Акт расследования технологического нарушения в ОЭС Урала

АКТ РАССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ В ОЭС УРАЛА,

ПРОИСШЕДШЕГО 09.09.2000 Г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1 Аннотация. 1

2 Предшествующий режим. 2

3 Возникновение и развитие технологического нарушения. 3

4 Причины возникновении и развития технологического нарушения. 4

5 Оценка действий персонала, качества проектов и других нарушений. 5

6 Основные мероприятия, направленные на предотвращение повторения подобных технологический нарушений и для обеспечения надежности работы электрической сети. 6

7 Классификационный признак технологического нарушения. 7

1 Аннотация

Для производства плановых работ по согласованной и разрешенной заявке была выведена в ремонт ВЛ 500 кВ «Рефтинская ГРЭС - ПС Южная». Для обеспечения допустимых нагрузок в энергорайоне главная схема Рефтинской ГРЭС была разделена на две части отключением группы ав­тотрансформаторов между ОРУ 220 и 500 кВ. При производстве опера­тивных переключений на ОРУ Ново-Свердловской ТЭЦ для подготовки к включению в сеть энергоблока № 5 произошло ошибочное отключение ВЛ 220 кВ «Ново - Свердловская ТЭЦ - Южная», что привело к перегрузке ос­тавшихся ВЛ 110 и 220 кВ, отключению их автоматикой разгрузки линий и отделению восточной части АО «Свердловэнерго» от ЕЭС России. В таком режиме в связи с ростом частоты блок Белоярской АЭС снизил мощность и в последующем был автоматически остановлен в соответ­ствии с технологическим регламентом. Нарушений условий безопасной эксплуатации АЭС не было. В процессе роста и колебаний частоты и на­пряжения энергоблоки Рефтинской ГРЭС, работающие на сеть 220 кВ, разгрузились и отключились от технологических защит. Развитие технологического нарушения привело к отключению потребителей выделивше­гося знергорайона, к выделению Аргаяшской ТЭЦ АО Челябэнерго и дальнейшему отключению электроснабжения ПО Маяк с переходом на электроснабжение собственных нужд от резервных дизель-генераторов. На Рефтинской ГРЭС, Белоярской АЭС, Ново-Свердловской ТЭЦ, Аргаяш­ской ТЭЦ, Красногорской ТЭЦ и ПО «Маяк» повреждений оборудования не было На момент расследования энергооборудование указанных элек­тростанций и объектов находится в работе. На Белоярской АЭС и ПО "Маяк" не были нарушены пределы и условия безопасной эксплуатации оборудования. Радиационная и экологическая обстановка не изменилась. Все системы отработали по проектным алгоритмам

Указанная ситуация не нарушила режим работы ЕЭС России и не могла привести к опасным режимам работы межсистемных связей и по­тере устойчивости ЕЭС.

Данное технологическое нарушение расследуется комиссией, назна­ченной приказом Председателя Правления РАО ЕЭС России, , в состав которой вошли представители РАО ЕЭС России» (его акционерных обществ и энергообъектов), Госэнергонадзора РФ, Концерна «Росэнергоатом», Белоярской АЭС, ПО «Маяк»

2 Предшествующий режим

Исходное состояние и режим работы энергосистем АО «Свердлов - энерго», «Челябэнерго», «Курганэнерго» и энергообъектов, на которых происходили события в составе данного технологического нарушения до его возникновения:

- ВЛ 500 кВ «Рефтинская ГРЭС Южная» МЭС Урала выведена в ре­
монт по разрешенной и согласованной с АО «Свердловэнерго» и ОДУ Урала заявке для производства работ на переходе через водохранилище Белоярской АЭС;

- Разделены системы шин 500 и 220 кВ Рефтинской ГРЭС для предот-
вращения возможной перегрузки ВЛ 220 кВ Восточного энергорайона

энергосистемы АО «Свердловэнерго» вместо необходимого объема ог­раничений (разгрузки) Рефтинской ГРЭС и электростанций АО «Тюменьэнерго» на величину 1700 МВт;

- ВЛ 220 кВ «Белоярская АЭС - Окунево» отключена по режиму;

- ВЛ 220 кВ «Каменская - Кунашак» отключена со стороны ПС Кунашак - отключен СВМ-220 кВ (выяснено при расследовании технологического нарушения);

- На Рефтинской ГРЭС АО «Свердловэнерго» в работе блоки 1, 2, 3 (с
присоединением на шины 220 кВ) с нагрузкой 809 МВт, блоки 4, 7, 8, 9, 10 (на шины 500 кВ) с нагрузкой 1751 МВт; I

- На Белоярской АЭС в работе блок 3 с нагрузкой 592 МВт;

