Моисей Гельман, специалист в области реформы электроэнергетики и личный враг Чубайса по нашей просьбе комментирует ситуацию с аварией в системе "Мосэнерго":

- Сигналы об этой катастрофе начали поступать еще зимой. В Московской области напряжение падало до 170 V. Но зимой на подстанциях, подобных взорвавшейся, охлаждение происходило естественным путем они все находятся, как правило, в неотапливаемых помещениях, где при низкой температуре все системы как бы самоохлаждаются. Но это зимой. А во время жары увы. Тут чудеса природы заканчивают свою помощь Чубайсу.

На подстанции в Чагино взрыв произошел из-за перегрузки, перегрева системы масляного охлаждения обмотки. Причем, и здесь был определенный, еще советский, запас прочности: данная перегрузка, по сути авария, позволяла подстанции работать еще несколько дней. Но аварию не устранили и результат стал катастрофой сразу для всех практически жителей столицы и области. Автоматика даже при аварии должна была локализовать распространение аварии не далее ближних подстанций, но и она дала сбой ведь профилактических работ в этой сфере тоже не проводит РАО "ЕЭС". Подстанция в Чагино федеральная, являющаяся собственностью РАО "ЕЭС".

Вина здесь целиком лежит на РАО "ЕЭС" и реформе электроэнергетики, которая и стала причиной, в конечном счете, вчерашней катастрофы. Ведь Мосэнерго не существует уже в прежнем едином виде после реформы компания распалась на тринадцать компанеек. Соответственно распалась и ответственность: при комплексной аварии никто ни за что не отвечает, а координаторские функции по ликвидации аварии взяла вчера на себя в экстренном порядке Мэрия, вот до чего дошло. Хотя, по идее, должен был этим заниматься господин Евстафьев знаменитый выносом "коробки из под ксерокса" из Белого дома.

Да и сейчас у РАО "ЕЭС" много денег, но они не вкладываются в профилактику и замену мощностей, доставшихся Чубайсу и Ко по наследству от Советского Союза: так все с шестидесятых годов прошлого века и работает, пока не износится, как в Чагино. Об этом Региональная комиссия докладывала неоднократно но все продолжает идти самотеком. Но вот искра и взрыв в Чагино. А таких подстанций не просто большинство. Они все такие в РФ.

То, что советский запас прочности в Чагино еще был подтверждается тем, что подстанция держала нормальное напряжение на выходе даже при перегрузки, несколько дней так работала. Энергетическое оборудование в СССр делалось с большим запасом прочности. А в тарифы и до сих пор как бы закладывается отчисление на обновление оборудования мы все за это платим Чубайсу и Ко. Однако они занимаются исключительно нецелевым использованием этих огромнейших средств: РАО "ЕЭС" финансирует авиаэскадрилью, покупает телеканал "РенТв", после реструктуризации по миллиону долларов получает каждый в совете директоров РАО "ЕЭС"

Если президент Путин не извлечет урока из произошедшего страну ждут еще более страшные сюрпризы. A главный-то урок в том, что реформа электроэнергетики в РФ идет по стопам США, где целый штат остался без эелектричества более чем на сутки. Реформа электроэнергетики в США потерпела очевидный крах это почувствовал каждый американец. Но наши реформаторы идут упрямо по стопам старшего американского брата. Распад единой системы энергоснабжения страны подразумевает, в частности, и то, что при подобных авариях не могут быть оперативно задействованы запасные источники энергии других бассейнов. Я проверил сейчас напряжение у себя дома оно было 190 V. Нормальным такое положение не назовешь.

Записал Дмитрий Черный

Сверхконцентрация энергии

Вестник «Мосэнерго», № 32 (241) от 23 сентября 2004 г.

Когда на ТЭЦ-26 был установлен первый в системе «Мосэнерго» элегазовый выключатель 500 кВ, это стало для работников станции действительно большим событием. Потому что такой выключатель, отличающийся сверхвысоким уровнем надежности, с практически неограниченным сроком службы, имеет огромное значение для выполнения повседневной и в то же время важнейшей для бесперебойного электроснабжения потребителей задачи: «обуздание» токов короткого замыкания.

Возможности усиления отключающей способности масляных и воздушных выключателей, установленных на подстанциях «Мосэнерго» исчерпываются, а задача ограничения токов короткого замыкания (сокращенно т.к.з.) была, есть и будет. Со временем она превратилась в сложнейшую научно-техническую проблему. Сегодня назрела необходимость разработки перспективной программы по ограничению роста т.к.з. Кроме того, требуется разработать новые методы (способы) по ограничению т.к.з. и применению нового оборудования. Например, специалисты предлагают устанавливать линейные токоограничивающие реакторы в существующих распределительных устройствах, в сети 110-220 кВ при реконструкции, также продолжать работы по установке реакторов в нейтрали автотрансформаторов.

