Новости
 Новости энергетики
   09.08 Сложившаяся из-за аномальной жары ситуация в энергосистемах Юга России привела к необходимости ввода графиков временного отключения потребления
   08.08 Потребление мощности в ОЭС Юга и семи региональных энергосистемах достигло нового летнего исторического максимума
   08.08 В Кубанской энергосистеме установлен новый исторический максимум потребления электрической мощности
   07.08 Потребление электроэнергии в энергосистеме Астраханской области в январе-июле 2017 года на 0,3 % превысило потребление за аналогичный период 2016 года
   07.08 Потребление электроэнергии в энергосистеме Волгоградской области в январе-июле 2017 года на 2,5 % превысило потребление за аналогичный период 2016 года
   07.08 Потребление электроэнергии в Дагестанской энергосистеме в январе-июле 2017 года на 4,1 % превысило потребление за аналогичный период 2016 года
   07.08 Потребление электроэнергии в Кубанской энергосистеме в январе-июле 2017 года на 2,3 % превысило потребление за аналогичный период 2016 года
   2017 год
   2016 год
   2015 год
   2014 год
   2013 год
   2012 год
   2011 год
   2010 год
   2009 год
   2008 год
   2007 год
   2006 год
   2005 год
   2004 год
   2003 год
   2002 год
   2001 год
 Фото галерея
 Энергосистемы в интернете
 Дайджест Реферативного журнала
 Последние изменения
 
Главная страница Новости Новости энергетики 2005 год 
 

ОТЧЕТ РАО "ЕЭС РОССИИ" ПО РАССЛЕДОВАНИЮ АВАРИИ В ЕЭС РОССИИ, ПРОИСШЕДШЕЙ 25.05.2005

Отчет комиссии РАО "ЕЭС России"
архив отчета .zip

21.06.2005

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ РАО "ЕЭС РОССИИ"

 

ОТЧЕТ
ПО РАССЛЕДОВАНИЮ АВАРИИ В ЕЭС РОССИИ, ПРОИСШЕДШЕЙ 25.05.2005

 

Комиссия назначена приказом ОАО РАО "ЕЭС России"
от 26.05.2005 № 331

 

 Москва – 2005

 

1. События, происшедшие на ПС 500 кВ "Чагино"

1.1. Краткая характеристика подстанции 500 кВ "Чагино"

ПС 500 кВ "Чагино" принята в эксплуатационное обслуживание Магистральных сетей – филиала ОАО "Мосэнерго" с 1 января 2004 г.

ОРУ подстанции имеет системы шин трёх классов напряжения:

  • 500кВ - 2 системы шин с двумя выключателями на присоединение, АТ-1 и АТ-2 со стороны 500кВ не имеют выключателей и подсоединены к шинам через разъединители, а АТ-6 через - один выключатель.
  • 220кВ - 2 секционированные системы шин с двумя выключателями на присоединение, АТ-4 имеет один выключатель.
  • 110кВ - 2 секционированные системы шин с обходной.

Трансформаторы:

  • АТ-1 - 3*АОДТГ- 90000/500 1958 года выпуска;
  • АТ-2 - АТДЦТН -250000/500 1985 года выпуска;
  • АТ-3 - 3*АОДТГ - 80000/220 1961 года выпуска;
  • АТ-4 - 3*АОДТГ - 85000/220 1958 года выпуска;
  • АТ-5 - 3*АОДТГН- 167000/500 1985 года выпуска;
  • АТ-6 - 3*АОДТГН- 167000/500 1990 года выпуска.

Выключатели:

  • ВНВ-500Б – 1 шт., 1992 г. ввода в работу
  • ВВ-500 – 5 шт., 1959-1970 г. ввода в работу
  • ВВ500Б – 3 шт., 1970-1975 г. ввода в работу
  • ВВБ220 – 10 шт., 1966-1982 г. ввода в работу
  • ВВД220 – 4 шт., 1992 г. ввода в работу
  • ВВН220 – 13 шт., 1966-1981 г. ввода в работу
  • ВВН110 – 24 шт., 1963-1975 г. ввода в работу

Установки оперативного постоянного тока:

  • На подстанции находятся в работе 2 аккумуляторных батареи типа СК со сроком службы.
    • АБ №1- 46 лет (в 1997 г. выполнен ремонт батареи с заменой пластин и сепарации);
    • АБ № 2 - 7 лет.
  • На подстанции находятся в эксплуатации 4 зарядно-подзарядных агрегата:
    • ВАЗП 380/260-40/80, 2шт. (в работе);
    • РТАБ, 2 шт. (в резерве).

Пневмохозяйство подстанции:

На подстанции установлены 2 компрессорные станции:

  • на 100 ати (8 компрессоров типа ВШВ-3/100, введены в работу в 2001 г.);
  • на 230 ати (5 компрессоров типа ВШ-3/230, введены в работу в 1992 г.).

К подстанции подключено:

  • ВЛ-500кВ - 3 линии,
  • ВЛ-220кВ - 9 линий,
  • ВЛ-110кВ - 12 линий.

На подстанции имеются 4 синхронных компенсатора типа КСВ-100/11 и КСВБО-100/11.

Количество персонала, согласно штатному расписанию, - 30 человек. Из них в эксплуатации оборудования заняты 7 электромонтёров во главе с мастером и 10 человек оперативного персонала. В группу обслуживания релейной защиты входит ведущий инженер и электромонтёр.

Нормальная схема ПС "Чагино":

ОРУ-500 кВ - две системы шин

На I СШ включен АТ-1. На II с.ш. включены АТ-2 и АТ-6

На I и II СШ через два выключателя включены АТ-5 и ВЛ Ногинск-Чагино, Пахра-Чагино, Михайлов-Чагино (с отпайкой на Калугу).

ОРУ-220 кВ (феррорезонанс) - две секционированные системы шин с двумя выключателями на присоединение, кроме АТ-4:

На I СШ 1 секции включены: АТ-3, ВЛ ТЭЦ-22 - Чагино VII с отп., ВЛ Чагинская, ВЛ Чагино-Южная, КЛ Чагино-Капотня I.

На II СШ 1 секции включены: АТ-4, АТ-6, ВЛ ТЭЦ-22-Чагино IX, ВЛ Иловайская – Чагино, КВЛ Чагино – Жулебино.

На I СШ 2 секции включены: АТ-5, ВЛ ТЭЦ-22-Чагино X.

На II СШ 2 секции включены: КЛ Чагино-Капотня II, СВВ I СШ (включен), СВВ II СШ (включен).

ОРУ-11О кВ - две секционированные системы шин с обходными выключателями:

На I СШ 1 секции включены: АТ-3, АТ-1 (ВВ отключен), ВЛ Чагино-Дубровская I, II, КВЛ ТЭЦ-8 - Чагино с отпайкой.

На II СШ 1 секции включены: АТ-1, АТ-3 (ВВ отключен), ВЛ Чагино-Красково с отпайкой., ВЛ Чагино-Болятино с отпайкой, КВЛ Чагино-Новоспасская.

На I СШ 2 секции включены: АТ-4, АТ-2 (ВВ отключен), КВЛ Чагино-Чухлинка I, II, КВЛ Чагино - Донецкая I.

