Каскадные аварии в энергосистемах, их предотвращение и восстановление работоспособности энергосистем. Предотвращение крупномасштабного веерного отключения электроснабжения в крупных городах мегаполисах

Подождите немного. Документ загружается.

21C7C2C1.doc

единичное, если оно имеет статистическое значение или ведет к неустойчивости мощ-

ности, частоты или напряжения при значительном перерыве энергоснабжения в данном

географическом регионе.

В североамериканских электроэнергетических сетях используется определение

аварийной ситуации, которое включает в себя отключение повреждённой цепи с вы-

держкой времени. Например, однофазное короткое замыкание линии на землю с отсро-

ченным отключением повреждённой цепи определяется как двойная аварийная ситуа-

ция, в то время как междуфазное короткое замыкание с отсроченным отключением по-

вреждённой цепи считается чрезвычайной ситуацией. Такой же подход принят в ком-

пании ONS.

Компания RTE применяет правило “n-k”, которое устанавливает уровень надежности

энергосистемы на значении максимально допустимого риска и определяется как произ-

ведение коэффициента вероятности аварийной ситуации и потери мощности (в МВт),

которая должна произойти вследствие указанной аварийной ситуации. Компания RTE

также использует данный критерий на фоне чрезвычайных ситуаций с учетом совмес-

тимости человеческого фактора с динамикой энергосистемы; т.е. если динамика несо-

вместима с действиями человека, то применяется автоматическое выполнение восста-

новительных мероприятий в рамках "программы защиты".

5.2.2. Прогнозируемый график нагрузки

Что касается прогнозируемого графика нагрузки, то при его расчете применен

метод системных исследований. В компании TEPCO в ходе нормального планирования

используется среднегодовая трехдневная пиковая нагрузка, а при планировании ком-

пенсации реактивной мощности – более жесткие критерии. Эти жесткие критерии

включают нагрузку при экстремально жарких погодных условиях (один раз в пять лет

для единичных аварийных ситуаций) и нагрузку, эквивалентную всей мощности, дос-

тупной при нормальных условиях. В целях системного планирования компания PJM

применяет прогноз нагрузки, проводимый один раз в два года, а компания CAISO ис-

пользует прогноз нагрузки, выполняемый один раз в пять лет. В компании ONS в ходе

ежегодных электроэнергетических исследований по планированию эксплуатации энер-

госистемы используется трехдневная пиковая нагрузка (рабочий день, суббота и поне-

дельник) по каждому месяцу для перспективного периода в 16 месяцев.

5.2.3. Принятые критерии безопасности

Основными целями опросного листа в части, касающейся данной тематики, бы-

ли сбор и сопоставление данных, освещающих критерии, принятые для проверки безо-

пасности энергосистемы, а также виды процедур, используемых для оказания помощи

операторам диспетчерских пунктов в рамках реагирования на аварийную ситуацию и

восстановления статуса N-1 энергосистемы.

Исследование показало, что общим подходом к контролю безопасности крупных энер-

госистем служит так называемый критерий N-1, хотя он и не является единственным,

применяемым компаниями-операторами крупных электроэнергетических сетей. Так,

компании RTE (см. параграф 5.2.2.) и National Grid используют критерий N-2.

5.2.3.1. Общее описание критерия N-1

Практически во всем мире критерий N-1 принят в качестве основополагающего

правила для эксплуатации энергосистем, и достижение данного уровня безопасности

21C7C2C1.doc

должно считаться необходимым для обеспечения соответствия системы предъявляе-

мым требованиям. Данный критерий должен применяться в сочетании с соответст-

вующими мощностями по производству и передаче электроэнергии, при этом должно

быть предусмотрено наличие необходимого количества основных и второстепенных

резервов, а также адекватного уровня энергии для осуществления балансировочных

мероприятий (создания третичного вращающегося и невращающегося резерва) с соот-

ветствующим распределением по различным районам электроэнергетической системы.

