Московский блэк-аут: навстречу круглой дате

25 мая исполняется ровно 10 лет московскому «блэк-ауту». Разумеется, опыт развала крупнейшей энергосистемы, работающей в составе мощнейшей ОЭС Центра, связанной со многими другими энергосистемами, может и должен учитываться при инженерной проработке перспектив энергосистем.

Здесь введем одно пояснение. Строго говоря, та система, о которой мы будем писать должна бы называться «Московская энергосистема». 10 лет назад вместо нее было правомочно употреблять термин «Мосэнерго», однако за прошедшей время произошли тектонические сдвиги в российской электроэнергетике. В частности, название «Мосэнерго» ныне относится только к группе ТЭЦ. Кроме того, нужно понимать, что установленная мощность, и главное, качество этой мощности за десять лет в значительной мере изменились: на смену старому оборудованию пришли новые маневренные и экономичные ПГУ. Это верно в отношении таких станций, как ТЭЦ-12, ТЭЦ-26, ТЭЦ-16, ТЭЦ-21, ТЭЦ-27 и т.д. То есть, облик даже этих ТЭЦ существенно обновился. А, кроме того, параллельно со старыми станциями строились и новые, пусть и не такие заметные, как например, ТЭС «Строгино», ТЭЦ ММДЦ «Москва-Сити», подконтрольные напрямую московскому правительству. Однако учитывая простоту устоявшихся обозначений, здесь и далее мы будем использовать термин «Мосэнерго», который не тождественен ОАО «Мосэнерго», и включает в себя:

1.    ТЭЦ, входящие в состав ОАО «Мосэнерго»
2.    Шатурскую ГРЭС
3.    Каширскую ГРЭС
4.    Загорскую ГАЭС
5.    Иные электростанции в Москве и Московской области
6.    Электросети и тепловые сети в рамках региона
7.    Диспетчерские службы, работающие с энергосистемой

Обращаем внимание, что в списке нет ГРЭС-24, входившей в 2005 году в состав ОАО «Мосэнерго», но, фактически, работавшей вне энергосистемы. В тех же случаях, когда мы будем говорить о субъекте ОАО «Мосэнерго» – это будет указываться особо.
Проблема дальнейшего изложения также заключается в том, что многие фактические данные по оборудованию, относящиеся к 2005 году, достаточно сложно найти, поэтому, вполне вероятно, что тексте встретятся ошибки. Нам было приятно увидеть указания на них.
Как будет видно далее, при возникновении аварии нужно проанализировать роль таких факторов, как специфические условия работы противоаварийной автоматики в энергосистеме и режим работы энергосистемы.

Вначале рассмотрим особенности Мосэнерго образца 2005 года, и структуру генерирующего оборудования. Установленная мощность электростанций может быть принята согласно следующей таблице:

Обращаем внимание, что часть мощностей, введенных в эксплуатацию после 2005 года силами руководства Москвы и частных инвесторов, в таблицу не вошла, а по другим данным установленная мощность Мосэнерго в 2005 г. была ниже, и составляла 12,6 тыс. МВт против 14,3 тыс МВт по таблице.

В энергосистеме Москвы не хватает сейчас, и не хватало 10 лет назад, маневренных мощностей, готовых к быстрому изменению нагрузки. Это может показаться странным, так как, основу московской энергосистемы составляют газо-мазутные станции (формально угольные ТЭЦ-17, ТЭЦ-22, Каширская и Шатурская ГРЭС жгут уголь «по большим праздникам», фактически – это газо-мазутные станции)
 Однако примерно две трети установленной мощности в Мосэнерго приходится на ТЭЦ. Напоминаем (http://aftershock.news/?q=node/263777), что ТЭЦ от «нормальной» электростанции отличается не только тем, что одна паровая турбина одновременно вырабатывает электричество и тепло, но и тем, что эта турбина может работать по тепловому графику потребления. Речь идет о том, что поступающий в турбину пар, пройдя первые ступени, в дальнейшем имеет два пути. Либо он направляется в отбор на подогрев сетевой воды, либо в последние ступени турбины. Таким образом, такие турбины могут не только регулировать отпуск электроэнергии (то есть, увеличивать, либо уменьшать расход пара в голову турбины в зависимости от требуемой нагрузки), но и отпуск тепла (ровно также воздействуя на подачу пара в голову турбины, в зависимости от требуемой тепловой нагрузки в отборе). Беда, однако, в том, что одновременно регулировать оба параметра невозможно. Либо через воздействие на подачу пара в голову турбины регулируется пропуск пара в отбор, и тогда электричества вырабатывается «сколько получится», так как эта выработка будет определяться пропуском пара в концевые ступени, либо условно регулируется пропуск пара в последние ступени, а в отбор поступает «сколько получится». В холодное время года ТЭЦ работают, разумеется, по тепловому графику, поддерживая заданный теплосъем с отбора (точнее, температуру прямой сетевой воды, с некоторой скидкой на мои ошибки можно почитать здесь: http://aftershock.news/?q=node/270632), в результате, выработка электричества ими идет по упомянутому принципу «как получится», а регулирование энергосистемы осуществляют ГРЭС (ГЭС зимой, разумеется, не работают). Поэтому маневренность Мосэнерго, на самом деле, крайне сомнительна.

