Ростехнагляд випустив Акт розслідування причин системної аварії, що сталася 1 серпня 2017 року в Об'єднаній енергосистемі Сходу (ОЕС Сходу), аварії, що залишила без електрики понад 1,7 мільйона людей відразу в кількох регіонах Далекосхідного федерального округу.

В Акті перераховані всі основні учасники подій, десятки ознак аварії, технічних обставин, організаційних недоліків, випадків невиконання команди диспетчера та фактів неналежної експлуатації обладнання, помилок проектування та порушень вимог нормативних правових актів, показує, що головною і по суті єдиною причиною того, що сталося, стало неузгоджене. елементів енергосистеми. Ця причина лежить в основі більшості системних аварій.

Лінія 500 кВ під Хабаровськом була в ремонті, 1 серпня о 22 за місцевим часом сталося відключення на негабарит (замикання під час проходження негабаритного вантажу під проводами) лінії 220 кВ Федеральної мережевої компанії (ФСК). Потім сталося відключення другої ЛЕП 220 кВ. Причина - неправильне настроювання релейного захисту та автоматики (РЗА), вона не враховувала можливість роботи ЛЕП з таким навантаженням. Відключення другої ЛЕП 220 кВ спричинило поділ ОЕС Сходу на дві частини. Після цього некоректно спрацювала автоматика регулювання потужності на електростанції «РусГідро», що спровокувало подальший розвиток аварії та її масштаб. Підсумок - відключення кількох ЛЕП, у тому числі й тих, що ведуть до Китаю.

— Спрацював захист, протиаварійна автоматика, низка енергооб'єктів вийшла з ладу. Змінились параметри роботи шести станцій. Розподільні мережі постраждали, - розповіла представник АТ «ДВ розподільна мережева компанія» Ольга Амельченко.

В результаті єдина енергетична система півдня Далекого Сходу розділилася на дві ізольовані частини: надмірну та дефіцитну. Відключення сталося і в тому, і в іншому. У надлишковій спрацював захист генеруючого та електромережевого обладнання, а в дефіцитній - автоматичне частотне розвантаження.

Офіційною причиною інциденту стало "неузгоджене функціонування елементів енергосистеми".

Згідно з актом розслідування Ростехнагляду, основні причини аварії - «зайва робота пристроїв релейного захисту, некоректна робота систем автоматичного регулювання генеруючого обладнання, недоліки використаного розробником алгоритму функціонування протиаварійної автоматики в мережі 220 кВ, недоліки експлуатації електромережевого обладнання».

Те, що сталося 1 серпня, було навіть не аварією, а низкою аварій. У 2012 році було 78 системних аварій, за вісім місяців 2017 року — всього 29. Великих аварій поменшало, але, на жаль, вони стали масштабнішими. У 2017 році сталося п'ять таких аварій із масштабними наслідками — поділом енергосистеми на ізольовані частини, відключенням великого обсягу генерації та масовим припиненням електропостачання.

Основна проблема в тому, що в галузі немає обов'язкових вимог до параметрів обладнання та їхньої узгодженої роботи у складі Єдиної національної енергосистеми. Нагромадилася якась критична маса, яка й призвела до останніх масштабних аварій.

Незначна неполадка, яка могла бути усунена в найкоротші терміни, переросла у великий інцидент із загальносистемними наслідками. На кожному етапі ситуація посилювалася невірними діями автоматики, спроектованої та налаштованої людьми. Вона реагувала некоректно.

Однією з основних причин аварій в енергосистемі Росії зам.міністра енергетики РФ Андрій Черезов назвав неузгоджену роботу обладнання, діяльність фактично на жодну нормативну базу не спиралася, в результаті виявилося, що різне обладнання в енергосистемі часто працює неузгоджено.

Нового «кодексу» роботи електроенергетики так і не було створено після завершення реформи галузі. З відходом з арени РАТ «ЄЕС Росії» та перекладом взаємодії суб'єктів електроенергетики на ринкові відносини більшість нормативних актів технологічного характеру втратила легітимність, оскільки вони були оформлені наказами РАТ.

Обов'язкові вимоги до обладнання, прописані в документах радянської епохи, давно втратили свій законний статус, до того ж багато хто з них застарів морально і не відповідає сучасному розвитку технологій.