Москва – огромный центр концентрации энергии. Здесь, на сравнительно небольшой площади, сосредоточено огромное количество генерирующих источников, соткан «клубок» многочисленных связей 110, 220 и 500 кВ, в том числе 70 связей со смежными энергосистемами ОЭС Центра. В настоящее время, несмотря на сильное секционирование, токи короткого замыкания в сетях достигли предельных отметок: 500 кВ — 32,7 кА, 220 кВ — 35,6 кА, 110 кВ-37,6 кА. На многих подстанциях и электростанциях т.к.з. превышают допустимые пределы по оборудованию: действующие выключатели не справляются с отключением, а почти все AT 500 кВ и 220 кВ в черте Москвы не выдерживают сквозных т.к.з.

Не будем рисовать катастрофических картин, как в кинематографе, но Нью-Йоркские аварии 60-х, 70-х, 2003 года и аналогичные массовые обесточения других крупных городов мира, иметь в виду все же надо. Тем более что в результате реформирования Московской энергосистемы предполагаются похожие на «западные» принципы управления.

Сеть 500 кВ

Наиболее опасным по масштабам и последствиям аварийным режимом является разрыв Московского кольца 500 кВ по причине превышения токов короткого замыкания на шинах 500 кВ над отключающей способностью выключателей.

В принципе, сама проблема объективно «порождена» растущим энергопотреблением и увеличением генерирующих мощностей. В 1975 году максимальный т.к.з. на шинах ПС 500 кВ составлял 22,8 кА при отключающей способности выключателей 18,4 кА. Поэтому к 1985 году все выключатели были усилены с расчетом на будущее, можно сказать, с опережением – до 31,5 кА.

К 1990 году т.к.з. достигли 31,7 кА и, естественно, продолжали расти и после. Сейчас т.к.з. составляет 32,7 кА. На шинах 500 кВ ПС Чагино 8 выключателей уже не справляются с отключением. Предельные значения т.к.з. достигнуты на ПС Пахра (31,1 кА при 6 выключателях с отключающей способностью 31,5 кА) и ПС Очаково (28,6 кА при 5 выключателях с отключающей способностью 29 кА).

Сети 220 кВ

Максимальная величина т.к.з. в этих сетях с 1975 года выросла с 27,8 до 35,6 кА. По сравнению с 1975 годом установленная мощность энергосистемы выросла более чем на 70 %, с 8096 до 15 118 МВт. Тогда в системе был всего один AT 500/220 кВ мощностью 501 MBА на ПС Трубино, сейчас их уже 7, общей мощностью 3507 MBА. Кроме того, расширилась сама энергосистема: количество подстанций 220 кВ возросло с 20 до 59, количество выключателей 220 кВ — с 262 до 595, длина линий электропередач 220 кВ увеличилась с 3000 км до 4822 км.

Максимальное значение т.к.з. в этих сетях — 35,6 кА. Оно уже достигнуто на шинах 220 кВ ПС Чагино, где 16 выключателей имеют отключающую способность 31,5 кА. На ПС Восточная 3 выключателя обладают отключающей способностью в 26,3 кА при т.к.з. 29,3 кА. Поскольку в течение длительного времени модернизации выключателей 220 кВ не происходило, начавшуюся в 2002 году замену масляных на элегазовые выключатели, которые обладают отключающей способностью 40 кА, следует считать почти что прорывом.

На ТЭЦ-21, где ток короткого замыкания составляет 32,2 кА, были заменены выключатели на АТ-93 и Т-96, они имели отключающую способность всего 30 кА. Теперь на очереди замена выключателя на ВЛ 220 кВ ТЭЦ-21 — Старбеево II с отключающей способностью 31,5 кА.

Сети 110 кВ

В сети 110 кВ максимальный уровень достигнут на ТЭЦ-23 (он составляет 37,6 кА), а на ТЭЦ-20 II с.ш., ПС Бескудниково I с.ш., Карачарово, Угреша, Болятино, Тополь, Н. Подлипки, Метростроевская, Сокольники, Нарофоминск, Андроньевская этот уровень близок к предельному, всего требуется заменить 46 выключателей. Замена одного выключателя планировалась в 2002 году на ТЭЦ-20, но отложена на неопределенный срок из-за отсутствия финансирования.

