Прошу прощения за изрядную задержку, но тема реально сложная (и совсем не моя, скорее специалистов по режимам и релейщикам). Плюс некоторые проблемы личные, ну и темп мировых событий сейчас такой, что часто бывает не до писательства. Да и статья вышла не мелкая, пришлось даже делить.
В ноябре 2022 года в качестве защиты своей энергосистемы украинцы начали широко применять так называемые превентивные отключения. Изначально я предполагал, что дело в защите оборудования электрических подстанций (ПС) и возможностях ввода неповреждённого резерва. Однако уже в весеннюю кампанию 2024 года стало понятно, что в отключениях активно участвуют украинские АЭС, которые сами ударам не подвергаются. Плюс тогда, в период ремонта молдавского транзита (точнее ВЛ 400 кВ Вулканешты – Исакча) наблюдались странные ограничения в импорте электроэнергии на Украину. Это навело на мысль, что задача превентивных отключений совсем в другом. Но для того, чтобы понять, зачем это делается, нужно копнуть поглубже в теорию.
Значительная часть энергосистемы (линии электропередачи, большая часть оборудования электростанций (ЭС) и ПС) является статическими объектами - с неподвижной или малоподвижной силовой частью,
Малоподвижными можно считать различные привода электрооборудования, например, устройства РПН (регулирования под напряжением) силовых трансформаторов, задача которых, по большому счёту изменить одно статичное положение на другое. Во вспомогательных устройствах, конечно, хватает, например, электромоторов, но они реально вспомогательные.
Однако большую часть электроэнергии в современных энергосистемах вырабатывают агрегаты, имеющие постоянно вращающиеся (и весьма быстро – до 3000 оборотов в минуту) и массивные (до десятков, а иногда и сотен тонн) детали – роторы турбо- (АЭС/ТЭС/ТЭЦ) и гидрогенераторов (ГЭС).
Масса ротора турбогенератора ТВВ-1000-2УЗ (на гигаваттный энергоблок АЭС) - 86,5 т. Не забываем, что ротор генератора жёстко соединён с ротором турбины, который полегче, но не сильно.
Такая скорость не случайна, собственно, это и есть розеточные 50 герц: 50 Гц = 50 оборотов в секунду = 3000 оборотов в минуту. Но как мы знаем, 50 герц – это номинальная частота, фактическая немного отличается и постоянно меняется. Соответственно, меняется и скорость вращения всех рабочих роторов в энергосистеме. А они, как элементы обладающие массой, обладают и инерцией, для их разгона нужно потратить некую энергию, а при торможении наоборот – энергия будет выделяться. При небольших воздействиях со стороны энергосистемы вся эта движуха вполне устойчива, а вот при серьёзных возможны нюансы.
Взаимодействие любой ЭС с энергосистемой можно свести к простой (условно, конечно, простой) схеме.
Примем, что в этой схеме сама энергосистема – нечто бесконечно мощное (относительно ЭС) и хорошо связанное внутри, поэтому воздействие на неё не имеет особенного смысла. На саму электростанцию мы не воздействуем (при этом считаем, что серьёзной нагрузки на самой ЭС нет), так что для воздействия остаются только линии электропередачи.
Тут нужно уточнить один момент: органы управления на конце этой связи, находящемся в энергосистеме (фактически это выключатели на принимающих подстанциях) – тоже считаем элементами связи.
Теперь посмотрим, что можно взять в качестве модели. Одноцепная ЛЭП – не интересно, конечно, однофазные/двухфазные воздействия представляют какой-то интерес, но именно что какой-то, результат в итоге один: ЛЭП отключается – электростанция гасится.
Реальная же связь, с несколькими ЛЭП ещё и разных напряжений, наоборот, слишком сложна. Поэтому остановимся на классическом варианте – двухцепная ВЛ с двумя одинаковыми цепями и выключателями на концах.
