Отчет РАО ЕЭС по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005г - файл n1.doc

Отчет РАО ЕЭС по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005г
скачать (2092.6 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc2828kb.09.07.2008 12:18скачать

n1.doc

1   2   3

2.4. Выводы по аварии

В результате расследования получены данные, которые указывают на то, что авария произошла в результате наложения ряда факторов, каждый в отдельности из которых не привел бы к аварии и тем более с такими масштабами:

1. Погашение ПС "Чагино" из-за повреждения 23-24.05.2005 оборудования (измерительных трансформаторов тока 110 кВ, воздушных выключателей 110 кВ, воздуховодов, подвесной изоляции) привело к:

2. Многочисленные отключения ВЛ 110 и 220 кВ действием защит от коротких замыканий из-за нарушения при перегрузе габаритов ВЛ, перекрытий на ДКР, набросов на провода ВЛ вызвали значительное снижение напряжения в сети 110-220 кВ. Увеличению провеса проводов способствовала высокая температура окружающего воздуха.

3. Возникший в сложившихся схемно-режимных условиях и существующем составе генерирующего оборудования ТЭС недостаток реактивной мощности, приведший к снижению напряжения в южной части Московской энергосистемы.

4. Действия оперативно-диспетчерского персонала по обеспечению и восстановлению допустимых уровней напряжения в южной части Московской энергосистемы оказались недостаточно эффективными.

5. После отключения шести линий 220 кВ (в 9-23, 10-07, 10-09, 10-31, 10-31, 10-33) в условиях роста нагрузки на находящихся в работе ВЛ и снижения напряжения началось каскадное развитие аварии. Снижение напряжения в сети 110 и 220 кВ в южной части Московской энергосистемы и в части Тульской энергосистемы ниже допустимых значений привело к отключению генерирующего оборудования электростанций действием защит от перегрузки генераторов технологическими защитами или персоналом.

6. При массовых отключениях ВЛ 110-220 кВ и генерирующего оборудования электростанций возможности оперативно-диспетчерского персонала по обработке и анализу больших объемов информации, поступающей в основном по средствам телефонной связи, и принятию адекватных мер по предотвращению развития аварии были исчерпаны.

7. Наличие участков трасс ВЛ 110 кВ и ВЛ 220 кВ, не соответствующих нормативным требованиям в части расчистки от древесно-кустарниковой растительности. По результатам обходов и осмотров отключившихся защитами от замыкания ВЛ, выполненных персоналом сетевых предприятий, обнаружены следующие замечания:

8. Не проработан вопрос реализации положения "Инструкции по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в электрической части энергосистемы Москвы и Московской области" в части самостоятельного отключения персоналом электросетевых предприятий потребителей при аварийном снижении напряжения (по графикам отключения потребителей с питающих центров) в том узле, где произошло снижение напряжения.

2.5. Первоочередные оргтехмероприятия, направленные на недопущение подобных нарушений и аварий

1. Разработать и реализовать комплекс первоочередных и оперативных мер и технических мероприятий, направленных на улучшение режима реактивной мощности в Московской энергосистеме.

2. Разработать и реализовать программу управления реактивной мощностью и напряжением, включающую в себя три этапа: расчеты и проектирование комплекса установок и устройств управления реактивной мощностью; заказ, изготовление и поставка необходимого оборудования; строительство, наладка и испытания с учетом приоритетов по основным энергоузлам Московской энергосистемы. При этом установки управления реактивной мощностью должны в сбалансированном виде включать в себя и индуктивные и емкостные устройства, регулирующие и поддерживающие с необходимым быстродействием напряжение в автоматическом режиме.

3. Повысить качество и объемы средств информационного оснащения оперативно-диспетчерского персонала Московского РДУ, с целью обеспечения необходимой наблюдаемости сети по телеметрии режимных параметров энергосистемы, а также обеспечить диспетчерские службы оперативным программным инструментом для оценки режимов на краткосрочный период времени по текущей схеме электросети и фактическому состоянию загрузки генерирующих мощностей.