В Инструкции Европейского союза по координации передачи электроэнергии (UCTE)

критерий N-1 называется “правилом, в соответствии с которым находящиеся в эксплуа-

тации элементы после выхода из строя одного из элементов сети (например, линии

электропередачи, трансформатора, энергетического агрегата или, в определенных слу-

чаях, сборной шины) должны быть способны накапливать заряд потоков, появившихся

в сети вследствие такого единичного выхода из строя”.

Несмотря на такую простую формулировку, имеются некоторые важные аспек-

ты интерпретации критерия N-1 компаниями-операторами систем передачи электро-

энергии. Применение критерия N-1 может быть разделено на следующие основные эта-

пы:

1) определение аварийных ситуаций (см. параграф 5.2.1.);

2) определение приемлемого состояния энергосистемы для функционирования по-

сле аварийной ситуации;

3) определение времени восстановления безопасного состояния энергосистемы в

соответствии с критерием N-1.

Что касается условий функционирования энергосистемы после аварийной си-

туации, то имеется два способа реализации критерия безопасности N-1, известные как:

§ превентивный подход критерия N-1;

§ корректирующий подход критерия N-1.

При использовании превентивного подхода констатируется, что после аварий-

ной ситуации энергосистема должна продолжать функционировать без нарушения ка-

ких-либо предельных значений (состояние безопасной работы N) до тех пор, пока не

будет восстановлено состояние N-1. При корректирующем подходе, который применя-

ется в большинстве случаев, допускаются некоторые нарушения предельных значений,

если компания-оператор системы передачи электроэнергии способна восстановить со-

стояние безопасной работы N путем осуществления заранее установленных коррекци-

онных мероприятий в течение определенного времени реагирования. Время реагирова-

ния является ключевым параметром, находящимся в зависимости от допустимой на-

грузки на линию, которая была разрешена до возникновения недостатка электроэнер-

гии, а также степени автоматизации оборудования, предназначенного для управления

коррективными мерами (такими как, например, прямое отключение, перерывы в на-

грузке и т.д.).

Восстановление состояния безопасной работы N-1 после аварийной ситуации

должно быть осуществлено так быстро, насколько это возможно, но только

Североамериканский совет по обеспечению надежности энергетической отрасли

(NERC), рекомендациям которого следует компания PJM, указывает определенный

временной интервал, в течение которого необходимо восстановить состояние безопас-

ной работы N-1: не более 30 минут. Что касается времени реакции, то компания

21C7C2C1.doc

TERNA отводит всего 20 минут для возврата значений перегрузки линии к тем пре-

дельным значениям, которые не могут превышать 120% от уровня постоянно дейст-

вующей максимально допустимой нагрузки.

Большинство ответов, полученных от компаний-операторов систем передачи

электроэнергии, не содержат ни каких-либо определенных правил восстановления со-

стояния безопасной работы N-1, ни обязательных периодов такого восстановления. Та-

кой подход вызван разнообразием ситуаций, которые могут возникнуть на практике.

Компания RTE предполагает, что 8 часов будет достаточно для восстановления состоя-

ния N-2. Вероятно, это объясняется значительным количеством возможных обстоя-

тельств, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации.

5.2.3.2. Функционирование взаимосвязанных линий электропередачи

В целях обеспечения системной безопасности районов, взаимосвязанных посредством

линий электропередачи, в ходе их эксплуатации все компании-операторы систем пере-

дачи электроэнергии должны следовать общим процедурам взаимодействия с соседни-

ми компаниями-операторами, что позволит им более эффективно справляться с про-

блемами, которые могут возникать за пределами их собственных сетей.

В инструкции Европейского союза по координации передачи электроэнергии

(UCTE) особое внимание уделяется сотрудничеству, которое имело место после веер-

ного отключения электроэнергии в Италии в 2003 году, при этом отмечаются две ос-

новные точки зрения:

а) что касается этапа планирования эксплуатации энергосистемы (превентивное

взаимодействие), то в инструкции подчеркивается необходимость сотрудничества ком-

паний-операторов систем передачи электроэнергии в целях выявления возможных зон

риска возникновения перегрузок во взаимосвязанных энергосистемах и предваритель-

ного согласования совместных мероприятий по их устранению. Для этого каждый уча-

стник Европейского союза по координации передачи электроэнергии заранее представ-

ляет соответствующую информацию.

