28 сентября 2003 г. порядка 2,5 млн жителей южной части Швеции почти на сутки остались без электричества. Причиной тому послужило короткое замыкание на подстанции в городе Horred. Анализируя произошедшие события, снова и снова приходишь к мысли, что энергетика нуждается в очень надежной системе передачи электроэнергии, а также в механизмах, которые обеспечивали бы эту надежность.     Учитывая сложившуюся в последнее время тенденцию формирования единой энергосистемы России и ЕС необходимо понять, что малейшая внештатная ситуация может вызвать аварию в национальном и даже в международном масштабе.

    Прежде чем описать непосредственно аварийную ситуацию, необходимо уточнить, что начало аварии совпало с проведением профилактических работ на линиях электропередач и электростанциях в соответствии с плановым графиком ремонтов и профилактических работ. В частности, кабель между островом Zealand и Германией (Kontek), а также несколько линий электропередачи (далее - ЛЭП) напряжением 132 кВ и линия 400 кВ в восточной части Дании находились в нерабочем состоянии. Также был законсервирован энергоблок № 4 на электростанции в Asnaes, располагающийся в восточной части Дании. Энергоблок № 1 на электростанции в Avedoure был остановлен в связи с реконструкцией, а энергоблок № 1 на электростанции в Amager находился в нерабочем состоянии из-за повреждений. В Швеции ЛЭП Stroumma - Horred - Breared напряжением 400 кВ, располагающаяся на западном побережье Швеции, и ЛЭП Hallsberg - Kimstad 400 кВ, которая соединяет центральную и южную части Швеции, были разъединены для проведения профилактических работ.
    В то же самое время модуль 2 электростанции в городе Barseback и модули 1 и 2 электростанции в городе Oskarshamn не работали в связи с проведением длительного профилактического ремонта. Также на профилактическом ремонте была электростанция в Karlshamn. Однако, согласно данным шведской сетевой компании Svenska Kraftnat, все эти факторы были учтены в операционном планировании, так что перед сбоем энергосистема Швеции находилась в рабочем режиме и загрузка сети была низкой.
    В восточной части Дании перед сбоем питания электростанции производили приблизительно 1800 МВт, а генерация ветровых турбин составляла порядка 450 МВт. Это покрывало потребление в 1850 МВт, запланированное системным оператором восточной Дании Elkraft, и позволяло осуществлять экспорт в Швецию порядка 400 МВт.
    В 12:30 из-за поломки клапана водной подачи был остановлен энергоблок № 3 в Oskarshamn, что привело к сокращению вырабатываемой электроэнергии на 1200 МВт. В результате недостаточной выработки электроэнергии частота синхронности в сети Nordel1 понизилась до 49,9 Гц - это нормальное следствие большой потери потребления. Падение частоты синхронности вызвало мгновенную активацию системных запасов соседних электростанций, входящих в структуру Nordel. Надо отметить, что при аварийной остановке одной электростанции увеличение длительности выработки электроэнергии на других связанных электростанциях не должно превышать 15 мин.

Начало аварии совпало с проведением профилактических работ на линиях электропередач и электростанциях в соответствии с плановым графиком ремонтов и профилактических работ. В частности, кабель между островом Zealand и Германией (Kontek), а также несколько линий электропередачи напряжением 132 кВ и линия 400 кВ в восточной части Дании находились в нерабочем состоянии. Также был законсервирован энергоблок № 4 на электростанции в Asnaes, располагающийся в восточной части Дании. Энергоблок № 1 на электростанции в Avedoure был остановлен в связи с реконструкцией, а энергоблок № 1 на электростанции в Amager находился в нерабочем состоянии из-за повреждений.