Тим часом «суб'єкти енергетики з 2002 року масово вводили нові пристрої – активно встановлювалося нове обладнання в рамках ДПМ, реалізовувалися масштабні інвестпрограми, було збудовано велику кількість енергооб'єктів. У результаті виявилося, що різне обладнання в енергосистемі найчастіше працює неузгоджено», - зазначив Андрій Черезов.

— У нас дуже багато суб'єктів електроенергії, і взаємодія між ними має бути регламентована, а вони, виходить, діють самостійно, — заявив одразу після аварії заступник міністра енергетики РФ Андрій Черезов.

Забезпечити узгоджену роботу елементів енергосистеми здатна лише нормативна регламентація технологічної діяльності. А для цього необхідно створити прозору та технічно коректну систему загальнообов'язкових вимог до елементів енергосистеми та дій суб'єктів галузі.

— Автономного функціонування не повинно бути, тому що ми працюємо в єдиній енергосистемі, відповідно, Міненерго Росії має намір усе врегулювати через нормативно-правові акти, - наголосив Андрій Черезов.

— Необхідно створити чіткі, зрозумілі умови - хто відповідає за системну, протиаварійну автоматику, її функціонал, установки.

У міністерстві розпочато роботу з удосконалення правил розслідування аварій у частині комплексної систематизації причин, створення механізмів визначення та реалізації заходів щодо їх запобігання. «Ці правила визначають виключно технічні вимогидо обладнання, не обмежуючи свободи у виборі виробника. Також у цьому документі не прописано термінів на переналаштування або заміну обладнання», - сказав Андрій Черезов.

Міністерство енергетики Росії організувало роботу з відновлення у галузі системи обов'язкових вимог, яка була належним чином розроблена в ході реформування енергетики. Прийнято Федеральний закон від 23.06.2016 № 196-ФЗ, яким закріплені повноваження Уряду РФ або уповноваженого ним федерального органу виконавчої на встановлення обов'язкових вимог до забезпечення надійності та безпеки електроенергетичних систем та об'єктів електроенергетики.

В даний час розробляються і готуються до прийняття десятки нормативних правових актів та загальногалузевих нормативно-технічних документів відповідно до затверджених на рівні Уряду Росії планів.

Президент країни в серпні доручив Міненерго подати пропозиції щодо недопущення масових відключень електропостачання. Одним із першочергових кроків має стати прийняття найважливішого системного документа – Правил функціонування електроенергетичних систем. Його проект уже надійшов на розгляд уряду РФ. Ці загальнообов'язкові до виконання правила зададуть рамки нормативно-технічного регулювання - встановлять ключові технологічні вимоги до роботи енергосистеми та об'єктів, що до неї входять. Крім цього, потрібне прийняття безлічі конкретизуючих нормативно-технічних документів уже на рівні міненерго.

Проекти багатьох із них розроблено та пройшли громадське обговорення. Низка аварійних подій останніх років в ЄЕС Росії змушує енергетиків поспішати.

"Одне з ключових завдань сьогодні - направити інвестиції в оптимізацію існуючої енергосистеми, а не в нарощування енергосистеми як активу, який поки що немає можливості експлуатувати оптимально", - заявив директор Департаменту оперативного контролю та управління в електроенергетиці Міністерства енергетики Росії Євген Грабчак на Міжнародному форумі з енергоефективності та розвитку енергетики «Російський енергетичний тиждень» (Москва, Санкт-Петербург, 5 - 7.10.2017)

— Взявши за основу єдину систему координат, однозначно визначивши всі суб'єкти та об'єкти, описавши їхню взаємодію, а також навчившись спілкуватися однією мовою, ми зможемо забезпечити не лише горизонтальну та вертикальну інтеграцію всіх інформаційних потоків, що обертаються в електроенергетиці, а й ув'язати децентралізовані центри. управління з єдиною логікою прийняття регулятором необхідних коригувальних рішень. Таким чином, еволюційним шляхом буде створено інструментарій для моделювання досягнення основного стану електроенергетики майбутнього, а воно бачиться нам у оптимальній собівартості одиниці електроенергії – кіловата при заданому рівні безпеки та надійності, – пояснив Євген Грабчак.

На його думку, паралельно вдасться досягти додаткових переваг не лише для регулятора та окремих об'єктів, а й для суміжних компаній та держави загалом.