б) что касается действий в реальном масштабе времени, то имеются две указан-

ные ниже концепции:

1) каждая компания-оператор систем передачи электроэнергии несет ответ-

ственность за безопасность своей сети и должна действовать так, чтобы не

наносить ущерба безопасности других взаимосвязанных с ней систем. Для

поддержки данной концепции используются различные формы повышения

прозрачности взаимосвязанных сетей;

2) в случае опасности каждая компания-оператор систем передачи электро-

энергии должна надлежащим образом предупредить всех других операторов

взаимосвязанных сетей.

Практическая реализация приведенных выше пунктов а) и б) осуществлена в так

называемой “процедуре сдерживаемого отвода”, согласованной между компаниями

TERNA, RTE, ETRANS, APG-Verbund и ELES.

В принципе, должны быть согласованы следующие вопросы:

§ распределение обязанностей по обеспечению прозрачности электроэнергетиче-

ских сетей;

21C7C2C1.doc

§ обмен относящейся к делу информацией при эксплуатации сетей в реальном

масштабе времени;

§ координация коррекционных мероприятий в чрезвычайных условиях;

§ оказание взаимной поддержки в чрезвычайных условиях путем оказания экс-

тренной помощи и направления резервной мощности.

В результате исследования подтверждено, что компании TERNA и RTE как опе-

раторы систем передачи электроэнергии, входящие в Европейский союз по координа-

ции передачи электроэнергии (UCTE), следуют правилам, описанным выше по тексту,

в соответствии с Инструкцией UCTE, тогда как работа компании TEPCO по линиям

взаимосвязи основана на правилах, предписанных ESCJ (нейтральная организация), а

компании PJM - на инструкции и стандартах Североамериканского совета по

обеспечению надежности энергетической отрасли (NERC).

Компания National Grid согласилась только на прозрачность по взаимосвязан-

ным линиям передачи постоянного тока; компании RTE и TERNA работают с другими

операторами систем передачи электроэнергии в целях разработки системы обмена ин-

формацией о сетях, расположенных в приграничных районах, в реальном масштабе

времени, и считают, что повышение степени прозрачности сетей является необходи-

мым условием для оценки состояния энергосистемы и потоков мощности на межсис-

темных линиях связи. В этих целях компания PJM проводит несколько совместных ме-

роприятий в координации со всеми соседними независимыми системными оператора-

ми.

Компания ONS имеет соглашение о взаимной чрезвычайной помощи с компани-

ей CAMMESA (аргентинский оператор систем передачи электроэнергии).

5.2.3.3. Оценка существующих ограничений для воздушных линий электропередачи

Расследование случаев крупных веерных отключений электроэнергии, происходивших

по всему миру в недавнем прошлом, подтвердило, что одной из первоочередных задач

при обеспечении безопасности электроэнергетической сети является поддержание мак-

симальной эксплуатационной готовности линий связи между контролируемыми рай-

онами.

В данном контексте необходимо также производить расчет предельных значе-

ний теплопроводности линейного тока. Компании TERNA, TEPCO и PJM используют

детерминированный метод, тогда как RTE и National Grid – вероятностный подход. Как

видно из таблицы, приведенной ниже по тексту, сопоставление параметров расстояния

линейных проводов сверхвысокого напряжения от земли не показало каких-либо зна-

чительных расхождений между крупными операторами систем передачи электроэнер-

гии.

Необходимо также приложить усилия для согласования методов расчета, ис-

пользуемых при оценке предельно допустимой нагрузки воздушной линии электропе-

редачи и ее функционирования в ходе эксплуатации.