Впрочем, события 25 мая 2015 года происходили в период, когда отопление отключено, а ТЭЦ работали по электрическому графику. В этом смысле, маневренность энергосистемы была куда выше, чем зимой.

Далее рассмотрим схему электроснабжения региона. Как очевидно, из вышеуказанных цифр Мосэнерго является дефицитной энергосистемой. Так как даже сейчас (учитывая ввод в конце апреля 220 МВт парогазовых мощностей на ТЭЦ-12) установленная мощность примерно соответствует потребностям, то с учетом необходимости обеспечения вращающегося резерва, неготовности части оборудования к работе и плановых ремонтов, очевидность дефицита электроэнергии в Москве не вызывает сомнений. Как известно, передача ее из одних районов в другие осуществляется с помощью магистральных ЛЭП, напряжение на которых чем выше, тем лучше, так как при этом уменьшаются потери мощности. Так московская энергосистема связана с другими линиями 500 кВ (а с Конаковской ГРЭС частично линий 750 кВ), что может быть проиллюстрировано следующим рисунком:
 

На нем желтым цветом показаны линии 500 кВ, а зеленым – линия 750 кВ. Видно, что по этим линиям имеется кольцо (в 2005 году из семи подстанций) на случай повреждения какой-либо линии. Далее, уже внутри кольца через понижающие трансформаторы подстанций напряжение передается линиями 220 и 110 кВ, играющими в московской энергосистеме все больше роль не магистральных, а распределительных. Основная часть мощности в город поступает через подстанции Чагино, Бескудниково и Очаково. Кроме того, близлежащие станции (прежде всего, Рязанская и Черепетская ГРЭС) связаны с Москвой линиями 220 кВ, а сама система 220 кВ имеет за пределами кольца 500 кВ еще одно кольцо (в настоящее время формируется еще одно кольцо 500 кВ, часть которого, связанная со схемой выдачи мощности четвертого блока Калининской АЭС была введена в работу в 2011 году, Википедии в этом вопросе не верить!). И наконец, добавим, что часть генераторов крупных ТЭЦ собственно ОАО «Мосэнерго» (например, № 5 на ТЭЦ-26 и №7 ТЭЦ-25) работает на схему 500 кВ по графику ЕЭС, а часть на схему 220 кВ по графику Москвы.

Именно на этом фоне и развернулись описываемые события. Начало было положено 23 мая в 19-57, когда произошло повреждение с разрушением, выбросом масла и возгоранием трех фаз измерительных трансформаторов тока  воздушных выключателей на одной из отходящих линий 110 кВ. В результате, из работы выключились две системы шин: 110 кВ и 500 кВ и связывающий их трансформатор. К полуночи пожар удалось потушить, и напряжение на шины было подано вновь, однако трансформатор был выведен в ремонт. В принципе, ничего страшного не произошло, к аварии 25 мая эти события не имели никакого отношения, но злоключения продолжались.

Через сутки в 20-57 24 мая произошел новый пожар. Из-за повреждения одной из фаз очередного трансформатора тока произошло отключение одной системы шин 110 кВ и одной системы шин 500 кВ (не тех, которые отключались накануне). Спустя 20 минут замыкание произошло уже на шинах 220 кВ. В результате сгорела серьга крепления натяжной гирлянды, а при ее падении происходит обрыв шлейфа на одном из порталов. Под действием защит отключаются шины всех классов напряжений, в том числе пропадает напряжение в уже знакомой нам по авариям на АЭС в Чернобыле и Фукусиме системе электрических собственных нужд. В данном случае отключаются воздушные компрессоры, от которых осуществляется пневмопривод выключателей. Так как подстанция выведена из строя, то отключаются линии 220 кВ в ее сторону от подстанций Южная, Пахра, Жулебино, Капотня 1, Капотня 2, ТЭЦ-22, Иловайская. Что хуже, так как оказалась повреждена схема выдачи мощности ТЭЦ-22, на ней аварийно отключились четыре генератора, общей мощностью 640 МВт, в работе остались четыре генератора общей мощностью 240 МВт, а кольцо 500 кВ оказалось разорвано (линии 500 кВ были отключены со стороны подстанции Чагино, но оставались под напряжением с противоположных сторон). Также оказался частично обесточенным Московский НПЗ, потреблявший 45 МВт мощности.