    Приблизительно в 12:35 из-за механического повреждения изолятора произошло короткое замыкание на подстанции Horred, расположенной в южной части Швеции. Это привело к разъединению четырех линий передач, из которых две соединяли южные и центральные шведские энергетические подсистемы, а другие две - блоки № 3 и № 4 электростанции в городе Ringhals с сетью передач. Впоследствии персонал электростанции Ringhals смог заново запустить только блок № 4.
    В результате разъединения указанных блоков в южной части шведской энергетической системы образовался дефицит электроэнергии порядка 1800 МВт.
    Разрыв энергоблоков с сетью привел к увеличению нагрузки на оставшиеся соединения между южной и центральной частями Швеции, которые снабжают энергией направление <эсевер-юг>. Ситуация ухудшилась, когда электростанции в северной части Швеции, Норвегии и Финляндии увеличили выработку электроэнергии, чтобы покрыть возникший энергодефицит. Вследствие повышения нагрузки на ЛЭП напряжение в них стало падать. Снижение напряжения осложнялось тем, что передача в сети была серьезно ослаблена после отсоединения линий 400 кВ. Как следствие, в 12:37 напряжение в сетях упало до 0 кВ, что привело к обесточиванию восточной части Дании и южной части Швеции.
    Что же именно произошло? Рассмотрим более детально хронику событий с учетом динамики напряжения, частоты, мощности и реактивной мощности в течение аварии. В последовательности событий можно условно выделить 5 этапов.
    Этапы 1 и 2 характеризуются коротким спадом напряжения и колебанием частоты.
    Перед аварией в Horred (рис. 1) частота составляла порядка 49,9 Гц, напряжение - чуть выше 410 кВ. Авария в Horred, разъединение энергоблоков в Ringhals и четырех линий напряжением 400 кВ в Швеции (этап 1) привели к резкому падению напряжения и частоты синхронизации (этап 2).
    Известно, что при нормальном эксплутационном режиме частота синхронизации в энергосети остается равной 50 Гц. В случае небольших колебаний используются частотно-контролирующие резервы и системные запасы, которые активизируются автоматически при увеличивающейся или уменьшающейся генерации электричества. В случае серьезного снижения частоты потребители автоматически отсоединяются от сети.
    Рис. 2 показывает, что на 110-й секунде с момента аварии в Horred реактивная мощность на ЛЭП, соединяющих остров Zealand и шведскую энергетическую систему, увеличилась с 300 Мвар до 900 Мвар (это увеличение не повлияло на электростанции в восточной части Дании: на данный момент они продолжали вырабатывать электроэнергию).
    Этап 3. Перепад напряжения в восточной Дании, зафиксированный в oresund, был вызван коротким замыканием на линиях 130 кВ и 220 кВ в Швеции (вероятно, из-за серьезной перегрузки, возникшей в результате разъединения на подстанции в Horred).
    Этап 4. После перепада напряжения (этап 3) последовало его снижение - через 80 сек напряжение достигло нулевой отметки. В юго-восточной части Швеции напряжение падало значительно дольше, что объясняется большей протяженностью ЛЭП между юго-западной и юго-восточной частями Швеции.
    Как видно на рис. 3, только две линии 400 кВ на восточном побережье соединяют южную и центральную части Швеции.
    Нестабильность напряжения послужила причиной увеличения реактивной мощности на электростанциях в восточной части Дании, благодаря чему можно было поддержать напряжение 400 кВ. Данная операция была осуществлена за счет энергоблоков № 5 на электростанции в Asnaes и № 2 на электростанции в Avedoure, ввиду их непосредственного подключения к сети 400 кВ.
    Этап 5. В Швеции падение напряжения и увеличения транспортируемого объема электроэнергии с севера к югу через ослабленную сеть привело к тому, что реле защиты среагировали на короткое замыкание. В результате большинство линий 400 кВ данной области были разъединены. В oresund данное реле не сработало только потому, что напряжение на границе соединения ЛЭП между югом и севером Швеции было еще относительно высоким.
    Сразу после того как ЛЭП между южной и центральной частями Швеции были разъединены, область южной части Швеции - Bornholm - Zealand - Mon - Lollann - Falster оказалась изолированной.
    Этап 6. Приблизительно через 90 сек после аварии на подстанции в Horred напряжение достигло 0 кВ, оставив за 2 сек всю область южной части Швеции - Bornholm - Zealand - Mon - Lollann - Falster без электричества. Необходимо отметить, что в начале 5-го этапа электростанции острова все еще были соединены с общей сетью передач и, несмотря на падение напряжения, передавали электроэнергию от энергоблоков № 5 электростанции в Asnaes и № 2 электростанции в Avedoure, оба из которых были сильно перегружены еще до того, как их отсоединила автоматическая система защиты. В результате падения напряжения был нанесен ущерб энергоблоку № 5 на электростанции в Asnaes (был поврежден генератор постоянного тока) и энергоблоку № 2 (несмотря на это, данный блок был использован в процессе восстановления энергоснабжения страны) - см. рис. 4.

