Тема 6.1 Ликвидация аварий в электрической части электрической станции или подстанции и на линиях электропередач

«Общие положения по ликвидации аварий»

Ликвидация аварий в электрической части энергосистем является одной из самых трудных задач оперативного персонала. Решение ее сводится: к быстрой оценке аварийного положения и немедленному принятию мер, обеспечивающих безопасность персонала и устраняющих угрозу повреждения оборудования; к выполнению ряда операций, предотвращающих развитие аварии и устраняющих аварийный режим; к своевременному информированию вышестоящего дежурного о причинах аварии и принятых мерах по ее ликвидации.

Объективное суждение о создавшемся аварийном положении оперативный персонал производит на основании: сигнализации положения выключателей, показаний измерительных приборов, выпавших указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, световых табло на панелях щитов управления.

Оценивая аварийное положение по указателям релейной защиты, учитывают принципы их действия, виды повреждений, на которые реагируют защиты, и зоны их действия. При этом принимается во внимание возможность неправильных отключений неповрежденного оборудования одновременно с поврежденным, а также отказы в отключении поврежденного оборудования. Личные наблюдения персонала и поступившие сообщения о замеченных аварийных явлениях (толчках тока, вспышках, пожаре) могут дополнить информацию о месте повреждения. Общее представление об аварии составляется на основании всей этой информации, затем намечается ориентировочный план действия по ее ликвидации.

Все переключения в аварийных условиях выполняются персоналом в строгом соответствии с ПТЭ, правилами техники безопасности и с обязательным применением защитных средств.

«Разделение функций между оперативным персоналом при ликвидации аварий»

Ликвидация возникшей аварийной ситуации в значительной мере зависит от того, насколько четки, правильны и своевременны действия оперативного персонала энергообъектов, диспетчеров предприятий электросетей и энергосистемы. В этой связи предусмотрено строгое распределение функций по ликвидации аварий между оперативным персоналом всех ступеней диспетчерского управления на основе следующих положений:

оперативному персоналу станций и подстанций предоставлено право самостоятельно производить операции по ликвидации аварий и предупреждению их развития, если эти операции не требуют координации действий оперативного персонала смежных энергообъектов;

во время ликвидации аварий оперативный персонал поддерживает связь с вышестоящим дежурным и передает ему информацию, необходимую для ликвидации аварий, затрагивающих ряд энергообъектов и участков сетей;

диспетчеры электросетей и энергосистемы контролируют действия подчиненного персонала, занятого ликвидацией аварий, и оказывают ему необходимую помощь.

«Самостоятельные действия оперативного персонала станций и подстанций при ликвидации аварий»

Под самостоятельными действиями в эксплуатации понимаются такие оперативные действия с оборудованием, которые выполняются персоналом в соответствии с требованиями местных инструкций на основе анализа аварийной обстановки и без предварительного получения распоряжения или разрешения вышестоящего дежурного, но с последующим уведомлением его о выполненных операциях. Целью самостоятельных действий является устранение возникшей опасности для людей, быстрейшее восстановление электроснабжения потребителей, отделение поврежденного оборудования или участка, если это мешает подаче (приему) напряжения.

Ниже рассмотрены некоторые случаи, когда оперативному персоналу станций и подстанций вменены в обязанность самостоятельные действия.

При непосредственной угрозе безопасности людей, если спасение их жизни зависит от быстроты действий оперативного персонала, ему разрешено отключить любое оборудование независимо от возможных последствий, вызванных этими действиям» (обесточение подстанции, отделение станции от системы, остановка оборудования и т.д.)

В случае возникновения пожара, к тушению которого можно приступить только после снятия напряжения с оборудования или установки, разрешается их отключение для снятия напряжения.

При отключении воздушной или кабельной линии, работающей и режиме тупикового (одностороннего) питания, когда электроснабжение потребителей внезапно прекращается, персоналу разрешается немедленно, без осмотра оборудования, включить под напряжение отключившуюся линию, даже если установленный на линии АПВ работал неуспешно. Очевидно, что эти действия распространяются также и на транзитные линии, временно переведенные (на период ремонтных работ) и режим тупикового питания. Повторное ручное включение линии без осмотра ее оборудования не производится в том случае, когда персонал располагает сведениями о явном повреждении оборудования, например обрыве проводов линии, а также в особых случаях, когда подача напряжения разрешается только по получении согласия потребителя.