На самом деле пока что ничего страшного не произошло. События разворачивались ночью, резерва было достаточно, времени тоже. Начались мероприятия по ликвидации аварии, вызванной повреждениями грошовых трансформаторов тока. На площадке подстанции появилось руководство Службы электрических режимов Московского РДУ (начальник службы прибыл в 23.00, его заместитель еще раньше в 22-12). Были выполнены расчеты режимов работы электросетей.

В 22-00 от подстанции Болятино подано напряжение на секции 110 кВ. Появилось напряжение собственных нужд, включено в работу 3 компрессора. Однако в 23-41 из-за потери воздуха в магистралях, вызванного пробитием при предыдущем замыкании воздуховода, самопроизвольно включился выключатель на линии 500 кВ в сторону подстанции Михайлов. Последовало короткое замыкание, после чего линия была отключена со стороны Михайлова. В 23-49 по той же причине самопроизвольно включился выключатель линии 500 кВ в сторону подстанции Ногинск. Действием защиты линия гасится со стороны подстанции Ногинск.
 

Тем временем, авария начинает оказывать влияние на работу всей энергосистемы, в сетях 220 кВ и 110 кВ начинают возрастать токи с понижением напряжения. Выпавшие мощности на ТЭЦ-22 начали замещаться увеличением потока в сторону Москвы из смежных энергосистем. Уже в 23-55 диспетчер Калужского РДУ сообщил диспетчеру Московского РДУ о том, что после отключения ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино произошло увеличение перетока в сторону Москвы по ВЛ 110 и 220 кВ, сопровождающееся ростом тока на линиях, и потребовал от диспетчера Московского РДУ увеличить генерацию. В 2-56 диспетчером ОДУ Центра диспетчеру Московского РДУ была дана команда поднять нагрузку на ТЭЦ-25 на 60 МВт (с установкой на выполнение к 3-30). Однако 60 МВт выправить ситуацию не смогли. Продолжались сообщения с мест о том, что линии 220 и 110 кВ перегружены. Так в 3-48 начальник смены станции ТЭЦ-16 сообщил диспетчеру Московского РДУ о перегрузке ВЛ 110 кВ ТЭЦ-16-Гражданская 1 по току. Эту перегрузку удается снизить режимными средствами.

Для решения вопроса в 4-42 была дана команда на пуск холодного резерва Шатурской ГРЭС, ТЭЦ-25 и ТЭЦ-26 (всего четыре блока, мощностью 950 МВт, частично на напряжение 500 кВ). Однако, как мы помним, пуск тепловых электростанций требует времени, потому пока что перегрузки продолжались, хотя в 4-53 в сеть был планово включен блок №5 Шатурской ГРЭС, но, находясь слишком далеко от мест основных событий, он своей роли не сыграл. В 5-15 отключилась ВЛ 110 кВ Богатищево-Пурлово. В 7-10 дежурный подстанции Баскаково сообщил диспетчеру Московского РДУ о перегрузке ВЛ 110 кВ Баскаково-Косино.

Продолжались работы и на Чагино. В 0-30 со стороны подстанции Болятино подано напряжение 110 кВ на еще одну систему шин. В 3-25 снято напряжение на линии 500 кВ в сторону подстанции Пахра с ее стороны. Таким образом, Чагино стоит под напряжением только 110 кВ, а все линии 500 кВ отключены с обеих сторон. Однако авария, как будто, ликвидирована. Но 5-31 из-за той же потери давления воздуха самопроизвольно включился выключатель на системе шин 110 кВ. При этом подстанция опять потеряла питание собственных нужд.

Несмотря на это, ликвидации аварии шла полным ходом тем же способом: подачей напряжения 110 кВ от подстанции Болятино. В очередной раз оно было подано в 7-54. К 8-00 давление воздуха удается поднять, воздуховоды отремонтированы. Но последствия аварии уже стали необратимыми. Из 24 подстанций 110 и 220 кВ Московского южного энергоузла только на одной (Южная) к этому времени напряжение остается в пределах нормы. На остальных – ниже, в том числе на двух ниже нижнего допустимого предела.