Характерным примером роста т.к.з. вследствие наращивания генерирующих мощностей является ситуация на ТЭЦ-11. После реконструкции и включения новых линий Фрезер III и ТЭЦ-11 – Баскаково т.к.з. значительно вырос как на шинах 110 кВ самой станции, так и в прилегающем районе, что привело к необходимости разомкнуть шины 110 кВ ТЭЦ-11. И все равно т.к.з. на I с.ш. ТЭЦ-11 составляет 34,1 кА, а это превышает отключающую способность одного выключателя. Второй выключатель с недостаточной отключающей способностью (на линии ТЭЦ-11 — Фрезер II) был заменен в 2002 году.

На ПС Болятино т.к.з. вырос с 26,6 до 28,1 кА, при этом у двух выключателей отключающая способность составляет всего 20 кА. Выключатели на КЛ ТЭЦ-8 – Карачарово I, II имеют отключающую способность 20 кА, еще 4 выключателя на секции Север - 26,3 кА. Если учесть, что в нормальном режиме т.к.з. на секции Север достиг величины 31,6 кА, а на секции Юг – 24,7 кА, то ситуация здесь критическая.

Близко к отключающей способности выключателей (31,5 кА) подошли значения т.к.з. на ПС Очаково на I с.ш. 2 с 110 кВ и ПС Ногинск.

На ряде ТЭС и ПС выключатели имеют такую отключающую способность, которая препятствует созданию надежных ремонтных схем: ТЭЦ-11 II с.ш., ТЭЦ-16, ТЭЦ-20 I с.ш., ПС Бутырки I с.ш., Фили, Т. Стан, Н. Кунцево, Кожухово, Карачарово Юг и трансфер, Барвиха, Н. Братцево, всего 73 выключателя.

Если смотреть в целом на картину токов короткого замыкания в основных сетях, то требуется заменить 19 выключателей из 63 в сети 500 кВ, 29 выключателей из 595 в сети 220 кВ, 119 выключателей из 2521 в сети 110 кВ. К тому же большое количество выключателей подлежит замене по своим техническим характеристикам и из-за длительного срока эксплуатации.

В связи с ростом уровней токов короткого замыкания в последние годы предпринимались следующие меры:

1. Замена и модернизация выключателей.
2. Применение, в качестве временной меры, автоматов снижения т.к.з. (AСT). Установлено 4 ACT в сети 220 кВ (на АТ-5, АТ-6 ПС Чагино и на АТ-1, АТ-2 ПС Трубино) и 19 ACT в сети 110 кВ. Однако широкое применение ACT нежелательно из-за недостаточной надежности.
3. Секционированное деление сети 110-220 кВ. Сейчас в сети 220 кВ 17 точек деления (из них 2 на выключателях линий Владыкино—Бескудниково I и Омега—Радищево II). В сети 110 кВ 96 точек деления. Например, из-за высоких т.к.з. разомкнуты транзиты Н. Кунцево—Сетунь—Рублево, Н. Кунцево—Солнцево—Чоботы, отключены КЛ Даниловская — Павелецкая 1, II, Карачарово—Андроньевская I. Для поддержания необходимого уровня надежности при секционировании шин и на отключенных ЛЭП приходится внедрять АВР на высоком напряжении. Дальнейшее секционирование может привести к недопустимому снижению надежности энергосистемы.
4. Установка токоограничивающих реакторов в нейтрали AT. В системе «Мосэнерго» 7 AT напряжением 500/220 кВ и 5 AT напряжением 500/110 кВ, где установлены реакторы в нейтрали. Установка реакторов в нейтрали автотрансформаторов позволяет снизить сквозные трехфазные токи к.з. и токи однофазного к.з. в прилегающей сети на шинах 220 кВ в среднем на 10%, на шинах 110 кВ — на 20%,а в обмотке среднего напряжения AT — в среднем на 20% по 220 кВ и на 30% по 110 кВ.

На сегодняшний день возможности модернизации выключателей практически исчерпаны, часть их усиливалась несколько раз. Единственный выход – замена выключателей, в том числе и модернизированных. Дорого, но другого выхода просто нет.

