
готовности
к
его
исполь
-
зованию
при
возникновении
аварийных
ситуаций
,
и
зачастую
это
требование
не
выполняется
.
В
связи
с
этим
,
задачей
восстановительной
систе
-
мы
является
минимизация
отключенных
потребите
-
лей
путем
автоматического
их
включения
в
работу
при
восстановлении
соответствующих
параметров
работы
сети
.
Восстановительная
подсистема
вклю
-
чает
в
себя
:
–
автоматику
повторного
включения
по
частоте
(
ЧАПВ
)
для
восстановления
работы
элементов
сети
,
отключенных
действием
АЧР
;
–
автоматику
повторного
включения
по
напряже
-
нию
(
АПВН
)
для
восстановления
работы
тех
эле
-
ментов
сети
,
которые
были
отключены
АОСН
(
включая
и
повторное
включение
двигательной
нагрузки
);
–
АПУНАП
для
восстановления
электроснабжения
ответственных
потребителей
,
отключенных
дей
-
ствием
другой
автоматики
.
Основная
идея
АПУНАП
состоит
в
автоматиче
-
ском
снижении
режима
потребления
электрической
энергии
управляемыми
электроприемниками
актив
-
ных
потребителей
до
минимальных
значений
и
вы
-
свобождения
дополнительной
мощности
для
восста
-
новления
электроснабжения
части
ответственных
потребителей
,
отключенных
ранее
действием
другой
автоматики
.
АПУНАП
является
дополнительной
ав
-
томатикой
противоаварийного
управления
изолиро
-
ванным
режимом
работы
СЭС
с
РГ
.
Ее
действия
на
-
чинаются
при
установлении
баланса
потребляемой
и
генерируемой
мощностей
после
завершения
рабо
-
ты
традиционной
ПА
.
Срабатывание
пусковых
орга
-
нов
производится
по
факту
отсутствия
напряжения
у
ответственных
потребителей
.
АПУНАП
не
работает
при
отключении
нагрузки
ответственных
потребите
-
лей
действием
РЗ
от
повреждений
электрооборудо
-
вания
.
Как
отмечалось
выше
,
набор
устройств
ПА
и
РЗ
должен
определяться
для
каждой
СЭС
с
РГ
инди
-
видуально
с
учетом
особенностей
и
категорийности
ее
потребителей
,
схемно
-
режимных
условий
экс
-
плуатации
,
назначения
и
т
.
д
.
Это
позволит
повысить
оперативное
восстановление
электроснабжения
от
-
ветственных
потребителей
и
надежность
СЭС
с
РГ
в
целом
.
СИСТЕМНАЯ
АВАРИЯ
20
АВГУСТА
2022
ГОДА
В
ОБЪЕДИНЕННЫХ
ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
РЕСПУБЛИКИ
САХА
(
ЯКУТИЯ
)
И
ОЭС
ВОСТОКА
Основные
генерирующие
объекты
ОЭС
Востока
раз
-
мещены
на
западе
и
севере
,
в
то
время
как
основные
районы
потребления
расположены
на
юго
-
востоке
.
Значительная
часть
нагрузки
сосредоточена
на
юге
и
сконцентрирована
вдоль
Транссибирской
и
Бай
-
кало
-
Амурской
железнодорожных
магистралей
.
Это
обуславливает
транзиты
мощности
и
электроэнер
-
гии
внутри
ОЭС
Востока
в
направлении
с
запада
на
восток
.
Однако
с
учетом
слабых
связей
ОЭС
Востока
с
ОЭС
Сибири
,
избытки
мощности
электростанций
ОЭС
Востока
не
могут
быть
использованы
для
по
-
крытия
нагрузки
в
ОЭС
Сибири
,
что
обуславливает
наличие
в
ОЭС
Востока
«
запертых
»
резервов
мощ
-
ности
.