Сообщения с мест о перегрузке линий 220 и 110 кВ начинают идти уже валом. В 8-15  получено сообщение диспетчеру Московского РДУ от дежурного подстанции Пахра о перегрузке ВЛ-110 кВ Пахра – Н. Домодедово-2. В 8-39 25.05.2005 дежурный Октябрьских электрических сетей сообщил диспетчеру Калужского РДУ о падении напряжения на подстанции Мирная. В 8-55 диспетчером ОДУ дана команда РДУ на проверку готовности к включению в двухконцевом режиме ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино.

В сеть включаются резервные блоки ТЭЦ-26 – в 8-59 блок №2, в 10-09 блок №5. Однако ситуацию это не спасает. В 9-07 с многострадальной Чагино сообщают о снижении напряжения на секциях 220 и 110 кВ. Уже знакомая нам по ночным событиям ВЛ 110 кВ ТЭЦ-16-Гражданская 1 вновь перегружается, о чем приходит сообщения в 9-14. Минутой позже от дежурного Восточных электрических сетей приходит сообщение о перегрузе ВЛ-220 кВ ТЭЦ-23-Гальяново 1. В 9-23 приходит сообщение о снижении напряжения на шинах 220 кВ подстанции Свиблово. Одновременно с этим дифференциальными защитами отключается ВЛ-220 кВ Очаково-Чоботы из-за резкого возрастания тока. В 10-07 по той же причине отключается еще одна линия 220 кВ от Очакова, на это раз Очакова-Лесная. Спустя две минуты такая же судьба постигла ВЛ-220 кВ ТЭЦ-20-Академическая. В 10-31 отключаются еще две линии 220 кВ: Баскаково-Гольяново и Южная-Чертаново. В 10-33 отключается таки перегруженная еще больше часа назад линия ТЭЦ-23-Гальяново 1. В 10-45 в центре событий очередная линия 220 кВ от подстанции Очаково. На сей раз Кедрово-Очаково.
 

После этого авария приобретает каскадный характер. В Московской энергосистеме была отключена 321 подстанция, в том числе 16 – 220 кВ, 201 – 110 кВ, 104 – 35 кВ. Начинается отключение потребителей: в Мосэнерго 2,5 тыс. МВт, в Тулэнерго – 0,9 тыс. МВт, в Калугаэнерго – 0,1 тыс. МВт. Отдельные потребители были отключены в рязанской и смоленской энергосистемах. «Сели на ноль» восемь ТЭЦ Мосэнерго и четыре Тулэнерго. А в 11-45 линия от многострадальной подстанции Чагино в сторону Болятина опять отключается уже в ходе системной аварии, и подстанция вновь теряет собственные нужды. На этот раз окончательно, так как происходит отключение не только Чагина, но и всей энергосистемы. Около 12-00 развитие аварии было остановлено. Однако остался обесточенным ряд опасных производств: потерявший часть электроснабжения еще вечером МНПЗ начал сжигать в атмосферу часть сырья. Особенно драматическая ситуация сложилась в Тульской области. Здесь в зону отключения попал азотный завод в Щекине. Перерыв в его энергоснабжении означал бы крупную технологическую аварию. Ситуация была спасена персоналом Первомайской ТЭЦ и Черепетской ГРЭС. Обе станции оказались отключены от энергосистемы с выделением на выделенную нагрузку. Первомайская ТЭЦ обеспечивала работу завода, а Черепетская ГРЭС ее и свои собственные нужды. Также здорово отработал и персонал московских станций.
 

Примерно в таком виде и выглядела авария. И именно так она и освещается в популярных статьях. Обычно указывается, что причиной блэк-аута стало выпадение генерации на ТЭЦ-22 и разрыв кольца 500 кВ. И кое-где мельком упоминают об отсутствие в Мосэнерго системы автоматического отключения нагрузки, и том, что оперативный персонал не отключил вовремя часть потребителей (например, в часто цитируемой тенденциозной статье в «Науки и жизни» этот тезис высказан не завуалировано, а впрямую: http://www.nkj.ru/archive/articles/6345/). Однако в действительности это не так. И совсем не так.

Напомним, что механизм «нормальной» аварии выглядит следующим образом. Как только где-то начинает не хватать мощности, частота сети понижается. Если не выходит каким-то образом увеличить генерацию, то частота снижается до аварийных значений, и защита нач

Так вот. Частота в сетях Мосэнерго не понижалась. И понизиться не могла: те 640 МВт, что были потеряны на ТЭЦ-22, представляли собой крайне незначительный процент суммарной мощности (примерно 10 тыс. МВт), который без проблем компенсировался перетоками из смежных энергосистем. И тем более, странно, что сети начали перегружаться еще ночью, когда потребление минимально, а утром с подъемом нагрузки перегрузки стали фатальными. Что же происходило?