Эдуард Порет

http://www.mosenergo.ru/index.php?id=24&number_id=97&sessid=0395b101d15e41d55e4b88c5c34f194c


"Первоначальной причиной нагрева токоведущих частей или корпусов электрооборудования является большой ток или повышение сопротивления в цепях. Большой ток может быть вызван коротким замыканием в цепях за данным аппаратом или увеличением тока нагрузки. Неотключенный ток короткого замыкания может вызвать перегорание токоведущих частей внутри аппарата, замыкание между фазами и на корпус аппарата, что может вызвать большой нагрев корпуса аппарата или его выгорание с опасностью пожара. Ток нагрузки для данного аппарата может быть большим тогда, когда он выбран неправильно для данного тока.
Ток короткого замыкания, проходящий через заземляющие проводники, может вызвать искрение в ненадежных зажимах или перегорание проводников, что также является пожарной опасностью. Источником нагрева могут быть слабые зажимы в токоведущих частях или заземляющих проводниках. Детали слабого зажима нагреваются и окисляются, что еще больше увеличивает сопротивление и нагрев.
Если не принять мер, то зажим может перегореть, что может вызвать замыкание между фазами и на корпус аппарата и может привести к выгоранию корпуса. " Справочник электрика.Раздел Пожарная безопасность.

И каким же надо быть ... чтобы не понимать что может произойти. http://www.livejournal.com/users/reincarnat/395174.html

приложение

ДИНАМИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МОСКОВСКОГО РЕГИОНА

Павликов B.C., Владимиров А. И., Фефелова Г.И.

РДУ ОАО “Мосэнерго”

Макоклюев Б.И.

ОАО “ВНИИЭ”

(Первый специализированный научно-технический семинар "Современные методы и программные средства анализа и планирования электропотребления, балансов мощности и электроэнергии". Москва, 17 – 21. ноября 2003 г. Ведущие организации: РАО "ЕЭС России", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "СО - ЦДУ ЕЭС", ОАО "ВНИИЭ". www.enas.ru/nuz/years/2003/y03_8.htm )

Потребление электрической энергии и мощности в Московском регионе в последние голы существенно растет. Этот рост имеет стабильный характер и в среднем составляет 4 % по электрической энергии и 3 % по мощности в год (примерно 400—500 МВт в абсолютных величинах). В декабре 2002 г. максимум электрической мощности достиг величины 14 230 МВт, что на 4% выше предыдущего 2001 г., и почти на 7 % превышает абсолютный максимум 1989—90 годов. Московский регион не только достиг рубежа 1989-90 гг. по потреблению электрической энергии и мощности, но и превысил его. В 2003 г. максимум потребления мощности в сопоставимых условиях ожидается 14 600 МВт (рис. 1), а при температуре наружного воздуха —26°С и ниже — на уровне 15 300 МВт, что выше абсолютного максимума рубежа 1989—90 годов почти на 2 000 МВт или на 15 %.

Для сравнения — в ЕЭС России и по ОЭС Центра максимум нагрузок уровня 90-го года ожидается не ранее 2007—2008 годов.

Рис. 1 Максимум потребляемой мощности (МВт) по годам. Московский регион

При таком устойчивом росте максимальных величин потребления мощности, к 2015 году можно ожидать расчетный максимум на уровне не менее 21 800 МВт (рис. 5).

Принятый процент (не менее 3 %) роста потребления мощности подтверждает и динамика роста электропотребления Московского региона (рис. 2).

Рис. 2 Энергопотребление в Московском регионе (млн. кВт ч) по годам. Белые маркеры и пунктир - прогноз на 2003-2015 гг.

В 2002 г. рост потребления электрической энергии по сравнению с 2001 годом составил 3,9 %, а среднегодовой рост за последние 3 года находится на уровне 5,1 %, что тоже значительно опережает этот показатель по ЕЭС России и ОЭС Центра. Это еще раз подтверждает динамичное развитие Московского региона. Так, в будущем 2004 году, электропотребление в регионе ожидается на уровне 83 млрд. кВтч, что выше уровня 1990 года почти на 12 %.

Рис. 3 Почасовой баланс мощности (МВт) Московского региона за 24 декабря 2002 г.

На рисунке 3 представлена структура суточного баланса мощности ОАО “Мосэнерго” в день максимума 24 декабря 2002 года. Дефицит мощности в период с 8 до 22 часов частично покрывался Загорской гидроаккумулирующей электростанцией (ЗаГАЭС) и газотурбинными установками (ГТУ) ГРЭС-3.

Но в ближайшие два года дефицит мощности во время прохождения вечернего пика нагрузки уже достигнет 1600 МВт (рис. 4).

Рис. 4 Суточный диспечерский график Московского региона на максимум нагрузки 2003-2004 гг. (на Тв.н.= -26 ºС)

Рис. 5 Динамика максимума потребления мощности (МВт) Московского региона до 2015 года. Пунктир - прогноз.

На рис. 5 показана динамика потребления мощности Московского региона (фактические данные — по 2002 год, далее — прогнозные). При прогнозировании среднегодовой прирост мощности принят исходя из минимальной величины прироста - 3 %.