С
1
января
2019
года
объекты
Якутской
ЭЭС
работают
в
ОЭС
Востока
,
в
которую
входят
почти
все
регионы
Дальнего
Востока
(
ДВ
).
В
случае
крупного
аварийного
отключения
в
одном
из
регионов
на
нее
реагирует
ПА
на
всех
энергообъектах
системы
[18].
Одно
из
таких
крупных
аварийных
отключений
произошло
20
августа
2022
года
со
значительными
негативными
последствиями
для
жителей
большей
части
ДВ
и
части
Сибири
,
анализ
событий
которого
был
выполнен
на
основании
информации
[18–20].
Ис
-
ходная
схема
объединенных
энергосистем
Респуб
-
лики
Саха
(
Якутия
)
и
ОЭС
Востока
приведена
на
ри
-
сунке
2.
В
19
часов
39
минут
местного
времени
во
время
прохождения
грозового
фронта
в
результате
попада
-
№
2 (77) 2023
90
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИКА
ния
молнии
в
провода
действием
устройств
РЗ
от
-
ключились
ВЛ
220
кВ
Магдагачи
—
Ульручи
-
тяговая
и
ВЛ
220
кВ
Магдагачи
—
Гонжа
-
тяговая
с
успешным
АПВ
линий
со
стороны
ПС
220
кВ
«
Магдагачи
».
При
этом
на
одной
из
тяговых
подстанций
произошло
за
-
тягивание
при
отключении
КЗ
одного
из
выключате
-
лей
220
кВ
,
что
привело
к
возникновению
синхронных
качаний
в
ОЭС
Востока
и
к
отказу
работы
АПВ
линий
на
тяговых
ПС
220
кВ
«
Ульручи
-
тяговая
»
и
ПС
220
кВ
«
Гонжа
-
тяговая
»
из
-
за
разности
частот
.
В
результате
действия
АЛАР
на
ПС
220
кВ
«
Призейская
»
отключи
-
лась
ВЛ
220
кВ
Призейская
—
Тутаул
.
В
результате
энергосистема
Республики
Саха
(
Якутия
)
и
западный
район
Амурской
энергосисте
-
мы
выделились
на
изолированную
работу
от
ОЭС
Востока
с
дефицитом
мощности
и
кратковременным
снижением
частоты
до
47,3
Гц
.
Действием
техноло
-
гических
защит
на
объектах
нефтеперекачивающих
станций
(
НПС
)
произошел
останов
оборудования
и
сброс
нагрузки
.
Это
привело
к
повышению
напря
-
жения
на
линиях
связи
220
кВ
Западного
энергорай
-
она
(
ЗЭР
)
Республики
Саха
(
Якутия
)
с
ОЭС
Восто
-
ка
,
которое
было
ликвидировано
действием
АОПН
и
отключением
ВЛ
220
кВ
НПС
-15 —
Олекминск
№
2
с
отпайкой
на
ПС
220
кВ
«
НПС
-14».
Из
-
за
по
-
следующего
роста
дефицита
мощности
и
колебаний
частоты
далее
произошло
срабатывание
устройств
ПА
.
В
Центральном
энергорайоне
(
ЦЭР
)
Республики
Саха
(
Якутия
)
станция
Якутская
ГРЭС
перешла
на
работу
с
выделенной
нагрузкой
,
в
ЗЭР
на
каскаде
Вилюйских
ГЭС
произошел
останов
двух
гидроагре
-
гатов
и
отключение
нагрузки
потребителей
для
вос
-
становления
баланса
мощностей
в
выделившихся
энергорайонах
.
В
результате
аварии
суммарно
дей
-
ствием
устройств
ПА
и
технологических
защит
было
отключено
около
500
МВт
активной
мощности
,
в
том
числе
крупных
промышленных
потребителей
и
же
-
лезнодорожного
транспорта
.
На
полное
восстанов
-
ление
электроснабжения
потребителей
ушло
около
3
часов
.