А для этого нужно вспомнить немного теории из школьного курса. Если в седьмом классе нам объясняют, что любой проводник тока имеет активное сопротивление току, связанное с действием сил внутри него, и зависящее в первом приближении от свойств материала в данных условиях, то в десятом мы узнаем, что помимо активного сопротивления бывает еще и реактивное.
 

Природа реактивного сопротивления связана не с физическими свойствами проводника, а с электрическими явлениями. Оно появляется того, когда в сети переменного тока появляются элементы со свойствами конденсатора (емкостные элементы) и катушки (индуктивные элементы). И хорошо, если такие элементы включаются сознательно, проблемы наступают там, где такие свойства начинает проявлять оборудование, которое должно бы быть чисто активным. Если появление паразитного емкостного сопротивления достаточно незначительно, как правило, оно проявляется в воздушных ЛЭП, когда отдельные провода начинают работать, как пластины конденсатора, то индуктивное реактивное сопротивление встречается гораздо чаще. Главных его источников в энергосистемах два – это трансформаторы и асинхронные двигатели. Более того, для нормальной работы этих устройств необходимо потребление реактивной мощности, чтобы они могли нормально работать. При ее нехватке, например, возникают проблемы с запуском генераторов: обмотки просто не возбуждаются.
 

Природа реактивного сопротивления в обоих случаях одинакова. Когда в сети появляется емкостной элемент, то он не пропускает через себя ток, а напряжение «насыщается», в результате оно начинает отставать от тока. Напротив, как только появляется индуктивный элемент, то он стремится сохранять постоянное значение протекающего тока, и уже ток начинает отставать по фазе от напряжения.

Особенностью реактивной мощности является то, что она не вырабатывается генераторами, для ее выработки не требуется сжигать топливо, а источниками являются именно емкостные и индуктивные элементы сети. Вместе с тем, сама по себе реактивная мощность имеет скорее негативное влияние на работу энергосистемы. Дело в том, что ее передача по сети вызывает затраты активной энергии, которые покрываются активной энергией генераторов. Кроме того, передача реактивной мощности загружает электрические сети и установленное в ней оборудование, отнимая некоторую часть их пропускной способности. Поскольку многие потребители, все равно, реактивную мощность потребляют, в сети должны иметься ее производители (компенсаторы).

Эти устройства генерации и компенсации могут быть разделены на две группы. К первой относятся синхронные генераторы и вращающиеся компенсаторы, синхронные двигатели. Такие устройства могут плавно изменять величину генерируемой (потребляемой) реактивной мощности. Ко второй – статические компенсаторы, батареи конденсаторов, реакторы, различные электронные устройства.
При этом возможны два подхода к решению проблемы: или реактивная мощность компенсируется на стороне потребителя, либо на станциях и подстанциях. Критерием, позволяющим судить о балансе в системе реактивной нагрузки является параметр cosф. При равенстве его единицы нагрузка чисто активная, при 0 – чисто реактивная. На практике его значение стараются поддерживать примерно 0,9. При этом очевидно, что регулирование его значения на стороне потребителя гораздо экономичнее, что можно подтвердить рисунком:
 

Видно, что при генерации реактивной мощности по месту можно передавать в тех же условиях меньше полной мощности. Нужно понимать также, что неприятности, связанные с реактивной мощностью имеют комплексный характер, что может быть проиллюстрировано вторым рисунком:
 

Читатель, вероятно, уже догадался, что же произошло ночью 25 мая. А произошло то, что после отключения части линий 500 кВ нагрузка перераспределилась на линии 110 и 220 кВ. Причем не только активная, но и реактивная. А что еще хуже, на отключившейся подстанции Чагино выбыли из работы и компенсационные мощности. В результате, на генерацию легла дополнительная задача в генерировании реактивной мощности, а на сети – ее передача. В этих режимах работы, как уже было указано на рисунке, резко возрастал ток и снижалось напряжение, что и наблюдал оперативный персонал. Возрастание же тока приводило к увеличению нагрева проводов, что, накладываясь на жаркую майскую погоду, вело, в свою очередь, к их провисанию и отключению линий защитами. Таким образом, авария 25 мая – это, прежде всего, нехватка реактивной мощности в энергосистеме, а вовсе не резерва (которого тоже, конечно, не хватало, подхватить 640 МВт выпавшей мощности так и не получилось).

Возникает закономерный вопрос, а можно ли было избежать аварии, если бы московская энергосистема имела бы пресловутый САОН? И насколько верны утверждения, что персоналу следовало решительно отключать потребителей вручную?
 

