Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика электротехнических систем морских объектов нефтегазодобычи
1.1 Особенности электротехнических комплексов и систем морских объектов нефтегазодобычи
1.2 Электростанции собственных нужд морских объектов, режимы работы, основные требования 11
1.3 Характеристика объектов исследования - электротехнических 19 систем морских стационарных платформ второго центрального технологического комплекса месторождения «Белый тигр» СП «Вьет-совпетро»
1.4 Постановка задач исследования 3 9
2. Математические модели и программное обеспечение для расчета режимов и процессов промышленных электротехнических систем
2.1 Математическая модель асинхронного двигателя 43
2.2 Математические модели синхронных машин
2.3 Алгоритм расчета электрического состояния системы
2.4 Выбор программного обеспечения для расчета режимов и процессов промышленных электротехнических систем 62
2.5 Результаты ^
3 Расчет и анализ режимов и переходных процессов электротехнических систем морских стационарных платформ 66
3.1 Критерии оценки режимов и переходных процессов систем авто-номного электроснабжения морских стационарных платформ
3.2 Расчет и анализ установившихся режимов электротехнических систем ЦТК-2
3.3. Расчет и анализ пуска крупньк электроприводов в объединенной системе электроснабжения ЦТК-2
3.4. Расчет токов трехфазных коротких замыканий в объединенной системе электроснабжения ЦТК-2
3.5. Проверка электрооборудования на термическую и динамическую стойкость к действию токов КЗ
3.6 Расчет электромеханических переходных процессов для базового ion варианта объединения генерирующих мощностей ЦТК-2
3.7 Результаты и выводы
4. Анализ неоднородностей электротехнических систем морских стационарных платформ с автономными источниками питания
4.1 Характеристики неоднородности электротехнических систем с автономными источниками 145
4.2 Подготовка расчетной схемы и подбор параметров для исследования неоднородности электротехнической системы
4.3 Проявления неоднородности электротехнических систем в установившихся режимах и переходных процессах
4.4 Влияние характера сопротивления питающей энергосистемы на 158 устойчивость ЭТС
4.5 Результаты и выводы
Заключение
Список использованных источников
- Электростанции собственных нужд морских объектов, режимы работы, основные требования
- Выбор программного обеспечения для расчета режимов и процессов промышленных электротехнических систем
- Расчет и анализ пуска крупньк электроприводов в объединенной системе электроснабжения ЦТК-2
- Характеристики неоднородности электротехнических систем с автономными источниками
Введение к работе
Актуальность работы. Большая часть перспективных запасов нефти и газа сосредоточена на шельфе морей. Объекты обустройства морских нефтегазовых месторождений, обеспечивающих добычу нефти и газа, являются сложными технологическими комплексами, эффективная работа которых зависит от эффективности их электроснабжения. В данной работе основное внимание уделено вопросам расчета и анализа установившихся режимов и переходных процессов систем автономного электроснабжения морских стационарных платформ (МСП) добычи нефти и попутного газа. Системы электроснабжения стационарных платформ технологических комплексов морской добычи нефти характеризуются значительной мощностью потребителей (десятки МВт преимущественно электродвигательной нагрузки), включая электроприводы мощность которых составляет сотни кВт; использованием электростанций собственных нужд (ЭСН) в качестве основных, резервных и аварийных источников питания; повышенными требованиями к надежности электроснабжения. Перечисленные особенности в полной мере относятся и к системе электроснабжения второго центрального технологического комплекса (ЦТК-2) месторождения «Белый тигр» совместного предприятия (СП) «Вьетсовпетро», выбранной в качестве базового объекта исследований. На данном месторождении добывается основная часть нефти Социалистической Республики Вьетнам - около 13 млн. тонн в год.