АНАЛИЗ
ЭФФЕКТИВНОСТИ
РАБОТЫ
АПУНАП
В
ОБЩЕЙ
СТРУКТУРЕ
КООРДИНИРОВАННОЙ
РАБОТЫ
УСТРОЙСТВ
ПА
ПРИ
ЛИКВИДАЦИИ
АВАРИИ
Как
уже
было
сказано
в
[20],
наличие
установок
РГ
позволило
бы
сохранить
электроснабжение
наибо
-
лее
ответственных
потребителей
и
ускорить
восста
-
новление
работоспособности
ЭЭС
в
целом
.
Для
демонстрации
эффективности
предлага
-
емой
новой
автоматики
АПУНАП
в
оперативном
восстановлении
электроснабжения
ответственных
потребителей
проведем
анализ
работы
традици
-
онных
устройств
ПА
согласно
структуре
их
после
-
довательной
работы
при
аварийном
выделении
на
изолированную
работу
энергорайона
,
приведенной
на
рисунке
1.
Данный
анализ
будет
выполнен
от
-
носительно
выделившихся
на
изолированную
ра
-
боту
от
общей
энергосистемы
ЗЭР
Амурской
ЭЭС
,
Рис
. 2.
Схема
объединенных
энергосистем
Республики
Саха
(
Якутия
)
и
ОЭС
Востока
91
Табл
. 1.
Основные
этапы
аварии
в
ЗЭР
Амурской
ЭЭС
,
ЮЭР
Якутской
ЭЭС
и
части
Забайкальской
ЭЭС
при
системной
аварии
20
августа
2022
года
в
ОЭС
Востока
Время
события
Название
устройств
ПА
и
РЗ
,
команды
РДУ
Результат
управляющих
воздействий
(
УВ
)
Предупредительный
этап
19:39:00
ВЧБ
(
высокочастотная
блокировка
)
Обнаружение
КЗ
на
линии
220
кВ
19:39:03
АПВ
КЗ
не
ликвидировано
19:39:20
АПНУ
Формирование
УВ
для
сохранения
устойчивости
ЭЭС
Локализующий
этап
19:39:25
АЧР
-1
Отключение
70%
нагрузки
от
общего
потребления
в
ЗЭР
Амурской
ЭЭС
,
ЮЭР
Якутской
ЭЭС
,
части
Забайкальской
ЭЭС
19:39:30
АЛАР
Отделение
от
несинхронной
зоны
ОЭС
Востока
19:39:35
ДА
Отделение
от
ЦЭР
Якутской
ЭЭС
19:40:00
АОПН
Отделение
от
ЗЭР
Якутской
ЭЭС
19:43:00
АЧР
-2
Отключение
дополнительно
30%
нагрузки
в
выделенных
энергорайонах
ЗЭР
Амурской
ЭЭС
,
ЮЭР
Якутской
ЭЭС
,
части
Забайкальской
ЭЭС
Восстановительный
этап
19:54:00
Команда
РДУ
Включение
линии
связи
220
кВ
,
синхронизация
с
ОЭС
Востока
20:00:00
Команда
РДУ
Включение
линии
связи
220
кВ
с
источником
генерации
Зейской
ГЭС
20:19:00
Команда
РДУ
Включены
все
потребители
части
Забайкальской
ЭЭС
20:33:00
Команда
РДУ
Включены
все
потребители
ЗЭР
Амурской
ЭЭС
21:20:00
Команда
РДУ
Включены
все
потребители
ЮЭР
Якутской
ЭЭС
ЮЭР
Якутской
ЭЭС
и
части
Забайкальской
ЭЭС
с
единственным
источником
генерации
Нерюнгрин
-
ской
ГРЭС
.
В
таблице
1
показаны
основные
этапы
аварии
в
ЗЭР
Амурской
ЭЭС
,
ЮЭР
Якутской
ЭЭС
и
части
Забайкальской
ЭЭС
в
результате
работы
устройств
ПА
.