Работа такой системы графически будет выглядеть вот так:
Это называется угловой характеристикой неявнополюсного генератора, здесь:
Р – активная мощность,
Рт1 – мощность, выдаваемая паровой турбиной (напомню, что ротор паровой турбины жёстко соединён с ротором турбогенератора, фактически это одно целое);
Рг – мощность, выдаваемая турбогенератором, определяемая как
Рг=Е*Uс*sinθ/Z, где
Е – ЭДС генератора (вообще это называется ЭДС за переходным индуктивным сопротивлением в продольной оси генератора и обозначается по другому, но мы ж не в институте, для объяснения на пальцах пусть будет ЭДС);
Uс – напряжение на шинах энергосистемы;
Θ– угол между Е и Uc (обе величины на самом деле векторные, т.е. характеризуются не только значением, но и углом);
Z – суммарное сопротивление всего того, что находится между этими же величинами, оно и определяет размер парабол на графике.
Точки 1 и 2 – точки равновесия, причём 1 – устойчивого, а 2 – неустойчивого (т.е. система при каком-либо воздействии в неё сама по себе не вернётся), поэтому в нормальном рабочем режиме генератор будет находиться в точке 1.
С учётом того, что нам всё-таки желательно получать картинку, похожую на реальность, рассмотрим вариант с однофазным коротким замыканием на землю.
В реальной связи электростанции с энергосистемой участвует несколько ВЛ (например для украинских АЭС, наименьшее число ВЛ у ХАЭС: 2 – 750 кВ, 1 – 400 (750) кВ и 3 – 330 кВ), теоретически можно вырубить все, но практически это реализовать достаточно сложно. Поэтому для более достоверного описания ситуации подходит модель с частичным сохранением передаваемой мощности – например, режим однофазного замыкания.
У нас получится что-то вот такое:
В момент короткого замыкания (1) на роторе турбогенератора возникает дисбаланс мощности (1-2): крутящий момент с турбины не меняется, а вот тормозящий, представленный нагрузкой, резко (но не до нуля, 2) падает. В результате ротор начинает разгоняться, накапливая кинетическую энергию, величина её определяется площадью с красной штриховкой. Через некоторое время (t1) сработает релейная защита (3), нагрузка увеличится, появится тормозящий момент, превышающий крутящий (3-4) – ротор начнёт тормозиться. Кинетическая энергия ротора будет преобразовываться в электрическую (за счёт этого генератор выдаёт мощность большую, чем изначально, 4-5). И тут определяющим будет то, успеет ли ротор затормозить до некоторого критического угла (5, аналог точки 2 на предыдущем графике), после которого дисбаланс крутящего и тормозящего момента снова начнёт разгонять ротор, выводя генератор из режима синхронной работы с энергосистемой, т.е. в случае электростанции – приводя к её аварийному выключению.
Фактически развитие ситуации сводится к тому, успеет ли торможение (площадь с синей штриховкой), равное разгону (площади с красной штриховкой) уложиться до второй равновесной точки. Иначе будет вот так:
Релейная защита сработала чуть-чуть позже (t2, речь про миллисекунды, напомню ротор делает один оборот за 0,02 секунды) – и ротор проскочил равновесную точку и снова начал разгоняться, в данном случае спасёт только аварийная остановка.
Способность энергосистемы возвращаться после временного приложения внезапного и резкого возмущения к такому установившемуся режиму, при котором значения параметров режима в её узловых точках близки к нормальным называется динамической устойчивостью. Для её повышения существует куча всяких разных мероприятий, которые, впрочем, объединяет две вещи:
1) все они требуют установки/реконструкции оборудования, т.е. времени (и денег), соответственно, оперативно применяться не могут;
2) бесполезны при постановке задачи на отключение, от этого спасает только падение генерации до уровня примерно собственных нужд.
Для оперативного (время реакции – несколько минут) же повышения динамической устойчивости в существующей схеме решение очевидно из графика – это понижение мощности турбины (Рт1>Рт2, фактически - крутящего момента).
После того, как запас энергии, накопленный при разгоне, израсходовался на торможении (5), ротор переходит в новое равновесное состояние (5-6-7).