В этом месте вначале нужно разобраться, почему же возникла ситуация с дефицитом реактивной мощности. Для этого более подробно осветим то, что уже говорилось выше. Выше мы уже разъясняли, почему увеличивать реактивную мощность, выдаваемую генераторами (с целью доставки к потребителю), нецелесообразно, а производить и выдавать реактивную мощность необходимо именно там, где она больше всего нужна. Практика такого производства широко распространена во всем мире и известна под термином «компенсация реактивной мощности».

В большинстве практических случаев просматривается техническая и экономическая целесообразность полной или близкой к ней компенсации реактивной мощности с регулированием по основному параметру — реактивной мощности. Такое регулирование, как правило, совпадает с регулированием по напряжению.

В недавнем историческом прошлом при проектировании электроэнергетических систем брались реальные значения cosф. Для шин напряжением 6-10 кВ понижающих подстанций – 0,93, для шин 35, 110 и 220 кВ — соответственно 0,9, 0,88, 0,86. Фактические значения были к ним близки, потому что промышленные потребители в то время были обязаны выдерживать нормативные значения устанавливаемых cosф. На территории РФ до 2000 г. действовала система скидок/надбавок к плате за электроэнергию в зависимости от фактического cosф, что стимулировало потребителей снижать потребление реактивной мощности из энергосистемы, поэтому необходимая по техническим соображениям реактивная мощность составляла в то время 0,4-0,6 квар на 1 кВт суммарной активной нагрузки. В условиях же России 2005 года для сетей с номинальным напряжением 35 кВ и выше общее потребление реактивной мощности приближенно оценивается в размере 1 кВар на 1 кВт суммарной активной нагрузки. При этом доля потерь реактивной мощности составляет 30-50% в зависимости от характеристик потребителей, числа ступеней трансформации и протяженности сетей.

Так что в данном (и только на самом деле данном!) случая в аварии «виноват Чубайс», какие бы потоки желчи не лились бы по этому поводу со стороны группы профессиональных энергетиков Кудрявого-Дьякова, люто ненавидящих отодвинувшего их менеджера Чубайса от кормушки. Здесь я позволю себе одно отступление. Когда в 2008-2009 годах году я по серьезному окунулся в российскую энергетику, в которой началось бурное строительство новых мощностей, названное многими ГОЭЛРО-2, то изрядно удивился мнению многих специалистов о реформах Чубайса и его личности. Выяснилось, что сам Чубайс является наиболее ненавидимым персонажем в политике, что связано с его деятельностью на посту руководителя приватизацией, а в профессиональной среде его ненавидели за то, что решения в отрасли принимали не инженеры, как до того, а «мальчики и девочки». Мое же мнение, заключается в том, что пока отраслью руководили профессионалы, вроде того же Кудрявого, она гнила, и лишь приход Чубайса что-то изменил. В период до 1998 года российская энергетика деградировала, однако с приходом новой команды ситуация изменилась: строятся новые мощности, широко внедрены парогазовые технологии, неведомые в бывшем СССР (полуэкспериментальное оборудование Молдавской и Невинномысской ГРЭС – не предлагать), обновляется распределительная сеть. При этом, разумеется, люди далекие от энергетики наделали немало и ошибок, чего стоит только разгон на станциях ЦЦР, да и в целом оценить роль реформ можно будет только через десятки лет. Но движение идет в верном направлении, что я могу утверждать, как человек, работавший и в энергетике Украины, имевшей тот же базис, что и ЕЭС России. Косметические модернизации вроде работ по реконструкции Запорожской или Старобешевской ГРЭС (http://aftershock.news/?q=node/271240) – вот, и весь предел того, что было бы без Чубайса. Что касается его политической деятельности, то тут мне сказать нечего, однако не думаю, что она отличалась чем-то фатальным от деятельности иных персонажей из лихих девяностых.
 

Таким образом, возвращаясь к нашей теме, мы можем постулировать следующее: из-за отказа от регулирования потребления реактивной мощности на стороне потребителя оно росло в Москве, и в критический момент привело к аварии. Выпадение компенсационных объемов на Чагине, и увеличение перетока по линям 110 и 220 кВ привело к тому, что токи в линиях начали расти. И линии отключаться. А теперь задумаемся о том, могло ли, в принципе, так получится, что САОН, при ее наличии, спасла бы ситуацию (как разновидность, спасли бы ситуацию диспетчеры вручную)?