— Серед цих переваг зазначу, передусім створення нових ринків сервісних послуг, це: прогностичне моделювання стану енергосистеми та окремих її елементів; оцінка життєвого циклу; аналітика оптимального керування технологічними процесами; аналітика по роботі системи та її окремих елементів; аналітика для розробки нових технологій та випробування існуючих; формування галузевого замовлення для промисловості та оцінка рентабельності створення виробництв електротехнічної та супутньої продукції; розвиток логістичних послуг, послуг з оптимізації управління активами та багато іншого. Однак для реалізації даних зміни, крім визначення єдиної системи координат, необхідно переламати тенденцію впровадження передових, але унікальних та не інтегрованих один з одним технологій.

P. S.

2 жовтня на посаду генерального директора Філії АТ «СО ЄЕС» «Об'єднане диспетчерське управління енергосистеми Сходу» (ОДУ Сходу) призначено Віталія Сунгурова, який раніше обіймав посаду радника директора з управління розвитком ЄЕС АТ «СО ЄЕС», а до цього очолював низку регіональних диспетчерських управлінь. Системний оператор.

З 2014 по 2017 рік Віталій Леонідович Сунгуров був директором філій Удмуртського РДУ та Пермського РДУ. У цей час Віталій Сунгуров брав активну участь у процесі структурної оптимізації Системного оператора. Під його керівництвом було успішно реалізовано проект укрупнення операційної зони Пермського РДУ, що прийняло функції оперативно-диспетчерського управління електроенергетичним режимом ЄЕС Росії на території Удмуртської Республіки та Кіровської області.

За підсумками щорічної перевірки, що проходила з 24 по 26 жовтня, Філія АТ «СО ЄЕС» «Об'єднане диспетчерське управління енергосистеми Сходу» (ОДП Сходу) отримала паспорт готовності до роботи в осінньо-зимовий період (ОЗП) 2017/2018 року.

Результати протиаварійного тренування підтвердили готовність диспетчерського персоналу Системного оператора до ефективної взаємодії з оперативним персоналом суб'єктів електроенергетики у разі ліквідації аварій, а також забезпечення надійного функціонування Об'єднаної енергосистеми Сходу в осінньо-зимовий період 2017/2018 року.

Однією з основних умов отримання паспорта готовності до роботи в ОЗП є одержання паспортів готовності усіма регіональними диспетчерськими управліннями (РДУ) операційної зони філії АТ «СЄЕС» ОДУ. Усі РДУ операційної зони ОДУ Сходу протягом жовтня успішно пройшли перевірки та отримали паспорти готовності до роботи у ОЗП 2017/2018 року. Отримання паспортів готовності філіями АТ «СО ЄЕС» ОДУ та РДУ є обов'язковою умовою видачі Системному оператору паспорта готовності до роботи у майбутньому ОЗП

У Філії ВАТ «З ЄЕС» «Об'єднане диспетчерське управління енергосистемами Сходу» (ОДУ Сходу) введено у промислову експлуатацію Нова версіяцентралізованої системи протиаварійної автоматики (ЦСПА) Об'єднаної енергосистеми Сходу із підключенням до неї протиаварійної автоматики Бурейської ГЕС.

Модернізація ЦСПА та підключення як її низовий пристрій локальної автоматики запобігання порушенням стійкості (ЛАПНУ) Бурейської ГЕС дозволять мінімізувати обсяг керуючих впливів в енергосистемі на відключення споживачів у разі виникнення аварійних ситуацій на об'єктах електроенергетики.

ЦСПА ОЕС Сходу введено у промислову експлуатацію у 2014 році. Спочатку як низові пристрої для неї використовувалися ЛАПНУ Зейської ГЕС і ЛАПНУ Приморської ГРЕС. Після проведеної філією ПАТ «РусГідро» – «Бурейська ГЕС» модернізації апаратної та програмної бази ЛАПНУ її підключення до ЦСПА також стало можливим.

«Успішне введення в експлуатацію ЛАПНУ Бурейської ГЕС у складі ЦСПА ОЕС Сходу дозволило вивести автоматичне протиаварійне управління в енергооб'єднанні на якісно новий рівень. Число пускових органів збільшилося з 16 до 81, ЦСПА охопила дві третини контрольованих перерізів в ОЕС Сходу, суттєво мінімізовано обсяг керуючих впливів на відключення споживачів у разі виникнення аварій в енергосистемі», – наголосила директор з управління режимами – головний диспетчер ОДУ Сходу Наталія Кузнєць.