Как
видно
из
таблицы
1,
общее
время
простоя
по
-
требителя
составило
1
час
41
минуту
.
При
этом
надо
отметить
,
что
под
отключение
попала
и
значитель
-
ная
часть
ответственных
потребителей
,
таких
как
объекты
жизнеобеспечения
городов
(
водонасосные
,
перекачивающие
станции
,
больницы
и
т
.
д
.),
тяговая
нагрузка
,
золотой
рудник
с
подземной
добычей
сы
-
рья
,
компрессорные
станции
,
перерыв
в
электро
-
снабжении
которых
привел
к
значительным
экономи
-
ческим
последствиям
.
Анализ
показал
,
что
восстановление
электро
-
снабжения
потребителей
происходило
в
«
ручном
»
режиме
после
синхронизации
с
дополнительными
источниками
генерации
для
обеспечения
требуемой
генерируемой
мощности
.
Это
существенно
сказалось
на
времени
и
оперативности
подачи
напряжения
по
-
требителям
в
аварийной
ситуации
.
В
подобной
ситу
-
ации
интеграция
в
существующие
СЭС
выделенных
энергорайонов
рассматриваемой
системной
аварии
объектов
РГ
позволит
их
собственникам
стать
актив
-
ными
участниками
энергорынка
,
обладающими
воз
-
можностью
воздействия
на
свое
энергопотребление
как
в
нормальных
,
так
и
в
аварийных
ситуациях
,
зна
-
чительно
повысить
гибкость
и
надежность
электро
-
снабжения
.
Новая
автоматика
АПУНАП
позволит
в
автома
-
тическом
режиме
,
не
вмешиваясь
в
работу
диспет
-
черского
персонала
энергосистем
,
восстановить
электроснабжение
ответственных
потребителей
за
счет
высвобождения
дополнительной
мощности
пу
-
тем
перевода
режима
потребления
управляемых
электроприемников
второстепенной
нагрузки
с
мак
-
симума
на
минимум
суточного
графика
.
По
результатам
приведенного
выше
анализа
,
с
момента
времени
работы
последнего
устройства
ПА
АЧР
-2
до
синхронизации
с
ОЭС
Востока
прошло
11
минут
,
а
до
подключения
к
выделившимся
энер
-
горайонам
дополнительной
генерируемой
мощно
-
сти
— 17
минут
.
Очевидно
,
что
в
этот
период
времени
АПУНАП
успела
бы
восстановить
электроснабжение
части
ответственных
потребителей
и
тем
самым
со
-
кратить
время
его
обесточения
.
В
качестве
подтверждения
эффективности
ра
-
боты
АПУНАП
на
восстановительном
этапе
рассма
-
триваемой
системной
аварии
был
проведен
расчет
переходных
процессов
при
выделении
на
изолиро
-
ванную
работу
смоделированной
СЭС
с
источни
-
ками
РГ
и
активными
потребителями
в
Алданском
энергорайоне
Республики
Саха
(
Якутия
).
На
рисунке
3
показана
динамика
изменения
на
-
пряжения
,
активной
мощности
и
частоты
в
одном
из
узлов
СЭС
.
В
момент
времени
2,5
секунды
после
завершения
работы
устройств
РЗ
и
ПА
на
предупредительном
и
локализующем
этапах
и
установлении
баланса
мощностей
сработала
автоматика
АПУНАП
,
опреде
-
лив
величину
мощности
отключенных
ответственных
потребителей
и
включенной
второстепенной
нагруз
-
ки
.
Далее
УВ
АПУНАП
снизили
потребление
элек
-
троприемников
второстепенной
нагрузки
,
освободив
дополнительно
8
МВт
.
К
моменту
времени
2,8
секунд
АПУНАП
перераспределила
данную
мощность
меж
-
ду
ответственными
потребителями
и
восстановила
их
электроснабжение
.