Оператор

Уровень

напря-

жения

Максимально до-

пустимая темпера-

тура при перегрузке

Минимальное расстояние до линии

21C7C2C1.doc

[кВ] [°C]

От земли

[м]

От уровня

дороги

[м]

От других

воздушных

линий

[м]

От зданий

[м]

420

70 - 90

(преимущественно 50),

7,6 8,1 4,4 3,0

National

Grid

275 - 7,0 7,4 3,7 3,0

нет данных

- нет данных нет данных нет данных нет данных

PJM

нет данных

- нет данных нет данных нет данных нет данных

RTE

420 75 – 90 7 – 10 9,5 3,8 6,5

500

90 (сталеалюминевый

провод) или

150 (термостойкий

сталеалюминевый

провод)

10,08 10,08 7,28 10,05

TEPCO

275

То же 7,44 7,44 4,64 6,6

420 75 6,29 8,98 3,48 4,32

TERNA

230

765 9,92 11,92 5,12 7,92

500 8,39 10,39 3,59 6,39

440 8,04 10,04 3,24 6,04

345 7,49 9,49 2,69 5,49

230 6,83 8,83 2,03 4,83

138 6,30 8,30 1,50 4,30

ONS

Максимальное значе-

ние с возможностью

2%-го превышения

ежегодно с учетом

распределения макси-

мальных температур

в течение года в ре-

гионе, через который

проходит линия элек-

тропередачи.

6,01 8,01 1,21 4,01

Таблица 3. Планирование параметров воздушных линий электропередачи.

5.3. Обзор каскадных отключений электроэнергии, имевших место в

прошлом

Основные каскадные отключения электроэнергии, имевшие место во всех круп-

ных электроэнергетических сетях, описаны в едином формате: масштаб отключения,

последовательность событий, причины и принятые меры.

5.3.1. Франция, декабрь 1978 года

・ Масштаб отключения: 30 000 MВт, 7 часов.

・ Последовательность событий:

- резкое увеличение нагрузки в утренние часы и крупные партии электроэнер-

гии, импортированные Германией, привели к снижению напряжения в окрестностях

Парижа и в западной части Франции;

- система защиты от перегрузки автоматически отключила линию напряжением

400 кВ;

- после этого возникли новые линейные перегрузки, отключения электроэнергии

приняли каскадный характер, результатом чего стали лавина напряжения и потеря син-

хронизма;

- произошло отделение различных подсистем энергосети при невозможности ба-

ланса между генерацией и нагрузкой.

・ Причины:

- перебои в работе основных линий электропередачи напряжением 400 кВ вслед-

ствие перегрузок, результатом чего стало разделение энергосистемы на неустойчивые

подсистемы.

21C7C2C1.doc

・ Принятые меры:

- организация курсов повышения квалификации операторов;

- уточнение обязанностей операторов в случае возникновения чрезвычайных си-

туаций и системных аварий;

- модернизация системы релейной защиты от асинхронного хода и автоматиче-

ских устройств перевода электрической сети сверхвысокого напряжения в заранее оп-

ределенную конфигурацию в случае аварии;

- обеспечение соблюдения эксплуатационных характеристик электростанций в

целях продления времени соединения с ними при возмущениях напряжения и частоты,

а также ускорения восстановления соединения в случае аварийного веерного отклю-

чения электроэнергии (это особенно актуально для атомных электростанций);

- регулярное рассмотрение и уточнение планов восстановления и инструкций в

целях ускорения процесса возобновления работы системы после аварии.

5.3.2. Великобритания, август 1981 года

・ Масштаб отключения: 1 900 MВт, 2 часа 34 минуты.

・ Последовательность событий:

- потеря трех сетей напряжением 400 кВ, а также межсистемных линий меньше-

го напряжения в течение 17 минут, что привело к изоляции юго-западного и южного

побережий Великобритании;

- реле понижения частоты автоматически сбросило 1 900 MВт нагрузки изоли-

рованной части энергосистемы, что составило менее половины всей нагрузки данного

района;

- восстановление синхронизации энергосистемы состоялось в 10:43, все виды

нагрузки восстановлены к 11:59.

・ Причины:

- потеря трех сетей напряжением 400 кВ, а также межсистемных линий меньше-

го напряжения привела к разделению системы.

・ Принятые меры:

- автоматическая низкочастотная разгрузка;

- увеличение количества контрольных точек измерения частоты в сети;

- совершенствование функции мониторинга условий разделения электроэнерге-

тической сети в системе управления чрезвычайными ситуациями.