В системах автономного электроснабжения особенно явно проявляется единство процессов производства, распределения и потребления электрической энергии. Для обеспечения требуемой эффективности систем электроснабжения морских стационарных платформ нужно исследовать их работоспособность не только в штатных, но и в нештатных, а также аварийных режимах и переходных процессах. Для систем централизованного электроснабжения условия работоспособности режимов сводятся к ограничению токов в ветвях и напряжений в узлах системы. Системы автономного электроснабжения должны иметь большее число ограничений, накладываемых не только на оборудование электрических сетей и приемников электроэнергии, но и на источники питания рассматриваемых схем.
В своих исследованиях автор основывался на работах А.И. Важнова, В.А. Веникова, Н.И. Воропая, СИ. Гамазина, А.А. Горева, Ю.Е. Гуревича, П.С. Жданова, В.И. Идельчика, Э. Кимбарка, И.А. Сыромятникова и других ученых, внесших большой вклад в развитие теории и практики изучения режимов и процессов электротехнических систем. В области электротехнических систем нефтяной и газовой промышленности проблема обеспечения надежности и устойчивости их работы является приоритетным направлением исследований научной школы, основанной в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина профессором Б.Г. Меньшовым.
Добыча нефти на морском шельфе является сравнительно новым направлением, обладающим большими особенностями. Для принятия обоснованных решений в области проектирования и реконструкции систем электроснабжения объектов морской нефтедобычи требуется развитие методического обеспечения расчета и анализа режимов и переходных процессов электротехнических систем МСП, что и определяет актуальность темы работы.
Целью работы: является развитие методов расчета и анализа режимов и электромеханических переходных процессов систем автономного электроснабжения для обеспечения эффективной и устойчивой работы электроустановок морских платформ добычи нефти.
Для достижения поставленной цели было необходимо решить сформулированные ниже задачи.
1. Выполнить анализ требований нормативной документации, обеспечивающих возможность параллельной работы электростанций в системах автономного электроснабжения морских объектов добычи нефти.
2. Выполнить анализ и выбор математического и программного обеспечения для расчета установившихся режимов и переходных процессов в системах автономного электроснабжения морских стационарных платформ.
3. Обобщить основные критерии работоспособности систем автономного электроснабжения МСП в установившихся рабочих (в том числе и нештатных) режимах и электромеханических переходных процессах.
4. Выполнить расчеты и анализ штатных и нештатных установившихся режимов и переходных процессов выбранного объекта исследований -системы электроснабжения второго ЦТК-2 СП «Вьетсовпетро», установить закономерности режимов и процессов системы. Разработать рекомендации по объединению электростанций собственных нужд МСП на параллельную работу.
Основные научные положения, выносимые на защиту
1. Критерии работоспособности систем автономного электроснабжения на основе оценки параметров систем в штатных и нештатных установившихся режимах и в электромеханических переходных процессах.
2. Результаты расчета и анализа установившихся режимов и электромеханических переходных процессов систем автономного электроснабжения морских стационарных платформ добычи нефти.
3. Рекомендации по повышению надежности и эффективности системы электроснабжения ЦТК-2 СП «Вьетсовпетро».
Научная новизна результатов исследований
1. Предложенные критерии обобщают положения существующих нормативных документов по проектированию и эксплуатации промышленных систем электроснабжения с автономными источниками питания и дополняют их для объектов морской добычи нефти условиями проверки работоспособности системы при характерных нештатных режимах и переходных процессах.
Результаты расчета и анализа режимов и процессов автономных систем электроснабжения позволяют выделить закономерности работы систем. В частности, параллельная работа источников повышает управляемость системой и обеспечивает ее работоспособность в расширенном диапазоне нештатных ситуаций, связанных с коммутацией нагруз ки МСП добычи нефти, в тот же время объединение источников требует повышенной стойкости электроустановок сетей к токам короткого замыкания (КЗ), повышенного быстродействия релейных защит для обеспечения динамической устойчивости системы. Установлено значительное влияние на статическую устойчивость активной составляющей сопротивления питающей системы. 3. Установлено, что степень когерентности групп генераторов, определяющая степень неоднородности автономных электротехнических систем, зависит от соотношения основных паспортных параметров генераторов и наличия протяженных связей между отдельными группами генераторов.
