Асинхронний режим системи

На попередніх сторінках розглядалося локальне технологічне порушення в окремо взятому районі. А якщо виходить з ладу велика електростанція або лінія електропередачі, що зв'язує енергоізбиточного район з енергодефіцитним? Це, до речі, і в США було, і в Москві. Та й на сторінках цього сайту я якось це згадував. Тут уже фактом перевантаження залишаються ліній або генераторів не обійдешся. Лінія 500 кВ може живити вже не окремий енергорайона, а цілий регіон. І якщо вона відключається, гасити цілий край або область для того, щоб запустити ЗМН, не дуже добре. Для таких випадків передбачаються більш складні пристрої, дія яких не обмежується окремим енергорайона.

Підстанція А отримує харчування по ВЛ-500, що йде від АЕС і трьом ВЛ-220 від ГРЕС, одна з яких пря травня, а дві проходять через підстанції D і E. Від підстанції А, як і від інших підстанцій 220-500 кВ харчуються не тільки розглянутий енергорайона, а й інші об'єкти регіону, здебільшого - по лініях 110 кВ. Потужності ГРЕС вистачає для харчування приблизно половини навантаження, підключеної до підстанцій A, D, E, F і розглянутого енергорайона. Решта регіон отримує від АЕС по ПЛ-500 АЕС-А, і ВЛ-220, 500 кВ, сполучних підстанцію F з енергосистемою. Уявіть, що буде при виведенні в ремонт ВЛ-500 АЕС-А і одночасному аварійному відключенні ПЛ-220 F-ГРЕС? Не факт, що ПЛ-220 F-E впорається з набросом великої потужності. Якщо не вжити відповідних заходів, і пропускна здатність лінії виявиться достатньою, щоб вона не відключилася або не пошкодити від накинув навантаження, в системі може виникнути асинхронний режим або асинхронний хід. Пояснимо це на наступних малюнках. У нормальному режимі вектори потужності, напруги, струму двох вузлів системи обертаються строго синхронно:

Тобто, можна уявити їх як пов'язані жорсткої тягою. В якості такої виступає ВЛ-500 АЕС - ПС А. Але при обриві жорсткої тяги енергорайона залишається пов'язаним з енергосистемою постедством тонкого шнурочки у вигляді останньої ВЛ-220 F-E. Але шнурок при більш-менш сильному натягу рветься, а лінія виступає в ролі гумки або пружинки, яка не забезпечує жорсткого зв'язку, а допомагає передати деяку частину енергії. При цьому окремі ділянки системи починають розгойдуватися відносно один одного:

Досить часто розгойдування частин енергосистеми між собою приходить до відновлення нормальної синхронної роботи. Але це відбувається не завжди. Може статися поворот векторів аж до протилежного:

з подальшим продовженням обертання, яке є асинхронним ходом.

Асинхронний хід - явище досить важке для енергосистеми. Візьмемо хоча б один фактор: напрямок векторів напруги в різні боки на кшталт короткого замикання, якщо не гірше. Виникає великий зрівняльний струм. Тому усунення асинхронного ходу за мінімальний час - одне із завдань протиаварійної автоматики. Розділ протиаварійної автоматики, відповідальний за цю задачу, називається автоматикою ліквідації асинхронного режиму (АЛАР) або автоматикою запобігання асинхронного ходу (Апах). Про це докладніше на сторінці Призначення, принцип дії і область застосування АЛАР. Головне завдання цієї автоматики - розділити слабо пов'язані ділянки енергосистеми для запобігання повного її розвалу. Отже, ГРЕС з найближчими підстанціями залишається виділеної на автономну роботу:

На ГРЕС, що залишається в роботі на виділений регіон, накидається досить велике навантаження. У деяких випадках вона може виявитися для неї непосильною. Згадаймо повідомлення з того ж форуму Електрик:

... Основними виробниками електроенергії в ЄЕС будь-якої країни є турбогенератори. Тобто схема така: парогенератор (паровий котел високого тиску), в якому вода нагреваетя (перетворюється в перегрітий пар з температурою 500. 600 градусів, при тиску 20. 30 атм) за рахунок тепла, одержуваного при спалюванні вугілля, мазуту, газу (про це не будемо) - на ТЕС, або тепла, одержуваного "за допомогою" ядерної реакції - на АЕС. Пара подається на парову турбіну, на одному валу з якою знаходиться власне турбогенератор - синхронна неявнополюсного швидкохідний електрична машина. Також, на цьому ж валу може "сидіти" т.зв. збудник (машина постійного струму, яка при роботі всієї системи виробляє постійний струм для схеми збудження турбогенератора.) Вся ця система (крім парогенератора, звичайно) обертається з т.зв. синхронної швидкістю. Зазвичай ця швидкість дорівнює 3000 об / хв при частоті мережі 50 Гц. Всю цю "класичну" схему обслуговує ціла "купа" двигунів власних потреб (в.п.) станції - двигуни пенов (харчуються електронасос), ГЦНов (Головний циркуляційний насос), двигуни димососів, двигуни насосів охолодження турбогенератора, двигуни насосів системи змащення підшипників, двигуни управління засувками і т.д. і т.п.
Отже, пар вступає до турбіну, турбіна крутить генератор, по обмотках статора генератора починає протікати струм навантаження, який створює електромагнітний момент (гальмівний - для турбіни.) Тобто фактично генератор "гальмує" парову турбіну тим більшою мірою, ніж болше електроенергії виробляє. Чим більше гальмівний момент, тим більше повинен бути робочий момент турбіни (вони повинні один одного врівноважувати, природно), тим більше повинно подаватися на неї пару і більше струм збудження подається на обмотки ротора турбогенератора від збудника. Природно, в процесі експлуатації, навантаження (електрична, а отже і механічна) безперервно змінюється. При цьому необхідно змінювати потужність турбіни (кількість пари, що подається на її вхід - т.зв. циліндрів високого тиску ЦВД) і струм (напруга) збудження генератора. Все це відбувається автоматично за допомогою систем регулювання (відцентрові регулятори - в сисема подачі пари, система АРВ - автоматичне регулювання збудження - для струму збудження.)
Далі, дещо спрощено: потужність парогенератора, турбіни і генератора - величина не нескінченні. Парогенератор характеризується, крім усього іншого, і величиною продуктивності пара (тонн на годину).
Якщо електричне навантаження зростає, то повинна зрости і механічна потужність турбіни. Для цього (відкривається відцентровий регулятор) має зрости кількість пара на вході в ЦВД турбіни і збільшитися струм збудження в обмотці генератора. Якщо навантаження продовжує зростати - процес повинен повторитися.
Це не може тривати нескінченно. Ресурс по пару обмежений, по току збудження - теж. Турбіна вже не справляється із збільшеним електромагнітним моментом і починає гальмуватися. Отже, швидкість обертання зменшується, і частота в мережі стає менше 50 Гц. Напруга на висновках падає.
(E = 4.44 * w * f * Ф
тут - E ЕРС на висновках генератора
w-кількість витків обмотки статора
f - частота мережі
Ф - магнітний потік)
Тобто падає частота в мережі і напруга. Зменшується продуктивність двигунів в.п. станції (падає продуктивність котла, перегріваються підшипники генератора і турбіни) - тобто маємо позитивний зворотний зв'язок, яка, в кінцевому підсумку, призведе до лавиноподібного зниження частоти і напруги в мережі, і до повної зупинки ТЕС.