    Восстановление энергосистемы
    В 12:37, через несколько минут после веерного отключения электроэнергии в Дании и Швеции, началась подготовка восстановления энергоснабжения, в рамках которой было произведено отсоединение большинства потребителей от всех линий 400 кВ и 132 кВ.
    Около 13:20 энергокомпаниями, входящими в Nordel, были разъединены:

• потребители и мелкосерийные генерирующие производства;
• линии 50 кВ;
• линии 400 кВ и линии 132 кВ (компания Elkraft - системный оператор восточной Дании и острова Борнхольма - разъединила их для соблюдения реактивного баланса).
      В 13:30 компания Svenska Kraftnat установила синхронное соединение 400 кВ между норвежской, частично - шведской (в северной части Швеции) и финской энергетическими системами и Souderasen.
      В 13:41 Svenska Kraftnat дала разрешение на восстановление напряжения на острове Zealand через соединение 400 кВ в oresund.
      В 13:46 восстановили соединение Souderasen - Hovegard 400 кВ, благодаря чему было также восстановлено напряжение в сети 400 кВ и 132 кВ на острове Zealand.
      В 14:15 - приблизительно через 30 мин после восстановления напряжения - энергоблок № 22 на электростанции в Kyndby был синхронизирован с сетью Nordec.
      После подключения энергоблока № 22 на электростанции в Kyndby генерация электроэнергии увеличилась примерно до 3 МВт/мин. Выработанный объем электроэнергии был распределен между сетевыми компаниями таким образом, чтобы восполнить ограниченный импорт 200 МВт из Швеции.
      Таким образом, соединения в oresund в этот период должны были гарантировать устойчивую частоту, так как без подключения скандинавской системы частота напряжения сильно колебалась.
      В связи с тем что мелкосерийные генерирующие производства (порядка 10 кВт) и ветровые станции не способствуют стабилизации напряжения и поддержке баланса реактивного равновесия, компания SEAS2 дала разрешение подключить NYSTED WIND FARM3 только после подключения энергоблока № 31 на электростанции в Masnedo в 14:57, а датский сетевой оператор COPENHAGEN ENERGY разрешил соединить ветровые подстанции в Middelgrunden только после включения энергоблока № 3 на электростанции в Amager в 16:45 (см. рис. 5).
  

      Состояние системы после аварии
      Из-за произошедшей аварии энергоблок № 5 на электростанции в Asnaes был поврежден в результате каскадного падения напряжения и не работал до начала ноября 2003 г.
      В ночь с 23 на 24 сентября 2003 г. потребление электроэнергии упало до минимума и составило приблизительно 1200 МВт, при средней выработке приблизительно 2600 МВт.
      В воскресенье, 28 сентября, произошла аварийная остановка энергоблока № 2 в Avedoure, которая явилась следствием каскадного падения напряжения 23 сентября.
  

      Примечание
      1 Организация, объединяющая системных операторов из Дании, Исландии, Норвегии, Швеции и Финляндии.
      2 Крупнейшая датская генерирующая компания.
      3 Генерирующая компания, объединяющая 72 ветровые турбины в Дании.