4. Обеспечить поддержание трасс линий электропередачи в эксплуатационном состоянии, исключающем перекрытия при нормативных нагрузках и допустимых перегрузках. Возникающие противоречия с органами, ответственными за сохранность зеленых насаждений, парковых зон и лесных массивов Москвы и Московской области, разрешать немедленно с привлечениям к конфликтам органов исполнительной власти Российской Федерации.

5. Обеспечить оснащение Московской энергосистемы автоматическими устройствами разгрузки электрической сети при снижении напряжения и перегрузках линий электропередачи на основе специальной автоматики отключения нагрузки по унифицированной модели, в том числе с воздействием на потребителей, присоединенных к устройствам АЧР.

6. Проработать совместно с Правительством Москвы и соответствующим образом оформить решение по вопросу отключения потребителей с питающих центров при снижении напряжения в сети ниже аварийных величин. Установить порядок его ввода в действие.

7. Провести необходимые оргтехмероприятия, тренировки, в том числе и с использованием тренажеров, инструктажи оперативного персонала Московского РДУ и дежурного персонала подстанций "Магистральных электрических сетей" - филиала "Московской областной электросетевой компании", подстанций "Московской областной электросетевой компании", подстанций "Московской городской электросетевой компании" с целью отработки навыков и оперативности действий при нарушениях в работе энергосистемы или отдельных ее энергоузлов, в том числе вызванных снижением напряжения и перегрузкой линий электропередачи.

8. Подготовить предложения и инициировать процесс, включающий в себя экономические (рыночные) и административно-командные (обязательные нормативные) механизмы как стимулирующие, так и обязывающие потребителей электрической энергии участвовать в регулировании напряжения в сети (со стороны потребления).

9. Выполнить полный анализ схем обеспечения живучести электростанций и сохранения их в работе с выделением на сбалансированную нагрузку или нагрузку собственных нужд при системных нарушениях, в том числе и для сохранения электро- и теплоснабжения производственных предприятий (особенно с опасными технологиями).

10. Рассмотреть и подготовить предложения для внесения в Правила оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода по установлению особого статуса мегаполисов гг. Москва и Санкт-Петербург, дающего возможность приоритетного решения вопросов надежности в рыночных процессах на конкурентном оптовом рынке электроэнергии и мощности при максимальном использовании внутренних ресурсов Московской и Ленинградской энергосистем по активной и реактивной мощности при непременном наличии "собственного вращающегося резерва" в объеме, определяемом совместно с ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС".

11. Выполнить полный анализ инструкций, методических документов и положений по пользованию программами расчетов режимов работы электрической сети и режимов работы энергетического оборудования с целью проверки на соответствие требованиям нормативных, правовых, методических и организационно-распорядительных документов и требований сертификации (для программ расчетов).

12. Разработать сценарии и программы проведения противоаварийных тренировок оперативного персонала на основе анализа аварии.

13. С целью обеспечения развития Московской энергосистемы и обеспечения надежности энергоснабжения потребителей Москвы и Московской области:

13.1. Ускорить реализацию, разработанного и утвержденного в июле 2003 года, перспективного плана замены устаревшего оборудования, реконструкции подстанций, воздушных и кабельных линий 110-220 кВ с ежегодными инвестициями не менее 3 млрд. руб.

13.2. Выполнить анализ и доработку схемы развития Московской энергосистемы с учетом роста потребления и результатов анализа происшедшей аварии.

13.3. Разработать программу, план-график и определить источники финансирования замены измерительных трансформаторов тока и напряжения 110-500 кВ со сроками эксплуатации 30 лет более.

13.4. Разработать и реализовать проект проведения комплексной реконструкции подстанции "Чагино" и других аналогичных подстанциях Московской энергосистемы.

13.5. Произвести обследование ВЛ 110 кВ и выше, составить план-график по устранению выявленных отступлений от требований НТД.

14. Обратиться в Федеральную службу по экологическому, технологическому и атомному надзору по организации проверок оснащенности резервными источниками питания потребителей, а также соответствия категорийности фактических схем их электроснабжения.