Практическая ценность работы и ее реализация. Предложенные рекомендации и условия, обеспечивающие работоспособность системы в штатных, нештатных и аварийных ситуациях, апробированы на примере системы электроснабжения второго центрального технологического комплекса месторождения «Белый тигр» СП «Вьетсовпетро». На основании системных исследований системы электроснабжения ЦТК-2 выбран базовый вариант объ-единения электростанций комплекса в единую электротехническую систему: выполнены расчет и анализ штатных и нештатных рабочих режимов системы, подтвердившие целесообразность объединения генерирующих агрегатов системы и работоспособность системы в установившихся режимах; выполнен расчет и анализ токов коротких замыканий и стойкости электрооборудования системы электроснабжения ЦТК-2, показавший, что объединение гет нерирующих агрегатов на параллельную работу может приводить к большому увеличению токов КЗ, невыполнению условий стойкости оборудования и необходимости его замены, поэтому при реконструкции автономных систем необходимо повысить, запас стойкости оборудования к действию токов КЗ; выполнены расчет и анализ электромеханических переходных процессов в системе электроснабжения ЦТК-2, позволившие выявить, что ограниченная устойчивость системы требует использования быстродействующего автома тического отключения для локализации КЗ в сетях 6 кВ объединенной системы автономного электроснабжения морских стационарных платформ. Рекомендации доведены до инженерных решений и внедрены при реконструкции системы электроснабжения стационарных платформ ЦТК-2 СП «Вьетсовпет-ро».
Обоснованность и достоверность результатов определяется применением апробированных методов математического моделирования электротехнических систем, теории электрических цепей, электрических машин, численных методов решения систем дифференциальных и алгебраических уравнений, теории функций комплексных переменных и подтверждается хорошей сходимостью расчетных и эксплуатационных параметров режимов и процессов действующих систем электроснабжения морских стационарных платформ добычи нефти.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 7-й Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 2007), на Х-й Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 2008), на научных семинарах кафедры теоретической электротехники и электрификации нефтяной и газовой промышленности (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006, 2007, 2008 гг.), на 59-ой межвузовской конференции СНО (г. Москва, 2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 научных работ (в т.ч. одна в издании рекомендованном ВАК РФ). Личный вклад в полученные и опубликованные результаты составляет 55% .
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы. Общий объем работы составляет 168 стр.
Электростанции собственных нужд морских объектов, режимы работы, основные требования
Электростанции собственных нужд (ЭСН) широко используются для электроснабжения удаленных объектов нефтяной и газовой промышленности. При анализе требований, предъявляемых к ЭСН и системам электроснабжения с автономными источниками, использовались положения международных, государственных (Российских) и отраслевых (корпоративных) стандартов /1-20/. На ЭСН применяются газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используются в качестве основных, резервных и аварийных источников электроснабжения /21/. Применение электростанций в выше указанных режимах определяет условия их эксплуатации и основные требования. В качестве примера в табл. 1.2 приведены условия и основные требования к электростанциям (электроагрегатам), работающим в режимах основного, резервного или аварийного источников.
Основной источник электроэнергии - электроагрегат (электростанция), от которого осуществляется электроснабжение приемников электрической энергии в нормальном режиме работы.
Резервный источник электроэнергии - электроагрегат (электростанция), включаемый на нагрузку при отключении, перегрузке или выходе из строя основного источника электрической энергии.
Аварийный источник электроэнергии - электроагрегат (электростанция), включаемый на нагрузку при отключении основного и резервного источников, предназначен для питания потребителей 1 категории, включая особую группу потребителей, предназначенных для безаварийного останова технологического процесса.