№
2 (77) 2023
92
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИКА
ЛИТЕРАТУРА
1.
Основные
положения
концепции
интеллектуальной
энергосистемы
с
активно
-
адаптивною
сетью
.
М
.:
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
», 2012. 51
с
.
2.
Теоретические
основы
,
методы
и
модели
управления
большими
электроэнергетическими
система
-
ми
.
Отв
.
ред
.
Н
.
И
.
Воропай
.
М
.:
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
», 2015. 188
с
.
3.
Кобец
Б
.
Б
.,
Волкова
И
.
А
.
Иннова
-
ционное
развитие
электроэнерге
-
тики
на
базе
концепции
Smart Grid.
М
.:
ИАЦ
Энергия
, 2010. 207
с
.
4.
Цифровой
переход
в
электро
-
энергетике
России
.
Под
общ
.
ред
.
В
.
Н
.
Княгинина
,
Д
.
В
.
Холкина
.
М
.:
Энерджинет
, 2017. 47
с
.
5.
Бушуев
В
.
В
.,
Кучеров
Ю
.
Н
.
Инно
-
вационное
развитие
электроэнер
-
гетики
России
//
Энергетическая
политика
, 2014,
№
6.
С
. 66–71.
6.
Интеллектуальное
развитие
элек
-
троэнергетики
с
участием
активно
-
го
потребителя
.
Под
ред
.
Бушуева
В
.
В
.
М
.:
ИД
«
Энергия
», 2013. 84
с
.
7.
Ханаев
В
.
В
.
Управление
спросом
на
электроэнергию
как
дополне
-
ние
к
распределенной
генерации
//
Энергетическая
политика
, 2020,
№
4(146).
С
. 38–51.
8.
Авхимов
К
.
Б
.,
Будовский
В
.
П
.
Ос
-
новные
тенденции
изменения
ава
-
рийности
энергосистем
// Interna-
tional independent scienti
fi
c journal,
2020,
№
15.
С
. 28–33.
9. E
fi
mov D.N., Voropai N.I., Osak
А
.B.,
Chulyukova M.V. Some Generali-
zations of an Analysis of 2016-
2017 Blackouts in the Uni
fi
ed
Power System of Russia // Energy
Systems Research, 2020, vol. 3, no. 2,
pp. 5-12. URL: https://esrj.ru/index.
php/esr/article/view/2020.02.0001.
10. Voropai N.I. The problem of large
electric power system survivability.
IEEE/KTH Power Tech, Conference
Stockholm, Sweden, June 18-22,
1995, 5 p.
11.
Илюшин
П
.
В
.,
Куликов
А
.
Л
.
Авто
-
матика
управления
нормальными
и
аварийными
режимами
энерго
-
районов
с
распределенной
гене
-
рацией
.
Нижний
Новгород
:
НИУ
РАНХиГС
, 2019. 364
с
.
12.
Илюшин
П
.
В
.,
Мокеев
А
.
В
.,
На
-
ровлянский
В
.
Г
.
Инновационный
адаптивный
комплекс
автома
-
тики
ликвидации
асинхронного
режима
электроэнергетического
объекта
//
Электрические
стан
-
ции
, 2019,
№
1(1050).
С
. 52–59.
13.
Фишов
А
.
Г
.,
Марченко
А
.
И
.
Авто
-
матика
опережающего
деления
в
схемах
присоединения
малой
генерации
к
электрической
сети
//
Оперативное
управление
в
элек
-
троэнергетике
:
подготовка
персо
-
нала
и
поддержание
его
квалифи
-
кации
, 2017,
№
5.
С
. 8–18.
Рис
. 3.
Результаты
расчета
переходного
процесса
выделения
на
изолированную
работу
смоделированной
СЭС
с
РГ
и
активными
потребителями
в
Алданском
энергорайоне
Республики
Саха
(
Якутия
)
13
12,5
12
11,5
11
10,5
10
9,5
9
8,5
8
7,5
7
6,5
6
5,5
5
4,5
5
3,5
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
ВЫВОДЫ
1.