5.3.3. Франция, январь 1987 года

・ Масштаб отключения: 8 000 МВт, 3 часа.

・ Последовательность событий:

- в западной части территории Франции в течение 47 минут по разным причинам

вышли из строя три из четырех основных энергетических блоков;

- в 11:42 четвертый энергоблок был также отключен вследствие неудовлетвори-

тельной настройки системы защиты ротора от максимального тока;

- профиль напряжения снизился до 380 кВ, после чего автоматическое срабаты-

вание переключателей ответвлений обмотки трансформатора привело к падению на-

пряжения;

- отключение девяти основных генераторов вызвало неустойчивость напряжения

в электросети;

- в 11:50 в западной части территории Франции напряжение в сети упало ниже

значения 300 кВ.

・ Причины:

21C7C2C1.doc

- множественные отключения генераторов, приведшие к неустойчивости напря-

жения;

- самопроизвольная координация установок между системами регулирования и

защиты генератора.

・ Принятые меры:

- блокирование переключателей ответвлений обмотки трансформатора;

- разработка контроллера, предназначенного для координации процесса блоки-

рования переключателей ответвлений обмотки трансформатора в пределах отдельной

зоны на региональном уровне;

- сокращение времени, необходимого для выполнения аварийной разгрузки

энергосистемы;

- разработка системы управления качеством (концепция и процедуры) для объ-

ектов высокой степени риска в области обеспечения надежности энергосистемы, при

этом особое внимание уделено системе регулирования генератора (первичный регуля-

тор напряжения, первичный регулятор частоты/мощности), системе защиты линий

электропередачи, а также функционированию системы;

- разработка новых средств имитационного моделирования, способных осущест-

влять анализ лавины напряжения при проведении эксплуатационного планирования.

5.3.4. Токио, июль 1987 года

・ Масштаб отключения: 8 000 MВт, 4 часа.

・ Последовательность событий:

- в 13:00-13:10 нагрузка возрастала со скоростью 400 MВт/мин., что значительно

превышало расчетные показатели. Даже несмотря на подключение к системе всех

имеющихся конденсаторов, напряжение на подстанциях уровня 500 кВ постепенно

упало;

- в 13:15 напряжение на подстанциях уровня 500 кВ в непосредственной близо-

сти к столичному округу Токио снизилось до около 460 кВ;

- в 13:19 напряжение на подстанциях уровня 500 кВ быстро упало до около

370 кВ в западном районе, 390 кВ – в центральном районе. Действие релейной защиты

вследствие падения напряжения привело к отключению трех подстанций;

- в 13:23-13:35 работа указанных трех подстанций восстановлена;

- в 13:36 отключенная нагрузка в 4 700 MВт восстановлена;

- в 14:30 восстановлена нагрузка в 6 300 MВт;

- в 16:40 все отключенные мощности возвращены в эксплуатацию.

・ Причины:

- недостаточная реактивная мощность при высокой скорости возрастания на-

грузки, что привело к возникновению длительной лавины напряжения.

・ Принятые меры:

- применение более высокого профиля напряжения;

- установка конденсаторов для компенсации реактивной мощности до мощности

передачи;

- применение современных автоматических регуляторов напряжения;

- разработка системы аварийной автоматической разгрузки энергосистемы при

пониженном напряжении для использования в качестве системы защиты обширного

района;

- разработка средств анализа электроэнергетической системы с использованием

автоматических регуляторов напряжения.

21C7C2C1.doc

5.3.5. США (западная часть), июль и август 1996 года

・ Масштаб отключения: 11 850 MВт, от нескольких минут до нескольких часов (в

июле), 28 000 MВт, от нескольких минут до девяти часов (в августе).