Ниже приведены основные требования к приводным двигателям и генераторам электроагрегатов, требования к главной схеме и системе управления электростанцией с учетом возможности параллельной работы электроагрегатов. Основные требования к приводным двигателям электроагрегатов:
двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генераторов с энергосистемой любой мощности и с агрегатами аналогичных типов;
запуск газотурбинного двигателя (ГТД) должен осуществляться с помощью электростартера, пускового дизеля или турбодетандера, работающего на газе, сжатом воздухе или другим способом. Запуск двигателя внутреннего сгорания (ДВС) должен осуществляться электростартером или сжатым воздухом;
регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивую работу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения от 98 до 101% номинальной. На холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулирования частоты вращения от 90 до 105% номинальной с главного щита управления или по месту;
степень статической неравномерности регулирования частоты вращения двигателя должна быть в пределах 4+0,2 % с возможностью регулирования статизма на месте эксплуатации от 4 до 0%;
регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считается устойчивым, если: а) значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,4% номинальной частоты вращения генератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке; б) значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования частоты и управления подачей топлива, не приводит к изменению мощности генератора свыше 8% номинальной при работе параллельно с другими агрегатами на общую сеть при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке; должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельной работе в следующих режимах: а) при работе в стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до 1,2 номинальной мощности для ГТУ и 1,1 номинальной мощности для ДВС; б) при мгновенных сбросах и набросах нагрузки равной номинальной для ДВС, при этом допускается отклонение частоты вращения до +7,5 % от номинальной. Время восстановления частоты с точностью +0,5 % должно составлять не более 5с. Мгновенный сброс 100% нагрузки не должен приводить к остановке газовой турбины;
в схеме регулирования турбины должно быть предусмотрено устройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлический преобразователь), действующее по факту аварии в главной электрической схеме электростанции (КЗ, внезапное отключение нагрузки и пр.) на кратковременное закрытие регулирующих клапанов с их последующим открытием (после окончания импульса) до прежнего значения;
автомат безопасности должен отключать ГТУ при повышении частоты вращения на 10-15% выше номинальной. Основные требования к генераторам:
генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную ра- ;--боту с энергосистемой любой мощности, генераторами аналогичных и разных серий, а также работу на автономную нагрузку;
Выбор программного обеспечения для расчета режимов и процессов промышленных электротехнических систем
Программное обеспечение для расчета установившихся рабочих режимов и процессов в электроэнергетических системах и системах электроснабжения предприятий развивается весьма активно, что обусловлено развитием средств вычисления и потребностями электроэнергетики.
Существующее программное обеспечение (ПО) не может быть унифицированным, поскольку ориентировано на расчеты различных объектов и классов решаемых задач.
По объектам моделирования ПО можно разделить на программы для расчет электроэнергетических систем (ЭЭС) и для расчета систем промышленного электроснабжения (СЭС ПП).
По классам задач ПО можно разделить на программы расчета установившихся режимов (УР) и программы для расчета электромеханических переходных процессов (ПП) исследуемых систем. Программы расчета УР решают только один класс задач - компьютерного моделирования установившихся режимов. Программы расчета ПП решают оба класса задач, как расчета переходных процессов, так и расчета установившихся режимов, оборотной стороной этого преимущества является значительно большее время счета. Общей характеристикой рассматриваемого ПО является ограничение на сложность моделируемой системы, определяемой числом ее узлов и ветвей.
Адекватность расчетов зависит от полноты и точности математических моделей электрооборудования, заложенных в основу ПО, которая в первую очередь характеризуется учетом электромагнитных процессов в электрических машинах (асинхронных - АД и синхронных - СМ), а так же степенью детализации автоматики систем.
Немаловажной характеристикой ПО является его быстродействие и возможность, компьютерного моделирования ситуаций в единой расчетной схеме без создания промежуточных файлов.
Удобство интерфейса ПО определят возможность его использования не только для научных исследований, но и широкого применения промышленными электроэнергетиками.
Исходя из изложенного в таблице 2.1 представлены характеристики известных отечественных и зарубежных программных комплексов, применяемых для решения задач электроэнергетики.
Исходя из представленного анализа ПО и возможности его использования, дальнейшие расчеты выполнены с использованием прошедшего государственную регистрацию программного комплекса SAD /37/, основные алгоритмы которого изложены в предыдущих параграфах.