На II СШ 2 секции включены: АТ-2, АТ-4 (ВВ отключен), КВЛ Чагино-АЗЛК I, II с отпайкой, КВЛ Чагино-Донецкая II (ВВ отключен), СВВ I и II СШ (отключены), ОВВ 1 и 2 секции (отключены).

Исходное состояние ПС "Чагино" до технологического нарушения 23.05.2005 приведено в приложении 1.

1.2. Технологическое нарушение на ПС "Чагино" 23.05.2005

В 19:57 23.05.2005 произошло повреждение с разрушением, выбросом масла и возгоранием трех фаз измерительных трансформаторов тока (ТФНД, 1960 года выпуска, эксплуатируемого с 1962 года) воздушных выключателей ВВ 110 кВ I СШ АТ-2.

На подстанции отключились:

  • АТ-2 (500/110) действием ДЗТ АТ-2;
  • II СШ 500 кВ действием ДЗТ АТ-2, так как АТ-2 без выключателя 500 кВ;
  • I СШ 2 секции 110 кВ действием ДЗШ.

Состояние ПС "Чагино" на этот момент приведено в приложении 2.

Повреждено оборудование:

  • Измерительные трансформаторы тока ВВ 110 кВ I СШ АТ-2;
  • ВВ 110 кВ I СШ АТ-2;
  • ОВВ 2 секции 110 кВ, измерительные трансформаторы тока ОВВ 2 секции 110 кВ.

В 20:26 23.05.2005 возгорание ликвидировано.

В 23:40 23.05.2005 поставлена под напряжение II СШ 500 кВ и восстановлена исходная схема ОРУ 500 кВ.

В 00:30 24.05.2005 поставлена под напряжение I СШ 2 секции 110 кВ по КВЛ110 кВ Чагино-Чухлинка 1.

АТ-2 и ОВВ 110 кВ 2 секции 110 кВ выведены в ремонт.

1.3. Технологическое нарушение на ПС "Чагино" 24.05.2005

До технологического нарушения ПС "Чагино" имела следующие отклонения от нормальной схемы:

  1. По заявке до 30.05.2005 был выведен в текущий ремонт АТ-5 500/220 кВ;
  2. Отключен ВВ 220 кВ 2 СШ АТ-6;
  3. Включен ВВ 220 кВ I СШ АТ-6.
  4. Включена КВЛ 110 кВ Чагино-Донецкая 2.
  5. СК-1 в ремонте.
  6. СК-3 в ремонте.
  7. Включен СВ-2 СШ 110 кВ.
  8. Отключен ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Чагино-Юбилейная;
  9. Выведен в ремонт АТ-2 (повреждение ТТ накануне);
  10. Отключен ВВ 110 кВ ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино.

Состояние главной электрической схемы ПС "Чагино" на этот момент приведено в приложении 3.

В 20:57 24.05.2005 из-за повреждения средней ("З") фазы ТТ СВ-2 СШ 110 кВ (ТФНД, 1958 года выпуска, эксплуатируемого с 1958 года) произошло повреждение с разрушением, выбросом масла и возгоранием трех фаз измерительных трансформаторов тока ТТ СВ II СШ 110 кВ. Возгорание ликвидировано пожарной командой.

На подстанции отключились:

  • II СШ 110 кВ 1 и 2 секции 110 кВ действием ДЗШ;
  • следом (через 0,06 сек) из-за повреждения с коротким замыканием (осколками фарфора от поврежденных ТТ) воздушного выключателя ВВ-2 110 кВ АТ-1 действием ДЗТ отключаются: I СШ 500 кВ и АТ-1 (500/110).

Состояние главной электрической схемы ПС "Чагино" на этот момент приведено в приложении 4.

В 21:17 24.05.2005 на сборных шинах 1 секции 1 СШ 220 кВ возникло 2-х фазное замыкание без земли, перешедшее в 2-х фазное короткое замыкание на землю. В результате отгорела серьга крепления натяжной гирлянды фазы "Ж", при падении гирлянды происходит обрыв шлейфа на втором портале от СМВ 1 СШ 220 кВ. От действия защит отключается ВВ 1 СШ 220 кВ АТ-6, затем ВВ АТ-500 кВ АТ-6, затем действием резервных защит отключаются:

    • ВЛ 220 кВ Чагино-Южная;
    • ВЛ 220 кВ Чагинская (Чагино-Пахра);
    • КВЛ 220 кВ Чагино-Жулебино;
    • КЛ 220 кВ Чагино-Капотня 1;
    • КЛ 220 кВ Чагино-Капотня 2;
    • ВЛ 220 кВ Чагино-ТЭЦ-22;
    • ВЛ-220 кВ Чагино-Иловайская;
    • АТ-3, АТ-4, АТ-6.
  • Исчезло напряжение на 1 СШ 1 и 2 секций, потеряно питание собственных нужд подстанции "Чагино" и отключились все компрессоры.
  • Из системы подачи сжатого воздуха к выключателям стал выходить воздух через место прожога магистрального воздухопровода токами КЗ на ОРУ-220 в районе вентиля № 91 и через поврежденные ВВ 110 кВ.
  • На ТЭЦ-22 произошло аварийное отключение ТГ 7,8 и Бл-9,10 (работавших на шины ПС "Чагино") действием резервных защит линий от внешних межфазовых коротких замыканий. Бл-10 отключился действием ДФЗ (при останове ВЧ передатчика ВЛ 220 кВ действием УРОВ 220 кВ на ПС Чагино). Снижение генерации суммарно на 640 МВт. (Остались в работе ТГ-2,3,5,6 с суммарной нагрузкой 240 МВт).
  • На ПС 220 кВ "Сабурово" произошло отключение АТ-1 действием ДЗО при обрыве шлейфа на разъединителе 220 кВ АТ-1. Отключились присоединения 1 сек. 220 кВ. В результате ПС 220 кВ "Иловайская" обесточилась.
  • Произошло частичное обесточение потребителей в Люблино, Текстильщиках, Марьино.
  • Произошло частичное обесточение Московского НПЗ в Капотне.

Сложилась ситуация, когда полностью обесточены шины 500, 220 и 110 кВ). Состояние главной электрической схемы ПС "Чагино" на этот момент приведено в приложении 5.

В 22:00 24.05.2005 по ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино подано напряжение на II СШ 1 секции 110 кВ. Включен ВВ 110 кВ II СШ 1 секции АТ-3. Подано напряжение на ТСН № 5 блока 220 Компрессорной станции и включено в работу 3 компрессора.

В 23:41 24.05.2005 из-за потери давления воздуха в магистралях самопроизвольно включился фазой "А" ВВ 1 СШ 500 кВ ВЛ Чагино-Михайлов, которая оставалась под напряжением со стороны ПС "Михайлов". Так как схема разъединителями не была разобрана, то замкнулась цепь на КЗ в ячейке ВВ 110 кВ II СШ АТ-1. Действием ДЗТ АТ-1 с пуском УРОВ 500 кВ и командой телеотключения отключается ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская" с противоположных концов (ПС "Михайлов", ПС "Калужская").

В 23:49 24.05.2005 из-за потери давления воздуха в магистралях самопроизвольно включился ВВ 1 СШ 500 кВ ВЛ Чагино-Ногинск. Действием 5 ступени ТЗНП отключается ВЛ 500 кВ на ПС Ногинск.