При автоматическом отключении силового трансформатора и прекращении электроснабжения потребителей в работу немедленно включается трансформатор, находящийся в резерве. При отсутствии резервного трансформатора и отключении от максимальной защиты работающего в случае нарушения электроснабжения потребителей персоналу разрешается включение вручную отключившегося трансформатора без осмотра как самого трансформатора, так и обесточенных шин. Если ручное включение трансформатора под нагрузку окажется неуспешным, производится осмотр оборудования подстанции. Обнаруженное во время осмотра поврежденное оборудование отключается сначала выключателем, а затем разъединителями, и на неповрежденную часть подается напряжение.

Отключившиеся во время аварий генераторы и синхронные компенсаторы, если отключение не связано с повреждением их оборудования, включаются в сеть персоналом самостоятельно. Осмотр присоединений генераторов и синхронных компенсаторов проводится после включения в сеть и набора нагрузки.

Наряду с операциями, которые персоналу разрешается выполнять при ликвидации аварий самостоятельно, существует ряд операций, самостоятельное выполнение которых категорически запрещается, так как это может привести к развитию аварии. Например, не допускается без разрешения вышестоящего дежурного:

включать под нагрузку транзитные линии и трансформаторы без предварительной проверки синхронизма, если несинхронное включение их недопустимо;

отключать транзитные линии и трансформаторы при исчезновении напряжения на шинах, кроме случаев, когда повреждены сборные шины и их оборудование;

включать питающие потребителей линии, отключенные автоматами частотной разгрузки при дефиците мощности в энергосистеме.

«Ликвидация аварий на понижающих подстанциях»

Исчезновение напряжения на шинах подстанций может произойти в результате КЗ на шинах или па любом непосредственно подсоединенном к ним оборудовании, в том числе и выключателях; при КЗ на линии и отказе в действии релейной защиты или выключателя; при неправильном срабатывании защиты шин во время внешнего КЗ, а также в случае аварии на участке сетей энергосистемы.

Аварии с исчезновением напряжения на шинах подстанций, как правило, ликвидируются автоматически действием АПВ шин, линии, трансформаторов, АВР, включающих секционные и шипососдинительные выключатели. При отказе или отсутствии автоматических устройств основным методом ликвидации аварий на шинах, связанных с прекращением электроснабжения потребителей, является подача напряжения на шины от источника, имеющего напряжение. Им может быть оставшаяся в работе секция или система шип; линия или трансформатор, отключившиеся от шин, но сохранившие напряжение от энергосистемы. Напряжение на шипы подастся однократно (и том числе и после, неуспешного действия АВР) дистанционным включением выключателя, а на подстанциях без дежурного персонала — с помощью средств телемеханики. Напряжение подается при включенном положении выключателей присоединений, которые питались от шин и в момент исчезновения напряжения автоматически не отключались. Следует иметь в виду, что напряжение на шины может подаваться при отсутствии в РУ эксплуатационного и ремонтного персонала, чтобы не подвергать его опасности. В случае неуспешной попытки подачи напряжения на шины персонал сообщает о своих действиях диспетчеру, внимательно осматривает указатели срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, записывает их показания и возвращает сигнальные флажки в исходное положение, производит обход и осмотр оборудования и далее действует в соответствии с указаниями диспетчера.

Если во время осмотра будет обнаружено поврежденное оборудование, оно отделяется выключателями и разъединителями для того, чтобы на неповрежденную часть можно было подать напряжение. При восстановлении нормальной схемы подстанции включение под нагрузку транзитных связей разрешается только по распоряжению диспетчера, в оперативном управлении которого находятся эти связи. В отдельных случаях оперативному персоналу предоставляется диспетчерскими инструкциями право подачи напряжения по транзитной линии (после проверки отсутствия на пей напряжения) в сторону станции, с тем чтобы персонал станции имел возможность проверить синхронность напряжений и замкнуть линию под нагрузку.

Отключение одного из параллельно работающих трансформаторов или автотрансформаторов одновременным действием газовой и дифференциальной защит происходит, как правило, при повреждении внутри бака трансформатора.