Собственно, сама САОН является лишь одной из составляющих более общей совокупности программных и аппаратных средств под общим названием Противоаварийная автоматика, сокращенно ПА. Сама ПА энергосистем состоит из трех ступеней – автоматической частотной разгрузки и автоматики ликвидации аварийного хода (АЧР и АЛАХ), уже знакомой нам САОН (и параллельно работающей с ней автоматики прекращения нарушения устойчивости (АПНУ)), и последней ступени – частотно-делительной автоматики (ЧДА). Кроме того, параллельно с ЧДА могут использоваться еще и средства делительной автоматики по напряжению (ДАН). Обе эти функции иногда объединяют понятием Автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН).

Отличием АЧР, отчасти АЛАХ, АПНУ и САОН, с одной стороны, и ЧДА, с другой, от ДАН является принцип работы: они работают по отклонению значения частоты сети от допустимого значения, то есть, поддерживают баланс активной мощности в энергосистеме. При отключении крупного центра генерации или повреждения мощной ЛЭП сверхвысокого напряжения, частота в сети снижается, причем несинхронно. В этом случае возможен вариант, когда генераторы электростанций, являющиеся синхронными машинами, начинают вращаться асинхронно, в единой энергосистеме появляются области, частота тока в которых значительно отличается. Физика процесса такова, что это приводит к резким скачкам напряжения в сети и повреждениям всего оборудования, имеющего к ней отношение, как генераторов, так и потребителей.

При возникновении таких ситуаций работают АЧР и АЛАХ. Как только частота в сети понижается ниже уставки срабатывания АЧР она отключает потребителей, снижая тем самым потребление. Разумеется, происходит это не произвольно. Все потребители заранее разделяются на группы ответственности, и отключаются наименее важные. На практике АЧР выполняется несколькими ступенями, каждая из которых отключает все более ответственных потребителей. Последними отключаются опасные производства, больницы, центры принятия решения и т.д.
 

Независимо от АЧР работает АЛАХ. При обнаружении в сети характерных признаков асинхронного режима (качания напряжения, тока, частоты) АЛАХ производит отключения в энергосистеме, создавая автономные энергорайоны с одинаковой частотой тока в них. В дальнейшем в каждом из энергорайонах частота восстанавливается до номинального значения, после чего эти районы вновь выводятся на параллельную работу. Этот процесс также крайне сложен, и проводится под управлением специальной системы частотного автоматического включения (ЧАПВ). Обращаю внимание, что срабатывание АЧР и АЛАХ происходит независимо. АЧР срабатывает при понижении частоты в сети, которое не обязательно ведет к возникновению асинхронного режима, а АЛАХ – при появлении асинхронного хода, которые не обязательно сопровождается падением частоты сети ниже уставки срабатывания АЧР.

В случае, если срабатывание АЧР и АЛАХ не смогло предотвратить развитие аварии, то начинается отключение перегруженных линий. Чтобы сохранить в работе линии более высокого напряжения используются САОН и АПНУ. САОН проводит резкое отключение потребителей, не дожидаясь снижения частоты в сети, как АЧР, а АПНУ – формирует команды на отключение ЛЭП и генераторов электростанций.

Поскольку срабатывание АПНУ может привести к уже знакомому нам явлению посадки станции на ноль с потерей собственных нужд, то в энергосистемах предусматривается действие ЧДА. При снижении частоты сети ниже уставки ее срабатывания, электростанция выводится из нее с работой на выделенный энергорайон. На практике, как правило, это означает, что один из генераторов станции переводится на режим поддержания нагрузки собственных нужд, причем регулятор мощности отключается, а регулирование ведется с помощью поддержания частоты вала, а остальные генераторы переводятся на холостой ход (на профессиональном жаргоне такой режим работы называется «островным»). В России такие режимы нашли себе место на парогазовых установках, при срабатывании ЧДА происходит отключение генератора паровой турбины, а генератор газовой турбины работает на блочную систему собственных нужд. Испытания показывают, что такие режимы могут без каких-либо повреждений продолжаться 30-40 минут. ЧДА позволяет сохранять часть генерирующих мощностей, а также собственные нужды станции в работе, что позволяет быстро подключать оборудование к сети после устранения причины аварии. Для украинских угольных и атомных блоков подобные режимы затруднены, так как предполагают резкое изменение нагрузки до значения, в лучшем случае, 50-60 %, если генератор работает на собственные нужды всей станции, а то и ниже, если схема собственных нужд не позволяет такие режимы.

Характерной особенностью АЧР, САОН, АПНУ и ЧДА (и в неявном виде АЛАХ) является то, что они работают по факту снижения частоты или отключения ЛЭП, то есть, работают либо тогда, когда в системе имеется дебаланс активной нагрузки, либо авария уже началась. В нашем же случае речь шла о нехватке реактивной нагрузки. Для предотвращения таких аварий, как мы уже говорили, следует использовать ДАН, а вовсе не отсутствующую в Москве САОН. Смысл ДАН заключается в том, что при снижении напряжения ниже уставки срабатывания происходит действие защиты по минимальному напряжению (ЗМН), выделяющей такой участок от остальной ЛЭП, а по отношению к станции действующей аналогично ЧДА. Именно такая автоматика и могла бы предотвратить московский блэк-аут, а вовсе не САОН.
 