В 00:30 25.05.2005 подано напряжение на 1 СШ 1 секции 110 кВ по ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино.

В 02:00 25.05.2005 1секция 1 СШ 220 кВ выведена в ремонт.

В 03:25 25.05.2005 после запроса диспетчера Московского РДУ и разрешения диспетчера ОДУ Центра снято со стороны ПС "Пахра" напряжение с ВЛ 500 Чагино-Пахра и 11 СШ 500 кВ для осмотра оборудования и вывода в ремонт АТ-1 (500/110).

В 5-31 25.05.2005 из-за потери давления воздуха в магистралях самопроизвольно включился ВВ 1 СШ 110 кВ АТ-3 (220/110) под напряжение со стороны 1 СШ 1 секции 110 кВ. Так как при снижении давления воздуха происходит замыкание контактов отделителя, которые не предназначены дляопераций под нагрузкой, из-за возникновения дуги в камерах отделителей произошло разрушение. Действием ДЗШ произошло отключение 1 секции 1 СШ 110 кВ.

При этом обесточился ТСН №5 ПС "Чагино". ПС "Чагино" потеряла питание собственных нужд и остановились все компрессоры.

Шины 500/220/110 кВ обесточены. Состояние главной электрической схемы ПС "Чагино" на этот момент приведено в приложении 6.

В 07:54 25.05.2005 подано напряжение на II СШ 1 секции 110 кВ и на АТ-3 по ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино, подано напряжение на собственные нужды, закончен ремонт воздуховодов и включены в работу компрессоры (12 шт, 2 компрессора выведены в ремонт). На 8-00 25.05.2005 давление в воздушной магистральной сети подняли до 8 ати. По мере набора воздуха в ресиверах ступенчато подавался воздух на выключатели.

В 11:45 25.05.2005 (при аварии) отключилась ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино и фидер 6 кВ резервного питания собственных нужд подстанции. Полностью потеряно питание собственных нужд подстанции.

Шины 500, 220 и 110 кВ полностью обесточены.

1.4. Восстановление схемы ПС "Чагино"

В 17:00 25.05.2005 подано напряжение на 11 СШ 1 секции 110 кВ по ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино. Через АТ-3 запитаны собственные нужды блока 220 Компрессорной станции и включены в работу компрессоры.

В 17:20 25.05.2005 подано второе питание на собственные нужды от МКС, запитаны собственные нужды блока 500 Компрессорной станции.

В 02:00 26.05.2005 первая операция с выключателями 110 кВ.

В 06:22 26.05.2005 первая операция с выключателями 220 кВ.

В 06:25 26.05.2005 подано напряжение ВЛ 500 кВ Ногинск-Чагино.

В 06:35 26.05.2005 первая операция с выключателями 500 кВ.

В 06:44 26.05.2005 замкнута в транзит ВЛ 500 кВ Пахра-Чагино

В 14-00 26.05.2005 давление в магистрали полностью восстановлено.

В 19-30 26.05.2005 НПЗ запитан по второму вводу через ПС "Капотня".

В 00:40 27.05.2005 со стороны ПС "Чагино" замкнута в транзит ВЛ Михайлов-Чагино с отпайкой на Калугу.

В 12:40 27.05.2005 НПЗ вышел на предаварийный режим потребления (45 МВт).

Восстановительные работы на ПС "Чагино" ведутся по плану, утвержденному исполнительным директором ОАО "Московская областная сетевая компания" 26.05.2005.

1.5. Основные замечании по ПС "Чагино"

Неудовлетворительное состояние и недостатки эксплуатации ПС "Чагино" были отмечены по результатам расширенной проверки состояния и эксплуатации оборудования ПС 500 кВ Чагино, выполненной РЦТИ ОАО "ФСК ЕЭС" (Акт-предписание № 05-09-ЛВ-11/04(3) от 12.11.2004):

1) Замечания по состоянию территории ОРУ 500, 220 и 110 кВ:

  • кабельные каналы совместно с плитами перекрытия требуют ремонта или замены.
  • фундаменты порталов, бетонные стойки, фундаменты оборудования нуждаются в ремонте или замене (ОРУ 220 кВ – частично).
  • металлоконструкции требуют покраски (на ОРУ 500 кВ).
  • фундаменты СК требуют ремонта.
  • недостаточное освещение ОРУ 500, 220 и 110 кВ.
  • необходимо произвести ремонт ограждения ОРУ-110 кВ.

2) Замечания по эксплуатации распределительных устройств:

  • ОРУ 500 кВ. Оборудование распредустройства 500 кВ вводилось в период с 1958 г. по 1963 г. Позднее в 1975 году введена ячейка АТ-5 и в 1992 году введена ячейка АТ-6. Оборудование выработало ресурс, запасные части для ремонта отсутствуют. Из-за старения фарфора были случаи разрушения элементов ВВ и полностью фаз ВВ.
  • ОРУ 220 кВ. Оборудование ячеек 220 кВ вводилось в период с 1965 -1967 г.г. 45 %, с 1970 по 1976 – 45%. с 1980 по 1982 г.г. 10%.
  • ОРУ 110 кВ. Оборудование распредустройства введено в работу в 1963-1965 г.г., физически и морально устарело.
  • Из-за старения фарфора опорно-стержневой изоляции были случаи разрушения колонок разъединителей. Необходимо продолжить работу по замене опорно-стержневой изоляции.
  • Приемка оборудования из средних ремонтов не осуществляется комиссией, назначенной распоряжением технического руководителя предприятия.

3) Замечания по эксплуатации панелей СН и аккумуляторных батарей:

  • Не проводятся ежегодные проверки работоспособности АБ при разряде толчковым током. На ПС отсутствуют протоколы анализа электролита на содержание хлора и железа. Не проводится измерение сопротивления изоляции АБ при проведении инспекторских осмотров.

4) Замечания по эксплуатации РЗА и средств и измерений:

  • Практически все устройства РЗА и противоаварийной автоматики – это устройства на электромеханической базе. В стадии монтажа и наладки находятся два комплекта микропроцессорных защит 2-х линий 110 и 220 кВ производства АББ "Автоматизация". Ряд эксплуатируемых устройств устарел и снят с производства (ФИП, Н-13).
  • В эксплуатации находятся фильтры присоединения и В.Ч. кабели, выработавшие свой ресурс.
  • На ПС на ОРУ-500, 220, 110кВ часть шкафов вторичной коммутации, находятся в ветхом состоянии (сгнили более чем на 50%).
  • Цепи электроприводов разъединителей ОРУ 500 кВ выведены из работы. Операции с разъединителями производятся вручную. В период проведения проверки сопротивление изоляции сети постоянного тока ниже нормы.
  • Подстанция персоналом РЗА недостаточно укомплектована. Группа РЗА состоит из 2 человек: ведущего инженера и мастера. Вед. инженер не имеет допуска к проверке высокочастотных защит, мастер пока вообще не допущен к проверкам защит.
  • Плановые проверки устройств РЗА на ПС выполняются подрядным способом силами персонала "Мосэнергоналадки". Отсутствуют протоколы испытаний электромагнитов управления выключателей 110, 220 кВ.

5) Замечания в организации эксплуатации заземляющих устройств и защиты от перенапряжений:

  • В 1999 году СКТБ ВКТ филиал ОАО "Мосэнерго" проводило диагностику состояния заземляющих устройств ОРУ 500, 220 и 110 кВ. Результаты обследования были изложены в отчете от 05.11.1999. Отмечалось, что отсутствуют некоторые необходимые связи между элементами ЗУ, имеются связи и заземляющие проводники с коррозией более 50%. Рекомендованные мероприятия выполнены не полностью.
  • На ПС отсутствуют сведения о произведенном ремонте контура.
  • На ПС отсутствуют паспорта на средства защиты от перенапряжений. В соответствии с протоколами последние испытания разрядников были проведены в 1996 г., ОПН - в 2002 г.

6) Замечания в обеспечении пожарной безопасности:

  • Пожаротушение кабельных сооружений эксплуатируется в ручном режиме. 7 из 13 лучей пожарной сигнализации длительно выведены из работы в связи с неисправностью датчиков.
  • Не выпущен приказ о назначении лица, ответственного за эксплуатацию установок автоматического обнаружения и тушения пожара в кабельных сооружениях.

Общие выводы комиссии ОАО "ФСК ЕЭС", осуществившей проверку:

  • 90% основного оборудования подстанции эксплуатируется со сроками, превышающими нормативные.
  • Фундаменты оборудования ОРУ 500, 220, 110 кВ требуют ремонта.
  • Кабельные каналы на ОРУ 500. 220. 110 кВ требуют ремонта.
  • Подстанция не полностью укомплектована релейным персоналом.
  • Ремонтная документация на маслонаполненное оборудование, воздушные выключатели, средства защиты от перенапряжений, аппаратуру РЗА и ПА на подстанции не в полном объеме.
  • Отсутствуют планы технического перевооружения подстанции.

Акт-предписание с намеченными мероприятиями и сроками их исполнения был вручен директору "Магистральных электрических сетей – филиала ОАО "Мосэнерго В.А. Наумову с указанием выпустить приказ.

Приказ, утверждающий мероприятия по устранению недостатков издан 10.12.2004 № 507а. В комиссию по расследованию аварии был представлен отчет о выполнении указанных мероприятий. По состоянию на 3.05.2005 из 33 мероприятий письменно отчитались, что выполнено 20 пунктов, у 12 пунктов не подошел срок, по 1 пункту с РЦТИ ОАО "ФСК ЕЭС" согласован новый срок в связи с реальным сроком поставки требуемого оборудования. В процессе работы комиссии по расследованию проверка фактического исполнения и качества исполнения мероприятий не производилась.

Из протокола обследования изоляции электрооборудования ОРУ 110 кВ ПС № 510 "Чагино" от 30.05.2005, оформленного по результатам планового обследования, выполненного СКТБ ВКТ в апреле 2005 года:

  • При осмотре существенного загрязнения внешней изоляции не обнаружено. За период эксплуатации подстанции аварийных отключений оборудования из-за перекрытия внешней изоляции не происходило. По результатам измерений, выполненным в соответствии с "Указаниями по определению характеристик поверхностного слоя изоляторов, загрязненных в естественных условиях" (СПО Союзтехэнерго. М., 1978), вычислены значения удельной поверхностной проводимости слоя загрязнения, которые находятся в пределах 0,35-5,0 мкСм, что соответствует для районов с 1 ст. загрязнения.
  • В соответствии с ПУЭ (гл. 1.9) степень загрязнения на территории ОРУ 110 кВ может быть отнесена к 1 степени загрязнения при объеме производства Московского НПЗ (расположенного на расстоянии 1,3 км от ОРУ 110 кВ) 9 млн. тонн нефтепродуктов в год. Уровень внешней изоляции является достаточным для надежной работы оборудования ОРУ 110 кВ ПС "Чагино".

1.6. Особенности эксплуатации измерительных трансформаторов тока

О степени увлажнения трансформатора можно судить по анализу характеристик масла и величине тангенса дельта изоляции. Нормы допустимых значений согласно РД 34.45-54.300-97 "Объемы и нормы испытаний электрооборудования". Однако такой метод диагностики требует отключения оборудования, что не всегда возможно.

Другие диагностические методы, такие как, контроль частичных разрядов под рабочим напряжением и тепловизионный контроль нельзя рассматривать как достаточно надежные средства, так как эффективны только на завершающей стадии развития повреждения.

Анализ измерений и испытаний, проводимых на поврежденных измерительных трансформаторах тока для ТТ СВВ-110 11 СШ 110 кВ показывают следующее:

Таблица 1

Дата Кислотное число Реакция водной вытяжки Температуры вспышки Пробивное напряжение
кВ
заключение
07.06.1999 0,01 нейтр. 140 50 норма
13.06.2001 0,01 нейтр. 139 45 норма
04.07.2003 0,02 нейтр. 139 40 норма

При последних испытаниях масла ТТ СВВ-110 11 СШ 110 кВ, выполненных 04.07.2003, величина пробивного напряжения составила 40 кВ. Согласно данным, изложенным в РД 34.45-54.300-97 "Объемы и нормы испытаний электрооборудования" (таблица 25.4), значением показателя пробивного напряжения, ограничивающего область нормального состояния, является 40 кВ.

Согласно требованиям, изложенным в РД 34.45-54.300-97 "Объемы и нормы испытаний электрооборудования" (раздел 7.2), на измерительных трансформаторах тока 110 кВ с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) – при неудовлетворительных результатах испытаний масла согласно требованиям табл. 25.4 (попадании в область "риска") должно производится измерение tg d изоляции, который должен быть не более значения, указанного в таблице 7.2 (не более 3,0). Документов об измерении tg d изоляции не представлено. Снята копия с журнала замеров, которая показала, что последний раз tg d на поврежденном трансформаторе измерялся в 18.10.88 и составил 2,4, изменившись за 20 лет с 0,55.

1.7. Выводы по ПС "Чагино"

1. Подстанция находится в неудовлетворительном состоянии. Организация эксплуатации и техническое обслуживание также неудовлетворительные. Это подтверждается объемом повреждения элементов ОРУ 110 и 220 после повреждения трансформаторов тока.

2. Необходимо обратить внимание на проблему старения оборудования подстанции, так как на подстанции "Чагино", например, только измерительных трансформаторов тока 110-500 кВ со сроком эксплуатации 40-50 лет - 122 единицы.

3. Дежурный персонал подстанции в период ликвидации и восстановления последствий технологического нарушения был труднодоступен для диспетчера Московского РДУ ввиду недостаточности 2-х дежурных и одного стажера. Отдельно для связи с персоналом органа оперативно-диспетчерского управления персонал на подстанции дополнительно не выделялся.

4. Ликвидация аварийной ситуации была организована в целом на не высоком уровне. Передача руководства ликвидацией аварийной ситуации начальнику подстанции по его прибытию в оперативном журнале не оформлена.

5. Дежурного персонала, участвующего в ликвидации аварийной ситуации с 20-57 24.05.2005 до 8-00 25.05.2005, было недостаточно, что способствовало затяжке во времени ликвидации аварийной ситуации, в первую очередь по обеспечению работоспособности воздухоприготовительных установок и воздушных систем.

6. Не приняты меры дежурным персоналом подстанции при появлении сигнала "неисправность в цепях ВВ" (по понижению давления воздуха) по снятию напряжения с выключателей разборкой схемы СШ-500 кВ разъединителями (ПТЭ п. 5.4.16). Эти требования не включены в Инструкцию по предотвращению и ликвидации технологических нарушений.

7. Дежурный персонал подстанции дежурит по "суточному графику" (смена длится 24 часа).

8. По имеющимся данным, установить причины повреждения измерительных трансформаторов тока, приведшего к развитию событий на ПС "Чагино" и созданию предпосылок системной аварии, невозможно. Учитывая, что поврежденные трансформаторы тока изъяты прокуратурой, необходимо продолжить техническое расследование, после того как будет получено разрешение на проведение исследований от работников прокуратуры.

2. Описание аварии в ЕЭС России 25.05.2005

2.1. Описание предпосылок возникновения и развития аварии в ЕЭС России 25.05.2005.

2.1.1. Предаварийное состояние энергоузла Московской энергосистемы, в котором произошли аварийные отключения, приведшие к аварии

В результате повреждения в 20-57 24.05.2005 с разрушением, выбросом масла и возгоранием трех фаз измерительного трансформатора тока воздушного выключателя ВВ 110 кВ 1 СШ АТ-2 и последующего развития была полностью погашена ПС 500/220/110 кВ "Чагино" с отключением всех присоединений 110, 220 и 500 кВ, в том числе энергоблоков № 9, № 10 и турбогенераторов № 7, № 8 ТЭЦ-22 (работавших с нагрузкой суммарно 640 МВт на шины 220 кВ ПС "Чагино") и трех ВЛ 500 кВ: Чагино-Михайлов с отпайкой на ПС "Калужская", Чагино-Ногинск, Чагино-Пахра, разорвавших Московское кольцо 500 кВ и транзит 500 кВ ПС "Михайлов" - ПС "Калужская".

В связи с ремонтной компанией в сети 500-220-110 кВ:

1) Находились в отключенном состоянии автотрансформаторы связи: АТ-2 (500/220 кВ) на ТЭЦ-26, АТ-7 (500/110 кВ) на ПС "Очаково", АТ-2 (220/110 кВ) на ПС "Осетр", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Хвойная", АТ-2 (220/110 кВ) на ПС "Ногинск", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Голутвин", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Стачка", АТ-2 (220/110 кВ) на ПС "Луч", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Дмитров". Суммарная мощность отключенных автотрансформаторов с учетом отключенных АТ 500 на ПС "Чагино" составила около 4000 МВА.

2) Выведены из работы 5 синхронных компенсаторов на ПС: "Суворово", "Бескудниково", "Голутвин", "Пахра", "Ногинск" и отсутствовала возможности использования 2-х синхронных компенсаторов на ПС "Чагино".

3) Выведены из работы ВЛ 500 кВ "Смоленская-Михайлов", ВЛ 330 кВ "Конаково-Калинин 1", ВЛ 220 "Очаково-Пресня 2".

4) Выведены в ремонт 19 ВЛ 110 кВ и 9 трансформаторов на ПС 110 кВ.

2.1.2. Состояние электрической сети 110, 220 и 500 кВ после повреждения измерительных трансформаторов тока ВВ 110 кВ 1 СШ АТ-2 и последующего развития событий на ПС 500 кВ "Чагино" и анализ предпринятых мер по подготовке режима к утреннему подъему нагрузки

2.1.2.1. Анализ режима и режимные указания

С учетом погашения ПС 500/220/110 кВ "Чагино" и отключения всех отходящих от нее ВЛ прибывшими по аварийному вызову руководителями Службы электрических режимов Московского РДУ (начальник службы прибыл в 23.00 24.05.2005, заместитель начальника службы прибыл в 22-12 24.05.2005) была проведена оперативная проверка соответствия планового баланса мощности (генерация, потребление) и режима работы электрической сети Московской энергосистемы в создавшейся схеме требованиям нормативных документов к области допустимых режимов. В ее рамках были выполнены расчеты режимов на период максимума нагрузки с учетом расчетных возмущений.

В связи со сложившимся режимом диспетчерскому персоналу Московского РДУ Службой электрических режимов РДУ были выданы новые режимные указания:

  1. На ПС "Павелецкая" включить АТ-2 по 110 кВ и отключить СВВ 110 кВ;
  2. Включить в транзит КЛ 110 кВ Таганская-Н.Спасская-1 для улучшения привязки ТЭЦ-8 к сети;
  3. На ПС "Пахра" односторонне отключить ВЛ 110 кВ Пахра-Подольск-1,2, АТ-3 по стороне 110 кВ и включить СВ I СШ 110 кВ из-за перегрузки и перегрева АТ-3 ПС Пахра;
  4. Из-за перегрузки КВЛ 110 кВ Угреша-Автозаводская включить односторонне на ПС "Сабурово" КВЛ 110 кВ Угреша-Сабурово с отпайкой;
  5. На ПС "Карачарово" включить ШСМВ 110 кВ секции Юг, ШСМВ секции Север и отключить КЛ 110 кВ Карачарово-Андроньевская-1 для улучшения привязки ТЭЦ-8 и ТЭЦ-11 к сети;
  6. На ПС "Автозаводская" включить СМВ I СШ 110 кВ и отключить КВЛ 110 кВ Автозаводская-Южная-1 для улучшения привязки ТЭЦ-8 к сети;
  7. Контролировать напряжение в контрольных точках энергосистемы и требовать контроля напряжения в контрольных точках электросетевых предприятий.

На основе анализа результатов проверки, для замещения и по балансу ЕЭС аварийно отключенного оборудования на ТЭЦ-22 и ПС "Чагино", запланировано включение энергоблока № 5 на ГРЭС-5, энергоблока № 2 и № 5 ТЭЦ-26 и энергоблока № 7 на ТЭЦ-25.

2.1.2.2. Электрические режимы элементов сети и происходящие события в предшествующий аварии период:

  • в 23-55 24.05.2005 диспетчер Калужского РДУ сообщил диспетчеру Московского РДУ о том, что после отключения ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская" перегружается АТ-1 из-за увеличения перетока в сторону Москвы по ВЛ 110 и 220 кВ, и потребовал от диспетчера Московского РДУ увеличить генерацию. В связи с отключением указанной ВЛ ток на ВЛ 220 кВ Калужская-Латышская вырос с 360 А до 531 А, а на ВЛ 220 кВ Калужская-Мирная ток вырос до 659 А.
  • в 2-56 25.05.2005 была дана диспетчером ОДУ Центра диспетчеру Московского РДУ команда поднять нагрузку на ТЭЦ-25 на 60 МВт (больше нет возможности), тот передал команду начальнику смены станции ТЭЦ-25 (с установкой на выполнение к 3-30);
  • в 3-48 25.05.2005 начальник смены станции ТЭЦ-16 сообщил диспетчеру Московского РДУ о перегрузке ВЛ 110 кВ ТЭЦ-16-Гражданская до 560 А (номинал 516 А) при реактивной нагрузке 85 МВАр (режимными действиями удалось понизить ток до 450 А);
  • в 4-42 25.05.2005 в связи с неясностью перспектив включения АТ 500/220 на ПС "Чагино" диспетчером ЦДУ через диспетчера ОДУ Центра дана команда диспетчеру Московского РДУ на пуск из состояния холодного резерва "по готовности" энергоблоков № 2 и № 5 ТЭЦ-26 (включили в сеть в 8-59 и 10-09 25.05.2005) и энергоблока № 7 на ТЭЦ-25 (включили в сеть в 13-25 25.05.2005).
  • в 4-53 25.05.2005 включен в сеть из состояния холодного резерва энергоблок № 5 на ГРЭС-5 (Шатурской ГРЭС);
  • в 5-15 25.05.2005 отключилась от ДФЗ ВЛ 110 кВ Богатищево-Пурлово с отпайкой с успешным АПВ;
  • в 7-10 25.05.2005 дежурный ПС 220 "Баскаково" сообщил диспетчеру Московского РДУ о перегрузке ВЛ 110 кВ Баскаково-Косино до 500 А (номинал 425 А). Снизили до 270 А режимными мероприятиями.

В течение ночи диспетчерский персонал ЦДУ и ОДУ Центра предпринимал усилия по замыканию Московского кольца 500 кВ, снижению перегрузки на ПС 500 кВ "Калужская" и включению ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская" в двухконцевом режиме (после того как убедился, что поднятие давления воздуха в воздушной магистрали на ПС "Чагино" в ближайшее время не ожидается).

  • в 2-10 25.05.2005 диспетчер ОДУ Центра дал команду дежурному ПС "Калужская" на подготовку к включению АТ-2 (включен в 5-25).
  • в 7-32 25.05.2005 диспетчером ОДУ Центра дана команда дежурному ПС "Михайлов" и диспетчеру Смоленского РДУ свернуть работы по ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС-Михайлов и включить по готовности к операции (ВЛ была включена в работу в 15-51 25.05.2005).
  • в 7-54 25.05.2005 от ВЛ 110 кВ Чагино-Болятино подано напряжение на II СШ 110 кВ и на СН ПС "Чагино", включены в работу компрессоры
  • и начат подъем давления в воздушной системе подстанции.

Состояние энергоузла Московской энергосистемы, в котором в последствии произошли аварийные отключения, приведшие к аварии, по состоянию на 8-00 25.05.2005 характеризовалось следующими уровнями напряжения в сети 110-220 кВ:

Таблица 2

Фактические уровни напряжения (кВ) на шинах 110, 220 кВ на 8-00 25.05.2005
Чагино 110 105,1 Чертаново 110 103,4 Южная 220 225 Баскаково 220 214,5
Трубино 110 106,5 Кедрово 110 109.5 Чертаново 220 211,6 Кедрово 220 214,5
Бескудниково 110 106,9 Баскаково 110 108,0 Лесная 220 211,2 ТЭЦ-21 (220) 213,4
Ногинск 110 107,8 Южная 110 107,8 ЦАГИ 220 204,6 ТЭЦ-23 (220) 215,6
Пахра 110 106,1 Павелецкая 110 106,2 Латышская 220 218,0 ТЭЦ-26 (220) 213,4
Очаково 110 106,9 Пески 110 104,5 Грибово 220 212,3 Калужская 220 215,6
   
gr.gif (49 bytes) - номинальное напряжение (ГОСТ 721-77);
ye.gif (49 bytes) - напряжение ниже номинального, но не ниже минимального нормально допустимого значения (104,5 кВ и 209 кВ) (ГОСТ 13109-97);
lil.gif (49 bytes) - напряжение ниже минимального нормально допустимого, но не ниже предельно допустимого значения (99 кВ и 198 кВ) (ГОСТ 13109-97);

В таблице 3 приведена динамика изменения напряжения на шинах 500 кВ ПС "Калужская" в период с 23-00 24.05.2005 (до разрыва Московского кольца 500 кВ и отключения "отпайки" 500 кВ Михайлов-Калужская, который произошел в 23-41 24.05.205) до 11-00 25.05.2005:

Таблица 3

Фактические уровни напряжения (кВ) на шинах 500 кВ ПС "Калужская" в период с 8-00 до 11-00 25.05.2005
23-30 500,5 3-00 486,4 6-00 475,2 9-00 463,9
1-00 486,4 4-00 486,4 7-00 475,2 10-00 461,1
2-00 486,4 5-00 489,2 8-00 469,6 11-00 447,0
   
gr.gif (49 bytes) - выдержали номинальное напряжение (ГОСТ 721-77);
ye.gif (49 bytes) - напряжение ниже номинального, но не ниже минимального нормально допустимого значения (ГОСТ 13109-97);
lil.gif (49 bytes) - напряжение ниже минимального нормально допустимого, но не ниже предельно допустимого значения (ГОСТ 13109-97), но требующее по "Инструкции по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в ОЭС Центра" принятия обязательных мер (пункт 6.1);
red.gif (49 bytes) - достигли предельно допустимой величины (ГОСТ 13109-97).

Примечание к таблице: В период с 0-00 до 10-00 25.05.2005 на ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС-Калужская при той же передаваемой по ВЛ в сторону ПС "Калужская" активной мощности (580 МВт) возросла в два раза реактивная мощность (с 98,8 МВАр до 197 МВАр) при возрастании тока с 701,8 А до 767,7 А.

  • в 8-15 25.05.2005 сообщение диспетчеру Московского РДУ от дежурного Подольских электрических сетей (с ПС "Пахра") о перегрузке ВЛ-110 кВ Пахра – Н. Домодедово-2 до 480 А (номинал 445 А) (режимными действиями удалось понизить ток до 300 А);
  • в 8-39 25.05.2005 дежурный Октябрьских электрических сетей сообщил диспетчеру Калужского РДУ – "на ПС Мирная 212 кВ". Ответ – "режим сложный, помочь не сможем, поднимайте напряжение анцапфами";
  • в 8-55 25.05.2005 диспетчером ОДУ Центра дана команда диспетчеру Московского РДУ на проверку готовности к включению в двухконцевом режиме ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская".
  • в 8-57 25.05.2005 диспетчером Московского РДУ дана команда дежурному ПС "Чагино" на запрос руководства о подготовке к включению ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская".
  • в 9-07 25.05.2005 сообщение с ПС "Чертаново" дежурному Южных электрических сетей о снижении напряжения на 1 и 2 секц. 220 кВ до 210 кВ.
  • в 9-14 25.05.2005 сообщение диспетчеру Московского РДУ от дежурного Октябрьских электрических сетей о перегрузке ВЛ 110 кВ ТЭЦ-16 – Гражданская 1 до 536 А;
  • в 9-15 25.05.2005 сообщение дежурного Восточных электрических сетей диспетчеру Московского РДУ о перегрузе ВЛ-220 кВ ТЭЦ-23-Гольяново 1 до 832 А;
  • в 9-22 25.05.2005 диспетчер Московского РДУ сообщил диспетчеру ОДУ Центра о том, что директор МСК возражает против включения ВЛ Михайлов-Чагино в двухконцевом режиме.
  • в 9-23 25.05.2005 сообщение диспетчеру Московского РДУ от дежурного ПС 220 кВ "Свиблово" о снижении напряжения на шинах 220 кВ ПС "Свиблово" до 212 кВ;
  • в 9-23 25.05.2005 отключилась с неуспешным АПВ ВЛ-220 кВ Очаково-Чоботы от ДФЗ и ДЗЛ. Ток линии на момент отключения был 672 А по данным ОИК Московского РДУ и 724 А по КРАПу ПС "Очаково";
  • в 10-07 25.05.2005 отключилась с неуспешным АПВ ВЛ-220 кВ Очаково-Лесная от ДФЗ при токе ВЛ 308 А.
  • в 10-09 25.05.2005 отключилась КВЛ-220 кВ ТЭЦ-20 - Академическая от ДФЗ. По данным осциллографа ток линии на момент отключения был 490 А, передаваемая активная и реактивная мощность по данным ОИК составляла соответственно 337 МВТ и 122 МВАр.
  • в 10-31 25.05.2005 отключилась ВЛ 220 кВ Баскаково-Гальяново от ДФЗ, АПВ не работало. Ток линии на момент отключения был 828 А, передаваемая по ВЛ реактивная мощность 256 МВАр;
  • в 10-31 25.05.2005 отключилась с неуспешным АПВ ВЛ-220 кВ Южная-Чертаново (Покровская) от ДФЗ и ДЗЛ. Ток линии на момент отключения был 390 А, передаваемая по ВЛ реактивная мощность 76 МВАр;
  • в 10-33 25.05.2005 отключилась с неуспешным АПВ ВЛ-220 кВ ТЭЦ-23 – Гальяново-1. Ток линии на момент отключения был 1131 А, передаваемая по ВЛ реактивная мощность 202 МВАр;
  • в 10-45 25.05.2005 отключилась с неуспешным АПВ ВЛ-220 кВ Кедрово-Очаково. Ток на момент отключения был по КРАПу был 480 А, по ОИК 436 А, передаваемая по ВЛ реактивная мощность была 67 МВАр.

Дальнейшие аварийные отключения ВЛ 110 и 220 кВ происходили в условиях, сопровождающихся снижением напряжения, уровни которого приведены в таблице приложения 7. В приложении 8 представлены данные по нагрузкам отключившихся ВЛ 110 и 220 кВ.

2.2. Развитие событий с переходом в аварию в энергосистемах Московской, Тульской и Калужской областей

После отключения ВЛ в южной части г. Москвы произошло снижение напряжения в сети 110 кВ до 85-90 кВ, приведшее к лавине напряжения. Итогом лавины напряжения явилось полная или частичная потеря генерации на ГЭС-1, ТЭЦ-8, 9, 11, 17, 20, 22, 26, ГРЭС-4 в Московской энергосистеме и Алексинской ТЭЦ, Новомосковской ГРЭС, Ефремовской ТЭЦ, Щекинской ГРЭС в Тульской энергосистеме.

В результате дальнейшего каскадного развития аварии в Московской энергосистеме была отключена 321 подстанция, в том числе 16 ПС 220 кВ, 201 ПС 110 кВ, 104 ПС 35 кВ. В результате этого произошло отключение потребителей:

  • Московской энергосистемы – порядка 2500 МВт,
  • Тульской энергосистемы – 900 МВт,
  • Калужской энергосистемы – 100 МВт,
  • Рязанской энергосистемы – 26,5 МВт,
  • Смоленской энергосистемы – 13 МВт.

Около 12-30 25.05.2005 развитие аварии было остановлено действием оперативного персонала и устройствами автоматики. Все отключения, выполненные оперативным персоналом и автоматикой, были осуществлены штатно и без повреждений. В процессе развития аварии вторичных технологических нарушений с повреждением оборудования и несчастных случаев не было. Несмотря на сложность режима в условиях развития аварии сеть 500 кВ и ЕЭС России не были затронуты аварийным процессом. Все это позволило ограничить масштабы аварии и восстановить работу оборудования и электроснабжение потребителей в сжатые сроки.

Для ликвидации аварии был создан Оперативный штаб под руководством Председателя Правления ОАО РАО "ЕЭС России" (приказ ОАО РАО "ЕЭС России" от 25.05.2005 № 328 "О создании Штаба"), который организовал координацию деятельности по восстановлению, в первую очередь жизненно важных и социально значимых объектов.

По состоянию на 18-00 25.05.2005:

  • Включены в работу часть подстанций 220 и 110 кВ и осуществлено частичное подключение электроснабжения жизненно важных и социально значимых объектов по списку, переданному в ОАО РАО "ЕЭС России" первым заместителем Мэра г. Москвы В.И. Ресиным;
  • Включены все отключившиеся ВЛ 110 и 220 кВ Тульской энергосистемы, из 900 МВт отключенных потребителей обеспечено электроснабжение потребителей с общей нагрузкой более 700 МВт;
  • Полностью восстановлено электроснабжение потребителей Калужской, Рязанской и Смоленской областей.

По состоянию на 21-00 25.05.2005:

  • В Московской энергосистеме из около 2500 МВт мощности отключенных потребителей остались неподключенными к электроснабжению около 600 МВт мощности потребителей;
  • Из 51-го важнейшего и социально значимого объекта, указанных в списке, переданном в ОАО РАО "ЕЭС России" первым заместителем Мэра г. Москвы В.И. Ресиным, осталось неподключенным к электроснабжению 9 объектов;
  • В Тульской энергосистеме осталось неподключенными к электроснабжению около 150 МВт мощности потребителей.

По состоянию на 9-00 26.05.2005:

  • Включены в работу все ПС 110, 220 и ПС 500 кВ "Чагино", полностью восстановлена схема электроснабжения г. Москвы, продолжается подключение отключенных потребителей;
  • обеспечена в нормальном режиме работа Московского метрополитена и других систем транспортного обеспечения г. Москвы;
  • завершается подключение электроснабжения жизненно важных и социально значимых объектов г. Москвы;
  • в Тульской энергосистеме электроснабжение потребителей осуществляется согласно плановому графику.

По состоянию на 12-00 26.05.2005 в Московской энергосистеме:

  • Завершается подключения потребителей;
  • Включены все важнейшие и социально значимые объекты.

Начиная с 14-00 26.05.2005 уровень потребления в Московской энергосистеме вышел на плановые значения.

В период до 18-00 26.05.2005 осуществлена проверка подключения к электроснабжению потребителей. К 18-00 26.05.2005 последствия аварии, происшедшей в Московской энергосистеме, полностью ликвидированы.

2.3. Анализ причин возникновения и развития аварии

2.3.1. Планирование балансов мощности и режима

1) По выводам ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС», расчет по балансу и распределению активной мощности и расчеты токовых нагрузок на ВЛ, выполненные Московским РДУ для режима без ПС "Чагино" и замещения пуском другого генерирующего оборудования "выпавших" из баланса мощности турбогенераторов ТЭЦ-22, показали принципиальную возможность рабочего режима электрической сети, не требующего отключения потребителей для снижения нагрузок на ВЛ, с учетом того, что Московским РДУ дополнительно был принят ряд мер схемного характера, повышающих надежность электрической сети прилегающего к ПС "Чагино" энергорайона.

2). Во время утреннего роста потребления на шинах ряда подстанций 110 и 220 кВ Южных электрических сетей стало снижаться напряжение. Согласно ПТЭ (п. 6.2.2), при планировании режимов должно быть обеспечено поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности. По информации главного диспетчера, руководителей и сотрудников служб Московского РДУ, режим по реактивной мощности они уточняют по данным измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в контрольных точках электрических сетей энергосистемы.

3) Выполненная ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» (после аварии) проверка качества выполнения Московским РДУ расчета режима показала, что он находился в допустимой области в соответствии с требованиями "Методических указаний по устойчивости энергосистем", утвержденных приказом №277 Минэнерго РФ от 30.06.2003. Как показала авария, расчет режима на вариант (n-1), осуществляемый в строгом соответствии с действующими нормативными документами, тем не менее не гарантировал в условиях специфической энергосистемы мегаполиса Москвы предотвращения развития аварии.

4) Таблица допустимых нагрузок линий 110, 220, 500 кВ не учитывает требование пункта 2.5.212 ПУЭ по определению наименьших расстояний при наибольшей стреле провиса проводов без учета его нагрева электрическим током при высшей температуре воздуха для ВЛ 220 кВ и ниже. Для Москвы согласно СНИП установлена высшая температура +40оС. В результате используемые значения длительно допустимых токов являются завышенными. 7-е издание ПУЭ, утвержденное приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №264, установлено приказом ОАО РАО "ЕЭС России" от 14.08.2003 № 422 в качестве документа обязательного к использованию.

2.3.2. Осуществление запланированного режима энергосистемы и действия по удержанию его в допустимой области

1) В условиях пониженных напряжений в сети 110 и 220 кВ первостепенной задачей был немедленный пуск находящегося в холодном резерве генерирующего оборудования, расположенного ближе к проблемному (в связи с погашением ПС "Чагино" и отключением 640 МВт на ТЭЦ-22) энергоузлу Московской энергосистемы (холодный резерв по Московской энергосистеме согласно суточному диспетчерскому графику был 1270 МВт).

Пуск двух работающих на сеть 220 кВ блоков на ГРЭС-4 (Каширской), остановленных для текущего ремонта дымовой трубы, существенно повлиял бы на поддержание напряжения в Южной части Московской энергосистемы.

Было принято решение о пуске и включении энергоблока № 5 на ГРЭС-5 (Шатурской), энергоблока № 2 и № 5 ТЭЦ-26. Оно не было своевременно и в полной мере реализовано:

  • энергоблок № 5 на ГРЭС-5 включен из холодного резерва в 4-53 25.05.2005, но наиболее удаленный к проблемному энергоузлу из запланированных к пуску энергоблоков, существенно не повлиял на нормализацию напряжения;
  • энергоблок № 2 ТЭЦ-26 включен в сеть в 8-59 25.05.2005;
  • энергоблок № 5 ТЭЦ-26 включен в сеть в 10-09 25.05.2005.

Других резервов генерирующего оборудования в сети 220 кВ не было. Режим мог быть обеспечен за счет перетоков из прилегающей сети 500 кВ с выполнением нормативных требований по надежности. Энергоблоки № 5 на ТЭЦ-26 и №7 ТЭЦ-25, работающие на сеть 500 кВ, пускались по балансу ЕЭС России.

2) Анализ развития аварии показывает, что в условиях сложившейся предаварийной ситуации, эффективным средством предотвращения аварии было бы быстрое отключение потребителей средствами автоматики или дистанционно. В условиях начавшегося снижения напряжения, увеличения нагрузки и последующего отключения ВЛ защитами из-за провисания проводов и замыкания через воздушный промежуток на "землю", в том числе из-за перегруза, диспетчерский персонал Московского РДУ предпринял ряд предусмотренных инструкциями действий, но попытавшись обойтись без радикальных, т.е. без отключения групп потребителей с питающих центров, практически не успел предотвратить процесс массового отключения ВЛ 110 и 220 кВ.

При этом дежурный персонал подстанций электросетевых предприятий не проявил инициативы в плане самостоятельных действий по недопущению дальнейшего снижения напряжения и его восстановления до установленных графиками и инструкциями значений. Такие самостоятельные действия допускаются "Инструкцией по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в электрической части энергосистемы Москвы и Московской области".

3) Автоматических устройств разгрузки электрической сети при снижении напряжения и перегрузках линий электропередачи (специальная автоматика отключения нагрузки – АОСН, САОН) в Московской энергосистеме нет и не существовало никогда ранее.

4) Действия по нормализации ситуации в узле 500 кВ ПС "Чагино" не дали результата по следующим причинам:

а) Дежурный персонал ПС "Чагино" и руководящий персонал "Магистральных электрических сетей" - филиала "Московской областной электросетевой компании", прибывший по аварийному вызову:

  • не смог ускорить отключение разъединителями от шин 500 кВ места короткого замыкания, что привело к разрыву транзита и невозможности своевременного его восстановления;
  • не принял своевременно все меры по сохранению давления воздуха отключением ("запиранием") ресиверов воздушной системы с целью минимизации потери воздуха при повреждениях воздушной сети.

б) На должном уровне не был организован диспетчерами ОДУ, РДУ, дежурным ПС "Чагино" и руководящим персоналом ПС "Чагино" и "Магистральных электрических сетей" - филиала "Московской областной электросетевой компании" процесс подготовки к включению в двухконцевом режиме ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская".

5) В Московской энергосистеме сложилась ситуация, характеризующаяся нарастанием проблемы поддержания напряжения в системообразующей и распределительной электрической сети, о чем говорит ряд факторов:

  • в последние годы недостаточно внимания уделялось мероприятиям по внедрению устройств компенсации реактивной мощности и, практически, не был обеспечен их ввод;
  • в работе много трансформаторов, не оснащенных устройствами регулирования "под нагрузкой" – РПН (более 20%), а там, где есть, они находятся в крайнем положении "на подъем напряжения", чем исчерпаны возможности регулирования при снижении напряжения;
  • из-за выработки ресурса демонтированы, не заменены или не используются в полной мере большинство синхронных компенсаторов.

6) Одновременно с ежегодно происходящим ростом потребления в Московской энергосистеме нарастает проблема управления реактивной мощностью. В отличие от активной мощности, ее нельзя в полном объеме обеспечить за счёт передачи от далеко расположенных электростанций.

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:

  • выбытию из баланса трансформаторной мощности и реактивной мощности синхронных компенсаторов ПС "Чагино";
  • выбытию из баланса 640 МВт генерации на ТЭЦ-22;
  • разрыву Московского кольца 500 кВ из-за отключения ВЛ 500 кВ Чагино-Михайлов с отпайкой на Калугу в 23-41 24.05.2005, ВЛ 500 кВ Чагино-Ногинск в 23-49 24.05.2005, Чагино-Пахра в 03-25 25.05.2005.

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:

  • ВЛ 220 кВ Очаково-Чоботы – в пролете опор 31-32 обнаружены завядшие листья на молодом деревце (что можно интерпретировать как перекрытие);
  • ВЛ 220 кВ Очаково-Лесная в пролете опор 81-82 обнаружено дерево, растущее вне просеки ВЛ и наклоненное в сторону ВЛ;
  • ВЛ 220 кВ Чертаново-Южная (Покровская) на шлейфе опоры № 2 обнаружен наброс на верхнюю фазу;
  • ВЛ 220 кВ Конаково-Луч обнаружено перекрытие из-за падения дерева.

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