Приложение 1



Приложение 2



Приложение 3



Приложение 4



Приложение 5



Приложение 6



Приложение 7

Фактические напряжения на ПС 110 кВ в контрольных точках 25.05.2005

Время

Трубино 110

Бескудниково 110

Ногинск 110

Пахра 110

Очаково 110

8-00

106,5

106,9

107,8

106,15

106,9

9-00

106,3

105,8

107,3

103,9

104,9

10-00

105,8

106,7

107,25

101,2

104,8

10-34

106,3

106,2

107,8

96,2

101,2

10-55

105,3

106,2

107,8

93,5

100,9

11-00

105,3

106,2

108,3

91,8

100,9

Фактические напряжения на ПС 220 кВ 25.05.2005

Время

Очаково 220

8-00

224,4

9-00

220,8

10-00

218,6

10-34

218,6

10-55

221,3

11-00

220,8




              

Время

ТЭЦ-21 220

ТЭЦ-23 220

ТЭЦ-26 220

ГРЭС-4 220

ГРЭС-5 220

8-00

213,4

215,6

213,4

Контроль не ведется нет телеизмерений

223,3

9-00

210

212,3

210,1

223,0

10-00

208

209,0

204,4

222,0

10-34

209

210,1

207,9

222,0

10-55

207

207,9

202,4

222,0

11-00

209

213,4

199,1

226,0




Фактические напряжения на ПС 110 кВ 25.05.2005

Время

Чертаново 110

Кедрово 110

Баскаково 110

Южная 110

Павелецкая 110

Пески 110

8-00

105,1

112

108

111,1

106,2

104,5

9-00

103,9

109

106

108,4

106,2

102,9

10-00

103.9

109

105

103,9

103,9

102,8

10-34

97,3

105

97,3

99,0

96,8

101,2

10-55

92,4

103

95,1

96,8

94,0

99,0

11-00

88,5

101

92,4

95,1

93,5

93,8

Фактические напряжения на ПС 220 кВ 25.05.2005

Время

Южная 220

Чертаново 220

Лесная 220

ЦАГИ 220

Латышская 220

Грибово 220

Баскаково 220

Бугры 220

Кедрово 220

8-00

225,5

211,6

211,2

204,6

218

212,3

214,5

220,0

214,5

9-00

222

208,12

207,9

202,4

218

205,7

210,1

215,6

210,1

10-00

218,9

202,2

204,6

202

218

203,5

205,7

214,0

206,8

10-34

208,0

201,5

193,6

199,1

218

199,1

187

194,7

200,2

10-55

208,0

199,7

187,0

199,1

218

193,6

180,4

187,0

192,5

11-00

208,0

198

184,0

198,0

218

191,4

172,1

184,8

190,3




 

 



- номинальное напряжение (ГОСТ 721-77) и требования, предъявленные к контрольным точкам "Графиком напряжений"









- напряжение ниже номинального, но не ниже минимального нормально допустимого значения (104,5 кВ и 209 кВ) (ГОСТ 13109-97);









- напряжение ниже минимального нормально допустимого, но не ниже предельно допустимого значения (99 кВ и 198 кВ) (ГОСТ 13109-97);









- достигли предельно допустимой величины (ГОСТ 13109-97).

Приложение 8

Данные по времени и параметрам отключения ВЛ 220 и 110 кВ в процессе развития аварии



Время
откл.


Класс
напр.


Название
линии


Действие
защиты


Действие
АПВ


I факт.
А


Q
МВАр


1.

9-23

ВЛ 220

Очаково-Чоботы

ДЗЛ

неусп.

724

98

2.

10-07

ВЛ 220

Очаково-Лесная

ДФЗ

неусп.

308

3

3.

10-09

КВЛ 220

ТЭЦ-20-Академическая

ДФЗ

по реж.

490

122

4.

10-31

ВЛ 220

Покровская (Чертаново-Южная)

ДФЗ, ДЗЛ

неусп.

390

76

5.

10-31

ВЛ 220

Баскаково-Гольяново

ДФЗ

не раб.

828

256

6.

10-33

ВЛ 220

ТЭЦ-23-Гольяново-1

ДФЗ, ДЗЛ

неусп.

1131

202

7.

10-45

ВЛ 220

Кедрово-Очаково

ДФЗ

неусп.

480

67

8.

10-53

ВЛ 220

Шатура – Пески

ДФЗ

неусп.

315

107

9.

10-54

ВЛ 110

Отрадное – Полёт

ДФЗ

неусп.

210

12

10.