С помощью программного комплекса SAD могут решаться следующие основные классы задач:
Расчет рабочих режимов систем внутреннего электроснабжения;
Расчет границы статической устойчивости электротехнической системы предприятия при симметричных и несимметричных внешних возмущениях;
Расчет границы динамической устойчивости электротехнической системы при симметричных и несимметричных внешних возмущениях;
Расчет запаса устойчивости электротехнической системы при внутренних возмущениях;
Расчет токов короткого замыкания при внутренних возмущениях;
Анализ работы электрических и технологических защит при аварийных режимах работы;
Расчет послеаварийных режимов, в том числе, процессов автоматического повторного пуска и самозапуска;
Оптимизация программы автоматического повторного пуска.
Программный комплекс SAD включает в себя следующие блоки:
ELEC - программа расчета режимов системы внутреннего электроснабжения и переходных процессов при симметричных внешних и внутренних возмущениях;
ELEN - программа расчета переходных процессов при несимметричных внешних возмущениях в координатах прямой и обратной последовательности напряжений и токов;
ELET - программа расчета переходных процессов при несимметричных внешних возмущениях в координатах линейных (фазных) значений токов и напряжений; ELETP - программа расчета переходных процессов при несимметричных внешних возмущениях в координатах линейных (фазных) значений то ков и напряжений с возможностью программирования режимов счета;
ELER - программа-редактор файлов исходных данных;
ELED - программа-редактор файлов данных по двигателям;
d6v, g6v2, mvl, sys — файлы данных по электродвигателям, генераторам, рабочим механизмам и системам электроснабжения (названия файлов условны).
Программный комплекс требует следующего аппаратного обеспечения: IBM - совместимый компьютер версии не ниже 486; не менее 2 Мбайт свободного пространства на винчестере; не менее 1 Мбайт свободной оперативной памяти; программный комплекс работает как под DOS так и под WINDOWS. Данный комплекс отличается высоким быстродействием, не требует значительных объемов памяти и достаточно универсален. Комплекс прошел длительную апробацию, показавшую высокую степень соответствия расчетных параметров рабочих и аварийных режимов работы электротехнических систем промышленных предприятий их реальным значениям. Комплекс использовался для расчета режимов и разработки рекомендаций по повышению устойчивости электротехнических систем таких предприятий, как Астраханский газоперерабатывающий завод, Сургутский завод стабилизации конденсата и других. С использованием программы-редактор ELER были подготовлены файлы данных, необходимые для расчета режимов и процессов электротехнических систем ЦТК-2 (см. главу 1) СП «Вьетсовпетро».
Расчет и анализ пуска крупньк электроприводов в объединенной системе электроснабжения ЦТК-2
Трехфазные короткие замыкания представляют собой наиболее тяжелый случай сильных внутренних возмущений в электротехнических системах. Расчет токов трехфазных коротких замыканий (КЗ) проводится с целью получения всех стандартных характеристик токов КЗ. Расчет проводился посредством программного комплекса SAD. Расчетом определяются следующие параметры токов КЗ:
- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания;
- динамика изменения периодической составляющей во времени;
- ударный коэффициент;
- параметры, необходимые для определения коэффициента затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Знание перечисленных параметров позволяет легко определить значение тока короткого замыкания в любой произвольный момент времени.
При расчетах токов трехфазных КЗ принимаются следующие исходные допущения:
1. Начальный режим работы объединенной электротехнической системы принимается соответствующим максимальному расчетному режиму.
2. На момент начала КЗ никаких переходных процессов в системе не происходит, режим работы стабильный.
3. В расчетах учитываются сверхпереходные ЭДС генераторов Центрального технологического комплекса (ЦТК) — 2 , включающего в свой состав следующие платформы: ЦКП, ППД, ЦТП-2.
4. Генераторы ЦТК-3 электрически достаточно удалены от расчетных точек возмущения. В связи с этим для учета составляющей тока короткого замыкания со стороны электростанции названного комплекса, в расчетах используются переходные параметры данных генераторов.