Для підключення комплексу протиаварійної автоматики Бурейської ГЕС фахівцями ОДУ Сходу в 2017–2018 роках виконано комплекс заходів, що включав підготовку та налаштування випробувального полігону ЦСПА, налаштування його мережевої взаємодії з ЛАПНУ Бурейської ГЕС. За розробленою ОДУ Сходу та погодженою з Філією ПАТ «РусГідро» – «Бурейська ГЕС» програмою проведено випробування роботи ЛАПНУ як низовий пристрій ЦСПА, а також моніторинг та аналіз розрахункових моделей, моніторинг каналів зв'язку та обміну інформацією між ЦСПА та ЛАПНУ, налагодження мережевої взаємодії та програмного забезпечення.

ЦСПА ОЕС Сходу належить до сімейства централізованих систем протиаварійної автоматики третього покоління. Порівняно з попередніми поколіннями вони мають розширений функціонал, що включає більш досконалий алгоритм розрахунку статичної стійкості енергосистеми та алгоритм вибору керуючих впливів за умов забезпечення не тільки статичної, а й динамічної стійкості – стійкості енергосистеми в процесі аварійних збурень. Також нові ЦСПА функціонують з урахуванням нового алгоритму оцінки стану електроенергетичного режиму енергосистеми. Кожна ЦСПА має дворівневу структуру: програмно-апаратні комплекси верхнього рівня встановлюються у диспетчерських центрах ОДУ, а низові пристрої – на об'єктах диспетчеризації.

Окрім ОЕС Сходу ЦСПА третього покоління успішно функціонують в ОЕС Північного Заходу та ОЕС Півдня. У дослідній експлуатації знаходяться системи в ОЕС Середньої Волги, Уралу та Тюменської енергосистеми.

АТ "Системний оператор Єдиної енергетичної системи", ПАТ "Якутськенерго" та Філія ПАТ "ФСК ЄЕС" МЕС Сходу успішно провели натурний експеримент, що доказав можливість відновлення електропостачання споживачів Центрального енергорайону (ЦЕР) енергосистеми Республіки Саха (Якутія) від Об'єднаної енергосистеми (ОЕС) шляхом перенесення точки поділу між ними.

Експеримент проводився з ініціативи ПАТ "Якутськенерго" за погодженням з АТ "СО ЄЕС" та за рішенням Штабу щодо забезпечення безпеки електропостачання Республіки Саха (Якутія). Метою експерименту стало відпрацювання дій диспетчерського та оперативного персоналу при відновленні електропостачання розташованих на правому березі річки Олени Улусів (районів) у Центральному енергорайоні Якутської енергосистеми від ОЕС Сходу по кабельно-повітряній лінії (КВЛ) 220 кВ Нижній Куранах – Майя.

Спеціалістами філій АТ "СО ЄЕС" Об'єднане управління енергосистеми Сходу (ОДУ Сходу), Регіональне диспетчерське управління енергосистеми Амурської області (Амурське РДУ) за участю фахівців філії АТ "СО ЄЕС" Регіональне диспетчерське управління Республіки Саха (Якутія) (Якутське РДУ) Якутськенерго" розроблено Програму, визначено вимоги до параметрів електроенергетичного режиму ОЕС Сходу та ЦЕР Якутської енергосистеми та створено схемно-режимні умови для живлення навантаження ЦЕР від ОЕС Сходу. Управління перемиканнями здійснювалося за командами диспетчерського персоналу Амурського РДУ та Департаменту технологічного управління ПАТ "Якутськенерго".

У ході експерименту, що тривав понад 21 годину, точка розділу між ОЕС Сходу і ЦЕР енергосистеми Республіки Саха (Якутія) була успішно перенесена в глибину Центрального енергорайону, внаслідок чого частина споживачів Якутії отримала електроенергію від ОЕС Сходу. Максимальне миттєве значення величини перетікання потужності досягло 70 МВт, всього споживачам у центральній частині Якутії було передано понад мільйон кВт/год електроенергії.

"Отримані результати підтвердили можливість відновлення електропостачання зарічних улусів у Центральному енергорайоні Якутської енергосистеми від ОЕС Сходу у разі аварій на генеруючому обладнанні цього енергорайону. Також у ході експерименту були отримані дані, аналіз яких дозволить розробити заходи щодо оптимізації процесу перемикань та скорочення часу перерви в електропостачанні. при перенесенні точки розділу між ЦЕР та ОЕС Сходу", – зазначила директор з управління режимами – головний диспетчер ОДУ Сходу Наталія Кузнєцова.