- На Ново-Свердловской ТЭЦ АО «Свердловэнерго» в работе котлы 2,7
и турбины 2,4 с общей нагрузкой 86 МВт; I

- На Аргаяшской ТЭЦ АО «Челябэнерго» в работе котлы 1, 3, 4, 8, 9 и турбины 1, 2,4, 5 с общей нагрузкой I45 МВт;

- На Красногорской ТЭЦ АО «Свердловэнерго» нагрузка 30 МВт;

- Частота электрического тока в ЕЭС России 50.00 Гц;

- Переток по транзиту «Белоярская АЭС - Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная» 298 МВт в сторону ПС «Южная»;

- Потребление восточного энергорайона энергосистемы АО «Свердловэнерго» 1049 МВт.

3 Возникновение и развитие технологического нарушения

1) В 12-00 (местного времени) 09.09.2000 при проведении опера­тивных переключений по бланку переключений № 000 для подготовки главной схемы к вводу в работу после текущего ремонта ТГ-5 Ново-Свердловской ТЭЦ отключилась ВЛ 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная» из-за ошибки начальника смены электроцеха при действиях с накладками цепей релейной защиты. АПВ было неуспешное из-за отказа во включении фазы «С» выключателя ввода «Южная» на Ново-Свердловской ТЭЦ,.Это привело к набросу мощности на ВЛ 110и 220 кВ, их отключе­нию от автоматики разгрузки линии (АРЛ) и отделению восточного энер­горайона энергосистемы АО «Свердловэнерго», северной части энергосис­темы АО «Челябэнерго» (подстанция Мраморная и Аргаяшская ТЭЦ) и Шадринского энергоузла энергосистемы АО «Курганэнерго» с избытком мощности 300 МВт и частотой 51.2 Гц

2) В12-04 персонал Ново-Свердловской ТЭЦ несинхронно вклю­чает MB отключившейся ВЛ 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная» при разнице частот между шинами Ново-Свердловской ТЭЦ и отделившемся энергорайоном 1.2 Гц. Из-за неодновременного включении фаз масляного выключателя при несинхронном включении возникшие токи несимметрии в транзите «Белоярская АЭС - Ново-Свердловская ТЭЦ - Южная» приводят в действие I зону дистанционной защиты ВЛ и отключают на подстанции Белоярской АЭС ввод 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ». АПВ не сработало из-за отсутствия синхронизма выделившегося энергорайона и объединенной энергосистемы.

В условиях роста частоты до 52.3 Гц энергоблок Белоярской АЭС разгрузился системой регулирования турбин до 400 МВт. Регулирующие клапана блоков 1, 2, 3 Рефтинской ГРЭС (работающих на сеть 220 кВ) за­крылись практически полностью. Аргаяшская ТЭЦ разгрузилась на 45 МВт

3) В 12-11 по команде диспетчера АО «Свердловэнерго» на под­станции Белоярской АЭС дежурным инженером несинхронно при разнице частот между шинами Белоярской АЭС и Ново-Свердловской ТЭЦ 2,3 Гц был включен с контролем по дифференциальному вольтметру ввод 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ», что привело к возникновению качаний и дей­ствию АПАХ, которая отключила ввод 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ». Одновременно с этим начался асинхронный ход по транзиту 220 кВ «Рефтинская ГРЭС - Травянская - Каменская - Белоярская АЭС». Через 8 сек. после начала асинхронного хода персонал Рефтинской ГРЭС отключает энергоблок 3. Асинхронный ход прекращается.

4) Через три секунды после отключения энергоблока 3 Рефтинской ГРЭС происходит аварийное отключение реактора Белоярской АЭС дейст­вием быстродействующей аварийной защиты (БАЗ). Сигнал на срабатыва­ние БАЗ сформировался по снижению частоты вращения на 2-х из 3-х ГЦН-1.

5) В 12-12 генерация в выделившемся энергорайоне составляет 535 МВт при потреблении 1260 МВт, начинается резкое снижение частоты до 45,8 Гц и работа AЧP, потребление снижается до 750 МВт с учетом энер­гоузлов АО «Челябэнерго» и «Курганэнерго». Действием частотно-делительной автоматики выделяется на раздельную работу Красногорская ТЭЦ. На Аргаяшской ТЭЦ действием частотно-делительной автоматики выделился ТГ-1 на нагрузку собственных нужд. Продолжается снижение частоты до 44,5 Гц

6)В 12-22 на Аргаяшской ТЭЦ действием защит от токов обратной последовательности (I2) отключились турбогенераторы ТГ-2, 4, 5. При сбросе нагрузки до 5 МВт отключился турбогенератор ТГ-1, в результате станция снизила нагрузку до 0. После чего на ПС «Мраморная» от II зоны дистанционной защиты отключается АТ-2 (АТ-1 в плановом ремонте) и происходит отделение от выделившегося энергорайона северного узла энергосистемы АО «Челябэнерго».