Здесь нужно дать последний штрих. Даже наличие ДАН в энергосистеме не обязательно приводит к предотвращению аварий вроде московской. Дело вот в чем. Существует определенная связь между напряжением в сети и потребляемой мощностью. В частности, для активной мощности – эта связь имеет монотонно возрастающую характеристику: чем большая мощность потребляется, тем больше напряжение на шинах. Для реактивной же мощности это не так: для нее имеется точка перегиба. Слева от нее – при увеличении потребления реактивной мощности напряжение снижается, справа – увеличивается. Разумеется, лучше иметь такой режим потребления, в котором зона положительного регулирования (выше потребление реактивной мощности – выше напряжение) больше. По всем принятым нормам считается, что точка перегиба соответствует значению напряжения примерно 0,8 номинальному. Однако в последние годы ситуация радикально поменялась. Точка перегиба сдвинулась вправо. Это связано с несколькими факторами. В крупных мегаполисах получили распространение установки кондиционирования воздуха с использованием малоинерционных двигателей компрессоров с высоким коэффициентом загрузки, которые даже при глубоком понижении напряжения способны не отключаться от сети; при этом двигатели компрессоров могут потреблять до 50 % летней пиковой мощности. Расширяется применение нечувствительных к напряжению нагрузок с электронным питанием. Увеличивается число установок конденсаторных батарей, подключаемых к сети. Проведенные натурные испытания показали, что, во-первых, современный характер зависимости напряжения сети от нагрузки носит хаотичный характер, во-вторых, зона положительного регулирования снижается (точка перегиба находится на уровне 0,9 номинального напряжения). Фактически это означает, что энергосистема оказывается заведомо в таком режиме, когда увеличение загрузки генераторов приводит к понижению напряжения в сети за счет роста реактивной нагрузки и отрицательного регулирования. То есть, включая дополнительную мощность, в системе просаживается напряжение (происходит развозбуждение генераторов с увеличением дефицита реактивной мощности). И тут возникает подозрение, что не стало ли причиной московской каскадной аварии в 10-45 включение в 10-09 в сеть блока №5 ТЭЦ-26? Не будучи электриком, не буду на том настаивать, но связь как будто напрашивается.
 

Разобрав основные аспекты московского блэк-аута, подведем итоги.

Авария началась спонтанно. Основной ее причиной стал разрыв кольца 500 кВ и снижение компенсации реактивной нагрузки, вызванные случайными повреждениями оборудования подстанции Чагино при возгораниях трансформаторов тока. Эти повреждения привели к полному отключению подстанции из-за потери нагрузки собственных нужд, а также потери 640 МВт генерации на ТЭЦ-22.
Результатом потери части электроснабжения по ЛЭП 500 кВ стало перераспределение нагрузки на сети 110 и 220 кВ. При этом образовался дефицит реактивной мощности, так как ее выработка уменьшилась при выбытии из баланса источников реактивной мощности на подстанции Чагино и ТЭЦ-22. В результате началось снижение напряжения в сети. В дальнейшем напряжение снизилось до величины, при которой увеличение выработки реактивной мощности на электростанциях приводило к уменьшению напряжения в сети и дальнейшему росту дефицита реактивной мощности. Из-за изменения структуры потребления электроэнергии за последние годы это значение оказывается выше того, при котором допускается отключение потребителей. При этом баланс по потреблению активной мощности сохранялся, то есть персонал до конца не мог понять, что же происходит в сети. Никаких предпосылок к отключению потребителей у персонала не было, и, исходя из имевшейся информации, персонал действовал верно. Любые упреки в адрес диспетчерских служб являются надуманными и вызваны, как правило, личностным неприятием группой специалистов изменений, произошедших в ЕЭС России после 1998 года.

Увеличение перетоков реактивной мощности от электростанций приводило к увеличению токов в ЛЭП, в результате чего началось их отключение защитами от замыкания на землю (повышенные токи увеличивали провисание проводов). В результате, началась каскадная авария в зоне замещения мощности 500 кВ мощностью 220 кВ. Решить проблему могли бы средства ДАН, действующие аналогично ЧДА, то есть, выделяющие генерирующее оборудование электростанций на выделенные энергорайоны, при понижении напряжения ниже уставки срабатывания.