В даний час Західний та Центральний енергорайони енергосистеми Республіки Саха (Якутія) із сумарною встановленою потужністю електростанцій 1,5 ГВт функціонують ізольовано від ЄЕС Росії та оперативно-диспетчерське управління на їх території здійснює ПАТ "Якутськенерго". У 2016 році в рамках підготовки до здійснення оперативно-диспетчерського управління енергосистемою Республіки Саха (Якутія) у складі Західного та Центрального енергорайонів та організації приєднання цих енергорайонів до 2-ї синхронної зони ЄЕС Росії – ОЕС Сходу – було створено Філію АТ "З ЄЕС" Якутське РДУ. Прийняття ним функцій оперативно-диспетчерського управління біля Західного і Центрального енергорайонів Якутської енергосистеми буде здійснено після внесення Урядом РФ відповідних змін у нормативно-правові документи та виключення Якутської енергосистеми з переліку ізольованих.

ОЕС Сходу – 50

Єдиний Схід

Рішення про створення Об'єднаної енергетичної системи Сходу на базі енергосистем Амурської області, Приморського та Хабаровського краю та Єврейської автономної області(Згодом в ОЕС Сходу влилася енергосистема південної частини Якутії) було прийнято Міністерством енергетики СРСР. Тим самим наказом за номером 55А було створено Оперативно-диспетчерське управління (ОДУ) Сходу, яке тепер є філією АТ «Системний оператор ЄЕС». Шлях від рішення до створення ОЕС зайняв два роки – 15 травня 1970 були об'єднані Амурська та Хабаровська енергосистеми. І хоча у ДФО і досі збереглися ізольовані енергосистеми (на півночі Якутії, у Магаданській та Сахалінській областях, на Камчатці та Чукотці, а також Миколаївський енергорайон Хабаровського краю), відтоді ОЕС Сходу стала найважливішою частиною енергетики регіону. До неї входять електростанції сумарною встановленою потужністю 9,5 ГВт (станом на 1 січня 2018 року). ОЕС Сходу була пов'язана з ОЕС Сибіру трьома ЛЕП 220 кВ, і у 2015 році вони були вперше включені на паралельну синхронну роботу.

Піднятися над містечковими інтересами

За словами одного з колишніх керівників ОДУ Сходу Сергія Другова, розвиток ОЕС Сходу далеко не завжди йшов гладко – зокрема заважали містечкові інтереси. «Наприклад, керівництво Амурської області свого часу не було зацікавлене у будівництві ЛЕП у Хабаровському краї, оскільки на її території з'явилося потужне джерело – Зейська ГЕС. Керівництво Хабаровського краю негативно ставилося до будівництва Бурейської ГЕС, вважаючи за необхідне будувати енергооб'єкти лише на території краю і лише ті, що замикаються на власного споживача», – згадує Сергій Другов.

Проте кризи енергопостачання (Амурська область - 1971-1973 роки; Хабаровський край - 1981-1986 роки; Приморський край - 1998-2001 роки) підштовхнули регіони та їх керівників до об'єднання зусиль. Потрібні були потужні ЛЕП між генеруючими потужностями та основними центрами споживання. Перші зосереджені на заході регіону (Зейська та Бурейська ГЕС, Нерюнгрінська ГРЕС), другі – на південному сході (у Примор'ї та Хабаровську).

Дальше більше

Останніми роками споживання електроенергії ОЕС Сходу та енергосистем суб'єктів федерації помітно зростає, іноді оновлюючи історичні максимуми. ОЕС Сходу має заділ за потужністю, що дозволяє, наприклад, експорт електроенергії до сусідньої КНР, але щоб уникнути проблем у найближчому майбутньому, потрібні і нові генеруючі об'єкти, і подальший розвиток мереж.

У цьому напрямі багато робиться. Вже працює друга черга Благовіщенської ТЕЦ (додаткова встановлена ​​електрична потужність – 120 МВт, теплова – 188 Гкал/год). На третій квартал 2018 року намічено пуск у Владивостоці ТЕЦ «Східна» (встановлена ​​електрична потужність складе 139,5 МВт, теплова – 421 Гкал/год; станція забезпечить теплом та гарячою водою понад 300 тисяч споживачів міста). Наступного року має дати струм нова ТЕЦ у м. Радянська Гавань (встановлена ​​електрична потужність становитиме 120 МВт, теплова – 200 Гкал/год).