・ Последовательность событий (июль):

- веерное отключение электроэнергии началось, когда в штате Айдахо линия пе-

редачи напряжением 345 кВ провисла, зацепилась за дерево и порвалась. Защитное

реле на параллельной линии электропередачи обнаружило неисправность, неверно ее

интерпретировало и отключило эту вторую линию;

- практически одновременное отключение указанных линий существенно сокра-

тило возможности энергосистемы по передаче электроэнергии от близлежащей элек-

тростанции Jim Bridger. Другие реле защиты вывели из строя два из четырех энерго-

блоков этой электростанции;

- с потерей этих двух энергоблоков частота во всей Западной межсистемной ли-

нии электропередачи стала снижаться, возникла лавина напряжения в районе г. Бойсе

(Boise), штат Айдахо, оказывая негативное воздействие на межсистемную ЛЭП пере-

менного тока между штатами Калифорния и Орегон;

- в течение 23 секунд энергосистема оставалась в состоянии неустойчивого рав-

новесия, после чего линия электропередачи напряжением 230 кВ между городами

Милл-Крик (Mill Creek) и Антилоп (Antelope), соединяющая штаты Монтана и Айдахо, была

отключена защитным реле зоны № 3, понизив напряжение на подстанции в г. Саммер-

Лэйк (Summer Lake) и нарушив синхронизацию линии электропередачи между энерго-

системами;

- корректирующие реле разделили энергосистему на пять изолированных рай-

онов, предварительно запрограммированных на минимизацию перебоев в электро-

снабжении потребителей и максимальное сокращение времени восстановления.

・ Последовательность событий (август):

- до возникновения сбоев в работе система передачи электроэнергии из южной

части Канады через северо-западные штаты в Калифорнию находилась в условиях

большой нагрузки и использовалась для передачи электроэнергии в направлении с се-

вера на юг;

- условия высокой температуры, сложившиеся в северо-западных районах, спо-

собствовали провисанию двух ЛЭП с незначительной нагрузкой на неподстриженные

деревья, что привело к их обрыву. Третья ЛЭП с высокой нагрузкой также провисла и

зацепилась за дерево;

- отключение указанных ЛЭП привело к перегрузке и потере дополнительных

линий электропередачи;

- результатом общего снижения напряжения в северо-западных районах, а также

отключения электростанции McNary вследствие неправильно установленных реле ста-

ло качание мощности на межсистемной ЛЭП переменного тока между штатами Кали-

форния и Орегон;

- межсистемные защитные реле отключили указанные мощности, вследствие че-

го Западная межсистемная линия электропередачи разделилась на четыре изолирован-

ных района.

・ Причины:

- отключение линий электропередачи в результате провисания на деревья приве-

ло к перегрузкам на других линиях и потере дополнительных ЛЭП;

- снижение напряжения в северо-западных районах;

- критическая потеря мощности в результате качания мощности, вызванного не-

правильно установленными реле;

21C7C2C1.doc

- отключение межсистемных защитных реле, что привело к разделению Запад-

ной межсистемной линии электропередачи на четыре изолированных района;

- после потери первых двух ЛЭП с незначительной нагрузкой операторы еще в

течение часа не имели информации о том, что энергосистема находится в небезопасном

состоянии, так как не были проведены своевременные эксплуатационные исследования

для выявления изменений, которые необходимо произвести в энергосистеме.

・ Принятые меры:

- проведен комплекс мероприятий по контролю роста нежелательной

растительности под линиями электропередачи;

- налажен контроль предельных показателей реактивной мощности генератора;

- установлены единые стандарты мощности в мегавольт-амперах для работы ге-

нератора в установившемся режиме и после аварийной ситуации;

- разработаны процедуры обеспечения прозрачности энергосистемы и средства

оператора;

- обеспечена эксплуатация энергосистемы в безопасном диапазоне параметров;

- оптимизирована координация защитных мероприятий;

- налажена надежная и эффективная связь между центрами управления;

- оптимизирован процесс координированной аварийной разгрузки энергосистемы;

- усовершенствован процесс подготовки линейного обслуживающего персонала.

Таблица 3. Обзор каскадных отключений электроэнергии, имевших место в недавнем

прошлом; XX век: до отмены государственного регулирования.

Дата/

Регион

Потери мощности,

продолжительность

Причины

(механизм запуска)

Критические явления

Ноябрь 1978 года,

Франция

30 000 MВт

7 часов

- отключение основных линий

электропередачи напряжением

400 кВ вследствие перегрузки.

- лавина напряжения;

- разделение системы.