Регион развивается очень динамично, значительно опережая темпы ввода генерирующих мощностей в ОАО “Мосэнерго” за последние 10 лет. Для покрытия дефицита мощности необходимо вводить каждый год 2—3 крупных блока. На сегодня возможности тепловых электростанций энергосистемы ограничены величиной примерно 12 500 МВт, потребление в часы максимума приходится покрывать за счет ГТУ, что весьма дорого (около 2 руб. за кВтч). В этом сезоне энергосистема ощутила реальный дефицит мощности, который в декабре 2002 года достигал значительных величин. С каждым годом дефицит электрической мощности будет расти, и возможности его покрытия уже исчерпаны. Это ставит под угрозу дальнейшее социально-экономическое развитие Московского региона. Нарастание дефицита означает существенное снижение уровня надежности тепло- и электроснабжения, что совершенно недопустимо, а также применение принудительного ограничения потребления.

Следует отметить, что ОАО “Мосэнерго” является мощной теплофикационной системой, важнейшей задачей которой является теплоснабжение Москвы и части Московской области. В зимний период тепловые нагрузки превышают электрические в два раза. В этих условиях одной из основных задач энергосистемы является строгое выдерживание температурного графика предприятиями тепловых сетей.

Вследствие значительной доли коммунально-бытовой нагрузки большое влияние на электропотребление оказывают метеорологические факторы — температура, осадки, освещенность. При недостаточной подаче тепла происходит массовое включение электрообогревательных приборов. В осенне-зимний сезон колебания нагрузки вследствие изменения погодных условий достигают 700— 1000 МВт (около 10%).

В условиях холодной зимы электрические станции, электрические и тепловые сети работают в очень тяжелых и напряженных условиях.

При постоянном приросте потребления электрической энергии и мощности и ограниченных возможностях энергосистемы по генерации (Рис.6), ОАО “Мосэнерго” вынуждено активно приобретать электроэнергию на оптовом рынке, но прием из сети 500 кВ ограничивается по мощности явно выраженным дефицитом трансформаторных мощностей с 500/220 кВ и 500/110 кВ и недостаточной пропускной способностью распределительных сетей 110 и 220 кВ.

Количество линий (110, 220 кВ) с предельной нагрузкой возросло, а по отдельным линиям возможны перегрузки, которые не представляется возможным устранить путем изменения схемы. Дефицитный баланс и ограничения перетоков в основных сетях потребуют готовности к отключению потребителей, чтобы не допустить крупных системных аварий.

Вследствие сетевых ограничений ограничивается также возможность покупки недостающей мощности и электроэнергии на федеральном рынке. На сегодня возможности электрических сетей ОАО “Мосэнерго” находятся на пределе. Налицо отставание в сетевом строительстве, которое энергосистема в необходимых объемах просто не в состоянии выполнить из-за нехватки финансовых ресурсов. Необходимо строить и вводить новые генерирующие мощности и развивать электрические сети, что невозможно без привлечения инвестиций.

ВЫВОДЫ

Темпы роста электропотребления в г. Москве и Московском регионе значительно превышают темпы роста генерирующих мощностей и темпы развития сетей 110, 220 и 500 кВ. Нарастающий дефицит мощности и ограниченная пропускная способность высоковольтных электрических сетей увеличивают вероятность возникновения системных аварий и нарушения системы тепло- и электроснабжения города Москвы. Для предотвращения этого необходимо разработать концепцию и принять соответствующую программу по наращиванию генерирующих мощностей и развитию электрических сетей 110, 220 и 500 кВ Московского региона. В этой программе должны быть отражены следующие неотложные мероприятия:

1. Ввод до 2015 года не менее 12 000 МВт генерирующих мощностей. Для этого необходимо кардинально пересмотреть существующую программу развития энергетики Московского региона, определив в ней структуру ввода дополнительных мощностей и оптимальное распределение мощностей между ТЭЦ, ГТУ-ТЭЦ, ГРЭС и ГАЭС.

2. Разработка схемы развития и модернизации электрических сетей Московского региона в целом и отдельно по районам до 2015-2020 годов, с учетом устранения “узких мест”. Особое внимание следует обратить на усиление всех связей с 500/220 кВ, с 500/110 кВ, с 220/ 110 кВ и существенное увеличение количества линий 500, 220 и 110 кВ.

3. Устранение транзитных перетоков. Московская энергосистема является связующим звеном между различными частями ЕЭС России. В связи с возрастающей перегрузкой электрических сетей Московского региона необходима ликвидация транзитных перетоков мощности ЕЭС России через сети 500, 220 и 110 кВ. Для этого необходимо завершение строительства обходного кольца 750 кВ вокруг Московского региона.