Первоочередной задачей оперативного персонала в этом случае являются проверка загрузки оставшихся в работе трансформаторов и принятие срочных мер к ограничению перегрузки, если она превышает допустимые пределы. Только после этого производится внешний осмотр трансформатора и отбирается проба газа из газового реле. Отбору проб следует уделять особое внимание, так как при анализе неправильно отобранной пробы возможно ошибочное заключение. Пробы газа отбираются с помощью специальных аппаратов — аспираторов.

Если отключение трансформатора произошло от действия одной дифференциальной или газовой защиты, то причина отключения может быть и не связана с повреждением трансформатора. И дифференциальная и газовая защиты могут сработать неправильно, например, при сквозном КЗ. В этом случае при исчезновении напряжения у потребителей и отсутствии резервных источников питания отключившийся трансформатор разрешается включить в работу, если внешним осмотром не будет обнаружено повреждение и наличие горючего газа в газовом реле.

При срабатывании газовой защиты трансформатора на сигнал оперативный персонал должен:

при наличии резервного трансформатора включить его в работу, а тот, на котором подействовала защита, отключить;

при отсутствии резерва трансформатор следует осмотреть для выявления причины срабатывания газовой защиты.

При осмотре проверяют уровень масла в расширителе и отсутствие течи масла; характер гула и отсутствие потрескиваний внутри бака и т. д. Из реле отбирается проба газа для проверки на горючесть и химического анализа. Если скопившиеся в реле газы негорючи, то трансформатор оставляется в работе.

Отказ в работе механизма какого-либо из выключателей может быть обнаружен при дистанционном опробовании выключателей или поочередном отключении их от защит с включением от АПВ. Отказ в отключении выключателя при КЗ в цепи, где он установлен, приводит к развитию аварии. Поэтому при обнаружении неуправляемого выключателя последний должен быть выведен в ремонт. Отключение в этом случае масляного выключателя производится вручную воздействием на защелку привода. Если отключение масляного выключателя с места окажется неуспешным, создается схема, при которой разрыв тока в цепи с дефектным выключателем производится с помощью шиносоединительного или обходного выключателя. Для вывода из схемы поврежденного выключателя иногда снимают напряжение с рабочей системы шин, если имеется возможность перевода питания потребителей на другой источник питания или другую систему шин.

«Ликвидация аварий в главной схеме электростанций»

Аварии в главной схеме станции относятся к числу наиболее тяжелых аварий, так как часто они связаны с потерей генерирующей мощности, понижением частоты, нарушением параллельной работы генераторов, отделением на несинхронную работу и т. д. Такие аварии непосредственно отражаются на балансе мощности энергосистемы, поэтому начальник смены станции должен своевременно информировать диспетчера о ходе ликвидации аварии на станции.

Исчезновение напряжения на главных шинах станции может произойти в результате КЗ на оборудовании шин или в случае отказа в отключении выключателя одного из присоединений при КЗ на нем.

В первом случае отключение выключателей произойдет действием дифференциальной защиты шин (ДЗШ), во втором — устройством резервирования при отказе выключателей (УРОВ). При этом станция или часть ее может отделиться от системы на несинхронную работу с избытком или недостатком (дефицитом) генерируемой мощности. В обоих случаях оперативный персонал станции обязан прежде всего отрегулировать частоту и напряжение на шинах, оставшихся под напряжением, в пределах установленных норм; проверить питание с. н. станции и потребителей, подключенных к этим шинам. Если станция (например, ТЭЦ) отделилась с большим дефицитом мощности и снижением частоты на шинах генераторного напряжения до уровня срабатывания автоматической частотной разгрузки (АЧР), то часть потребителей отключится автоматически. Оперативный персонал в данном случае вводит в работу весь имеющийся у него резерв электрической мощности, использует перегрузку генераторов и другого оборудования до допустимых значений и только после этого проводит осмотр указателей срабатывания устройств релейной защиты и автоматики. При отключении главных шин повышенного напряжения действием ДЗШ и исчезновении напряжения на шинах с. н. или у потребителей дежурный персонал после проведения указанных выше действий, обеспечивающих сохранность и работоспособность оборудования, принимает напряжение на шины от системы, синхронизирует и включает станцию на параллельную работу.

Если подача напряжения на шины окажется неуспешной, начальник смены станции сообщает об этом диспетчеру системы и с его разрешения осматривает оборудование, входящее в зону действия ДЗШ. При повреждении самих сборных шин оперативный персонал переводит все присоединения па резервную или другую рабочую систему шин и сообщает об этом диспетчеру. При повреждении любого другого элемента, входящего в зону действия ДЗШ, его отключают разъединителями, а систему шин вводят в работу.

При снятии напряжения с шип действием УРОВ следует предположить, что на одной из цепей, выключатель которой остался включенным, имеется КЗ. В этом случае неотключившийся выключатель отключают вручную. Если выключатель поврежден и не отключается, его выводят из схемы отключением разъединителей, после чего на шины принимается напряжение, обеспечивается питание с. н. и потребителей и далее по распоряжению диспетчера восстанавливается нормальная схема первичных соединений станции.

Отключение блока генератор — трансформатор действием его защит может произойти как при внутренних повреждениях в генераторе, повышающем и рабочем трансформаторе с. н. так и в других элементах блока. При этом наряду с отключением выключателей блока, трансформатора с. п. и АГП генератора срабатывают технологические защиты блока, действием которых гасится топка котла и турбина идет на останов (по пару закрываются стопорные клапаны турбины и главные паровые задвижки). Питание с. п. отключившегося блока действием АВР переводится па резервный источник. Первейшей обязанностью оперативного персонала является проверка срабатывания АВР и наличия напряжения на шипах 6 и 0,4 кВ отключившегося блока, а также па электродвигателях маслонасосов турбины и уплотнений генератора, валоповоротного устройства, в сети электроприводов задвижек, так как от действия этих механизмов зависит сохранность оборудования при остановке турбогенератора. Если АВР не сработало, оперативный персонал вручную выполняет операции, возложенные на автоматику. После этого выясняется причина отключения блока и в зависимости от этого блок выводится в ремонт или готовится к включению в сеть.

«Ликвидация аварий в схеме с.н. электростанций»

Собственные нужды тепловых электростанций являются существенной их частью, так как с помощью различных механизмов с. н. обеспечивается весь технологический процесс выработки электрической и тепловой энергии. Механизмы с. н. условно разделяют на ответственные, остановка которых вызывает снижение выработки электрической и тепловой энергии или ведет к остановке агрегатов станции, и неответственные, кратковременная остановка которых не оказывает непосредственного влияния па выработку электроэнергии.

Питание с. н. осуществляется от основных генераторов: крупных двигателей (мощностью 200 кВт и выше), как правило, на напряжении 6 кВ, остальных 0,4—0,6 кВ. Надежность схем питания обеспечивается следующими мероприятиями:

выполняется секционирование сборных шин 6 и 0,4 кВ;

питание каждой секции шин осуществляется не менее чем от двух источников, из которых один является рабочим, другой — резервным;

применяется автоматическое включение резерва как источников питания (резервных трансформаторов, секционных выключателей, реактированных линий), так и резервных механизмов (питательных, циркуляционных, сетевых насосов и др.);

при действии АВР обеспечивается самозапуск двигателей всех ответственных механизмов от резервного источника питания;

двигатели механизмов одинакового назначения (дымососы, дутьевые вентиляторы и пр.) распределяются по разным секциям с тем, чтобы выход из работы одной секции не приводил к полной остановке агрегата;

на крупных станциях блочного типа предусматриваются резервные трансформаторы с. п., подключаемые к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с системой. От этих трансформаторов производится пуск первого агрегата станции, а также ее пуск в случае аварийной остановки.

Кроме того, от каждой системы или секции шип генераторного напряжения обычно питается свой источник с. н. При такой схеме повреждение на одной из секций не ведет к полной потере питания с. п.

Применение на генераторах АВР и быстродействующей форсировки возбуждения, а также быстродействующих релейных защит от токов КЗ способствует поддержанию на шинах с. н. необходимого уровня напряжения для надежной работы двигателей механизмов с. н.

Перечисленные мероприятия в значительной степени автоматизируют процесс ликвидации аварий в схемах с. н. Повторная подача напряжения на отключившуюся секцию с. н. может оказаться неуспешной лишь в случае крупных разрушений, вызванных КЗ на шипах. Все схемы АВР питания с. н. действуют однократно. Обязанностью оперативного персонала при отключении источника питания с. н. является проверка срабатывания АВР. В случае отказа АВР напряжение на обесточенные шины подается вручную толчком без осмотра оборудования.

Трансформаторы с. н., отключившиеся от действия максимальной защиты, также включаются 1 раз вручную без внешнего осмотра, если напряжение на секцию нельзя подать от источника резервного питания.

На пылеугольных станциях питатели пыли имеют питание от источников постоянного тока (двигателей-генераторов, выпрямителей), а резервные маслонасосы турбин питаются от аккумуляторных батарей.

Исчезновение напряжения постоянного тока на одной из секций питателей пыли приводит к прекращению работы половины механизмов пылеприготовления. При этом блок автоматически сбрасывает нагрузку до 60—70 % номинальной. Если напряжение исчезло при отключении двигателя-генератора, то обычно АВР переводит секцию на питание о г аккумуляторной батареи и режим котла восстанавливается; оперативный персонал выясняет причину отключения двигателя-генератора и принимает меры к ее устранению.

«Ликвидация аварий в энергосистемах»

Аварии в энергосистемах наносят огромный народнохозяйственный ущерб, поэтому ликвидация их должна осуществляться быстро и точно. Для этого применяют быстродействующие релейные защиты от токов КЗ и средства противоаварийной системной автоматики: повторного включения линий, трансформаторов и шин, включения резервного оборудования и источников питания, регулирования возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов; регулирования напряжения (АРН), частотной разгрузки, частотного повторного включения (ЧАПВ) и др. Массовое внедрение в энергосистемах перечисленных автоматических устройств отражается на работе диспетчера энергосистемы, от которого требуется четкое знание принципов и особенностей работы автоматических устройств при нарушениях режима; быстрая переработка всей поступающей во время аварии информации и столь же быстрое принятие решений, направленных на устранение аварийного режима. При нормальном функционировании автоматических устройств действия диспетчера сводятся к контролю за их срабатыванием и за установившимся послеаварийным режимом с последующим принятием необходимых мер. В случае неисправности того или иного автоматического устройства персонал вынужден дублировать его действие вручную.

Большое значение при ликвидации аварий приобретает безотказность в работе средств связи и телемеханики. Последнее имеет особое значение при отсутствии на управляемых энергообъектах дежурного персонала.

Типичными явлениями, с которыми обычно бывают связаны аварии в энергосистемах, являются понижения частоты и напряжения. В результате обоих этих явлений возможно возникновение асинхронного режима, качаний и разделение систем на части.

Понижение частоты возникает при нарушении баланса между генерацией и потреблением активной мощности. При дефиците мощности, вызванном отключением крупных генераторов или станции и отсутствием в системе резерва, частота снижается в зависимости от состава генерирующей мощности и нагрузки ориентировочно на 1 % при изменении нагрузки на 1 — 3 %.

Понижение частоты снижает производительность машин у потребителей и механизмов с. н. на станциях, что в свою очередь вызывает дальнейшее снижение вырабатываемой генераторами мощности.

Для предупреждения системных аварий, связанных с внезапным понижением частоты, применяются устройства автоматического включения и загрузки резервных гидрогенераторов, перевода в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронных компенсаторов. Набор нагрузки резервными генераторами сокращает дефицит мощности в системе, но не во всех случаях устраняет начавшийся процесс снижения частоты. В помощь автоматическим устройствам загрузки генераторов в энергосистемах установлены устройства для автоматической разгрузки (т. е. отключения части потребителей) при снижении частоты. Разгрузка производится несколькими очередями в диапазоне частот срабатывания 48—46,5 Гц с интервалами по частоте 01— 0,2 Гц. Автоматическая частотная разгрузка должна обеспечить уровень частоты в системе не ниже 49 Гц. Дальнейшее повышение частоты до номинальной осуществляется диспетчером вводом резервной мощности, а при отсутствии — ограничением и отключением наименее ответственных потребителей.

Важнейшим мероприятием при понижении частоты в пределах 48—45 Гц является выделение на независимое от энергосистемы питание с. н. электростанций, чтобы устранить угрозу нарушения нормальной работы их оборудования. Для этого предусматриваются специальные схемы, в которых часть генераторов станций при заданной частоте отделяется от системы (автоматически или вручную дежурным персоналом станции) со сбалансированной нагрузкой с. н. и части потребителей, не допускающих резкого изменения частоты.

Понижение напряжения может сопутствовать понижению частоты, но может произойти и независимо от нее. При одновременном понижении частоты и напряжения последнее снижается примерно на 1 % при понижении частоты на 1 Гц.

Напряжение может понижаться в той или иной части энергосистемы при недостатке в ней реактивной мощности. В этом случае оперативный персонал станций и подстанций с синхронными компенсаторами самостоятельно, не дожидаясь распоряжения диспетчера, повышает реактивную нагрузку генераторов и синхронных компенсаторов, пользуясь таблицами допустимых перегрузок.

При глубоком снижении напряжения независимо от причины, по которой оно произошло, срабатывают устройства автоматического регулирования возбуждения и быстродействующей форсировки возбуждения (БВ) генераторов и синхронных компенсаторов, временно поднимая реактивную мощность. Однако допустимое время форсированной работы незначительно (для крупных турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток 20 с). Поэтому в условиях, когда срабатывает форсировка возбуждения генераторов, диспетчер обязан действовать особенно быстро, так как промедление с восстановлением напряжения может привести к отключению перегруженных генераторов от сети и дальнейшему ухудшению положения в системе.

Асинхронный режим в энергосистеме может возникнуть в результате междуфазного КЗ, потери возбуждения (полной или частичной) мощным генератором и т. д. При этом вышедшие из синхронизма генераторы или части энергосистемы продолжают оставаться соединенными между собой, но работают с разными частотами и между ними происходит периодический обмен потоками мощности. Признаками асинхронного режима являются качания стрелок вольтметров, амперметров в цепях генераторов, линий и трансформаторов вслед за изменением направления потока мощности. Число периодов качаний в секунду равно разности частот в выпавших из синхронизма частях. В точках, близких к так называемому электрическому центру качания, наблюдаются наибольшие колебания напряжения. Асинхронные режимы могут устраняться самопроизвольно в течение нескольких секунд. Если же ресинхронизация затягивается, то для восстановления синхронизма понижают частоту в части системы, где она повысилась, и повышают там, где частота понизилась. При разности частот от 1 до 0,5 Гц вышедшие из синхронизма части (станции) обычно втягиваются в синхронизм.

Ресинхронизация обеспечивается действием АЧР в части системы с пониженной частотой и автоматической разгрузкой генераторов в части системы с повышенной частотой. Кроме того, для ликвидации асинхронного режима на транзитных линиях устанавливаются делительные защиты, разделяющие части энергосистемы, вышедшие из синхронизма.

Если в течение 2—3 мин синхронизм в системе восстановить не удается, диспетчер разделяет энергосистему па несинхронно работающие части. После установления нормального режима в разделенных частях их синхронизируют и включают на параллельную работу. Разница частот при замыкании несинхронно работающих частей допускается не более 0,5 Гц.

При ликвидации аварийных режимов диспетчер энергосистемы пользуется прямой телефонной связью со всеми управляемыми энергообъектами, а также радиосвязью. Оперативные переговоры записываются на магнитную лепту. В создавшейся аварийной ситуации диспетчер ориентируется по мнемонической схеме системы, изображенной на диспетчерском щите. Щиты оснащены средствами телесигнализации положения отключающих аппаратов, а в некоторых случаях и средствами телеуправления. Имеются устройства телеизмерения наиболее важных электрических величин: частоты, активной мощности станций, напряжения в контрольных точках системы, нагрузки по линиям и др.

В настоящее время различные устройства телеинформации сопрягаются с устройствами отображения ее на электронно-лучевых трубках. Обработка и воспроизведение получаемой диспетчером информации производятся с помощью ЭВМ.

Вопросы для повторения

1. На основании какой информации оценивается аварийная ситуация, возникшая на станции или подстанции?

2. Что понимается под самостоятельными действиями оперативного персонала станций и подстанций при ликвидации аварий?

3. Какой принцип положен в основу ликвидации аварий, связанных с исчезновением напряжения на шинах понижающих подстанций?

4. Назовите первоочередные действия персонала станции при отделении ее от энергосистемы на несинхронную работу.

5. Выполнением каких мероприятий обеспечивается надежность питания собственных нужд станций?

6. Чем опасны глубокие понижения частоты и напряжения в энергосистеме?