Для
координации
работы
устройств
ПА
в
СЭС
с
РГ
в
аварийных
ситуациях
с
целью
минимиза
-
ции
объема
отключаемых
потребителей
при
вос
-
становлении
баланса
мощностей
предложена
оп
-
тимальная
структура
ПА
СЭС
с
РГ
при
выделении
на
изолированную
работу
.
2.
Для
анализа
эффективности
работы
новой
авто
-
матики
АПУНАП
проведен
хронологический
ана
-
лиз
системной
аварии
20
августа
2022
года
в
объ
-
единенных
энергосистемах
Республики
Саха
(
Якутия
)
и
ОЭС
Востока
.
Данный
анализ
был
про
-
веден
в
соответствии
с
предложенной
структурой
ПА
СЭС
с
РГ
.
3.
Результаты
расчета
переходных
процессов
ава
-
рийного
выделения
на
изолированную
работу
СЭС
с
источниками
РГ
и
активными
потреби
-
телями
,
смоделированной
на
базе
существую
-
щей
СЭС
Алданского
энергорайона
Республики
Саха
(
Якутия
),
подтвердили
актуальность
вне
-
дрения
источников
РГ
и
управляемой
нагрузки
в
существующие
сети
,
а
также
эффективность
использования
АПУНАП
при
восстановлении
электроснабжения
ответственных
потребите
-
лей
.
Предлагаемая
новая
автоматика
АПУНАП
органично
впишется
в
любой
противоаварийный
комплекс
и
позволит
повысить
гибкость
и
надеж
-
ность
СЭС
с
РГ
в
целом
.
Предупредительный
этап
(0–1,1
с
—
работа
РЗ
,
ликвидация
КЗ
)
Локализующий
этап
(1,1–2,5
с
—
работа
АЧР
-1,
АЧР
-2)
Восстановительный
этап
(2,5–2,8
с
—
работа
АПУНАП
)
P
_
м
_12, (
мВт
)
V
_12, (
мВт
)
node
, 12,
F
, (
Гц
)
кВ
мВт
P
,
МВт
V
,
кВ
F
,
Гц
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4
93
14.
Селезнева
Н
.
А
.
Делительная
ав
-
томатика
для
ТЭС
«
Международ
-
ная
» /
Тез
.
докл
. XVI
научно
-
тех
-
нической
конференции
«
Обмен
опытом
проектирования
,
наладки
и
эксплуатации
устройств
РЗА
и
ПА
в
энергосистемах
Урала
».
Екатеринбург
, 2010.
С
. 68–69.
15.
Куликов
А
.
Л
.,
Илюшин
П
.
В
.
При
-
менение
последовательной
проце
-
дуры
Вальда
в
автоматике
управ
-
ления
режимами
энергорайонов
с
объектами
распределенной
ге
-
нерации
//
Энергетик
, 2019,
№
6.
С
. 23–29.
16.
СТО
56947007-33.040.20.123-2012.
Аттестационные
требования
к
устрой
-
ствам
противоаварийной
автома
-
тики
(
ПА
).
Стандарт
организации
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
». URL: https://docs.
cntd.ru/document/1200094414.
17.
Приказ
Минэнерго
России
от
6
июня
2013
г
.
№
290 «
Об
ут
-
верждении
Правил
разработки
и
применения
графиков
аварий
-
ного
ограничения
режима
по
-
требления
электрической
энер
-
гии
(
мощности
)
и
использования
противоаварийной
автоматики
».
URL: https://docs.cntd.ru/document/
499028382.
18.
Авария
в
Амурской
области
не
повлекла
серьезных
последствий
для
энергосистемы
Якутии
. URL:
https://mingkh.sakha.gov.ru/news/
front/view/id/3325290.
19.
Энергосистема
Якутии
уходи
-
ла
в
изолированную
из
-
за
ава
-
рии
в
Амурской
области
. URL:
https://www.bigpowernews.ru/news/
document105206.phtml.
20.
Энергетики
полностью
восста
-
новили
электроснабжение
всех
потребителей
Якутии
,
вызван
-
ное
технологическим
нарушени
-
ем
в
ОЭС
Востока
. URL: https://
yakutskenergo.ru/About_company/
press-center/news-in-detail.php?
ELEMENT_ID=36091914.
21.
Воропай
Н
.
И
.,
Чулюкова
М
.
В
.
Ана
-
лиз
развития
системной
аварии
в
ОЭС
Востока
1
августа
2017
года
//
Электричество
, 2018,
№
5.
С
. 28–32.
REFERENCES
1. Main provisions of the smart grid with
active-adaptive network concept.
Moscow, FGC UES PJSC, 2012.
51 p. (In Russian)
2. Theoretical basics, methods and
models of large energy system con-
trol. Voropay N.I., editor in chief.
Moscow, FGC UES PJSC, 2015.
188 p. (In Russian)
3. Kobets B.B., Volkova I.A. Innovative
development of the power industry
based on the Smart Grid concept.
Moscow, IAC Energiya, 2010. 207 p.
(In Russian)
4. Digital approach in power industry
of Russia. Under general editorship
of Knyaginin V.N., Kholkin D.V. Mos-
cow, Energinet Publ., 2017. 47 p. (In
Russian)
5. Bushuev V.V., Kucherov Yu.N. Inno-
vative development of the power in-
dustry of Russia //
Energeticheskaya
politika
[Energy policy], 2014, no. 6,
pp. 66-71. (In Russian)
6. Smart development of the power in-
dustry with involved active consum-
er. Under editorship of Bushuev V.V.
Moscow, Energiya Publ., 2013.
84 p. (In Russian)
7. Khanaev V.V. Energy demand con-
trol as a supplement to distributed
generation //
Energeticheskaya poli-
tika
[Energy policy], 2020, no. 4(146),
pp. 38-51. (In Russian)
8. Avkhimov K.B., Budovskiy V.P. Main
trends in modifying of the power
system accident rate // International
independent scienti
fi
c journal, 2020,
no. 15, pp. 28-33. (In Russian)
9. E
fi
mov D.N., Voropai N.I., Osak
А
.B.,
Chulyukova M.V. Some Generaliza-
tions of an Analysis of 2016-2017
Blackouts in the Uni
fi
ed Power Sys-
tem of Russia // Energy Systems Re-
search, 2020, vol. 3, no. 2, pp. 5-12.
URL: https://esrj.ru/index.php/esr/
article/view/2020.02.0001.
10. Voropai N.I. The problem of large
electric power system survivability.
IEEE/KTH Power Tech, Conference
Stockholm, Sweden, June 18-22,
1995, 5 p.
11. Ilyushin P.V., Kulikov A.L. Rated and
emergency mode control automa-
tion of power regions with distrib-
uted generation. Nizhniy Novgorod,
Nizhny Novgorod Institute of Man-
agement, Branch of Ranepa, 2019.
364 p. (in Russian)
12. Ilyushin P.V., Mokeev A.V., Narovlyan-
skiy V.G. Innovative adaptive system
for elimination of an electric system
asynchronous mode //
Elektriches-
kiye stantsii
[Electric power sta-
tions], 2019, no. 1(1050), pp. 52-59.