Это привело к прекращению электро­снабжения потребителей ПО «Маяк» от энергосистемы, который автома­тически перешел на электроснабжение от собственных резервных дизель-генераторов.

7) В 12-23 из-за снижения давления в системе регулирования при колебания частоты и напряжения в сети технологическими защитами от посадки стопорных клапанов отключились от сети блоки 1 и 2 Рефтинской ГРЭС. Генерация в выделившемся энергорайоне становится равна 0 – электроснабжение энергорайона полностью прекращено. На Белоярской АЭС электроснабжение собственных нужд осуществляется от резервных дизель-генераторов.

8) В 12-31 включением ВЛ «Ново-Свердловская ТЭЦ - Белоярская АЭС» восстановлено напряжение в выделившемся энергорайоне и нача­лись работы по подъему генерации и восстановлению электроснабжения потребителей. В 12-57 включением ВЛ 110 кВ «Шагол - Аргаяш» и «Шагол - Заварухино восстановлено напряжение в северном энергоузле АО«Челябэнерго».

4 Причины возникновении и развития технологического нарушения

1) Недостаточная проработка режима восточного энергорайона со стороны служб АО «Свердловэнерго» при согласовании вывода в ремонт ВЛ 500 кВ «Рефтинская ГРЭС - Южная» - не учтено состояние транзита «Каменская - Кунашак - Шагол» в сторону АО «Челябэнерго».

2) Вывод в ремонт на ПС «Кунашак» АО «Челябэнерго» без оформления согласованной с ЦДС АО «Свердловэнерго» заявки секцион­ного выключателя СМВ-220 кВ, находящегося в оперативном ведении АО «Свердловэнерго», что привело к разрыву транзита «Каменская - Кунашак - Шагол».

3) ОДУ Урала при рассмотрении и разрешании заявки на вывод в ремонт ВЛ 500 кВ «Рефтинскал ГРЭС - Южная» провело проверочный расчет режима для оценки допустимой выдачи мощности с шин 500 кВ Рефтинской ГРЭС без учета отключенного состояния ВЛ 220 кВ «Камен­ская - Кунашак»

4) Ошибка дежурного персонала Ново-Свердловской ТЭЦ при под­готовке схемы для ввода в работу ТГ-5, что привело к ложному отключе­нию ввода 220 кВ «Южная» с неуспешным АПВ.

5) Неуспешное АПВ ВЛ-220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ - Юж­ная» из-за отказа во включении фазы «С» масляного выключателя ввода 220 кВ «Южная» на Ново-Свердловской ТЭЦ.

6) Несинхронное включение с неодновременным включением фаз масляного выключателя ввода 220 кВ «Южная» на Ново-Свердловская ТЭЦ, что привело к отключению на подстанции Белоярской АЭС ввода 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ» с невозможностью работы АПВ из-за отсутствия синхронизма между энергосистемой и выделившимся энерго­районом.

7) Несинхронное включение на подстанции Белоярской АЭС ввода 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ» с разностью частот 2.3 Гц, приведшее к дальнейшему развитию технологического нарушения, выразившемуся в асинхронном ходе между выделившимся энергорайоном и объединенной энергосистемой, приведшем к асинхронному ходу между Белоярской АЭС и Рефтинской ГРЭС с разницей частоты 5 Гц.

8) Диспетчер АО «Свердловэнерго» разрешил проведение пере­ключений а главной схеме Ново-Свердловской ТЭЦ в условиях ослаблен­ной схемы энергоузла.

5 Оценка действий персонала, качества проектов и других нарушений

1) На диспетчерском пункте АО «Свердловэнерго» отсутствует
возможность оперативного контроля частоты в узловых точках энергосис­темы. Это затрудняет руководство ликвидацией аварийных режимов, свя­занных с разделением системы.

2) Дежурный диспетчер АО «Свердловэнерго» несмотря на разницу в частоте на шинах подстанции Белоярской АЭС и шинах Ново-
Свердловской ТЭЦ» дал команду начальнику смены Белоярской АЭС на
включение ввода 220 кВ «Ново-Свердловская ТЭЦ». Оперативный персонал подстанции Белоярской АЭС, не имея технической возможности про­
извести включение ЛЭП с контролем синхронизма, в нарушение инструк­ции выполнил ошибочную команду диспетчера АО «Свердловэнерго» и
произвел ее несинхронное включение Отдача, прием и исполнение команды сопровождались нарушениями ПТЭ по ведению диспетчерских переговоров и оперативной дисциплины с обеих сторон.