Август 1981 года,

Великобритания

1 900 MВт

2,5 часа

- потеря трех сетей напряжением

3 400 кВ и межсистемных линий

меньшего напряжения.

- разделение системы.

Январь 1987 года,

Франция

8 000 MВт

3 часа

- множественные перерывы в ра-

боте генератора.

- лавина напряжения.

Июль 1987 года,

Токио

8 000 MВт

4 часа

- недостаточная реактивная мощ-

ность при высокой скорости

возрастания нагрузки.

- лавина напряжения.

Июль/август 1996

года, западные

районы США

Июль - 11 850 MВт,

по продолжительности

данных нет.

Август - 28 000

MВт,

9 часов.

- выход из строя значительного

количества ЛЭП, критическая

потеря мощности.

- лавина напряжения;

- разделение системы;

- качание мощности.

5.3.6. Межсистемные линии электропередач северо-востока США и Канады,

август 2003 года

・ Масштаб отключения: 61 800 MВт, 42 часа исключая частичную нагрузку.

・ Последовательность событий:

- см. “Окончательный отчет о веерном отключении электроэнергии в США и

Канаде 14 августа 2003 года: причины и рекомендации", Оперативная рабочая группа

по перебоям в работе американо-канадской электроэнергетической системы, апрель

2004 года (“Final Report on the August 14, 2003 Blackout in the United States and Canada:

Causes and Recommendations", U.S.-Canada Power System Outage Task Force, April 2004).

・ Причины:

21C7C2C1.doc

- недостаточно эффективный мониторинг роста нежелательной растительности

под линиями электропередачи;

- последовательное отключение ЛЭП вследствие перегрузок и падения напряже-

ния;

- незапланированное отключение линии электропередачи защитными реле зоны

№ 3 при нахождении энергосистемы в напряжённом состоянии;

- выход из строя значительного количества генераторов;

- разделение энергосистемы.

・ Принятые меры:

- проведен комплекс мероприятий по контролю роста нежелательной

растительности под линиями электропередачи;

- усовершенствован процесс подготовки линейного обслуживающего персонала;

- установлена система низкочастотной аварийной разгрузки энергосистемы се-

веро-восточной части континента;

- проведена тщательная перенастройка резервных средств защиты зоны № 3.

5.3.7. Лондон, 28 августа 2003 года

・ Масштаб отключения: 724 MВт, 37 минут.

・ Последовательность событий:

- в августе 2003 года проводилось плановое техническое обслуживание на одной

линии, соединяющей Уимблдон (Wimbledon) с Нью-Кроссом (New Cross), и на одной

линии между Литлбруком (Littlebrook) и Херстом (Hurst). Подобное техническое об-

служивание обычно проводится в летник месяцы, когда спрос на электроэнергию, как

правило, снижается;

- в 18:11 на диспетчерский пункт компании National Grid поступил аварийный

сигнал с газового реле подстанции в Херсте;

- в 18:20 компания National Grid отдала распоряжение по линии Литлбрук-

Херст № 1 об отключении трансформатора или токоограничивающего реактора от сети.

Электроснабжение Херста, Нью-Кросса и части Уимблдона осуществлялось из Уимбл-

дона по одноцепной ЛЭП. Последующее увеличение потока мощности на данном уча-

стке находилось в эксплуатационных пределах – 815 мегавольт-ампер;

- линия Нью-Кросс-Уимблдон № 2 была отключена в результате ошибочного

срабатывания резервной системы защитных реле. Были потеряны все поставки элек-

троэнергии в Херст и Нью-Кросс, а также 35% электроснабжения Уимблдона (724

MВт; 20% общих поставок электроэнергии в Лондон). Оператор распределительных се-

тей перевел 72 MВт нагрузки Уимблдона на другой пункт снабжения путем перена-

стройки конфигурации распределительной сети;

- в 18:30 компания National Grid восстановила поток энергии на линии Литлб-

рук-Херст № 1;

- с 18:41 оператор распределительных сетей постепенно восстановил поставки

электроэнергии, сначала через подстанцию в Херсте, затем – через Уимблдон и Нью-

Кросс.