Соответственно, как раз именно сброс генерации мы и наблюдаем: при угрозе атаки по энергосистеме украинцы начинают понижать генерацию АЭС до некоторого, безопасного на их взгляд, уровня. Отключение же потребителей происходит из необходимости поддержания баланса генерации/нагрузки в энергосистеме.
Фактически, атомные электростанции имеют несколько подобных уровней:
1) Рассчитанный на отключение ВЛ 750 кВ;
2) Рассчитанный на отключение ВЛ 750 и 330 кВ (и 400 кВ для ХАЭС);
3) Рассчитанный на отключение всех ВЛ (работа только на собственные нужды).
Украинцы, скорее всего, ориентируются только на первый. А бить, теоретически, могут до третьего.
Получается, что украинцам при оценке последствий ударов по энергосистеме нужно чётко понимать степень угрозы: будут ли бить по распределительной сети, по неатомной генерации или конкретно на отключение АЭС, потому что это совсем разные уровни мощности – в части №4, про собственные нужды АЭС, я прикинул, что минимальный уровень генерации, при которой украинские АЭС продолжают работать, составляет для РАЭС – 66 МВт, ХАЭС – 300 МВт, ЮУАЭС – 300 МВт (при работе одного энергоблока на минимально возможном уровне продолжительной работы). Т.е. РАЭС теоретически отключить нельзя (минимальный уровень генерации меньше оценочного уровня нагрузки собственных нужд), ХАЭС – тоже (имеется неотключаемая (?) ВЛ 400 кВ в Польшу, а ЮУАЭС – крайне тяжело, нужно отключать не только ВЛ 330 и 750 кВ, но и 150 кВ, коих там 6 штук, т.е. они 150 МВт, остающиеся после вычета нагрузки собственных нужд вполне в состоянии переварить (это не учитывая ещё и 10 ВЛ 35 кВ). Но, как мы помним, 26.08.2024 именно РАЭС и посадили на ноль, несмотря на то, что один из энергоблоков вообще был в ремонте. В чём дело? Сам августовский удар, скорее всего, проспали (бывает и такое), но украинцам крайне не выгодно сбрасывать мощность АЭС до таких уровней – это обозначает остановку большинства из действующих реакторов с не очень ясными сроками восстановления их генерации («Йодная яма») в условиях отсутствия резерва тепловой генерации (который имел место быть, например, в ноябре 2022 года). Поэтому они, хоть и снижают мощность АЭС, но отнюдь не до минимумов. Так что, если АЭС нужно будет посадить на ноль – их посадят.
Самое интересное заключается в том, что подобная схема работает и для самих энергосистем – более мелкую можно считать условной электростанцией. Т.е. рассмотренные взаимоотношения электростанция – энергосистема можно экстраполировать на взаимоотношения Украина – Европа или, например, на Прибалтика – Европа. Но об этом в следующей статье…
Список частей (предполагаемый):
1) Внешние связи украинской энергосистемы;
2) Бурштынская ТЭС – пример устойчивости крупного энергообъекта;
3) ПС 400 кВ Мукачево – можно. Но не нужно;
4) Электроснабжение собственных нужд АЭС;
5) Подключение украинских АЭС к энергосистеме;
6) ЗАЭС – пример, который не пример;
7) ЧАЭС – АЭС, которая уже не АЭС;
8) Молдавская ГРЭС, взаимно блокированная позиция;
9) О делении украинской энергосистемы Восток - Запад;
10) ОРУ 330 кВ – основной элемент украинской энергосистемы;
11) «Энергоострова» Украины: прошлое и настоящее;
12) ОРУ 750 кВ – уязвимый скелет украинской энергосистемы;
13) Обход Молдавской ГРЭС со стороны Украины;
14) Превентивные отключения – смысл?
15) Потеря синхронизации энергосистем между собой.
Подбросить автору денех через Бусти, или более традиционно (2202 2069 3287 7165, Сбер, Алексей). Напоминаю, что у меня есть телеграм-канал.