3) На Рефтинской ГРЭС, Белоярской АЭС, Ново-Свердловской ТЭЦ, Аргаяшской ТЭЦ, Красногорской ТЭЦ и ПО «Маяк» повреждений оборудования не было. На момент расследования технологического нару­шения энергооборудование указанных электростанций и объектов нахо­дится в работе

4) На Белоярской АЭС к ПО «Маяк» не были нарушены пределы и условия безопасной эксплуатации оборудования. Радиационная и экологическая обстановка не изменилась. Все системы отработали по проектным алгоритмам.

5) Происшедшее технологическое нарушение не нарушило режим работы «ЕЭС России» и не могло привести к опасным режимам работы межсистемных связей и потере устойчивости ЕЭС.

6) Персонал ЦДС АО «Свердловэнего», «Челябэнерго», «Курганэнерго», Рефтинской ГРЭС, Белоярской АЭС, Ново-Свердловской ТЭЦ, Аргаяшской ТЭЦ, Красногорской ТЭЦ и ПО «Маяк» при ликвидации тех­нологического нарушения действовал в соответствии с производственны­ми инструкциями и обеспечил исполнение требований по регламенту экс­плуатации оборудовании. На момент расследования энергооборудование указанных электростанций и объектов введено в работу.

6 Основные мероприятия, направленные на предотвращение повторения подобных технологический нарушений и для обеспечения надежности ра­боты электрической сети

1) Разработать мероприятия по передаче на диспетчерские пункты ЦДС АО-энерго телеизмерений перетоков мощности и телесигнализации положения выключателей с противоположных концов межсистемных ли­ний электропередачи смежных энергосистем. Исполнители: АО-энерго ОЭС Урала. Срок - 30.10.2000.

2) Определить возможные места синхронизации выделившихся энергорайонов с оснащением их необходимыми устройствами и блокировкам, соответствующей подготовкой персонала и внесением конкретных указаний в производственные инструкции. Исполнитель - АО «Свердловэнерго», Белоярская АЭС. Срок - 2000 г.

3)ОДУ Урала проанализировать перечни оперативной подведом­ственности оборудования и устройств АО-энерго, АО-электростанций, МЭС, входящих в ОЭС Урала, с целью уточнения распределения оборудо­вания и организации оперативно-диспетчерского управления межсистемнымн транзитами 220 кВ. Срок - 2000 г.

4) ОДУ Урала, АО «Свердловэнерго», «Челябэнерго», Белоярской АЭС, ПО «Маяк» провести межсистемную противоаварийную тренировку, обратив особое внимание на подготовку оперативного персонала энерго­систем к действиям по синхронизации разделившихся частей, четкой отда­чи команд при ведении оперативных переговоров. Срок - ноябрь 2000 г.

5) РАО «ЕЭС России» рассмотреть необходимость приоритетного финансирования реконструкции противоаварийной автоматики электриче­ской сети 500 кВ ОЭС Урала и автоматики разгрузки Рефтинской ГРЭС (согласно рабочей документации № -ту). Срок - 2000 г

6) Провести послеаварийные проверки устройств автоматики разгрузки линий электропередачи 110, 220 кВ АО «Свердловэнерго», «Челяб­энерго», «Курганэнерго», а также принципы их выполнения с учетом про­исшедшего технологического нарушения Срок - ноябрь 2000 г.

7) РАО «ЕЭС России» принять решение по реализации проектов строительства подстанции 500 кВ «Караваевская» и ВЛ 500 кВ «Караваевская - Козырево», Срок - 30.11.2000

8) Представительство РАО «ЕЭС России» - «Уралэнерго», АО «Челябэнерго», ПО «Маяк» принять обоснованное решение по обеспече­нию надежности электроснабжения ПО «Маяк», согласовать с Уральским межрегиональным управлением Госатомнадзора РФ и представить его на утверждение РАО «ЕЭС России» и Минатома РФ. Срок - 30.11.2000.

9) АО «Свердловэнерго» внедрить программу оценки состояния
энергосистемы для повышения достоверности расчетов и анализа электрических режимов и режимный тренажер для проведения системных и меж­
системных тренировок. Срок - 2001 г.

10) АО-энерго, АО-электростанциям, МЭС проанализировать надежность электропитания средств диспетчерско-технологического управления и принять меры к оснащению их устройствами автоматического бесперебойного питания (АБП). Срок - 2001 г.

7 Классификационный признак технологического нарушения

В соответствии с пунктом 2.1.8 «Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосис­тем» (РД 34.20.801-93) данное технологическое нарушение классифициру­ется как авария.