101
5. Значения переходных и сверхпереходных ЭДС рассчитываются по стандартным методикам на основании реальных расчетных параметров режима, предшествовавшего короткому замыканию.
6. В расчетах учитываются реальные расчетные начальные фазы ЭДС всех генераторов, обусловленные предаварийным режимом; при этом за базовый узел принимаются эквивалентные шины 6 кВ ЦТК-3.
7. При выполнении расчетов учитывается действие регуляторов возбуждения генераторов (АРН) и регуляторов скорости первичных двигателей (турбин) со своими постоянными времени.
8. Все параметры генераторов принимаются согласно Information for optimization power system.
9. В расчетах учитываются активные и реактивные сопротивления всех элементов системы электроснабжения, независимо от расчетного уровня напряжения в точке КЗ.
10. В расчетах учитываются изменения начальных фаз ЭДС генераторов, обусловленные их динамическими режимами.
11. Подпитка точки короткого замыкания асинхронными двигателями, находящимися в режиме выбега, не учитывается.
12. В качестве расчетного времени воздействия токов короткого замыкания принята величина, равная 0,15 с, как время гарантировано достаточное для ликвидации аварии быстродействующими защитами. Результаты расчетов токов трехфазных КЗ служат основанием для оцен ки уставок токовых защит, термической и динамической устойчивости ос новных элементов объединенной электротехнической системы. Расчет токов короткого замыкания произведен для уровней напряжения 6 и 0,4 кВ. Для уровня 6 кВ в качестве характерных точек выбраны основные узлы системы электроснабжения:
- шины 6 кВ платформы ППД, узел 2 схемы замещения;
- левая секция шин 6 кВ ЦКП, узел 22 схемы замещения;
- правая секция шин 6 кВ ЦКП, узел 41 схемы замещения;
- левая секция шин 6 кВ ЦТП-2, узел 53 схемы замещения;
- правая секция шин 6 кВ ЦТП-2, узел 121 схемы замещения. Параметры токов КЗ в выбранных точках полностью определяют параметры коротких замыканий на всех отходящих линиях.
Для короткого замыкания на шинах 6 кВ платформы ППД расчетом определены следующие значения параметров короткого замыкания:
1. Начальное значение периодической составляющей 14,94 кА;
2. Ударный коэффициент 1,749;
3. Значение периодической составляющей при t = 0,15 с 8,36 кА.
Рассматриваемая точка является электрически наиболее близкой к источникам электроснабжения. Параметры короткого замыкания для этой точки характеризуют наиболее тяжелую аварийную ситуацию. Характер изменения периодических составляющих тока короткого замыкания и напряжения на рассматриваемых шинах во времени показан на рис. 3.5. Изменение периодической составляющей тока генераторов обусловлено изменением во времени их сверхпереходных и переходных параметров. Практическое постоянство составляющей тока КЗ от шин ЦТК-3 обусловлено большим значением переходной постоянной времени, тенденции изменения этой составляющей просто не успевают проявиться. Изменение результирующего тока короткого замыкания обусловлено как затуханием его апериодической составляющей, так и изменением периодических составляющих от токов генераторов.
Для короткого замыкания на левой секции шин 6 кВ ЦКП расчетом определены следующие значения параметров короткого замыкания:
1. Начальное значение периодической составляющей 14,29 кА;
2. Ударный коэффициент 1,740;
3. Значение периодической составляющей при t = 0,15 с 8,12 кА.
Для короткого замыкания на правой секции шин 6 кВ ЦКП расчетом определены следующие значения параметров короткого замыкания:
Характеристики неоднородности электротехнических систем с автономными источниками
Как отмечено выше, в процессе функционирования автономная электротехническая система подвергается малым и большим воздействиям, таким как небольшие изменения нагрузок, коммутация элементов схемы, изменения генераций активной и реактивной мощности вследствие воздействия автоматики, а также короткие замыкания, сбросы и набросы больших нагрузок, работа защит и противоаварийной автоматики. Электротехническая система реагирует на воздействия изменением параметров режима — модулей и фаз напряжений, перетоков мощностей и токов в ее элементах, скоростей вращения синхронных и асинхронных машин. Состав и величина этих изменений зависят как от вида и силы возмущений, так и от свойств самой ЭТС — топологии схемы и ее параметров, законов регулирования и характеристик регуляторов, динамических характеристик элементов системы. Для обеспечения надежности, качества и экономичности управления ЭТС важно знать чувствительность параметров ее режима к возмущениям, уметь определять значимость тех или других реакций, выделять группы элементов, реакции которых на возмущения похожи, согласованы, когерентны.
Элементы схемы системы, параметры режима которых в большей степени изменяются при случайных изменениях в топологии схемы сети и нагрузок называют сенсорными IAAI. Наличие явно выраженных сенсоров свидетельствует о неоднородности электротехнической системы и определяется во многом схемой системы и ее параметрами, причем в принципе можно выделить такие элементы ЭТС, изменение параметров которых в наибольшей степени влияет на величину реакции системы на возмущения. Именно с помощью этих параметров можно быстрее всего улучшить (или ухудшить) свойства ЭТС. Такие элементы называются слабыми местами /45/.
Реакция ЭТС на возмущение после относительно быстрого затухания электромагнитных процессов наиболее информативно определяется движениями (изменениями во времени углов роторов) синхронных машин (в первую очередь, генераторов), которые отражают опережение или отставание роторов по отношению к некоторой точке отсчета. Значения взаимных углов наиболее важны, чем значения абсолютных, — так как именно изменением взаимных углов определяется динамическая устойчивость или неустойчивость движения ЭЭС в результате возмущения. Если в течение переходного процесса взаимный угол двух генераторов почти не изменяется, то такие генераторы называют когерентными, в противном случае — некогерентными. Отметим, что идеальная когерентность в переходном процессе практически недостижима, поэтому целесообразнее использовать понятие степени когерентности двух генераторов. Вследствие неоднородности ЭЭС эти показатели, в общем, всегда различны для генераторов разных пар (степени сходства движений для разных генераторов разные).
Реакция ЭТС на возмущение может быть оценена через изменение когерентности машин в парах скорее, чем по абсолютным значениям их углов, скольжений и т.п. Пара машин, ставшая в результате возмущения наименее когерентной, очевидно, является наиболее сенсорной (чувствительной) к данному возмущению. Электрическая связь между машинами этой пары оказывается, таким образом, самой слабой.
Таким образом, неоднородности ЭЭС проявляются в переходных процессах в виде различной степени когерентности движения генераторов, а способом исследования неоднородностей является идентификация групп в большей или меньшей мере когерентных генераторов и различающихся по слабости сечений (связей) между ними.
Понятие когерентности имеет смысл и для установившихся режимов. При этом по аналогии с когерентным движением генераторов в переходном режиме наблюдается сходное изменение взаимных углов генераторов и после переходного процесса в установившемся режиме. Отмеченная аналогия позволила распространить подходы к выявлению когерентности, разработанные первоначально для анализа динамических режимов, на некоторые задачи установившихся режимов автономных ЭТС.
Системы управления (для установившихся режимов) и противоаварйй-ной автоматики (для переходных процессов) могут существенно изменить соотношение неоднородностей электротехнической системы, усиливая одни сечения между группами генераторов и ослабляя другие. В тоже время неоднородности электрической сети имеют, как правило, доминирующее значение. Системы управления в определенной мере искажают соотношение, неоднородностей в электрической сети, однако, как показывает опыт исследования больших электроэнергетических систем, эти искажения не должны ;иметь принципиального характера.
Таким образом, применение аппарата анализа неоднородности, разработанного применительно к большим электроэнергетическим системам, для автономных электротехнических систем вполне оправдано, поскольку позволяет добиться «равнопрочной» сети за счет усиления ее слабых мест, а не за счет избыточности ресурсов в целом по системе..