10-56

ВЛ 110

Одинцово – Полёт

ДФЗ

неусп.

240

12

11.

10-56

ВЛ 110

Дарьино – Полёт

ДФЗ

неусп.

385

36

12.

11-01

ВЛ 110

Барыбино – Пахра

ДФЗ

неусп.

350

нет ТИ

13.

11-04

ВЛ 220

Калужская – Мирная

ДФЗ

неусп.

835

36

14.

11-06

ВЛ 220

Нежино – Федино

ДФЗ

неусп.

нет ТИ

нет ТИ

15.

11-08

ВЛ 220

Конаково – Луч

ДФЗ

неусп.

450

85

16.

11-09

ВЛ 110

Шатура – Бруски – Егорьевск

ДФЗ

успешное

825

нет ТИ

17.

11-09

ВЛ 220

Калужская – Латышская

ДФЗ

неусп.

1020

64

18.

11-10

ВЛ 220

Шатура – Нежино-1

ДФЗ

неусп.

568

66

19.

11-10

ВЛ 110

Нащекино - Барыбино-1

ДФЗ

неусп.

нет ТИ

нет ТИ

20.

11-10

ВЛ 220

Мирная – Кедрово

погас. ПС

 

300

нет ТИ

21.

11-10

ВЛ 110

Черкасово – Кирпичная

ДЗ

 

 

нет ТИ

22.

11-11

ВЛ 220

Кашира – Лесная

ДФЗ

неусп.

1050

нет ТИ

23.

11-11

КЛ 110

ТЭЦ-9 – Кожухово-1

МТЗ

АПВ нет

нет ТИ

нет ТИ

24.

11-12

ВЛ 220

Осетр – Михайлов

ДФЗ

неусп.

850

544

25.

11-13

ВЛ 220

Михайлов – Новомосковск

ДФЗ

не работало

1640

нет ТИ

26.

11-14

ВЛ 110

Зубово – Горлово – Мшанка

ДА

неусп.

267

нет ТИ

27.

11-14

ВЛ 220

Черепеть – Тула

ДФЗ

неусп.

700

нет ТИ

28.

11-14

ВЛ 110

Истодники – Алпатьево

ДФЗ

неусп.

609

нет ТИ

 

Приложение 9

Использованные сокращения

АБ




аккумуляторная батарея

АГ

-

аварийная готовность

АОСН

-

автоматическое ограничение снижения напряжения

АПВ

-

автоматическое повторное включение

АТ

-

автотрансформатор

АЧР

-

автоматическая частотная нагрузка

АЭС

-

атомная электрическая станция

ВВ

-

воздушный выключатель

ВЛ

-

воздушная линия

ГРЭС

-

государственная районная электрическая станция

ДД

-

дежурный диспетчер

ДЗЛ

-

дифференциальная защита линии

ДЗО

-

дифференциальная защита ошиновки

ДЗШ

-

дифференциальная защита шин

ДФЗ

-

дифференциальная фазная защита

КВЛ

-

кабельная воздушная линия

КЛ

-

кабельная линия

КРАП

-

комплексный регистратор аварийных процессов

ОВВ

-

обходной воздушный выключатель

ОДУ

-

объединенное диспетчерское управление

ОИК

-

оперативно информационный комплекс

ОМВ

-

обходной масляный выключатель

ОПН

-

ограничитель перенапряжения

ОРУ

-

открытое распределительное устройство

ПС

-

подстанция

ПТЭ

-

правила технической эксплуатации

ПУЭ

-

Правила устройства электроустановок

РДУ

-

региональное диспетчерское управление

РЗА

-

релейная защита и автоматика

РПН

-

регулятор напряжения трансформатора под нагрузкой

САОН

-

системная автоматика отключения нагрузки

СВ

-

секционный выключатель

СВВ

-

секционный воздушный выключатель

СК

-

синхронный компенсатор

СМВ

-

секционный масляный выключатель

СШ

-

система шин

СЭР

-

служба электрических режимов

ТГ

-

турбогенератор

ТТ

-

трансформатор тока

ТЭЦ

-

теплоэлектроцентраль

УРОВ

-

устройство резервирования отказа выключателя

ШСМВ

-

шиносоединительный масляный выключатель
1   2   3


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации