На предыдущих страницах рассматривалось локальное технологическое нарушение в отдельно взятом районе. А если выходит из строя крупная электростанция или линия электропередачи, связывающая энергоизбыточный район с энергодефицитным? Сие, кстати, и в США было, и в Москве. Да и на страницах этого сайта я как-то это упоминал. Здесь уже фактом перегруза остающихся линий или генераторов не обойдешься. Линия 500 кВ может питать уже не отдельный энергорайон, а целый регион. И если она отключается, гасить целый край или область для того, чтобы запустить ЗМН, не очень хорошо. Для таких случаев предусматриваются более сложные устройства, действие которых не ограничивается отдельным энергорайоном.
Подстанция А получает питание по ВЛ-500, идущей от АЭС и трем ВЛ-220 от ГРЭС, одна из которых пря мая, а две проходят через подстанции D и E. От подстанции А, как и от других подстанций 220-500 кВ питаются не только рассматриваемый энергорайон, но и другие объекты региона, большей частью – по линиям 110 кВ. Мощности ГРЭС хватает для питания примерно половины нагрузки, подключенной к подстанциям A, D, E, F и рассматриваемого энергорайона. Остальное регион получает от АЭС по ВЛ-500 АЭС-А, и ВЛ-220, 500 кВ, связующих подстанцию F с энергосистемой. Представьте, что будет при выводе в ремонт ВЛ-500 АЭС-А и одновременном аварийном отключении ВЛ-220 F-ГРЭС? Не факт, что ВЛ-220 F-E справится с набросом большой мощности. Если не принять соответствующих мер, и пропускная способность линии окажется достаточной, чтобы она не отключилась или не повредилась от наброса нагрузки, в системе может возникнуть асинхронный режим или асинхронный ход. Поясним это на следующих рисунках. В нормальном режиме векторы мощности, напряжения, тока двух узлов системы вращаются строго синхронно:
То есть, можно представить их как связанные жесткой тягой. В качестве таковой выступает ВЛ-500 АЭС – ПС А. Но при обрыве жесткой тяги энергорайон остается связанным с энергосистемой постедством тонкого шнурочка в виде последней ВЛ-220 F-E. Но шнурок при более-менее сильном натяжении рвется, а линия выступает в роли резинки или пружинки, которая не обеспечивает жесткой связи, а помогает передать некоторую часть энергии. При этом отдельные участки системы начинают раскачиваться относительно друг друга:
Довольно часто раскачивание частей энергосистемы между собой приходит к восстановлению нормальной синхронной работы. Но это происходит не всегда. Может произойти поворот векторов вплоть до противоположного:
с последующим продолжением вращения, которое является асинхронным ходом.
Асинхронный ход – явление довольно тяжелое для энергосистемы. Возьмем хотя бы один фактор: направление векторов напряжения в разные стороны сродни короткому замыканию, если не хуже. Возникает большой уравнительный ток. Поэтому устранение асинхронного хода за минимальное время – одна из задач противоаварийной автоматики. Раздел противоаварийной автоматики, ответственный за эту задачу, называется автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР) или автоматикой предотвращения асинхронного хода (АПАХ). Об этом подробнее на странице Назначение, принцип действия и область применения АЛАР. Главная задача этой автоматики – разделить слабо связанные участки энергосистемы для предотвращения полного ее развала. Итак, ГРЭС с ближайшими подстанциями остается выделенной на автономную работу:
На ГРЭС, остающуюся в работе на выделенный регион, набрасывается довольно большая нагрузка. В некоторых случаях она может оказаться для нее непосильной. Вспомним сообщение с того же форума Электрик:
|
…Основными производителями электроэнергии в ЕЭС любой
страны являются турбогенераторы. Т.е. схема такая: парогенератор
(паровой котел высокого давления), в котором вода нагреваетя
(превращается в перегретый пар с температурой 500...600 градусов, при
давлении 20...30 атм) за счет тепла, получаемого при сжигании угля,
мазута, газа (об этом не будем) - на ТЭС, или тепла, получаемого "при
помощи" ядерной реакции - на АЭС. Пар подается на паровую турбину, на
одном валу с которой находится собственно турбогенератор - синхронная
неявнополюсная быстроходная электрическая машина. Также, на этом же валу
может "сидеть" т.н. возбудитель (машина постоянного тока, которая при
работе всей системы вырабатывает постоянный ток для схемы возбуждения
турбогенератора.) Вся эта система (кроме парогенератора, конечно)
вращается с т.н. синхронной скоростью. Обычно эта скорость равна 3000
об/мин при частоте сети 50 Гц. Всю эту "классическую" схему обслуживает
целая "куча" двигателей собственных нужд (с.н.)станции - двигатели ПЭНов
(Питающих ЭлектроНасосов), ГЦНов (Главный Циркуляционный Насос),
двигатели дымососов, двигатели насосов охлаждения турбогенератора,
двигатели насосов системы смазки подшипников, двигатели управления
задвижками и т.д. и т.п. |
Есть разные пути спасения ситуации. Самый основательный – восстановление связи с системой. Но если отключилась самая мощная линия, чем же потерю связи скомпенсировать? Можно, правда, и вторую ВЛ-500 построить, но тогда и проблем таких не будет. Второй вариант – запустить дополнительные генерирующие мощности. Но кто же будет держать в горячем резерве блок на тепловой электростанции? А на запуск генератора из режима консервации нужно немалое время. В лучшем случае – часы, а то и сутки. Гидрогенератор запускается и за минуты, но, во-первых, и задержка минуты может привести к тяжелым последствиям, а во-вторых, гидроэлектростанцию нужно еще иметь под рукой. И в данном случае приходится жертвовать самым ценным - потребителем, который платит деньги. И немного оснований для этого - Немного из ПУЭ. Категории потребителей.