(In Russian)
13. Fishov A.G., Marchenko A.I. Ad-
vanced division automation in small
generation-to-electric network con-
nection diagrams //
Operativnoye up-
ravleniye v elektroenergetike: pod-
gotovka personala i podderzhaniye
ego kvali
fi
katsii
[Online control in
power industry: personnel training
and quali
fi
cation skills maintenance],
2017, no. 5, pp. 8-18. (In Russian)
14. Seleznyeva N.A. Division automa-
tion for "Mezhdunarodnaya" TPP /
Tezisy dokladov XVI nauchno-
tekhnicheskoy konferentsii "Obmen
opytov proyektirovaniya, naladki
i ekspluatatsii ustroystv RZA i PA
v energosistemakh Urala"
[Abstracts
of reports from XVIth scienti
fi
c and
technical conference "Sharing the
design, adjustment and operation
experience of relay protection and
automation and anti-emergency au-
tomation in power systems of Urals].
Ekaterinburg, 2010, pp. 68-69. (In
Russian)
15. Kulikov A.L., Ilyushin P.V. Applica-
tion of Valda procedure in the mode
control automation of regions with
distributed generation facilities //
Energetik
[Power engineer], 2019,
no. 6, pp. 23-29. (In Russian)
16. Company standard STO 56947007-
33.040.20.123-2012. Standardiza-
tion requirements to anti-emergency
automation. Company standard of
FGC UES PJSC. URL: https://docs.
cntd.ru/document/1200094414.
17. Order of the Ministry of Energy of
Russia dated 06.06. 2013 no. 290
"On approval of the Rules of de-
sign and application of schedules
of emergency energy (power) con-
sumption restriction and applica-
tion of anti-emergency automation".
URL: https://docs.cntd.ru/document/
499028382.
18.
An accident in the Amur region
had no serious consequences for
the power system of Yakutia. URL:
https://mingkh.sakha.gov.ru/news/
front/view/id/3325290.
19. The power system of Yakutia was
isolated due to the accident in the
Amur region. URL: https://www.
bigpowernews.ru/news/document
105206.phtml.
20. Power engineers have fully restored
the power supply for all consumers
in Yakutia caused by process distur-
bance in the UES of East. URL: https://
yakutskenergo.ru/About_company/
press-center/news-in-detail.php?
ELEMENT_ID=36091914.
21. Voropay N.I., Chulyukova M.V. Study
of evolution of the system accident
in the UES of East on August, 1st,
2017 //
Elektrichestvo
[Electricity],
2018, no. 5, pp. 28-32. (In Russian)
№
2 (77) 2023
Оригинал статьи: Особенности координации систем автоматики в процессе аварийного выделения на изолированную работу систем электроснабжения с распределенной генерацией
Внедрение объектов распределенной генерации (РГ) в существующие электроэнергетические системы (ЭЭС) в России и мире стало устойчивой общемировой тенденцией и привело к созданию интеллектуальных электроэнергетических систем (ИЭС) концепции Smart Grid на базе экологически чистых источников энергии. Переход от традиционных систем электроснабжения (СЭС) к ИЭС нового поколения с использованием новых интеллектуальных технологий обусловил появление новых свойств таких систем и влияние этих свойств на гибкость и устойчивость систем при их аварийном выделении на изолированную работу. Существующие методы и средства повышения гибкости и устойчивости СЭС с РГ в аварийных ситуациях путем изолирования не решают проблему обеспечения надежного электроснабжения потребителей, так как принципы их действий в большинстве случаев связаны с отключением нагрузки потребителей. В условиях возросших требований потребителей к надежности электроснабжения такой подход неприемлем для эффективного развития ЭЭС и требует разработки новых подходов координации работы систем автоматики с целью минимизации негативных последствий для потребителей. В статье предложена структура противоаварийной автоматики (ПА) СЭС с РГ при выделении на изолированную работу, основанная на новой технологии гибкого управления нагрузкой, реализованной в виде автоматики противоаварийного управления нагрузкой активных потребителей (АПУНАП). Эффективность предложенной структуры работы ПА продемонстрирована на анализе работы существующих устройств ПА при ликвидации системной аварии, которая произошла 20 августа 2022 года в объединенных энергосистемах Республика Саха (Якутия) и ОЭС Востока России.
